1.1. Настоящие ведомственные строительные нормы распространяются на строительство подводных переходов стальных магистральных газопроводов и нефтепродуктопроводов, осуществляемое специализированными организациями с применением подводнотехнических средств при пересечении трубопроводами водных преград (рек, водохранилищ, озер и др.).
Настоящие нормы не распространяются на строительство морских трубопроводов, а также подводных трубопроводов в системах водоснабжения и канализации.
1.2. При строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов, кроме требований проекта и настоящих норм, должны соблюдаться требования СНиП 2.05.06-85, СНиП III-42-80; СНиП 3.02.01-87, СНиП IV -5-84, СНиП 3.01.01-85, СНиП 3.01.03-84, а также стандартов и инструкций, утвержденных или согласованных Госстроем СССР, регламентирующих производство и приемку отдельных видов общестроительных и специальных работ в комплексе строительства магистрального трубопровода. При производстве работ в охранной зоне действующих магистральных трубопроводов работы должны вестись с соблюдением требований «Правил безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов», утвержденных Мингазпромом СССР, и «Инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов» ВСН 51-1-80/Мингазпром.
Проектирование и строительство магистрального трубопровода в условиях болот
Внесены ВНИИСТом и ВСМО «Союзподводтрубопроводстрой»
Утверждены приказом Миннефтегазстроя
от «1» декабря 1988г. № 332
Срок введения в действие
1 января 1989г.
1.3. До начала строительства заказчик (генподрядчик) передает по акту подрядной строительной организации створ подводного перехода, закрепленный геодезическими знаками с необходимым числом реперов за пределами зоны производства земляных работ, и документацию в сроки, необходимые для опережающего строительства подводных переходов.
1.4. Строительная организация должна обеспечить сохранность опорных геодезических знаков на время строительства и передать их заказчику после завершения строительства перехода.
1.5. Перевозку, погрузку, разгрузку и складирование труб, предназначенных для строительства подводных переходов магистральных трубопроводов, следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и ВСН 004-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация».
1.6. Сварочные работы при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов и контроль их качества следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и ВСН 006-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка». ВСН 012-88/Миннефтегазстой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов . Контроль качества и приемка работ»
1.7. Очистку и испытание трубопроводов при строительстве подводных переходов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 42-80 и ВСН 011-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание» и настоящих норм.
Основные объекты и сооружения магистральных газопроводов
1.8. На строительстве подводных переходов рекомендуется использовать трубы в соответствии с проектом, как правило, с заводской изоляцией. В случае поставки неизолированных труб изоляцию трубопроводов следует выполнять, в соответствии с проектом и требованиями ВСН 008-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция».
1.9. При эксплуатации плавучих средств на строительстве подводных переходов необходимо руководствоваться «Правилами плавания по внутренним судоходным путям РСФСР», «Правилами речного регистра», «Правилами технической эксплуатации речного транспорта, утвержденными Минречфлотом СССР, а в охранной зоне действующих подземных переходов ВСН 51-1-80/Мингазпром.
1.10. Длину трубопровода в границах подводно-технических работ определяют с учетом вывода его концов на отметки, удобные для монтажа перехода на пойменных участках.
1.11. Контроль качества отдельных видов работ при строительстве подводного перехода и составление форм исполнительной документации следует осуществлять в соответствие с СНиП III-42-80 и ВСН 012-88/Миннефтегазстрой «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ».
1.12. Строительство переходов через малые водные преграды с глубинами до 1,5 м в межень и шириной не более 30 м осуществляют в общем потоке строительства специализированными бригадами линейных подразделений генподрядчика. Технологию строительства таких переходов (см. разд.6 настоящих ВСН) осуществляют по проекту производства работ, составленному в соответствии с рабочими чертежами и проекту организации строительства с использованием типовых технологических карт на разработку траншей и укладку трубопроводов.
1.13. Буровзрывные работы при строительстве подводных переходов следует выполнять в соответствии с «Едиными правилами безопасности при взрывных работах» утвержденными Госгортехнадзором СССР.
1.14. Требования, приведенные в настоящих ВСН, учитывают существующую практику сооружения подводных переходов строительными организациями Миннефтегазстроя. Настоящие ВСН не исключают применения строительными организациями более эффективных технологий и оборудования при условии, что при этом не увеличиваются затраты на строительство подводных переходов и не снижается их эксплуатационная надежность.
2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
2.1. Основные положения организации строительства подводных переходов являются составной частью проекта организации строительства магистрального трубопровода.
Проект организации подводных земляных работ при строительстве подводного перехода составляют в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87.
Проект организации строительства подводных переходов выполняется проектным институтом по материалам инженерных изысканий и должен учитывать техническую оснащенность строительной организации, передовой опыт и достижения в области подводно-технических работ, применение прогрессивных конструкций и материалов.
2.2. Проект организации строительства подводных переходов магистрального трубопровода в дополнение СНиП 3.01.01-85 должен включать:
календарный план строительства переходов, учитывающий очередность и сроки выполнения подводных земляных работ, согласованные с соответствующими бассейновыми управлениями, органами охраны рыбных запасов, водных ресурсов и с другими организациями; в плане также должны быть указаны сроки рекультивации земель. Календарный план строительства переходов в охранной зоне действующего магистрального трубопровода согласовывают с эксплуатирующей организацией;
план строительно-монтажной площадки с указанием участка отвода земли заказчиком для размещения временных сооружений и отвалов грунта. Территория монтажной площадки должна быть достаточная для размещения сварочных стапелей, спусковых устройств и других сооружений, необходимых для производства работ, связанных со строительством подводного перехода;
транспортную схему доставки грузов и оборудования;
устройство временных причалов с разгрузочными механизмами (если необходима разгрузка барж с трубами и материалами) при строительстве переходов на судоходных реках и водохранилищах;
схемы разработки подводных и береговых траншей (с распределением отвалов грунта), а также способы укладки подводного трубопровода;
ситуационный план перехода с указанием и привязкой к местности основных геодезических знаков;
ведомость объемов работ (для крупных переходов с разбивкой по периодам строительства);
технические решения по охране окружающей среды.
Пояснительная записка к проекту организации строительства должна содержать обоснование методов производства подводных земляных работ и укладки трубопровода (в том числе для работ, выполняемых в зимних условиях) с указанием потребности в основных технических средствах и механизмах.
Указанный в проекте организации строительства способ укладки подводного трубопровода должен быть обоснован расчетом напряженного состояния трубопровода при укладке.
2.3. При строительстве трубопроводов в защитных кожухах способ и технологическую схему укладки трубопровода и кожуха разрабатывают в проекте организации строительства с учетом принятой конструкции опорных устройств трубопровода, сальниковых или других уплотнений.
2.4. До начала работ на переходе строительная организация должна выполнить в соответствии с утвержденным рабочим проектом следующие организационно-технические мероприятия:
заключить договоры с генподрядной и субподрядной организациями;
решить вопросы материально-технического обеспечения (график поставки на объект необходимых материалов и оборудования);
составить проект производства работ на строительство перехода.
2.5. Состав проекта производства работ определяется в соответствии со СНиП 3.01.01-85.
2.6. Проект производства работ определяет технологическую последовательность работ по строительству подводного перехода, которая должна быть отражена в календарном графике строительства перехода.
При разработке проекта производства работ на строительство многониточных переходов следует предусмотреть последовательное выполнение отдельных видов работ (сварка, изоляция и др.) по каждой читке для исключения перерывов в строительство первой и последующих ниток трубопроводов.
Основные производственные операции (по монтажу трубопровода и подготовке подводной траншеи) должны выполняться с таким расчетом, чтобы укладка трубопровода производилась, как правило, сразу после окончания работ по устройству подводной траншеи.
2.7. При строительстве нескольких подводных переходов в одном речном бассейне целесообразно организовать централизованные базы для выполнения сварочно-монтажных, изоляционных и балластировочных работ с последующей доставкой (буксировкой) секций (плетей) трубопровода на строительные площадки.
При транспортировке секций (плетей) трубопровода должны быть приняты необходимые меры для защиты изоляции от повреждения.
2.8. При необходимости строительства подводных переходов в летнее время через реки с широкими залитыми или сильно заболоченными поймами монтажную площадку рекомендуется сооружать методом намыва средствами гидромеханизации.
2.9. Для строительно-монтажных работ на подводном переходе необходимы следующие временные и вспомогательные технологические конструкции и оборудование:
полевая испытательная лаборатория;
склад ГСМ с заправочными пунктами;
укрытия для ремонта техники;
склад материалов открытого хранения (трубы, металл, грузы и др.);
склад материалов закрытого хранения (метизы, изоляционная пленка, обертка, электроматериалы и др.);
механическая мастерская, электростанция;
причалы для плавучих средств и паромная переправа;
площадка для стоянки машин и механизмов;
временное хранилище для ампул с радиоактивными элементами;
объекты санитарно-гигиенического и бытового назначения (душевая, раздевалка, сушилки, прачечная, санузел, медсанчасть).
Состав временных сооружений (в том числе выполняемых в минимальных объемах, необходимых для производства основных работ при строительстве перехода) должен быть определен проектом организации строительства и уточнен проектом производства работ по согласованию с заказчиком.
Для сокращения сроков строительства бытовых, хозяйственных и вспомогательных помещений следует максимально использовать инвентарное оборудование (передвижные дома-вагончики, брандвахты, трубосварочные стенды, сборно-разборные складские и хозяйственные помещения и пр.).
2.10. Все сооружения на строительной площадке должны быть размещены с обязательным соблюдением всех требований санитарного надзора и пожарной безопасности.
2.11. На строительстве переходов через широкие водные преграды между берегами следует предусматривать временную радиотелефонную связь.
2.12. В подготовительный период к строительству строительная организация в соответствии со СНиП 3.01.03-84 должна осуществить следующие мероприятия:
1) принять от генподрядчика (заказчика) трассу (створы) подводного перехода в натуре с закрепляющими знаками. Передача трассы должна быть оформлена актом с приложением плана перехода и ведомости планово-высотного обоснования; реперы и выносные знаки должны иметь абрис относительно характерных пунктов на местности. Ось трассы и углы ее поворотов должны быть закреплены выносными опорными знаками в двух-трех точках за пределами строительной площадки; при этом ось трассы закрепляется на каждой стороне водоема;
2) проверить наличие основных реперов и установить временные на период строительства перехода. При ширине реки до 200 м устанавливают по одному реперу на каждом берегу, более 200 м — не менее двух реперов на каждом берегу. Реперы располагать за пределами разрабатываемых береговых траншей и монтажной площадки;
3) выполнить контрольную нивелировку основных и привязку к ним временных реперов;
4) выполнить нивелировку по створам подводных трубопроводов на переходе с промерами подводного участка трассы;
5) осуществить проверку и разбивку углов поворота и кривых трассы в пределах перехода с выносом закрепляющих знаков за пределы участков работы землеройных механизмов и отвалов грунта;
6) уточнить ширину водоема при расстояниях между урезами воды:
до 200 м — по тонкому тросу между берегами;
более 200 м — с помощью геодезических инструментов с разбивкой берегового базиса;
7) закрепить в натуре все характерные точки проектного профиля в пределах незатопленной части перехода с выносом знаков за пределы производства земляных работ;
8) установить временный водомерный пост о привязкой его к реперу.
2.13. В состав проекта производства работ на строительство переходов через малые водные преграды шириной до 30 м входят:
календарный график работ по строительству переходов на трассе магистрального трубопровода;
привязка к объектам строительства типовых технологических схем по основным видам работ;
краткая пояснительная записка с результатами расчетов и обоснованиями технологических решений.
3. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
3.1. Ширина подводных траншей
3.1.1. Заглубление трубопроводов в дно реки или водоема до проектных отметок следует осуществлять устройством подводной траншеи до укладки трубопровода или после его укладки с применением в последнем случае трубозаглубительных или других специальных механизмов.
3.1.2. Величину заглубления подводных трубопроводов в дно реки или водоема определяют от верха забалластированного трубопровода в соответствии со СНиП 2.05.06-85 и указывают в проекте. Способ разработки подводной траншеи определяет проектная организация и согласовывает его со строительной организацией, соответствующими организациями Минречфлота РСФСР и Минрыбхоза СССР и др.
3.1.3. Ширину подводных траншей по дну в пределах руслового участка определяют из выражения
где DН — наружный диаметр конструкции трубопровода о защитным и балластным покрытием, м;
D P — запас, учитывающий допускаемые отклонения по ширине траншеи (по обе стороны от оси) в процессе ее разработки, м;
D T — запас, учитывающий отклонения продольной оси трубопровода от проектной оси траншеи (в обе стороны) при укладке трубопровода, м;
D J — запас на заносимость траншеи донными наносами со стороны ее верхнего откоса, м.
При совмещенной укладке кабеля связи и трубопровода в одной траншее проектную ширину последней следует увеличить на 0,5 м.
3.1.4. Запас D P учитывающий допускаемые отклонения по ширине траншеи, следует принимать для земснарядов согласно табл. 1 , для канатно-скреперных установок — согласно табл. 2 .
Величина запаса D P (м) при ширине водной преграды, км
Источник: meganorm.ru
Линейная часть магистрального газопровода
Линейная часть магистрального газопровода включает в себя:
непосредственно газопровод с переходами через естественные и искусственные препятствия и крановыми узлами;
узлы приема и запуска поршня;
узлы предотвращения гидратообразования (метанольницы);
систему электрохимической защиты от почвенной коррозии с катодными и дренажными станциями, контрольно-измерительными колонками;
вдольтрассовые линии электропередач;
вдольтрассовые дороги, проезды и подъезды.
Для обеспечения надежного и бесперебойного газоснабжения газопровод построен в двухниточном исполнении. Нитки газопровода связаны между собой технологическими перемычками на крановых узлах. Газопровод имеет резинобитумную и пленочную антикоррозионную изоляцию типа “усиленная”. Активная электрохимическая защита осуществляется станциями катодной защиты, расположенными, в среднем, на расстоянии 5-8 км друг от друга.
Крановые узлы с линейными кранами и перемычками между нитками газопровода (при многониточном газопроводе) расположены через каждые 25-30 км трассы газопровода. Они предназначены для отключения участков магистрального газопровода, а так же для переключения потока газа с одной нитки в другую при производстве аварийных и плановых ремонтных работ. На участках магистральных газопроводов, обслуживаемых Полторацким ЛПУМГ, имеется порядка 77 крановых узлов. Линейные краны приводятся в действие с помощью пневмогидравлического или ручного привода.
Станции катодной защиты предназначены для защиты газопроводов и других металлических сооружений магистрального газопровода от почвенной коррозии. Они представляют собой устройства, состоящие из источника постоянного тока или преобразователя подводимого к ним переменного тока в постоянный, контрольно-измерительной колонки, анодных заземлителей и соединительных кабелей.
Анодные заземлители могут быть глубинными и горизонтальными. В качестве горизонтальных анодных заземлителей используются трубы длиной до 30 м и диаметром 300-500 мм. Глубинный анодный заземлитель представляет собой трубу диаметром 219 мм, опущенную в скважину глубиной 25-50 м. Для наиболее оптимального растекания потенциала, заземлители располагаются на расстоянии 350-500 м от магистрального трубопровода.
Катодный кабель подсоединяется непосредственно к трубопроводу, анодный – к анодным заземлителям. Создаваемый на трубе потенциал составляет от – 0,9 до – 1,5 В, чем и обеспечивается защита трубопровода от коррозии. Питание станций осуществляется от вдольтрассовой ЛЭП.
Техническое состояние станции катодной защиты на всей протяженности линейной части газопровода удовлетворительное.
Вдольтрассовая ЛЭП служит для снабжения электроэнергией станций катодной защиты, линейной телемеханики и крановых узлов МГ. На магистральных газопроводах Полторацкого ЛПУМГ применяется ЛЭП 6 кВ и 10 кВ.
Вдольтрассовые дороги служат для обеспечения и плановых и аварийных ремонтных работ.
Узлы предотвращения гидратообразования (метанольницы) монтируются на газопроводе перед участком возможного образования гидратных пробок, то есть – на крановых узлах.
Эти узлы представляют собой емкости объемом от 2 до 10 м 3 , в которых хранится метанол-яд (метиловый спирт). Метанольница соединяется с газопроводом трубной обвязкой сверху и снизу через запорные краны. В случае обнаружения места гидратообразования метанол заливается в трубопроводы МГ. При соприкосновении с гидратной пробкой, под воздействием метанола лед тает и потоком газа уносится до ближайшего конденсатосборника или газоочистительной установки.
В связи с тем, что транспортируемый природный газ является смесью с воздухом и легко воспламеняется и взрывоопасен то магистральные газопроводы Полторацкого ЛПУМГ представляют определенную потенциальную опасность для окружающей среды, прилегающих к магистралям промышленных объектов и населенных пунктов, в случае возникновения чрезвычайной ситуации техногенного или природного характера.
2.3 Линейная часть магистрального газопровода Линейная часть магистрального газопровода включает в себя: непосредственно газопровод с переходами через естественные и искусственные препятствия
Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов
Состав сооружений магистральных нефтепроводов
В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели ( рис. 5.2).
Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи.
Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.
На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.
В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.
Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм – 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза.
Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.
В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.
МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов Состав сооружений магистральных нефтепроводов В состав магистральных нефтепроводов (МН) входят: линейные сооружения, головные и
Магистральные газопроводы
1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ
1.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов
1.2 Состав сооружений магистрального газопровода
1.3 Требования к трубам и материалам
1.4 Правила эксплуатации линейной части
1.5 Дефекты трубопроводных конструкций и причины их возникновения
1.6 Подготовка трубопровода к пропуску дефектоскопа
1.7 Метод магнитной дефектоскопии
1.8 Анализ результатов контроля
1.9 Виды инструктажей
1.10 Техника безопасности при эксплуатации газопровода
1.11 Характеристика факторов техногенного воздействия при эксплуатации газопроводов
1.12 Мониторинг окружающей среды
1.13 Экологический контроль на объекте
2. Аварийные ситуации на магистральных газопроводах
2.1 Классификация чрезвычайных ситуаций
2.2 Аварии и их характеристики
2.3 Причины возникновения аварий на магистральных газопроводах
2.4 Причины роста числа аварий на объектах нефтегазового профиля
3. Методика анализа риска
3.1 Существующие методы анализа риска
3.2 Идентификация опасностей
3.3 Оценка риска: анализ частоты аварий
3.4 Оценка риска: анализ возможных последствий аварий
4. Ситуационный подход к управлению безопасностью потенциально опасных производственных объектов
4.1 Принципы ситуационного управления
4.2 Функции и структура системы ситуационного управления
Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Подземные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, в США некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.
Как правило, большинство дефектов на трубопроводах появляются в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера которых связаны с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие трубопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность трубопровода. Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилие специализированных научно-исследовательских и проектных организаций направлено на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.
Деятельность человека в любой сфере всегда связана с риском. Он может быть меньшим или большим, но избежать его невозможно. Одним из основных мотивов жизнедеятельности человека является безопасность, которая в условиях неопределенности, охватывающей все стороны жизни человека, неизбежно связана с риском. Риск – это сочетание частоты (вероятности) и последствий определенного опасного события.
Риск – явление, которое имеет множество не совпадающих, иногда противоречивых реальных оснований.
Таким образом, рискованная ситуация связана с процессами, которым сопутствуют: наличие неопределенности, необходимость выбора альтернативы, возможность оценить вероятность выбираемых альтернатив.
Действующие магистральные и внутрипромысловые нефтегазопродуктопроводы представляют собой сложные технические системы, обладающие мощным энергетическим потенциалом и охватывающие 35% территории страны, на которой проживает 60% ее населения.
Строительство и эксплуатация магистральных газопроводов приводит к губительным геоэкологическим последствиям.
Источники воздействия: объекты, по которым транспортируется природный газ; землеройная, грузоподъемная, транспортная техника, применяемая при строительстве, эксплуатации и техническом обслуживании трубопроводов.
Виды воздействия: химическое загрязнение воздуха; термическое (при возгорании газа); ударная волна при взрыве газа; разрушение природных ландшафтов.
Наиболее чувствительный экологический ущерб наносится в результате аварий на магистральных трубопроводах. При разрушении магистрального газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. При возгорании газа механическое и бризантное воздействие сопровождается термическим воздействием с соответствующим синергетическим поражением территорий радиусом до 540 м от очага аварии. Отмечается разлет фрагментов трубопровода на 480 м .
Обеспечение надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов является важнейшей задачей обществ, эксплуатирующих газотранспортные системы. От этого во многом зависит нормальная деятельность производственного персонала, жителей населенных пунктов, а также экологическая безопасность функционирования газовых магистралей
1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ
1.1 Назначение и классификация магистральных газопроводов
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II – рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.
По характеру линейной части различают газопроводы:
-магистральные, которые могут быть однониточными простыми (с одинаковым диаметром от головных сооружений до конечной газораспределительной станции) и телескопическими (с различным диаметром труб по трассе), а также многониточными, когда параллельно основной нитке проложены вторая, третья и последующие нитки;
-кольцевые, сооружаемые вокруг крупных городов для увеличения надежности снабжения газом и равномерной подачи газа, а также для объединения магистральных газопроводов в Единую газотранспортную систему страны.
Магистральные газопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величин испытательного давления, приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Категории магистральных трубопроводов и их участков (СН и П 2.05.06-85*, стр.3, табл.1)
трубопровода и его участка
Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его
На прочность, устойчивость и деформативность, m
На наиболее сложных (болота, водные преграды и т.д.) и ответственных участках трассы категория магистральных газопроводов повышается. Например, для участков подключения компрессорных станций, узлов пуска и приема очистных устройств, переходов через водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более СНиП устанавливает категорию I.
К категории В относятся газопроводы, сооружаемые внутри зданий и на территориях компрессорных станций и газораспределительных станций. При проектировании допускается категорию отдельных участков газопроводов повышать на одну категорию, против установленной СНиПом, при соответствующем обосновании.
К категориям магистральных газопроводов и их участкам в зависимости от коэффициента условий работы при расчете на прочность предъявляются определенные требования в части контроля сварных соединений физическими методами и предварительного испытания Рисп.
1.2 Состав сооружений магистрального газопровода
В соответствии со СНиП к магистральным газопроводам относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа, предназначенные для транспортировки:
природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов добычи (от головных компрессорных станций (КС) до газораспределительных станций (ГРС)) городов и населенных пунктов;
сжиженных углеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 45 °С с мест производства (заводов) до мест потребления (перевалочные базы, пункты налива, промышленные и сельскохозяйственные предприятия, порты, ГРС, пусковые базы);
товарной продукции в пределах головных и промежуточных КС, станций подземного хранения газа, ГРС, замерных пунктов.
Аналогично определяют магистральные водо-, конденсато- и аммиакопроводы.
В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземные объекты (рисунок 1).
Рисунок 1 – Схема магистрального газопровода:
1 – газовая скважина со «шлейфом»; 2 – газосборный пункт; 3 – газопромысловый коллектор; 4 – головные сооружения; 5 – ГКС; 6 – магистральный газопровод; 7 – запорная арматура; 8 – промежуточная КС; 9, 11, 13 – переходы соответственно через малую преграду, дорогу и крупную водную преграду; 10 – линия связи; 12 – аварийный запас труб; 14 – вдольтрассовая дорога с подъездами; 15, 26 – ГРС; 16 – отвод от газопровода; 17 – защитное сооружение; 18 – система ЭХЗ; 19 – ЛЭП; 20 – ПХГ; 21 – КС ПХГ; 22 – водосборник; 23 – дом линейного ремонтера-связиста; 24 – лупинг; 25 – вертолетная площадка; 27 – ГРП; 28 – городские газовые сети
На промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам («шлейфам») поступает на газосборные пункты, где осуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. От газосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по нему на головные сооружения (установку комплексной подготовки газа – УКПГ), где проводят его очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной кондиции.
На головной КС газ компримируется до номинального рабочего давления (как правило, до 7,5 МПа). Затем он поступает в линейную часть магистрального газопровода.
К линейной части магистрального газопровода относят собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками и другими узлами, системой электрохимической защиты; лупинги, аварийный запас труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.
В состав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и газораспределительные пункты (ГРП). Основные сооружения КС – компрессорная станция, ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС часто представляют собой единый площадочный комплекс. КС отстоят друг от друга на расстоянии примерно 125 км.
Газ, поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается, редуцируется (до 1,2 МПа), одоризуется, замеряется и распределяется по трубопроводам отдельных потребителей или групп их.
Подземные хранилища газа (с КС или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них накапливается, а зимой подается потребителям). Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности.
1.3 Требования к трубам и материалам
Для строительства магистральных газопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямо шовные, спиральные и другие специальные конструкции, изготовленные из:
– спокойных и полуспокойных углеродистых, реже легированных сталей диаметром 50 миллиметров включительно;
спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 миллиметров;
низколегированных сталей в термически или термодинамически упрочнённом состоянии для труб диаметром до 1420 миллиметров;
Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ8731–87, ГОСТ8732–87, ГОСТ8734–75, группы В. При соответствующем технико-экономическом обосновании можно использовать по ГОСТ9567–75. Трубы стальные электросварные диаметром до 800 миллиметров по ГОСТ20295–85. Для труб диаметром свыше 800 миллиметров по техническим условиям, утверждённым в установленном порядке с выполнением при заказе и приёмке труб требований, перечисленных ниже.
Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяжённости и глубины не допускаются. Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб не должны превышать величин, приведённых в ГОСТах, а для труб диаметром свыше 800 миллиметров не должны превышать плюс минус 2 миллиметра.
Овальность концов труб, то есть отношение разности между наибольшими и наименьшими диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру, не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 миллиметров и более не должна превышать 0,8%.
Кривизна труб не должна превышать 1,5 миллиметров на 1 метр длины, а общая кривизна не более 0,2% длины трубы.
Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 – 11,6 метров.
Трубы диаметром 1020 миллиметров и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100% контроль физическими неразрушающими методами.
Отношение предела текучести к временному сопротивлению (то есть пределу прочности) и относительное удлинение металла труб должны удовлетворять требования СНиП.
Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки (в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной само защитной порошковой проволокой), а также электроконтактной сваркой – оплавлением.
Сталь труб должна хорошо свариваться.
Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирование) должно быть не более 102%.
В металле труб не допускается наличие трещин, плён, закатов, а также расслоений длиной более 80 миллиметров в любом направлении. Расслоение любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 миллиметров от торца не допускается.
Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщины стенки труб после зачистки не выходят за пределы допусков на толщину стенки.
Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжек, осевой рыхлости и других дефектов в формировании шва. Усиление наружного шва для труб с толщиной стенки до 10 миллиметров должно находиться в пределах 0,5 – 2,5 миллиметров, а более 10 миллиметров 0,5 – 3 миллиметров. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 миллиметров.
Смещение наружного и внутреннего слоёв заводского сварного шва не должно превышать 20% толщины стенки при толщине до 16 миллиметров и 15% более 16 миллиметров.
Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь раздел покромок под сварку. Форма разделки покромок определяется техническими условиями.
Косина реза торцов труб должна быть не более 2 миллиметров.
Каждая труба должна проходить на заводах изготовителях испытания гидростатическим давлением.
Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими не разрушающимися методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест расшифровкой просвечиванием).
1.4 Правила эксплуатации линейной части
Линейная часть магистрального газопровода — наиболее фондоемкое сооружение. Состоянием линейной части во многом определяется надежность газоснабжения потребителей. В связи с тем, что объекты линейной части газопровода рассредоточены на сотни и тысячи километров, значительно усложняется их эксплуатация. Для поддержания необходимого уровня технического состояния объектов линейной части газопровода, требуется квалифицированное и своевременное проведение профилактических и ремонтных работ. Для этого в структуре производственного газотранспортного объединения предусмотрены соответствующие отделы и подразделения.
Производственное газотранспортное объединение осуществляет эксплуатацию одного или нескольких магистральных газопроводов. Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе объединения создаются линейные производственные управления (ЛПУМГ), в которых непосредственным обслуживанием линейной части занимаются линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС). Руководство организацией эксплуатации линейной части в объединении осуществляет главный инженер через производственно-технический отдел (ПТО) по эксплуатации магистральных газопроводов, на который возложены следующие основные обязанности:
– проведение единой технической политики в области эксплуатации газопровода,
– разработка планов организационно-технических мероприятий по эксплуатации линейной части и планов проведения особо сложных огневых работ,
– составление планов и инструкций на переиспытание участков магистральных газопроводов,
– разработка планов внедрения новой техники,
– прием исполнительной документации от подрядно-строительных организаций на вновь вводимые и отремонтированные участки газопроводов, средств защиты.
Кроме того, отдел координирует работу ЛПУМГ объединения в части проведения всех работ на подведомственных ему объектах, следит за ходом выполнения организационно-технических мероприятий по линейной части по всему объединению, ведет и предоставляет в вышестоящие инстанции все виды отчетности по своей деятельности.
Эксплуатацию линейной части магистральных газопроводов на местах осуществляют линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС), которые непосредственно подчинены заместителю начальника ЛПУМГ и включают в себя аварийную и линейную бригады, группы электрохимзащиты, автотранспорта, энерговодоснабжения и ГРС.
На службу ЛЭС возлагаются следующие обязанности:
обеспечивать бесперебойную транспортировку газа на обслуживаемых участках газопроводов и отводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием; выполнять необходимые ремонтные работы и профилактические мероприятия, обеспечивающие долговечность и надежность газопровода, обеспечивать бесперебойную работу ГРС;
периодически осматривать газопроводы и сооружения на них для выявления и ликвидации утечек газа, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охранной зоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зоне газопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерять давление газа на линейных кранах, продувать конденсатосборники и т. п.;
ликвидировать аварии и неисправности на линейной части газопровода, ГРС, КС;
участвовать в проведении капитальных ремонтов магистрального газопровода;
осуществлять своевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проводить мероприятия по предотвращению эрозионного размыва грунтов;
осуществлять ремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетей жилых поселков и аварийной техники;
проводить врезки в магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых потребителей газа, реконструкцию узлов переключения, монтаж перемычек;
осуществлять контроль над состоянием переходов через естественные и искусственные преграды и обеспечивать их надежную работу;
осуществлять контроль над тепловым режимом грунтов основания и охранной зоны газопровода в районах распространения вечномерзлых грунтов;
содержать охранную зону, оборудование и предупредительные знаки по трассе газопровода и ГРС в состоянии, предусмотренным «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов», СНиП и санитарными нормами промышленных объектов;
оформлять в установленном порядке документацию на выполненные ремонтные работы и ликвидированные аварии;
содержать аварийную технику в исправном состоянии и укомплектованной, согласно утвержденному перечню оснащения;
обеспечивать своевременную заливку метанола в газопровод и коммуникации ГРС для исключения в них гидратообразования;
проводить подготовку газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимней эксплуатации и паводку;
выполнять работы, предусмотренные организационно-техническими мероприятиями;
не менее одного раза в квартал проводить аварийно-тренировочные выезды для проверки готовности аварийной техники и бригады к выполнению работ по ликвидации возможной аварии;
осуществлять технический надзор и принимать непосредственное участие в продувках и испытаниях вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов;
разрабатывать планы проведения огневых работ;
совместно с диспетчерской службой контролировать гидравлическое состояние и очищать внутреннюю полость газопроводов;
обеспечивать защиту от коррозии подземных металлических сооружений магистральных газопроводов, а также защиту от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.
В зависимости от структуры и состава ЛЭС в нее может включаться группа энерговодоснабжения, на которую возлагается обязанность по обслуживанию и ремонту средств энерговодоснабжения ГРС, домов обходчиков, ремонтно-эксплуатационных пунктов (РЭП). Численность персонала ЛЭС устанавливается на основании действующих нормативов в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемого участка, наличия машин и механизмов.
Линейный мастер осуществляет руководство аварийной и линейной бригадами. Линейная бригада осуществляет повседневный контроль за состоянием линейной части магистрального газопровода и выполняет все виды ремонтно-профилактических работ, кроме огневых. Аварийная бригада выполняет все виды огневых работ на линейной части, а также на КС и ГРС.
Старший инженер (инженер) электрохимзащиты (ЭХЗ) руководит группой электромонтеров, в обязанности которой входит своевременное обслуживание и ремонт установок защиты. Старший инженер (инженер) ГРС осуществляет руководство работой операторов ГРС, замерных узлов и операторами-прибористами.
Автотранспортной группой руководит начальник (автомеханик). Ее назначение – обеспечить обслуживание и ремонт автотракторной, землеройной техники, всех основных и вспомогательных механизмов (сварочных агрегатов, передвижных электростанций, компрессорных и водоотливных установок и т. д.). На отдаленных участках, а также в труднодоступных местностях (горы, болота, водные преграды) прохождения трассы газопровода могут организовываться ремонтно-эксплуатационные пункты, которые возглавляются мастером. В их задачу входит проведение профилактических осмотров и ремонтов (без ведения огневых работ) на закрепленном участке газопровода.
Рабочий персонал, обслуживающий линейную часть магистрального газопровода, включает в себя линейных обходчиков, линейных трубопроводчиков, сварщиков, водителей аварийных машин, монтеров ЭХЗ, операторов ГРС. Линейные обходчики, операторы ГРС живут, как правило, вблизи трассы в домах обходчиков и операторов и обслуживают определенные участки трассы и ГРС. За каждым обходчиком закреплены определенные участки газопровода со всеми находящимися на них сооружениями: газопровод, запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, конденсатосборники, метанольницы, редуцирующие колонки, устройства протекторной и дренажной защиты, контрольно-измерительные колонки, линейные сооружения связи, источники электроэнергии и линии электропередач с трансформаторными подстанциями. Каждый линейный трубопроводчик должен уметь обслуживать и управлять закрепленной за ним техникой, строительными механизмами (трубоукладчиком, экскаватором, водоотливной или сварочной установкой, передвижной электростанцией и т. д.). Кроме того, должен знать порядок и ведение ремонтно-восстановительных работ на трассе газопровода, погрузочно-разгрузочных работ, заливки реагентов в газопровод и других работ, предусмотренных должностной инструкцией.
Газотранспортное объединение ежегодно на основании Положения о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов разрабатывает план – график проведения планово-предупредительного ремонта объектов линейной части газопровода, которым предусматривается текущий, средний и капитальный ремонты. Одновременно ПО рассчитывает потребности в материальных и трудовых средствах для каждого вида ремонта.
В периоды между очередными плановыми ремонтами предусматривается проведение межремонтного обслуживания и планового осмотра.
Межремонтное обслуживание включает комплекс профилактических работ по уходу и надзору за оборудованием в период работы между двумя плановыми ремонтами. К ним относятся: надзор за правильной эксплуатацией объектов линейной части магистрального газопровода в соответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, технологическими картами и паспортными данными оборудования. Межремонтное обслуживание линейной части газопровода проводится по утвержденному графику персоналом ЛЭС во время выезда (вылета) на трассу. На участках трассы, где имеются линейные обходчики, выполнение мероприятий по межремонтному обслуживанию возлагаются на них. Выявленные в процессе осмотра дефекты и принятые меры по их устранению фиксируются в технической документации.
Плановый осмотр – комплекс ремонтно-профилактических работ по контролю над техническим состоянием оборудования, выявлению возникающих дефектов и своевременному предупреждению появления неисправностей, связанных с незначительной разборкой. При этом устраняются только те неисправности оборудования, при наличии которых нельзя его нормально эксплуатировать до ближайшего ремонта. Плановый осмотр включает в себя все элементы межремонтного обслуживания и регулярно проводится бригадами ЛЭС. По результатам осмотров составляются дефектные ведомости для текущих, средних и капитальных ремонтов и предусматриваются работы в ежегодных планах организационно-технических мероприятиях по устранению выявленных неисправностей. Плановые осмотры совмещаются с работами по межремонтному обслуживанию.
Содержание и сроки проведения межремонтного обслуживания и плановых осмотров регламентируются Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Указанные в нем сроки проведения профилактических работ могут корректироваться с учетом конкретных местных условий.
Тип: Реферат; Size: 1.19 Mb.; Ситуационный подход к управлению безопасностью потенциально опасных производственных объектов
Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов
Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов
УДК 622.691.4.01:539.4 О.В. Харионовский, ЗАО «Промгазинжиниринг»
В настоящее время одной из основных задач при анализе надежности линейной части магистральных газопроводов является диагностика технического состояния наиболее сложных в эксплуатации объектов, а именно: подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги, крановых узлов, технологических перемычек между газопроводами и пересечений газопроводов.
Актуальность диагностики технического состояния данных объектов связана, прежде всего, с длительными сроками их эксплуатации, в ряде случаев превышающими проектный срок службы газопровода. При сроках эксплуатации более 30 лет переменные нагрузки, связанные с изменением режима транспортировки газа, природно-климатическими воздействиями, колебаниями газа и другими факторами, прежде всего, в зонах концентрации напряжений, приводят к образованию трещин [1], последующее развитие которых может вызвать отказ. Кроме того, указанные объекты работают в условиях сложного напряженного состояния, по сравнению с прямолинейными участками, что предъявляет повышенные требования к диагностическим системам.
Рисунок 1 – Структурная схема автономной системы комплексного диагностического мониторинга
где σmax – максимальные напряжения в зоне расположения дефекта; σв – временное сопротивление материала.
Максимальные напряжения вычисляют по формуле
где kσ – коэффициент концентрации напряжений; σкц – кольцевые напряжения в стенке трубы, вычисляемые по формуле
σкц = (p · Dн – 2δ)/ 2δ.
Коэффициент концентрации напряжений вычисляют по формуле
kσ = (δ/( δ-d)) ∙β = β/(1-ε).
Величина коэффициента находится в диапазоне от 1-ε до 1; d – глубина дефекта, δ – толщина стенки трубопровода.
Для применения этой методики необходимо знать глубину дефекта и при известных давлении газа, диаметре и толщине оценивать максимальные напряжения, для чего и предназначена АСКДМ.
Удаленный терминал, обеспечивающий прием, накопление и обработку информации, ее визуализацию, формирование сигналов опасности по значениям и трендам параметров, передачу команд для изменения режимов работы одной или нескольких автономных подсистем. Удаленный терминал представляет собой комплект вычислительной техники с подключенным модемом для приема данных, передачи команд через спутниковую сеть и периферийных устройств для хранения и отображения информации. Конфигурация удаленного терминала определяется количеством обслуживаемых автономных подсистем, количеством собираемых физических параметров и частотой опроса модулей управления, измерения и коммутации
Датчики – первичные преобразователи физических величин в электрические сигналы.
Центральная вычислительная станция (ЦВС), состоящая из системного контроллера, приемо-передающего устройства спутниковой сети связи (модема с антенной), аккумуляторной батареи (АКБ). Конструктивно ЦВС располагается в герметичной оболочке.
Системный контроллер содержит вычислительное устройство, энергонезависимую память для хранения полученных данных, реле включения питания спутникового модема и модулей измерения управления и коммутации (МУИК), часы реального времени, обеспечивающие периодические измерения и временную привязку измерений. АКБ обеспечивает автономную работу системы без использования внешних источников энергии. Для подзарядки АКБ может быть применена солнечная батарея. Для установки антенны модема и солнечной батареи над поверхностью земли предусмотрена мачта.
Универсальность АСКДМ и возможности различного ее конфигурирования, а также гибкость программного обеспечения позволяют использовать систему для решения задач, связанных с мониторингом удаленных объектов.
Апробация АСКДМ на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» была осуществлена на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» (739 км) и «Серпухов-Ленинград». Конфигурация АСКДМ, установленной на перемычке, представлена на рисунке 2.
Для крановых узлов перемычек основной проблемой является отсутствие герметичности по затвору как линейного крана, так и кранов байпасной (свечной) обвязки. Для отслеживания состояния кранового узла и контроля его герметичности в АСКДМ применяется метод акустической эмиссии [3], который обеспечивает контроль наличия перетечек через запорную арматуру при закрытом положении последней, а также контроль наличия и образования активных развивающихся и наиболее опасных трещиноподобных дефектов. При этом на корпус каждого крана устанавливается высокочастотный пьезоэлектрический преобразователь, который функционирует при закрытом положении крана. В устройстве регистрации и обработки системы АСКДМ программно устанавливается порог для амплитуды регистрируемых сигналов. При превышении этого порога на пульт оператора поступает сигнал о негерметичности крана.
Рисунок 2 – конфигурация автономной системы комплексного диагностического мониторинга, установленной на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» (739 км) и «Серпухов-Ленинград»
Мониторинг коррозионных параметров заключается в синхронной регистрации суммарных защитных потенциалов и синхронной регистрации поляризационных потенциалов в двух точках контролируемого объекта. На основании полученных данных делается заключение о защищенности объекта контроля от электрохимической коррозии.
Оценка напряжений осуществляется посредством установки шести тензорезисторов. В местах установки тензорезисторов также устанавливаются термопары для контроля температурного режима эксплуатации.
Переданная информация от датчиков обрабатывается, сохраняется в базе данных и отображается в различных окнах текстового и графического представления. Мгновенные текущие значения измеряемых характеристик выводятся в главном окне программы на соответствующих мнемонических пиктограммах, представляющих собой схематические изображения контролируемых пунктов с указанием количества и местоположения установленных на нем датчиков.
В случае выхода значений регистрируемых параметров за установленные допустимые интервалы выдаются звуковые сообщения, и активизируется соответствующее цветовое табло. При этом на схеме контролируемого пункта проблемный участок (датчик) будет выделен мигающим цветом. В поле окна протокола отображаются текущая информация и сообщения о нештатных режимах эксплуатации. Цветовое табло отображает статус и текущее состояние системы («норма», «опасность»). В окне индикации отображаются рекомендации по действию персонала в случае возникновения нештатной ситуации.
Для отображения временных зависимостей регистрируемых параметров используются окна графического представления данных (рисунок 3), расположенные на соответствующих дополнительных страницах главного окна программы. Вывод показаний различных датчиков одного типа можно осуществлять как в разные окна, так и в одно окно. Масштабирование вывода может быть как автоматическим (по максимуму показаний), так и фиксированным. Для синхронного масштабирования всех окон по оси времени используется панель временных разверток, с помощью которой легко установить любой желаемый временной интервал рассмотрения графики: фиксированный, скользящий или автоматически масштабируемый.
Рисунок 3 – Графическое представление данных
Опытная эксплуатация АСКДМ на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» (739 км) и «Серпухов-Ленинград» показала ее высокую надежность и оперативность предоставления информации о техническом и напряженно-деформированном состоянии объекта контроля.
Таким образом, применение АСКДМ для мониторинга технического и напряженно-деформированного состояния наиболее ответственных объектов линейной части магистральных газопроводов позволяет своевременно определить нештатные ситуации и принять соответствующие меры по их устранению, что значительно повышает безопасность эксплуатации объектов контроля.
1. Н.А. Махутов, В.Н. Пермяков. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск.
Наука, 2005. – с. 516.
2. СТО Газпром 2-2.3-184-2007 Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2008. – с. 30.
3. В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, В.Н. Филинов. Неразрушающий контроль.
Cправочник. М. Машиностроение, 1995. – с. 488.
Источник: progazosnabgenie.ru
Лабораторные работы по физике / mol / Лаб.раб. № 123. Почему при строительстве магистральных газопроводов используют трубы
1. Изучение внутреннего трения воздуха как одного из явлений переноса в газах.
2. Определение коэффициента вязкости воздуха и характеристик теплового движения его молекул.
Явления переноса – это процесс установления равновесия в системе путем переноса массы (диффузия), энергии (теплопроводность) и импульса молекул (внутреннее трение, или вязкость). Все эти явления обусловлены тепловым движением молекул.
При явлении вязкости наблюдается перенос импульса от молекул из слоев потока, которые двигаются быстрее, к более медленным. При протекании жидкости или газа в узкой прямолинейной цилиндрической трубе (капилляре) при малых скоростях потока течение является ламинарным, т.е. поток газа движется отдельными слоями, которые не смешиваются между собой. В этом случае слои представляют собой совокупность бесконечно тонких цилиндрических поверхностей, вложенных одна в другую, имеющих общую ось, совпадающую с осью трубы.
Вследствие хаотического теплового движения молекулы непрерывно переходят из слоя в слой и при столкновении с другими молекулами изменяют импульсы своего направленного движения. При переходе из слоя движущегося с большей скоростью в слой, движущийся с меньшей скоростью, молекулы переносят в другой слой свой импульс направленного движения. В «более быстрый» слой переходят молекулы с меньшим импульсом. В результате первый слой тормозится, а второй – ускоряется. Опыт показывает, что импульс dP, который передается от слоя к слою через поверхность площадью S вдоль оси r, перпендикулярной этой поверхности, пропорционален проекции градиента скорости упорядоченного направленного движения на эту ось , площадиS и времени переноса dt:
В результате между слоями возникает сила внутреннего трения, величина которой по второму закону Ньютона равна:
где η – коэффициент вязкости.
где ρ – плотность газа, λ – средняя длина свободного пробега молекул, υТ– средняя скорость теплового движения молекул, равная
где μ – молярная масса газа, R– универсальная газовая постоянная.
Рассмотрим газ, движущийся внутри капилляра. Выделим в нем некоторый цилиндрический объем газа радиусом rи длинойl, как показано на рис. 2.1.
Обозначим давления на его торцах через P1иP2. При установившемся течении сила давления на газ в цилиндре
уравновесится силой внутреннего трения FT, которая действует вдоль боковой поверхности цилиндра со стороны окружающего его слоя газа:
Так как площадь боковой поверхности S= 2πrlи скоростьυ(r) уменьшается при удалении от оси трубы (т.е.< 0), то из (2.2) получаем:
С учетом (2.5) и (2.7) условие стационарности (2.6) запишется в виде:
Разделяя переменные, получим следующее уравнение
интегрируя которое, получим
где С– постоянная интегрирования, определяемая граничными условиями задачи.
При r=Rскорость газа должна обратиться в нуль, поскольку сила внутреннего трения о стенку капилляра тормозит смежный с ней слой газа. При этом условии
Подсчитаем объемный расход газа Vt, т.е. объем газа протекающего за единицу времени через поперечное сечение трубы. Через кольцевую площадку с внутренним радиусомrи внешнимr+drза времяtпротекает объем газаdV = 2πr dr υ(r)t. Значит, через все сечение трубы за это время пройдет объем
и объемный расход Vt =будет равен
Эту формулу, называемую формулой Пуазейля, можно использовать для экспериментального определения коэффициента вязкости газа.
Формула Пуазейля была получена в предположении ламинарного течения газа или жидкости. Однако с увеличением скорости потока движение становится турбулентным и слои смешиваются. При турбулентном движении скорость в каждой точке меняет свое значение и направление и сохраняется только среднее значение скорости. Критерием характера движения жидкости или газа в трубе служит число Рейнольдса:
где – средняя скорость потока, ρ – плотность жидкости или газа.
Формула (2.14) справедлива для участка трубы, в котором установилось постоянное течение с квадратичным законом распределения скоростей (2.12) по сечению трубы. Такое течение устанавливается на некотором расстоянии от входа в капилляр, поэтому для достижения достаточной точности эксперимента необходимо выполнение условия R «L ,гдеR – радиус,L– длина капилляра.
3. Экспериментальная установка
Для определения коэффициента вязкости воздуха предназначена экспериментальная установка ФПТ 1–1, общий вид которой изображен на рис. 3.2.
1 – блок рабочего элемента, 2 – блок приборов, 3 – стойка, 4 – капилляр, 5 – реометр, 6 – манометр.
Воздух в капилляр 4 нагнетается микрокомпрессором, размещенным в блоке приборов 2. Объемный расход воздуха измеряется реометром 5, а нужное его значение устанавливается регулятором «Воздух», который находится на передней панели блока приборов. Для измерения разности давлений воздуха на концах капилляра предназначен U–образный водяной манометр 6. Геометрические размеры капилляра – радиусR и длинаLуказаны на рабочем месте.
4. Порядок выполнения работы
Включить установку тумблером «Сеть».
С помощью регулятора «Воздух» установить по показаниям реометра выбранное значение объемного расхода воздуха Vt.
Измерить разность давлений в коленах манометра. ЗначенияVtизанести в табл.
Повторить измерения по пп. 2–3 для 5 значений объемного расхода воздуха.
Установить регулятор расхода воздуха на минимум, после чего выключить установку тумблером «Сеть».
Найти среднее значение коэффициента вязкости.
7. По формуле (2.4) вычислить среднюю скорость теплового движения молекул воздуха, учитывая, что молярная масса воздуха μ=29кг/моль, а универсальная газовая постоянная R=8,31Дж/(моль·К).
8. По барометру и термометру в лаборатории измерить давление и температуру воздуха в ней. Пользуясь уравнением состояния, вычислить плотность воздуха: , а затем с помощью формулы (2.3) вычислить среднюю длину свободного пробега молекул.
9. Оценить погрешность результатов измерения.
5. Требования к отчету
Отчет по лабораторной работе должен содержать:
название, номер и цель работы;
основные теоретические положения и расчетные формулы;
3) результаты измерений Vtии вычисленные значения η, приведенные в таблицы;
полученное среднее значение η и расчет его относительной погрешности.
6. Контрольные вопросы
Расскажите о явлениях переноса в газах.
Объясните явление внутреннего трения в газе с точки зрения молекулярно–кинетической теории.
Напишите и объясните формулу Ньютона для внутреннего трения.
Какой физический смысл коэффициента вязкости? В каких единицах СИ он измеряется?
Запишите формулу для коэффициента вязкости идеального газа.
От каких физических величин зависит величина средней скорости теплового движения молекул идеального газа?
Какая величина называется средней длиной свободного пробега молекулы? От каких физических величин она зависит?
В чем заключается капиллярный метод определения коэффициента вязкости газов?
Выведите формулу Пуазейля. При каких условиях ее применяют?
Как изменяется скорость движения газа по радиусу канала при ламинарном режиме течения?
Как оценить среднюю длину свободного пробега и эффективный диаметр молекулы газа, используя явление внутреннего трения в газах?
Почему при строительстве магистральных газопроводов используют трубы большого диаметра, а не увеличивают давление газа при его транспортировании?
1. Савельев И. В.Курс общей физики. – М.: Наука, Т.1, 1989. – С. 269–274, 285–287.
2. Метвеев А. Н.Молекулярная физика. – М.: Высшая школа, 1987. – С. 10–12, 14–16, 66–70, 32 –324.
Лаб.раб. № 123
Порядок выполнения работы…………………………………………9
Список литературы……………………………………………………..10
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 123
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЯЗКОСТИ ВОЗДУХА КАПИЛЛЯРНЫМ МЕТОДОМ
1. Изучение внутреннего трения воздуха как одного из явлений переноса в газах.
2. Определение коэффициента вязкости воздуха и характеристик теплового движения его молекул.
Явления переноса – это процесс установления равновесия в системе путем переноса массы (диффузия), энергии (теплопроводность) и импульса молекул (внутреннее трение, или вязкость). Все эти явления обусловлены тепловым движением молекул.
При явлении вязкости наблюдается перенос импульса от молекул из слоев потока, которые двигаются быстрее, к более медленным. При протекании жидкости или газа в узкой прямолинейной цилиндрической трубе (капилляре) при малых скоростях потока течение является ламинарным, т.е. поток газа движется отдельными слоями, которые не смешиваются между собой. В этом случае слои представляют собой совокупность бесконечно тонких цилиндрических поверхностей, вложенных одна в другую, имеющих общую ось, совпадающую с осью трубы.
Вследствие хаотического теплового движения молекулы непрерывно переходят из слоя в слой и при столкновении с другими молекулами изменяют импульсы своего направленного движения. При переходе из слоя движущегося с большей скоростью в слой, движущийся с меньшей скоростью, молекулы переносят в другой слой свой импульс направленного движения. В «более быстрый» слой переходят молекулы с меньшим импульсом. В результате первый слой тормозится, а второй – ускоряется. Опыт показывает, что импульс dP, который передается от слоя к слою через поверхность площадью S вдоль оси r, перпендикулярной этой поверхности, пропорционален проекции градиента скорости упорядоченного направленного движения на эту ось , площадиS и времени переноса dt:
В результате между слоями возникает сила внутреннего трения, величина которой по второму закону Ньютона равна:
где η – коэффициент вязкости.
где ρ – плотность газа, λ – средняя длина свободного пробега молекул, υТ– средняя скорость теплового движения молекул, равная
где μ – молярная масса газа, R– универсальная газовая постоянная.
Рассмотрим газ, движущийся внутри капилляра. Выделим в нем некоторый цилиндрический объем газа радиусом rи длинойl, как показано на рис. 2.1.
Обозначим давления на его торцах через P1иP2. При установившемся течении сила давления на газ в цилиндре
уравновесится силой внутреннего трения FT, которая действует вдоль боковой поверхности цилиндра со стороны окружающего его слоя газа:
Так как площадь боковой поверхности S= 2πrlи скоростьυ(r) уменьшается при удалении от оси трубы (т.е.< 0), то из (2.2) получаем:
С учетом (2.5) и (2.7) условие стационарности (2.6) запишется в виде:
Разделяя переменные, получим следующее уравнение
интегрируя которое, получим
где С– постоянная интегрирования, определяемая граничными условиями задачи.
При r=Rскорость газа должна обратиться в нуль, поскольку сила внутреннего трения о стенку капилляра тормозит смежный с ней слой газа. При этом условии
Подсчитаем объемный расход газа Vt, т.е. объем газа протекающего за единицу времени через поперечное сечение трубы. Через кольцевую площадку с внутренним радиусомrи внешнимr+drза времяtпротекает объем газаdV = 2πr dr υ(r)t. Значит, через все сечение трубы за это время пройдет объем
и объемный расход Vt =будет равен
Эту формулу, называемую формулой Пуазейля, можно использовать для экспериментального определения коэффициента вязкости газа.
Формула Пуазейля была получена в предположении ламинарного течения газа или жидкости. Однако с увеличением скорости потока движение становится турбулентным и слои смешиваются. При турбулентном движении скорость в каждой точке меняет свое значение и направление и сохраняется только среднее значение скорости. Критерием характера движения жидкости или газа в трубе служит число Рейнольдса:
где – средняя скорость потока, ρ – плотность жидкости или газа.
Формула (2.14) справедлива для участка трубы, в котором установилось постоянное течение с квадратичным законом распределения скоростей (2.12) по сечению трубы. Такое течение устанавливается на некотором расстоянии от входа в капилляр, поэтому для достижения достаточной точности эксперимента необходимо выполнение условия R «L ,гдеR – радиус,L– длина капилляра.
3. Экспериментальная установка
Для определения коэффициента вязкости воздуха предназначена экспериментальная установка ФПТ 1–1, общий вид которой изображен на рис. 3.2.
1 – блок рабочего элемента, 2 – блок приборов, 3 – стойка, 4 – капилляр, 5 – реометр, 6 – манометр.
Воздух в капилляр 4 нагнетается микрокомпрессором, размещенным в блоке приборов 2. Объемный расход воздуха измеряется реометром 5, а нужное его значение устанавливается регулятором «Воздух», который находится на передней панели блока приборов. Для измерения разности давлений воздуха на концах капилляра предназначен U–образный водяной манометр 6. Геометрические размеры капилляра – радиусR и длинаLуказаны на рабочем месте.
4. Порядок выполнения работы
Включить установку тумблером «Сеть».
С помощью регулятора «Воздух» установить по показаниям реометра выбранное значение объемного расхода воздуха Vt.
Измерить разность давлений в коленах манометра. ЗначенияVtизанести в табл.
Повторить измерения по пп. 2–3 для 5 значений объемного расхода воздуха.
Установить регулятор расхода воздуха на минимум, после чего выключить установку тумблером «Сеть».
6. Для каждого режима определить по формуле Пуазейля коэффициент вязкости воздуха:
Найти среднее значение коэффициента вязкости.
7. По формуле (2.4) вычислить среднюю скорость теплового движения молекул воздуха, учитывая, что молярная масса воздуха μ=29кг/моль, а универсальная газовая постоянная R=8,31Дж/(моль·К).
8. По барометру и термометру в лаборатории измерить давление и температуру воздуха в ней. Пользуясь уравнением состояния, вычислить плотность воздуха: , а затем с помощью формулы (2.3) вычислить среднюю длину свободного пробега молекул.
9. Оценить погрешность результатов измерения.
5. Требования к отчету
Отчет по лабораторной работе должен содержать:
название, номер и цель работы;
основные теоретические положения и расчетные формулы;
3) результаты измерений Vtии вычисленные значения η, приведенные в таблицы;
полученное среднее значение η и расчет его относительной погрешности.
6. Контрольные вопросы
Расскажите о явлениях переноса в газах.
Объясните явление внутреннего трения в газе с точки зрения молекулярно–кинетической теории.
Напишите и объясните формулу Ньютона для внутреннего трения.
Какой физический смысл коэффициента вязкости? В каких единицах СИ он измеряется?
Запишите формулу для коэффициента вязкости идеального газа.
От каких физических величин зависит величина средней скорости теплового движения молекул идеального газа?
Какая величина называется средней длиной свободного пробега молекулы? От каких физических величин она зависит?
В чем заключается капиллярный метод определения коэффициента вязкости газов?
Выведите формулу Пуазейля. При каких условиях ее применяют?
Как изменяется скорость движения газа по радиусу канала при ламинарном режиме течения?
Как оценить среднюю длину свободного пробега и эффективный диаметр молекулы газа, используя явление внутреннего трения в газах?
Почему при строительстве магистральных газопроводов используют трубы большого диаметра, а не увеличивают давление газа при его транспортировании?
1. Савельев И. В.Курс общей физики. – М.: Наука, Т.1, 1989. – С. 269–274, 285–287.
2. Метвеев А. Н.Молекулярная физика. – М.: Высшая школа, 1987. – С. 10–12, 14–16, 66–70, 32 –324.
Строительство — магистральный газопровод — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Строительство — магистральный газопровод
При строительстве магистральных газопроводов применяются электродуговая, газопрессовая сварки и сварка под слоем флюса по методу академика Патона. [16]
При строительстве магистральных газопроводов не следует допускать попадания в трубы грязи, песка, воды и различных посторонних предметов. Газопроводы перед их вводом в эксплуатацию необходимо подвергать тщательной продувке, а это в свою очередь удорожает их строительство и задерживает ввод в эксплуатацию. [17]
На строительстве магистрального газопровода Саратов-Москва была применена газопрессовая сварка стыков, а на московских газовых сетях в 1945 г. применялась электроконтактная сварка секций на стационарных машинах. [18]
При строительстве магистральных газопроводов использовались трубные стали, которые в зависимости от времени выпуска и способа производства можно условно разделить на три поколения. [19]
При строительстве магистральных газопроводов в период ускоренного развития газовой промышленности ( 1970 — 1980 гг.) по ряду объективных и субъективных причин широко использовали трубы без заводской изоляции. Поэтому МГ заизолированы в основном пленочными материалами. Так, из 154 тыс. км газопроводов ОАО Газпром пленочной изоляцией заизолировано свыше 120 тыс. км. Как показал опыт эксплуатации МГ, требуется своевременная замена таких покрытий, которые в среднем через 8 — 12 лет теряют свои защитные свойства. [20]
При строительстве магистральных газопроводов использовались различные трубы ( рис. 5, б), оборудование и материалы, соответствующие развитию техники и технологий своего времени. [21]
При строительстве магистральных газопроводов Уренгой — Помарц-Ужгород и Уренгой-Центр была внедрена разработанная БСМО Союзподводтрубопроводстрой и ВНИИСТом технология строительства подводных переходов из длинномерных трубных плетей длиной 150 -: 250 м, которые изготовлялись на централизованной базе в г. Казани и буксировались на переходы, строящиеся в Волго-Камском бассейне. [23]
При строительстве магистральных газопроводов Уренгой — Центр ( I н, II н) в основном были применены газоперекачивающие агрегаты мощностью 16 и 25 МВт отечественной разработки. К ним относятся ГТН-25 мощностью 25 МВт Невского машиностроительного завода им. [24]
При строительстве магистральных газопроводов применяют следующие виды сварки труб: автоматическую дуговую сварку под слоем флюса, полуавтоматическую дуговую сварку в струе защитных газов, электроконтактную сварку и ручную дуговую. [25]
При строительстве магистральных газопроводов первоначально производится выбор трассы. При этом стремятся насколько возможно ближе придерживаться геометрической прямой, соединяющей начальный и конечный пункты газопровода и в то же время максимально приблизить эту трассу к линиям железных и шоссейных дорог, что облегчает строительство и эксплуатацию газопровода. [26]
При строительстве магистральных газопроводов среднего и высокого давлений предусматривают вводы к будущим потребителям с установкой на них отключающих приспособлений. [27]
При строительстве крупных магистральных газопроводов в несколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС газопровода. При этом необходимо лишь учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все газоперекачивающие агрегаты, что отразится на коэффициентах а и Ъ в уравнении характеристик КС. [29]
При строительстве крупных магистральных газопроводов в несколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС газопровода. При этом необходимо лишь учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все газоперекачивающие агрегаты, что отразится на коэффициентах а и b в уравнении характеристик КС. [30]
Страницы: 1 2 3 4
Магистральный трубопровод — это что такое? :: BusinessMan.ru
Каналы доставки воды относятся к наиболее распространенным объектам инженерных коммуникаций. Трубопроводы не только обеспечивают бытовые нужды потребителей в холодной и горячей воде, но и выступают источниками жидкости в производственной инфраструктуре. Более того, существуют не менее значимые коммуникации, по которым транспортируются нефте- и газопродукты от места добычи к перерабатывающим предприятиям. И в каждом случае основу таких каналов составляет магистральный трубопровод. Это линии передачи целевого жидкостного или газообразного ресурса, связывающие источник выработки или содержания с потребителем.
Состав трубопровода
Основу инфраструктуры формируют непосредственно металлические трубы, но без сантехнической запорной арматуры невозможна их эксплуатация. Практически все линии транспортировки воды, газа и нефти имеют в разных конфигурациях лупинги и ответвления, устройство которых предусматривает включение фитингов, регуляторов и кранов.
В точках подключения к перекачивающим станциям обычно устанавливаются контрольно-измерительные приборы наподобие датчиков расхода и манометров. Соответственно, с их помощью отслеживаются показатели давления в контуре и объем перекачанного ресурса. Средства очистки также относятся к распространенным дополнениям магистральных трубопроводов.
Работа каналов, снабжающих потребителей питьевой водой, к примеру, сопровождается тонкой очисткой. Для этого используются фильтры с эффектами ионизации и аэрации. В промышленных газо- и нефтеперерабатывающих сетях также задействуются сборники конденсата и агрегаты для ввода метанола.
Основные характеристики труб
Современные пластиковые конструкции трубопроводов не задействуются в магистральных линиях по причине их низкого рабочего ресурса. Как правило, используют нержавеющие стальные отрезки, соединяемые электросваркой или спиральным швом. В СНиП раздела 2.05.06-85 отмечается, что для каналов толщиной до 500 мм должны использоваться трубы, выполненные из углеродистой стали.
По мере повышения диаметра до 1020 мм начинают применяться низколегированные спокойные сплавы. Если же речь идет о толщине более 1400 мм, то монтаж производится из элементов, металл которых находится в термомеханическом упрочненном состоянии. Как указывает тот же СНиП, магистральные трубопроводы при соединении должны выдерживаться и по величине кривизны. На каждом метровом отрезке нормативное отклонение не превышает 1,5 мм. Общая же величина кривизны должна находиться в пределах 0,2 % от всей длины канала.
Классификация магистральных сетей
Трубопроводы разделяют по типу обслуживаемого ресурса, способу прокладки и рабочим показателям. Что касается первой классификации, то уже отмечались возможности использования коммуникаций для транспортировки как жидкостных сред (нефть, вода, масло и т. д.), так и газовых смесей.
При этом для второй группы применяется разделение на классы по уровню давления: диапазоны 2,5-10 МПа и 1,2-2,5 МПа. На нефтеперерабатывающих предприятиях используют классификацию по диаметру магистрального трубопровода – это спектр от 300 до 1200 мм, в котором можно выделить разделительные границы в точках на 500 и 1000 мм. В отношении способа прокладки коммуникаций обычно рассматриваются наземные и подземные методы. Соответственно, в одном случае предполагается открытый монтаж с прямым доступом к обслуживанию канала, а во втором – герметизированная укладка труб с полной засыпкой и расчетом на длительную эксплуатацию.
Особенности морских трубопроводных каналов
Тоже один из способов прокладки магистральных сетей для транспортировки газовых и жидкостных ресурсов, но он применяется реже. Морская трубопроводная линия размещается под водой после всестороннего анализа условий местной акватории.
В частности, составлению проекта предшествует определение скорости донного течения, инженерно-геологических параметров, рельефа берега и температуры окружающей среды, в которой будет размещен магистральный трубопровод. Правила определяют и особые требования к обеспечению защиты. Стенки труб снаружи должны иметь теплоизоляцию, бетонированное покрытие и катодную антикоррозийную защиту. В качестве основного материала для подводных каналов используются конструкции из низколегированных и малоуглеродистых сталей. Как правило, электросварные прямошовные или горячекатаные бесшовные трубы.
Проектирование магистральных каналов
На этапе создания проекта разрабатывается комплекс технических документов, в котором описываются расчетные параметры, схемы, чертежи и общий план устройства трубопроводного транспорта. Также проводится исследование местности для прокладки канала. Оцениваются геодезические, геологические и экологические условия, а также экономические данные, обосновывающие проект.
Основу документации формируют сведения о характеристиках магистрального трубопровода – это может быть информация о пропускной способности, давлении, количестве переходных станций и ответвлений. Учитывают инженеры и эксплуатационную перспективу инфраструктуры. От нее будет зависеть возможность будущей модернизации, переориентирования или расширения сети в соответствии с новыми условиями ее использования.
Прокладка магистральных труб
Строительство трубопровода осуществляется в соответствии с принятыми в проекте техническими решениями, учитывающими конкретные условия монтажа. Как правило, прокладка осуществляется с применением земельных насыпей или опор, выступающих в качестве несущей базы или фундамента. Причем в одном технологическом коридоре сети могут одновременно прокладываться трубы разного назначения – так формируются комбинированные или смежные трассы. Минимальный уровень заглубления при строительстве магистральных трубопроводов составляет 80 см для диаметра менее 1000 мм и 100 см – для каналов толщиной более 1000 мм. Глубина залегания увеличивается на нестабильных грунтах, если опорная база укладывается на орошаемых или пахотных землях.
Средства защиты трубопровода
Основные требования к изоляции обусловливаются необходимостью предотвращения процессов коррозийного поражения. Защитная оболочка должна обеспечивать диэлектрические свойства, а также быть сплошной, водонепроницаемой и прочной. Этим требованиям могут соответствовать специальные лакокрасочные составы, поливинилхлоридные и полиэтиленовые покрытия, битумные и кремниевые мастики. В зависимости от характеристик сейсмической зоны может потребоваться и специальное устройство насыпей, которые предотвратят воздействия грунтовых подвижек на магистральный трубопровод – СП под номером 14.13330 от 2011 г., в частности, указывает на необходимость снятия напряжения за счет рыхлых песчаных насыпей, супесей и суглинков. В процессе эксплуатации такая основа выступит демпферной подушкой, минимизирующей вибрации и колебания.
Техобслуживание сетей
Уже в проектной документации должен быть приведен график выполнения профилактических мероприятий, направленных на поддержание оптимального технического состояния трубопровода. Обслуживающая бригада проверяет герметичность контура, состояние соединительных узлов, измерительной аппаратуры и переходных станций. Также на этапе запуска инфраструктуры в эксплуатацию устанавливается зона охраны магистральных трубопроводов, в которой запрещается проведение земельных работ, прокладка других транспортных сетей, строительные мероприятия и т. д. Радиус действия этой территории вокруг канала в среднем составляет 25-100 м.
Новые технологии существенно изменили подходы к организации центральных трубопроводных сетей, но в конструкционном отношении принципы их устройства остались в целом прежними. Сегодня используются те же сплавы, арматурные элементы и конфигурации соединений, что и 15-20 лет назад, если не учитывать отдельные улучшения в структуре материалов.
Но в плане управления современный магистральный трубопровод – это практически автоматизированная коммуникационная инфраструктура, которая полностью может обслуживаться удаленной диспетчерской станцией. Контроллеры с датчиками регистрации рабочих показателей дают операторам полный объем текущих сведений о состоянии трубопровода. Более того, промышленные средства программирования позволяют организовывать автономные режимы работы сетей на длительные эксплуатационные периоды. И на этом прогресс не останавливается, расширяя возможности использования магистральных линий.
Лекция 3. «Основные составные части нефте-, газо- и продуктопроводов»
Классификация магистральных трубопроводов
В соответствии с российскими строительными нормами трубопроводы для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:
Промысловые трубопроводы
Промысловые трубопроводы прокладываются от скважин к установкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыслах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) или установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищенного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в нефтяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100—200мм; диаметр промыслового коллектора — 500—1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см2) и более.
Технологические трубопроводы
Технологические трубопроводы прокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой технологического оборудования, на котором осуществляется очистка нефти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.
Магистральные трубопроводы
Магистральные трубопроводы предназначены для дальней транспортировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата. Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления. Диаметры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2).
Распределительные трубопроводы
Распределительные трубопроводы прокладываются от магистральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно составляет 100—300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см2).
Классификация трубопроводов и их участков по сложности строительства
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:
• I класс — рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;
• II класс — рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 2,5 МПа (25 кгс/см2) включительно.
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
• I класс — диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;
• II класс — диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;
• III класс — свыше 300 мм до 500 мм включительно;
• IV класс — 300 мм и менее.
В зависимости от класса трубопровода выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проектировании.
Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков установлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП 2.05.06-85* приняты пять категорий трубопроводов и их участков: В, I, II, III, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей – «IV». Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.
К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газопроводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефтеперекачивающих станций (НПС) и др.
К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устойчивых грунтах, вдали от строений и сооружений.
Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода. Так, если газопровод или нефтепровод разрушится на равнинной местности, вдали от строений и сооружений и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный. Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.
Строительство — магистральный газопровод — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Строительство — магистральный газопровод
Строительство магистральных газопроводов имеет существенные особенности. Большая часть газопроводов строится в необжитых районах страны, на значительных расстояниях от населенных пунктов и благоустроенных транспортных коммуникаций. Работы по сооружению собственно трубопровода имеют линейный характер, при котором продукт труда ( трубопровод) не движется, а средства труда ( люди, механизмы) перемещаются. [1]
Строительство магистральных газопроводов в СССР начато в годы Отечественной войны. В 1943 г. были введены в эксплуатацию газопровод Похвистнево — Куйбышев ( из месторождений Куйбышевской области) и газопровод в г. Саратов. [2]
Строительство магистральных газопроводов и ожидаемое увеличение подачи природного газа в Ленинград, хотя и существенным образом изменит структуру топливного баланса Ленинградского экономического района, но тем не менее в ней по-прежнему главное место будет занимать твердое, в том числе и дальнепривозное топливо, причем невысокого качества. Доля природного и сланцевого газа в общем потреблении естественных ( первичных) топливных ресурсов Ленинградского экономического района может достигнуть значительной величины ( до 46 %), что, конечно, само по себе будет большим успехом в борьбе за технический прогресс и быстрейшее развитие производительных сил. [3]
Строительство магистральных газопроводов позволяет широко использовать для различных процессов химической переработки природный газ не только в местах его добычи, но и в других районах, что создает условия для равномерного размещения заводов по территории страны. [4]
Строительство магистральных газопроводов позволило транспортировать газ на далекие расстояния, однако достаточного опыта для эффективного транспорта сжиженного раза по системе трубопроводов еще нет, хотя этот способ имеет несомненные преимущества. [5]
Строительство магистральных газопроводов, как и вообще магистральных трубопроводов, является линейным строительством ( фиг. Основные его особенности — это большая протяженность фронта работ с многократным повторением всех технологических операций строительства, производство работ на неподготовленной территории, при различных климатических условиях и неизбежность выполнения работ под открытым небом при подвижности фронта работ; все это требует оперативности в руководстве работами, четкой организации материально-технического снабжения и бытового обслуживания рабочих. [6]
Строительство магистрального газопровода Уренгой-Грязо — вец протяженностью 2240 км было начато ( период подготовки) в 1979 г. Трасса характеризуется высоким уровнем заболоченности и обводненности, залесенностью практически на всем протяжении. Достигнутый потоками темп строительства в среднем 8 1 км в месяц характерен для старой ( подрядной) структуры строительных организаций и соответствует средним показателям десятой пятилетки. [8]
Для строительства магистральных газопроводов используют трубы диаметром 1420 мм, которые изготавливают на Харцыз-ском ( ХТЗ) и Волжском ( ВТЗ) трубных заводах. Первый выпускает прямошовные трубы с двумя сварными швами, второй — спиральные трубы из сваренных встык листов. Некоторое количество труб поставляется по импорту. [9]
Для строительства магистральных газопроводов, а также трубопроводов компрессорных и газораспределительных станций применяют трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные и трубы специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей диаметром до 500 мм включительно и из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром более 500 мм. [10]
Управление строительством магистральных газопроводов сосредоточено в Государственном производственном комитете по газовой промышленности СССР. В ведении комитета имеются крупные проектные организации, ведущие изыскания и комплексное проектирование газопроводов. Строительно-монтажные работы выполняют специализированные по видам работ тресты. Функции генеральных подрядчиков возложены на тресты, выполняющие изоляционные и укладочные работы, а также работы по строительству наземных сооружений. [11]
При строительстве магистральных газопроводов, которые нередко приходится прокладывать по бездорожью и в различных климатических зонах ( тайга, пустыня, горные районы и др.), а дальность доставки труб от железнодорожных станций и пристаней достигает десятков и даже сотен километров, особое значение имеет четкая работа автотранспорта. [12]
При строительстве магистральных газопроводов в некоторых случаях применяется наземная укладка трубопровода путем подвешивания его на опорах. [14]
На строительстве магистральных газопроводов для сварки труб применяются: автоматическая дуговая сварка под слоем флюса, полуавтоматическая — в струе защитных газов, электроконтактная и ручная дуговая сварка. Однако при ремонте магистральных газопроводов и ликвидации различного рода аварий применяется исключительно ручная дуговая сварка. [15]
Страницы: 1 2 3 4
1. Общие положения
1.1.Магистральные трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы и нефтепродуктопроводы)1следует прокладывать подземно (подземная прокладка).
Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в п. 7.1.При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
1В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов: „магистральный(е) трубопровод(ы) ” будет употребляться слово „трубопровод(ы)”.
1.2.Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным трубопроводам —в техническом коридоре.
1.3.Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата) .
В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.
1.4.Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими коридорами определяются согласно строительным нормам и правилам, утвержденным в установленном порядке.
1.5.Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.
1.6.Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов.
1.7.Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.
Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.
1.8.Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
2. Классификация и категории магистральных трубопроводов
2.1.Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:
I—при рабочем давлении свыше 2,5до10,0МПа (свыше 25 до100 кгс/см2) включ.;
II—при рабочем давлении свыше 1,2до2,5МПа (свыше 12до 25кгс/см2) включ.
2.2.Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:
I-при условном диаметре свыше 1000до1200включ.;
II -то же, свыше 500до 1000включ.;
III —то же. свыше 300до 500включ.;
2.3.Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 1.
Категория трубопровода и его участка
Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативностьm
Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, %от общего количества
Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
Источник: pellete.ru