Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Специальность 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа


Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода «Лугинецкое-Парабель» методом вырезки «катушки»

Пояснительная записка

к выпускной квалификационной работе


В.В. Бондарь

Студент гр. з-2Т81

Руководитель доцент кафедры В.Г. Крец

ТХНГ ИГНД


Томск - 2014 г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа


УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой __________________

(Подпись) (Дата) (Ф.И.О.)


ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы


. Студенту гр. з-2Т81 Бондарь Василию

Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода «Лугинецкое-Кузбасс» методом вырезки «катушки»

. Срок сдачи слушателем готовой работы « ____ » __________2014 г.

. Исходные данные к работе:

Фондовые материалы ООО «Газпром трансгаз Томск»:

Технологическая схема участка МГ «Лугинецкое-Парабель»

Ситуационный план участка.

Технический отчёт дефектоскопического контроля. Научно-техническая литература.

. Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

условия работы; техническая характеристика МГ; внутритрубная диагностика;

анализ существующих технологий; разработка плана производства работ;

гидроиспытание трубы для «катушки»;

алгоритм расчета толщины стенки «катушки»;

мероприятия по безопасному проведению работ; расчет финансовых потерь.

Экология и промышленная безопасность.

. Перечень графических материалов

Схема проведения работ на участке МГ «Лугинецкое-Парабель»

Схема стравливания газа с участка МГ «Лугинецкое-Парабель» 61-105 км вторая нитка при проведении работ по вырезке «катушки».

Схема расстановки отключающих устройств.

Схема монтажа и сварки врезаемой «катушки».

Схема заполнения участка МГ «Лугинецкое-Парабель» после проведения работ по вырезке «катушки» км. 61-105 вторая нитка.

«_» ________ 2014г. Руководитель__________

Задание принял к исполнению__________


Содержание


Введение

. Технологическая характеристика МГ

.1 Данные о топографии района расположения

.2 Наличие и границы охранных зон

.3 Данные о природно - климатических условиях

. Внутритрубная диагностика

.1 Данные о методе обследования

.2 Данные по обследованному участку

.3 Результаты внутритрубной инспекции

.4 Идентификация аномалий

.5 Расчёт допускаемого рабочего давления

. Характеристика условий работы

.1 Транспортная схема

. Разработка плана производства работ

. Земляные работы

. Вырезка черновой «катушки»

. Сварочные работы

.1 Техническое задание на сварку катушки

.2 Техническое задание на сварку заплаты

.3 Разметка «катушки»

.4 Магнитное дутьё при сварке и способы его устранения

. Гидравлическое испытание трубы для «катушки»

. Гидравлический расчёт участка магистрального газопровода

.1 Исходные данные для расчёта

.2 Гидравлический расчёт участка МГ 110-242км

. Расчёт подземного газопровода на прочность и устойчивость

. Сметный расчет

. Расчет финансовых потерь

. Производственная и экологическая безопасность

.1 Производственная безопасность

.2 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению

.3 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению

.4 Пожарная и взрывная безопасность

.5 Экологическая безопасность

.6 Безопасность при чрезвычайных ситуациях

. Заключение

. Список литературы


ВВЕДЕНИЕ


Тысячи километров трубопроводов пересекают континенты. Они проектируются, строятся и испытываются в соответствии с жесткими стандартами, строительными нормами и правилами. Для обеспечения безопасности и надежности поставок транспортируемого продукта чрезвычайно важно сохранить в процессе эксплуатации требуемые характеристики и показатели.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км, в том числе газопроводов - 151 тыс. км, нефтепроводов - 48,6 тыс. км, нефтепродуктопроводов - 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. трубопроводным транспортом составляла более 30 % общего объема грузооборота.

Газотранспортная система (ГТС) России - самая крупная в мире по протяженности и производительности. Магистральные газопроводы ОАО «Газпром» имеют протяженность более 150 тыс. км с компрессорными станциями общей мощностью 42 млн. кВт. ГТС обеспечивает транспорт запланированных объемов газа для потребителей России, СНГ и дальнего зарубежья.

Основное развитие газотранспортная система получила в 70-80-ые годы. К настоящему времени износ основных фондов ГТС составляет 56%, что привело к снижению её технической производительности на 59,7 млрд. куб.м.

Срок амортизации истек у 14% газопроводов, 64% эксплуатируются от 10 до 32 лет.

Средний возраст газопроводов составляет 23 года.

Среднее число отказов составляет 0,815 на 1000 км.

Для обеспечения безопасности и надежности трубопроводных систем существует необходимость проведения специальных технических программ по диагностике, ремонту и реконструкции объектов транспортного газа.

Для восстановления технико-экономических показателей, повышения надежности и безотказности работы магистральных газопроводов проводятся комплексы мероприятий по ремонту и модернизации составляющих элементов МГ.

1. Технологическая характеристика МГ «Лугинецкое - Парабель»


История создания производственного объединения «Газпром Трансгаз Томск» берёт своё начало в 1975году. Попутный газ с нефтяных месторождений Западной Сибири, ранее сжигаемый в факелах, был необходим металлургическим и химическим гигантам Кузбасса. Тогда было начато строительство первого магистрального газопровода в Западной Сибири: Нижневартовск - Парабель - Кузбасс протяжённостью 1162километра. Для сооружения газовой магистрали в сложнейших природно-климатических условиях и в сжатые сроки были привлечены девять крупных главков и трестов Миннефтегазстроя СССР. В ходе строительства было преодолено 900 километров непроходимых болот в пойменной части реки Обь, 9 крупных и 137 средних и мелких рек. Дирекцию строящегося газопровода возглавил бывший управляющий трестом Томскнефтестрой Василий Семёнович Клименко.

С этой целью ОАО "Газпром" проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных газопроводов, что обеспечивает экологическую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и бесперебойное снабжение всех потребителей газом, способствуя развитию экономики страны.

В соответствии с общей стратегией «Газпрома» ООО «Газпром трансгаз Томск» поставил перед собой задачу полного обновления основных фондов к 2010 году.

2007 год стал важным этапом в развитии «Газпром трансгаз Томск», были закреплены и приумножены успехи компании, что значительно приблизило к решению стратегической задачи - к 2010 году обновить производство и стать современным газотранспортным предприятием.

Актуальностью данной работы является исключение возникновения аварийных ситуаций на магистральном газопроводе, что позволит обеспечить нормальное и бесперебойное функционирование объектов Томского ЛПУ МГ Чажемтовской ПП.

28 июня 1977 года в соответствии с приказом Мингазпрома СССР создано Томское производственное объединение по транспортировке газа - «Томсктрансгаз». В сентябре 1977 года одним из первых было создано Юргинское ЛПУМГ в Кемеровской области. В этом же году вступила в строй первая ГРС, и уже ноябре на Новокемеровской ТЭЦ зажжён в срок первый факел.

Общая протяженность магистральных газопроводов в Сибири и Дальнем Востоке составляет более 6 тыс. км. Линейная часть газопровода включает 37 подводных переходов (15 из них - в Томской области) через крупные реки Обь, Иртыш, Томь, Васюган и другие. Территория, на которой сегодня предприятие занимается поставкой природного газа, сопоставима по своим размерам с Западной Европой. Магистральные газопроводы «Газпром трансгаз Томск» проложены в Тюменской, Новосибирской, Кемеровской, Томской, Омской, Иркутской областях в Алтайском и Хабаровском крае. В 2008 году создан филиал на Камчатке.

Для защиты газопровода и стабильной работы построено и эксплуатируются более 2 000 км ЛЭП, 540 станций катодной и дренажной защиты, 7 компрессорных станций, 29 узлов запуска и приема поршней для очистки и исследования внутренней части трубопровода. «Газпром трансгаз Томск» объединяет более ста газораспределительных станций, семь автоматизированных газонаполнительных компрессорных станций.

В состав компании Газпром трансгаз Томск входит 22 филиала (15 линейно-производственных управлений, 2 управления аварийно-ремонтных работ, Управление материально-технического снабжения и комплектации, Управление автомобильного и специального транспорта; Инженерно-технический центр; Управление безопасности и Томскавтогаз).

Среди потребителей ООО «Газпром трансгаз Томск» такие флагманы российской промышленности, как Западно-Сибирский и Новокузнецкий металлургические комбинаты, Кемеровский «АЗОТ», Томский нефтехимический комбинат, Сибирский химический комбинат, новосибирский завод «Искра». «Газпром трансгаз Томск» сегодня поставляет природный газ более чем 400 потребителям областных энергосистем, цветной металлургии, стройиндустрии, химической промышленности и сельского хозяйства. Из них крупнейшими, кроме названных, являются АО «Тюменьэнерго», АО «Томскэнерго», АООТ «Юргинский машиностроительный завод», АО «Топкинский цемент», ОАО «Кузбассэнерго», АООТ «Новосибирскэнерго», ОАО «Новосибирский металлургический завод», АО «Новосибирский оловокомбинат», АООТ «Новосибирский электродный завод», АОЗТ «Коенское», ОАО «Омскэнерго», ОАО «Омскшина», ОАО «Омсктехуглерод», АО «Алтайэнерго», ОАО «Алтайкрайгазсервис», совхоз «Сухореченский».

Предприятие динамично развивается, практически удваивая объемы капиталовложений на ведение капитального ремонта. На производственных объектах линейной части магистральных газопроводов устанавливается современное оборудование, внедряется система телемеханики.

В марте 2004 года на участке подводного перехода по реке Бердь был впервые в истории «Газпром трансгаз Томск» применен метод наклонного бурения. Неоценимая польза метода наклонного бурения заключается в том, что он экологически безвреден. В ходе его применения не используется землеройная техника для вскрытия дна реки, не разрушается его почвенный слой. Метод наклонного бурения гарантирует надежное, глубокое закрепление газопровода под землей, его надежность в эксплуатации и снижение затрат.

В 2006 году создано Хабаровское линейно-производственное управление. Это значит, что и на востоке страны, в Иркутской области, в Хабаровске роль предприятия возрастает в связи со стратегией «Газпрома» на востоке страны.

На Алтае предприятие как дочернее общество «Газпрома» выступает заказчиком строительства магистрального газопровода «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск с отводом на Белокуриху». 30 ноября 2006 года газ подан в город Бийск. В октябре 2007 года природный газ подан в всероссийскую здравницу - город-курорт Белокуриха. В конце декабря 2007 года сдан в эксплуатацию газопровод «Братское газоконденсатное месторождение - Братск» и газораспределительная станция в Братске.

Обеспечение надежности в снабжении природным газом потребителей - это главная задача компании. Именно поэтому все усилия в последние годы жизнедеятельности предприятия направлены на техническое перевооружение и капитальный ремонт трассы. В ходе капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов внедряются системы автоматизации и телемеханизации, безлюдные технологии. В несколько раз за последние 3-4 года выросли объемы и масштабы капитального ремонта.

К примеру, в реализации одного из приоритетных проектов ОАО «Газпром» - строительстве магистрального газопровода «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск с отводом на Белокуриху» «Газпром трансгаз Томск» выступает заказчиком. Полтора километра трассы в день - таковы были темпы строительства магистрального газопровода в 2006 году. Во время работ применяются и уникальные по сложности технологии. К примеру, метод наклонно-горизонтального бурения.

Использование новых, революционных технологий становится привычным делом в повседневной жизни предприятия. Вместе с инженерами немецкой компании Э.ОN -лидера европейского газового бизнеса, специалисты «Газпром трансгаз Томск» реализовали совместный проект - прокладку дюкера вблизи города Колпашево в Томской области.

Все это подтверждает, что к определению старейшее предприятие, можно смело добавлять и другое - «Газпром трансгаз Томск» - это современное, технически оснащенное предприятие. А значит, появляются новые требования, в том числе и к персоналу.

Задачи нового этапа уже обозначены генеральным директором. Ежедневное обновление знаний, максимальное использование компьютерных технологий, знание иностранного языка. Для решения этих задач на предприятии открыт современный учебный центр. Заключен многоуровневый договор с компанией Microsoft. Проводятся разнообразные семинары российского значения по обмену опытом, том числе с участием партнеров из-за рубежа. Сфера ответственности «Газпром Трансгаз Томск» - это Западная Сибирь с нетранзитными, газораспределительными магистральными газопроводами.

магистральный газопровод сварка гидравлический

Годовой объем поставки газа превысил уровень докризисного 1991 года и составляет:

в 2005 году - 14,6 млрд. м3

ожидаемое в 2009 году - более 16,1 млрд. м3.

Рост объемов потребления происходит за счет поэтапного перевода Северской ТЭЦ на природный газ, а также развития газификации в Омской области и в Алтайском крае.

В ООО «Газпром Трансгаз Томск» находится в эксплуатации 5 тыс. км газопроводов.

В газопровод «НВГПЗ -Парабель -Кузбасс» производится подача газа пятью поставщиками газа :

Нижневартовским газоперерабатывающим заводом;

Белозерским газоперерабатывающим заводом;

Северо-Васюганским газоконденсатным месторождением;

Мыльджинским газоконденсатным месторождением;

Лугинецким нефтегазоконденсатным месторождением.

«Газпром трансгаз Томск» является поставщиком природного газа более чем 400 потребителям, в том числе таким крупным, как Сибирский химический комбинат, Томский нефтехимический комбинат и др.

ООО «Газпром трансгаз Томск» является самым восточным дочерним обществом «Газпрома» и осуществляет транспортировку природного газа по магистральным газопроводам в 6 областях Западной Сибири, это - Тюменская область (г. Нижневартовск), Томская, Омская, Новосибирская, Кемеровская области и Алтайский край. Но в феврале этого года произошло событие, имеющее очень важное значение для нашего Общества - решением Председателя правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера «Газпром трансгаз Томск» был назначен ответственным за эксплуатацию газотранспортной системы на Востоке России - Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В связи с этим в структуре ООО "Газпром трансгаз Томск" произошли изменения - к 9 линейно - производственным управлениям магистральных газопроводов добавилось Хабаровское ЛПУ и появился еще один новый филиал - Томскавтогаз. В составе Администрации Общества создано Управление по эксплуатации газопроводов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а в октябре начинает работу представительство в г. Иркутске. Подробнее о восточных проектах Газпрома мы поговорим чуть позже.

Наша доля рынка - 100% регионального рынка и более 5% российского. Доля российского рынка постепенно увеличивается за счет роста потребления газа сибирскими потребителями.

Чажемтовская промышленная площадка (ЧПП), входит в состав Томского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Основная задача ЧПП - транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам (МГ) «Парабель- Кузбасс» первая нитка, «Парабель - Кузбасс» вторая нитка и газопроводам - отводам в количестве пяти, в целях бесперебойной поставки газа в соответствии с утверждённым планом. Зона ответственности ЧПП от 61км, находящегося на расстоянии 15км от посёлка Инкино, до 214км, находящегося на расстоянии 2км от посёлка Кривошеино. Общая протяжённость газопроводов, обслуживаемых ЧПП, в однониточном исполнении 400км. Прокладка газопроводов подземная. Глубина заложения газопроводов с условным диаметром 1000мм - 1м до верхней образующей трубы.


1.1Данные о топографии района расположения


Район расположения сети МГ и газопроводов - отводов ЧПП являются: Колпашевский, Молчановский, Кривошеенский районы Томской области, расположенной в пределах одной из величайших в мире низменных равнин Западно - Сибирской в Среднеобской котловине. (Рис.1). Характер местности- равнинный, высотные отметки на этой территории не превышают 150м. Большую часть территории составляет болотно-лесистая местность. Болота занимают до 40% территории. Леса елово-пихтово-кедровые. Почвы - суглинок переменных консистенций, от твёрдого до тугопластичного, реже мягкопластичного.

Регион характеризуется разветвлённой сетью рек. Магистральные газопроводы пересекают реки: Чая, Суготка, Чемондаевка, Большой Тотош, Малый Тотош, ширина русла которых в межень в местах подводных переходов не превышает 70м.

Из чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного характера в регионе возможны лесные и торфяные пожары, высокий уровень паводковых вод, резкое понижение температуры окружающей среды в зимнее время до минус 550С. Сейсмоактивность на территории расположения трасс газопроводов не наблюдается.


1.2Наличие и границы запретных, охранных и санитарно-защитных зон


Территория зоны ответственности Чажемтовской ПП включает площади земель Колпашевского, Чаинского, Молчановского и Кривошеинского районов Томской области, отведённых под трассы магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с ГРС.

Запретных зон на линейной части газопроводов не существует. Территории, по которым проходят трассы газопроводов, не имеют запрета на проход посторонних лиц и соответственно не имеют какого-либо ограждения. Однако для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопроводов в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» устанавливаются охранные зоны.

Охранная зона газопроводов представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 25м от оси газопровода с каждой стороны, (см. «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов», далее ПТЭМГ). В охранной зоне существует запрет на проведение каких-либо земляных работ без предварительного согласования с ЛПУМГ, а также других действий, перечисленных в ПТЭМГ, которые могут привести к повреждению газопровода. На трасах газопроводов установлены опознавательные знаки и таблички с указанием ширины охранной зоны и запрещением производства земляных и взрывных работ в ней.

Запретными зонами локальных объектов: площадки КС «Чажемто», узла подключения КС к МГ, ГРС являются их огороженной территорией. Границы запретных зон отождествляются с ограждениями этих территорий, выполненными как сплошной бетонный забор или из металлической сетки на металлических столбах с соответствующими знаками, запрещающими вход посторонним лицам.

Кроме запретных и охранных зон, в соответствии СНиП 2.05.06-85* для газопроводов, КС и ГРС определены минимальные безопасные расстояния RСНИП (МРБ) до населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов, авто- и железных дорог, ЛЭП, аэродромов и других сооружений, лесных массивов. Значения МБР зависят от класса и диаметра газопроводов, а также социальной значимости перечисленных объектов и возможности каскадного развития аварий, возникающих на газопроводах, КС, ГРС или на этих объектах. В ниже приведённой таблице приведены значения RСНИП для газопроводов первого класса различных диаметров и соответствующих им КС, ГРС, определяемые СНиП 2.05.06-85*.


Таблица 1

Минимальные безопасные расстояния от газопроводов, КС, ГРС

(в соответствии со СНиП 2.05.06-85*)

Диаметр газопровода 1 класса, мм300 и менееСвыше 300 до 600 вкл.Свыше 600 до 800 вкл.Свыше 800 до 1000 вкл.Свыше 1000 до 1200 вкл.Свыше 1200 до 1400 вкл.RСНИП (м) от газопровода 1 класса 100 150 200 250 300 350RСНИП (м) от КС 500 500 700 700 700 700RСНИП (м) от ГРС 150 175 200 250 300 350

Таким образом, для МГ «Нижневартовск-Парабель-Кузбасс» первая нитка и «Нижневартовск-Парабель-Кузбасс» вторая нитка значение RСНИП составляет 250м, для отводов с диаметром до 300мм - 100м, для КС «Чажемто» ширина зоны МБР составляет 700м, для ГРС 150м.

В соответствии с СанПиН 2.2.1./2.1.1.984-00 санитарно-защитные зоны (СЗЗ) для магистральных трубопроводов определяются с учётом минимальных расстояний от городов и других населённых пунктов, отдельных объектов, установленных с целью обеспечения их безопасности строительными нормами и правилами. Их величина согласована с Государственным Комитетом по охране окружающей среды Томской области Разрешение №1919 от 31.12.2001года.

Для линейной части газопроводов Чажемтовской ПП размеры СЗЗ совпадают с минимальными безопасными расстояниями, определенными в СНиП 2.05.06-85*.

Для КС «Чажемто» размеры СЗЗ совпадают с минимальными безопасными расстояниями, определёнными в СНиП 2.05.06-85*, поскольку КС расположена в 1км от ближайшего населённого пункта.


1.3 Данные о природно-климатических условиях в район расположения объекта


Объекты Чажемтовской ПП располагаются на территории Томской области, относящиеся к холодному климатическому району (согласно карте районирования территории по воздействию климата на технические изделия и материалы из ГОСТ 350-80). Характеристика климатических условий приведена в таблице 2:


Таблица 2

№ п/пНаименование характеристикиЕдиница измерен.Значение1.Среднегодовая температура наружного воздуха0С-32.Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца года0С22.83.Абсолютный максимум температуры наружного воздуха0С374.Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного периода0С-25.85.Абсолютный минимум температуры наружного воздуха0С-526.Наиболее жаркий месяц годаИюль7.Наиболее холодный месяц годаЯнварь8.Продолжительность времени года с положительными суточными температурамиСут.1089.Продолжительность времени года с отрицательными суточными температурамиСут.25410.Повторяемость направлений ветра / Средняя скорость ветра по направлениям С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ Штиль% / м/cЯнварь 2/ 3/ 3/ 10/ 32/ 32/ 14/ 4/ 27/Июль 18/ 12/ 10/ 7/ 10/ 9/ 14/ 20/ 3311.Преобладающие ветры в теплое время годаСеверо-западные12.Средняя скорость ветра в теплое время годам/сек1.813.Преобладающие ветры в холодное время годаЮго-западные14.Средняя скорость ветра в холодное время годам/сек3,815.Среднее давление воздуха в летний периодгПа100016.Среднее давление воздуха в зимний периодгПа101917.Среднегодовое количество осадковмм54018.Месяц, на который приходится наибольшее количество осадковАвгуст19.Средняя месячная интегральная поверхностная плотность потока суммарного солнечного излучения в 12 ч. 30 мин. местного времени в теплое время года (июль) в холодное время года (январь) мдж/м2 518 371

2. Внутритрубная диагностика


Эксплуатационной надёжностью трубопровода является его свойство выполнять заданные функции в течении требуемого промежутка времени с сохранением в установленных пределах всех характерных параметров. Указанная способность, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев технического состояния трубопровода, обуславливающих его нормативную работоспособность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов. Таким образом, уровень эксплуатационной надёжности определяется техническим состоянием магистрального трубопровода.

Для выявления дефектов стенки трубопроводов проводится их внутритрубная диагностика специальными внутритрубными инспекционными приборами (ВИП). При этом выявляются следующие дефекты стенки трубы:

) дефекты, образовавшиеся при изготовлении труб,- расслоения, закаты, включения, дефекты продольных и спиральных сварных стыков;

) дефекты, образовавшиеся при строительстве трубопровода,- риски, задиры, вмятины, гофры, дефекты кольцевых стыков;

) дефекты, образовавшиеся при эксплуатации - внешняя и внутренняя коррозия, усталостные трещины тела трубы и сварных стыков по причине воздействия малоцикловых нагрузок.

Для определения скорости коррозии проводится повторная диагностика трубопроводов с интервалом в 3-5 лет. Сравнение результатов повторной диагностики с первичной позволяет рассчитать время утонения стенки трубы до критической величины.


2.1 Данные о методе обследования, применяемом оборудовании и технологии производства работ по внутритрубной дефектоскопии


Магнитный метод дефектоскопии трубопроводов основан на регистрации магнитных полей (топографии тангенциальной составляющей напряженности магнитного поля). В основу работы дефектоскопа заложен принцип обнаружения дефектов в стальных трубах, состоящий в том, что контролируемое изделие намагничивается до индукции порядка 1,4-1,6 Тл и регистрирует значение магнитной индукции поля, рассеиваемого у поверхности трубы.

При наличии в стенке трубы каверн, пустот и других аномалий напряжённость магнитного поля у поверхности в этих местах изменяется. Сравнивая это изменение магнитного поля (?Н) с полем в зоне, где нет дефектов (Н), делается заключение о наличии дефекта и его относительной величине. Магнитные поля в дефектоскопах контролируются датчиками на основе «перехода Холла» и (или) феррозондовыми датчиками. Намагничивание стенки трубы ведётся цилиндрической магнитной системой. Датчики дефектов размещаются между полюсами постоянного магнита по окружности корпуса дефектоскопа.

В основном сегодня применяются две конструкции дефектоскопов, построенных на основе магнитного метода,- с продольным и поперечным намагничиванием. Так дефектоскопы с продольным намагничиванием лучше выявляют узкие поперечные дефекты, а дефектоскопы с поперечным намагничиванием несут основную нагрузку по выявлению узких, продольно ориентированных дефектов, в числе -«стресскоррозионных». Наилучшие результаты обследований трубопроводов могут быть получены при совместной обработке магнитограмм, записанных этими снарядами. Это позволяет в большинстве случаев более объективно оценить причину изменения магнитного сигнала.

Рис.2.1 Схема построения магнитной системы дефектоскопа с продольным намагничиванием.


Рис. 2.2 Схема построения магнитной системы дефектоскопа с поперечным намагничиванием.


Рис. 2.3


Основываясь на методике оценки дефектов института физики металлов Уральского филиала РАН (автор Халилеев П.А.) точечный дефект расположенный на внешней стороне трубопровода обуславливает изменение напряженности магнитного поля с внутренней стороны трубы, которое может фиксироваться измерителем (датчиком Холла) на площади окружности с диаметром около , где t - толщина стенки трубы. Из этого следует, что датчики Холла расположенные с шагом равным t могут уверенно фиксировать изменение напряженности магнитного поля. Более частая установка датчиков дополнительной информации не несёт, разве что увеличивает надёжность записи (частичный выход из строя датчиков) .

В качестве реперных точек для привязки аномалий служат:

) маркеры - маркерные металлические пластины, либо электронные маркеры. (оптимальное расстояние между реперными точками не более 2000м).

) краны.

В случаях, когда установленных маркеров недостаточно, или дополнительная установка невозможна, допустимо в качестве реперных точек использовать следующие особенности трубопровода: выход кожуха (патрона) под автомобильной или железной дорогой; прямая врезка; тройник.


Таблица 3. Внутритрубный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости "МДР-1000". Основные технические характеристики:

NoНаименование параметраЗначение1Диаметр контролируемого трубопровода Ду, мм10202Диапазон толщины стенки трубы, мм8-203Диапазон скорости, м/с0,1-54Диапазон температуры, град-40..+605Максимальное давление в газопроводе, МПа156Минимальное давление в газопроводе, МПа0,57Минимальный радиус поворота, Д2,58Минимальный внутренний диаметр, Д0,859Длина снаряда, м / Вес снаряда, кг / Количество секций2500 /1800/110Перепад давления необходимый для запуска / движения снаряда, МПа0,15/0,0511Максимальная длина трубопровода, обследуемая за один пропуск, км35012Минимальная длина Камеры Запуска, м313Минимальная дистанция между затвором и конусом Камеры Приема, м314Тип батарей / максимальное время непрерывной работы, часNiCd/12015Наличие модуля контроля скорости / максимальная скорость потока, мсДа /1016Направление намагничиванияпродольное17Напряженность магнитного поля, А/м8000-1500018Шаг опроса по продольной оси, мм419Количество сенсоров первого / второго типа (ID/OD)384 /12820Размер сенсора первого типа по окружности, мм821Размер сенсора второго типа (ID/OD) по окружности (если есть)1622Точность определения местонахождения дефекта относительно: - кольцевого сварного шва, в мм - маркера, находящегося против потока, при расстоянии между маркерами не более 2 км, в м - ориентация по окружности, в угловых градусах0. 5%±0.015м 0. 5%±0.015м 3±323Дефекты потери металла, выявляемые в основном теле трубыОбщая Питтинговая Продольная Общая коррозия коррозия канавка коррозияМинимальная глубина для POD =90%0,05 1 0,05 1 - 0,05 1Точность измерения глубины-10% +5% для дефектов 2tx2txO,lt. -10% + 10% для дефектов txtxO,ltТочность измерения шириныt±8 ммТочность измерения длиныt±4 мм

|24Дефекты потери металла приближенные к Общая кольцевому шву или находящиеся в зоне коррозия термического воздействияПиттинговая Продольная Поперечная коррозия канавка канавкаМинимальная глубина для POD =90% 0,05 t0,05 1 - 0,05 1Точность измерения глубины - 1 0% +5% для дефектов 2tx2txO, 1 1. -10% + 10% для дефектов txtxO,ltТочность измерения ширины t ± 8 ммТочность измерения длины t ± 4 мм25Трещины и трещиноподобные аномалии Продольные Поперечные трещины трещиныНаклонные трещиныМинимальная глубина трещины для ее n H 4t обнаружения при длине L > 50 мм0,ltx3tМинимальное раскрытие трещины для ее О 1 St 4t обнаружения, мм0,15tx3tТочность измерения глубины трещины -10% +15% ДляО,151х31-10% +15% дляО,151хЗ(Точность измерения длины трещины - 1 0% + 1 5% дляО,151х31-10% +15% дляО,151х3126Идентификация дефектов:ПризнакДа POI > 90%Нет POI < 50 %Может быть 50%< POI < 90%Разделение на внутренний / наружный*Прилегание металла или мусор:- мусор*- касание металла*Аномалии:Коррозия#Продольная трещина*Поперечная или наклонная трещина#Трещина в кольцевом сварном шве*Аномалия кольцевого сварного шва#Трещина в продольном шве*Аномалия в продольном шве*Трещина в спиральном шве#Аномалия в спиральном шве#SCC*HIC (водородное растрескивание)*Расслоение*Задир#Зашлифовка#Дефект в теле трубы*Закат }#Кратер от дуговой сварки*Искусственный дефект#Гофр*Вмятина#Эксцентрический патрон*Изменение толщины стенки#Присоединение катодной защиты#Пригруз*Отвод*Магнитный маркер#Тройник#Кран*Ремонт:- металлическая ремонтная муфта*- композитная ремонтная муфта*

Таблица 4. Внутритрубный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости "МДПР-1000". Основные технические характеристики:

NoНаименование параметраЗначение1Диаметр контролируемого трубопровода Ду, мм10202Диапазон толщины стенки трубы, мм8-203Диапазон скорости, м/с0,1-54Диапазон температуры, град-40..+605Максимальное давление в газопроводе, МПа156Минимальное давление в газопроводе, МПа0,57Минимальный радиус поворота, Д2,58Минимальный внутренний диаметр, Д0,85 19Длина снаряда, м / Вес снаряда, кг / Количество секций2500 / 2300 / 110Перепад давления необходимый для запуска / движения снаряда, МПа0,15/0,0511Максимальная длина трубопровода, обследуемая за один пропуск, км35012Минимальная длина Камеры Запуска, м313Минимальная дистанция между затвором и конусом Камеры Приема, м314Тип батарей / максимальное время непрерывной работы, часNiCd/12015Наличие модуля контроля скорости / максимальная скорость потока, мс 1Да /1016Направление намагничиванияпоперчное17Напряженность магнитного поля, А/м8000-1500018Шаг опроса по продольной оси, мм419Количество сенсоров первого / второго типа (ID/OD)384 /12820Размер сенсора первого типа по окружности, мм821Размер сенсора второго типа (ID/OD) по окружности (если есть)1622Точность определения местонахождения дефекта относительно: - кольцевого сварного шва, в мм - маркера, находящегося против потока, при расстоянии между маркерами не более 2 км, в м - ориентация по окружности, в угловых градусах0. 5%±0.015м 0. 5%±0.015м 3±323Дефекты потери металла, выявляемые в основном теле трубыОбщая Питтинговая Продольная Общая коррозия коррозия канавка коррозияМинимальная глубина для POD =90%0,05 1 0,05 1 - 0,05 1Точность измерения глубины-10% +5% для дефектов 2tx2txO,lt. -10% + 10% для дефектов txtxO,ltТочность измерения шириныt± 8 ммТочность измерения длиныt±4 мм

|24Дефекты потери металла приближенные к Общая кольцевому шву или находящиеся в зоне коррозия термического воздействияПиттинговая Продольная Поперечная коррозия канавка канавкаМинимальная глубина для POD =90% 0,05 t0,05 1 - 0,05 1Точность измерения глубины - 1 0% +5% для дефектов 2tx2txO, 1 1. -10% + 10% для дефектов txtxO,ltТочность измерения ширины t ± 8 ммТочность измерения длины t ± 4 мм25Трещины и трещиноподобные аномалии Продольные Поперечные трещины трещиныНаклонные трещиныМинимальная глубина трещины для ее n H 4t обнаружения при длине L > 50 мм0,ltx3tМинимальное раскрытие трещины для ее О 1 St 4t обнаружения, мм0,15tx3tТочность измерения глубины трещины -10% +15% ДляО,151х31-10% +15% дляО,151хЗ(Точность измерения длины трещины - 1 0% + 1 5% дляО,151х31-10% +15% дляО,151х3126Идентификация дефектов:ПризнакДа POI > 90%Нет POI < 50 %Может быть 50%< POI < 90%Разделение на внутренний / наружный*Прилегание металла или мусор:- мусор*- касание металла*Аномалии:Коррозия#Продольная трещина*Поперечная или наклонная трещина#Трещина в кольцевом сварном шве*Аномалия кольцевого сварного шва#Трещина в продольном шве*Аномалия в продольном шве*Трещина в спиральном шве#Аномалия в спиральном шве#SCC*HIC (водородное растрескивание)*Расслоение*Задир#Зашлифовка#Дефект в теле трубы*Закат#Кратер от дуговой сварки*Искусственный дефект#Гофр*Вмятина#Эксцентрический патрон*Изменение толщины стенки#Присоединение катодной защиты#Пригруз*Отвод*Магнитный маркер#Тройник#Кран*Ремонт:- металлическая ремонтная муфта*- композитная ремонтная муфта*

Технология производства работ по ВТД регламентируется следующими нормативными документами:

РД-51-2-97 «Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем», ОАО «Газпром», 1997г.


2.2 Данные по обследованному участку


Газопровод: МГ «Парабель-Кузбасс» вторая нитка.

Диаметр: 1020мм.

Участок: 110-214км (участок Чажемтовской ПП).

Газотранспортное предприятие: ООО «Газпром Трансгаз Томск».


Таблица 5

Очистка и подготовка участка газопровода к обследованию проводилась следующими средствами:

Тип снарядаДата пропускаСредняя скорость,Результаты пропускаПримечаниякм/чм/сОчистной поршень «ОП-1000»1-день8,472,35Возможен пропуск «ОПМ-1000»42кг загрязненийОчистной поршень магнитный «ОПМ-1000»2-день14,74,08Возможен пропуск снаряда «М ДПР- 1000» с «МКС- 1000»40кг загрязнений и 8кг мет. мусораПовторный пропуск Очистного поршня «ОП-1000»3-день123,33«МДР-1000»с«МКС-1000» допасован в камеру приема

Таблица 6

Инспекция участка газопровода проводилась следующими средствами:

СредняяТип снарядаДата пропускаскорость.Результаты пропускаПримечаниякм/чм/сОстановка снарядамежду 1 14 и 242 км.Снаряд-дефектоскоп «МДР-1000»с «МКС- 1000»4-день2,90,8Принято решение о пропуске «ОП-1000»для допасовки «МДР- 1000» в камеру20 кг загрязнений и Зкг мет. мусораприема. Записьпроизведена по всейдлине участка.Снаряд-дефектоскоп «М ДПР- 1000»5-день14,94,14Участок записан полностью.25 кг загрязнений и 2 кг мет. мусора

2.3 Результаты внутритрубной инспекции газопровода «Парабель-Кузбасс» 110-214 км вторая нитка


Общее количество реперных точек: 126

маркеры:..........................................................107

краны ..................................................................4

тройники, отводы ..............................................4

патроны .............................................................11

Общее количество труб ..................................13555

прямошовные: ...............................................8877

одношовные: ............................................7915 ..... (58,4%)

двухшовные: ..............................................713 ....... (5,3%)

с неопределённым швом: .........................249 ........(1,8%)

спиралешовные:.............................................4678 ......(34,5%)

цельнотянутые: ...................................................0..........(0,0%)

аномалии трубы

Общее количество:.............................................2696.............1082

Дефекты потери металла: .................................2270...............757

По типам:

продольные канавки:.......................................162...............128

узкие продольные канавки: ...............................4....................4

коррозия: ........................................................1721................682

точечные коррозии: ............................................0 ...................0

питтинговые коррозии: ...................................163 ...............123

поперечные канавки: .......................................217 ...............137

узкие поперечные канавки: ................................3....................3

По глубине:

менее 10% .......................................................1733 ...............659

-20% ...............................................................510................293

-30% .................................................................20.................18

-40% ...................................................................6...................4

-50% ...................................................................1....................1

более 50%. ............................................................0....................0

Дефекты сварного шва: ......................................33..................33

Дефекты геометрического характера: ....................13..................13

овальности: .............................................................0...................0

гофры: .....................................................................0....................0

вмятины: ...............................................................13..................13

Изгибы: ........................................................................0....................0

Заварки: ....................................................................193................177

Приварки: ...................................................................23..................20

Группы продольных трещин: .....................................0....................0

Аномалии: ...................................................................16.................16

Механические повреждения: ...................................140...............103

Прилегания металлических предметов: .....................8...................8


2.4 Идентификация аномалий


Геометрические параметры аномалий:длина (протяженность аномалии вдоль оси трубопровода);ширина (протяженность аномалии в окружном направлении);толщина стенки трубы;глубина аномалии (может быть представлена как абсолютная и как относительная величина, т.е. иметь размерность в миллиметрах, или в процентах (от номинальной толщины стенки трубы)).

Классификация дефектов потери металла принята в соответствии с диаграммой по международным требованиям, изложенными «Specifications and requirements for intelligent pig inspections» Version 3.2, January 2005


Рис. 2.7 Геометрические параметры дефектов.

Примечание: Если t<10мм, то А=10мм;

Если t?10мм, то А=t

Общая коррозия - дефект потери металла с параметрами длины и ширины более 3А. W?3А и L?3А;

Питтинговая коррозия (питтинг) - одиночные локальные коррозионные поражения с параметрами длины и ширины от А до 6А, а также удовлетворяющая условию при котором отношение длины к ширине находится в пределах от 0,5 до 2, при этом длина и ширина не должна превышать 3А. 1А?W?6A и 1А=L?6A и 0,5<L/W<2 и не W?3А и L?3A.

Продольная канавка - дефект потери металла, ориентированный вдоль оси трубы, имеющий длину более 2А и ширину от А до 3А. 1А?W?3A и L/W?2.

Поперечная канавка - дефект потери металла, ориентированный поперёк оси трубопровода, имеющий длину от А до 3А и ширину более 2А. L/W?6A и 1А/L?3А.

Узкая продольная канавка - дефект, имеющий длину более А, а ширину менее А. 0<W< 1A и L?1A.

Узкая поперечная канавка - дефект, имеющий длину менее А, а ширину более А. W?1A и 0<L<1A.

Точечная коррозия - дефект потери металла с размерами не превышающими А×А. 0<W<1А и 0<L<1А.

Механические повреждения - дефект потери металла, вызванный механическими воздействиями (задир, царапина).

Вмятина/гофр - деформация стенки трубы, приводящая к изменению внутреннего диаметра, но не обязательно вызывающая местное уменьшение толщины стенки.

Оценка опасности дефектов проводится в соответствии с ВРД 39-1.10-004-99 «Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса» ПО Спецнефтегаз, Р 51-31323949-42-99 «Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов» ООО ВНИИГАЗ. Зависимость степени опасности дефектов от линейных размеров дефектов представлена на рисунке 2.8:


Рис. 2.8 Зависимость степени опасности дефектов от линейных размеров дефектов


При проведении расчётов напряженно-деформированных состояний (НДС) использовались фактические данные о типоразмерах труб, размерах дефектов, справочные данные о механических свойствах, указанные в Р 51-31323949-42-99.

При проведении расчетов принято:

Скорость коррозии определялась исходя из величины изменения глубины дефектов между временем обследования участка и временем ввода его в эксплуатацию с учетом 10 лет - принятым сроком службы изоляции:


Vкорр.=0,47мм/год, где (2.1)


Тввода.- время ввода участка в эксплуатацию, год;

Тобсл.- время обследования, год;

Сдеф.- глубина дефекта, мм.

Еще 2003-2004гг. была проведена внутритрубная диагностика всех магистральных газопроводов. По результатам ВТД была выполнена прогнозная оценка безопасного времени эксплуатации до наступления предельного состояния металла трубы при данном рабочем давлении Рраб. Схема распределения разрешенных давлений по ГТС «Газпром Трансгаз Томск» по состоянию на 01.12.2006года представлена в таблице 8.


Перечень участков магистральных газопроводов с разрешенным рабочим давлением ниже проектного по состоянию на 01.12.2006г.

Таблица 7.

№ ппНазвание газопроводаНиткаУчасткикм200720062005проектРраз. МПаРраз. МПаРраз. МПаРпр. МПа1НВГПЗ- Парабель1НВГПЗ- Александровская0-913,93,73,75,42НВГПЗ- Парабель1НВГПЗ- Александровская91-1583,94,03,75,43НВГПЗ- Парабель1Александровская - Вертик Вертикос158-3053,93,73,75,44НВГПЗ- Парабель1Вертикос- Парабель305-4494,44,44,45,45НВГПЗ- Парабель2Вертикос- Парабель305-3744,44,44,45,46НВГПЗ- Парабель2Вертикос- Парабель374-3835,45,44,45,47НВГПЗ- Парабель2Вертикос- Парабель383-4494,44,44,45,48Парабель- Кузбасс1Парабель- Чажемто0-363,83,84,45,49Парабель- Кузбасс1Парабель- Чажемто36-614,43,84,45,410Парабель- Кузбасс1Парабель- Чажемто61-1043,83,84,45,411Парабель- Кузбасс1Парабель- Чажемто104-1104,43,84,45,412Парабель- Кузбасс2Парабель- Чажемто0-364,44,44,45,413Парабель- Кузбасс2Парабель- Чажемто36-615,45,44,45,414Парабель- Кузбасс2Парабель- Чажемто61-1104,44,44,45,415Парабель- Кузбасс1Чажемто- Володино110-1415,45,45,45,416Парабель- Кузбасс1Чажемто- Володино141-1705,43,63,65,417Парабель- Кузбасс1Чажемто- Володино170-2145,45,45,45,418Парабель- Кузбасс1Чажемто- Володино214-2424,44,44,45,419Парабель- Кузбасс2Чажемто- Володино110-2425,45,45,45,4

Динамика разрешенных давлений по газопроводу «НГПЗ - Парабель - Кузбасс» на 2007 - 2010г.г. при отсутствии работ по капитальному ремонту (прогноз ООО «ВНИИГАЗ») в таблице 8

Таблица 8

УчасткиРазрешенное давление на 2006 г.2007200820092010НГПЗ - Парабель 1 0-913,292,862,442,001,58НГПЗ - Парабель 1 91-1582,231,70НГПЗ - Парабель 1 158-3054,323,973,623,272,92НГПЗ - Парабель 1 305-4493,162,732,321,911,14НГПЗ - Парабель 2 305-4493,803,503,202,902,57Парабель-Кузбасс 1 0-234,474,203,903,633,35Парабель-Кузбасс 1 27-1103,533,112,702,271,85Парабель-Кузбасс 1 143-3173,683,343,002,672,34Парабель-Кузбасс 1 572-7143,803,503,202,852,54Парабель-Кузбасс 2 0-1103,262,882,502,131,75Парабель-Кузбасс 2 110-2425,285,004,754,484,21Парабель-Кузбасс 2 243-4034,604,304,003,723,42

Рис.2.9 Схема расположение дефектов по часам


Дистанция до поперечного шва по одометру от КЗ : 93567,89 м.


Маркер М85

Рис.2.10 Трассовая привязка дефекта


№ИдентификацияДистанция до дефекта по одометру от КЗ, мРасстояние до дефекта от (+) до (-) реперной точки, мРасстояние до дефекта от(+)доН поперечного шва, мОценка длины, мОценка ширины, мИзмен, толщины стенки трубы» % от tГлубина ммОриентация час:минПримечание7088Коррозия №53293568,336М85+88,64/М86-905,6+0,45/-6,790,080,1015-262,85:00-5:39


2.5 Расчёт допускаемого рабочего давления


МГ «Парабель - Кузбасс» вторая нитка 110-214км.

Место расположения дефекта: 193км.

Труба № 7088; дефект № 532; длина трубы 7,24м.

Параметры дефекта:

ширина b=10мм; длина l=8мм; глубина с=2,8мм.


Рис. 2.11 Стенка трубы, подверженной коррозии


При общей (сплошной) коррозии, допускаемое рабочее давление необходимо назначать, исходя из остаточной толщины стенки трубы, проводя проверку прочности и устойчивости в соответствии с гл. 8 СНиП 2.05.06-85* «Магистральные газопроводы».

Определяем допускаемое рабочее давление для участка газопровода ІІІ категории, изготовленного из труб 1020×10 (сталь 17Г1СУ), имеющего утонение стенки трубы с=2,8мм.

1.По формуле определяем допускаемые кольцевые напряжения:


МПа, где (2.2)

коэффициент условий работы трубопровода ІІІ категории;н - коэффициент надёжности по назначению трубопровода

(см. СНиП 2.05.06-85*);

- предел текучести стали 17Г1СУ, МПа

2.По формуле рассчитываем допускаемое рабочее давление:


МПа, где (2.3)


? - толщина стенки трубы.

3.По формуле рассчитываем нормальное рабочее давление:


МПа (2.4)


4.Допускаемый коэффициент запаса по давлению:


0,71 (2.5)


В связи с тем, что коэффициент запаса по давлению значительно ниже 1, то такой дефект относится к категории закритических и работа газопровода при давлении, превышающим 4,72 МПа, категорически запрещена. Но учитывая, что давление рабочее проектное равно 5,5 МПа, а скорость коррозии равна 0,47мм/год, очевидно что необходим ремонт для увеличения пропускной способности МГ «Парабель - Кузбасс» 193 км второй нитки методом вырезки «катушки».

3. Характеристика условий работ


Ремонт магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» методом врезки «катушки» производится на участке км 170 - 214 вторая нитка, а именно км 193. Участок в административном отношении проходит по территории Томской области.

Рельеф возвышенности преимущественно ровный и плоский. Значительную часть занимают лес, пашня.

Участок газопровода обслуживается Чажемтовской ПП.

Газопровод км 170 - 214 вторая нитка не находится в одном техническом коридоре со следующими коммуникациями:

а) нефтепровод Ду 1200 «Александровское - Анджеро - Судженск» на расстоянии 525м от оси газопровода;

б) газопровод Ду 1000 первая нитка на расстоянии 500м от оси газопровода.


3.1 Транспортная схема


Для доставки оборудования, материалов, ремонтной бригады используется Федеральная автодорога Томск - Чажемто. Для подъезда к месту работ предусматривается устройство временных переездов через существующий нефтепровод ,,Александровское-Анжеро-Судженск,, и первую нитку газопровода «Парабель - Кузбасс». Транспортная схема изображена на рисунке 3.2:

Рис. 3.1 Технологическая схема км. 110-242 вторая нитка.


.2 ПРИМЕРЫ КОНСТРУКЦИИ ВРЕМЕННОГО ПЕРЕЕЗДА ЧЕРЕЗ МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРУБОПРОВОД


Один из вариантов устройства переезда через действующий трубопровод представлен на рис. 1 . Высота насыпи из минерального привозного грунта над верхней образующей трубопровода должна быть не менее 1,5 м

Грунт насыпи послойно трамбуют и уплотняют тыльной стороной ковша экскаватора и проходами гусеничной техники. Непосредственно над трубопроводом и на расстоянии менее 2-х метров в обе стороны от него грунт утрамбовывают ручным способом.

Сверху на насыпь переезда укладывают железобетонные дорожные плиты. Поперечный стык между плитами не должен находиться над трубопроводом.

Сооружение переездов над действующими трубопроводами должно производиться в присутствии ответственного представителя организации, эксплуатирующей газопровод.

Вместо железобетонных плит возможно применение бревенчатого настила (рис. 2 ).

Рис. 3.3 Схема конструкции переезда через действующий газопровод с применением железобетонных плит

- действующий газопровод; 2 - насыпь из минерального грунта; 3 - железобетонные плиты


Рис. 3.4 Схема конструкции переезда через действующий газопровод с применением бревенчатого настила:

- действующий газопровод; 2 - насыпь из минерального грунта; 3 - бревенчатый настил


4. Разработка плана производства работ по устранению дефекта ПОР методом вырезки «катушки» км 193 вторая нитка МГ «Парабель - Кузбасс»


Суть этого вида ремонта заключается в том, что участок трубы с дефектом вырезают и заменяют бездефектной трубой - «катушкой».

Вырезка дефекта применяется в следующих случаях:

недопустимое сужение проходного сечения газопровода;

невозможность отремонтировать трубопровод другими, менее радикальными методами (протяжённая трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией, чрезмерная длина дефектного участка).

Пояснительная записка

Обоснования (причина, цель) производства работ:

Устранение дефекта ПОР методом вырезки «катушки» 1020×10 длиной 2м (км 193 вторая нитка).

Характеристика устраняемого дефекта:

один закритический (ширина коррозии 10мм, длина коррозии 8мм,

глубина коррозии 2,8мм).

Характеристика отключаемого участка:

для производства работ отключается участок 170 - 214км 2 нитка, длиной 44км МГ «Парабель- Кузбасс».

Затраты времени на производство работ:

остановка газопровода, технологические переключения, закрытие кранов - 1час;

стравливание газа из отключенного участка - 2часа;

затраты времени на производство работ - 24часа.

План проведения работ

. Наименование подразделения: Томское ЛПУ МГ Чажемтовская промплощадка

. Место проведения работ: МГ «Парабель - Кузбасс» км 193- 2 нитка

. Ответственный за проведение комплекса огневых работ _________________________________________________________________

. Ответственный за подготовительные работы____________________

. Время начала работ __________________________________________

. Время окончания работ _______________________________________

. Цель огневых работ: км 193- 2 нитка .Устранение дефекта методом вырезки «катушки» длиной 2м.

. Газоснабжение потребителей на период выполнения огневых работ: без прекращения газоснабжения потребителей.

. Положение запорной арматуры до начала работ: на газопроводе «Парабель - Кузбасс»:

открыто: №170; №170-2; №214; №214-2;

закрыто: №170.12.9; №170.12.0; №214.12.9; №214.12.0; №170.1; №170.2; №170.3; №170-2.1; №170-2.2; №170-2.3; №214.1; №214.2; №214.3; №214-2.1; №214-2.2; №214-2.3.

. Положение запорной арматуры на период выполнения огневых работ:

открыто: №170; №214; №170.12.0; №214.12.9; №170-2.3; №214-2.3

закрыто: №170-2; №214-2; №170-2.1; №170-2.2; №214-2.1; №214-2.2


Расстановка постов: Таблица 9

№ п/пПостыОтветственныйПерсонал, участвующий в работе1.Пост №1 крановый узел №170-2Старший постаЛин. трубопроводчик, водитель, связист2.Пост №2 Устранение дефекта методом вырезки катушки L=2 мОтветственный за проведение комплекса огневых работПЕРСОНАЛ ТЛПУ МГ: лин. трубопроводчики: водители: связист: ПЕРСОНАЛ ТУАВР сварщики: механизаторы: дефектоскописты: изолировщики: электрики:3.Пост №3 крановый узел №214-2Старший постаЛин. трубопроводчик: водитель: связист:

Схема расстановки постов показана на рис. 4.1

Организационные мероприятия:

Изучить проектную и исполнительную документацию на участок проведения работ. Подготовить для согласования схему производства работ.

Получить лесобилет и согласовать с землепользователями производство работ.

Подготовить технологические карты на сварку замыкающих стыков и заплат.


Рисунок 4.1 Схема расстановки постов


Согласование и утверждение плана организации работ.

Получение разрешения на производство работ в охранной зоне.

Дать запрос и получить разрешение на отключение участка газопровода км 170-214 вторая нитка и проведение работ.

Подготовить наряд-допуск на производство огневых работ.

Уведомление администрации Молчановского района, населения, ЛПДС «Молчаново», МЧС, УВД, экологии о проведении работ на участке МГ.

Провести инструктаж персонала, участвующего в производстве огневых работ с оформлением в наряде-допуске или журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

Составить акт на стравливание газа.

Содержание и технологическая последовательность выполнения огневых (ремонтных) работ

. Сверление на 193км газопровода отверстия диаметром 6-8мм, проверка наличия конденсата и установка U-образного манометра на месте работ.

. Установление давления газа в отключенном участке газопровода 10-50мм водяного столба и регулирование его кранами №170-2.1; №170-2.3.

. Вырезка в газопроводе технологических окон (ТО) размером не менее 250мм на 350мм для установки запорных устройств (УГО) на расстоянии 8-10м по обе стороны от места вырезки «катушки». Смотри рис. 4.2

. Сброс остаточного давления открытием кранов №170-2.2; №170-2.3; №214-2.1; №214-2.3.

. Установка запорных устройств марки УГО-1000. Накачивание их до давления 450-500мм водяного столба. Контроль давления воздуха в УГО-1000 вести через U-образный манометр каждые 15минут с записью в журнале.

. Продувка отсечённого участка газопровода через вырезанные технологические окна. Контроль содержания газа прибором ПГА-4,ШИ-12.


Рисунок 4.2 Производство огневых работ. Расстановка техники, установка УГО для продувки.


. После полного освобождения участка от газа и продувки отсечённого участка вырезка «катушки». Смотри рисунок 4.2.

. Подгонка «катушки» для выполнения захлёстов.

. Выполнение прихваток.

. Выполнить сварку корневого слоя шва.

. Выполнить сварку заполняющих слоев с механической обработкой.

. Выполнить облицовочный слой сварных швов.

. Контроль сварных швов 100% рентгенографии и 100% УЗК. Выдача заключений.

. Удалить УГО и приступить к продувке ремонтируемого участка газопровода газом, заварить ТО при избыточном давлении газа 10-50мм вод. ст.

. Заварка технологических отверстий.

. Контроль качества заварки технологических отверстий.

Содержание и технологическая последовательность выполнения завершающих работ.

Изоляция отремонтированного участка.

После проведения работ по врезке «катушки» отремонтированный участок покрывают противокоррозионной изоляцией.

Согласно ГОСТ Р 51164-98 для изоляции применяем комбинированное покрытие усиленного типа состоящую из: грунтовки битумно-полимерной Транскор, ТУ 5775-003-32999231-00, толщиной не менее 0,1мм; мастики битумно-полимерной Транскор, ТУ 5775-002-32989231-99, толщиной не менее 3,0мм; обёртки защитной термоусаживающейся (в два слоя), Политерм, ТУ 2245-003-05801845-00, толщиной не менее 1,4мм. Общая толщина покрытия не менее 4,5мм.

Грунтовка наносится на очищенную поверхность газопровода для того, чтобы обеспечить лучшее сцепление (адгезию) между изоляционным покрытием и металлической поверхностью газопровода. Обёрточные материалы в битумной изоляции служат для защиты от механических повреждений. Кроме того, они защищают битумные мастики от оплывания.

1.Контроль качества изоляционного покрытия газопровода

Операционный контроль подразумевает проверку отдельных операций и готового покрытия при изоляции трубопровода. При нанесении изоляции на битумной основе контролируются следующие операции и параметры:

качество очистки поверхности трубы;

толщина грунтовки;

адгезия (прилипаемость) слоя мастики;

толщина изоляции.

Толщину грунтовки лучше измерять электронным толщиномером. Адгезию изоляции - путём надреза покрытия в виде равностороннего треугольника с углом 600 в вершине и длиной стороны 3-5см и отслаивания вершины надреза. Изоляция считается удовлетворительной, если она не отслаивается, а при отрыве часть мастики остаётся на поверхности. Если покрытие отрывается от металла сплошным, неповреждённым полотном, то изоляцию бракуют. Толщину изоляционного слоя рекомендуется контролировать с помощью вихретоковых толщиномеров, предел измерения толщины 0-10мм.

2.Засыпка траншеи.

3.Удаление персонала и механизмов за охранную зону.

5. Вытеснение газовоздушной смеси давлением 1кгс/см2 на участке 170-214км вторая нитка открытием крана №170-2.1; закрытием крана №170-2.3.

. Закрытие кранов №214-2.1; №214-2.3 и заполнение участка 170-214км вторая нитка со стороны кранового узла 170-2.

. После выравнивания давления (перепад не более 1кгс/см2) между «северным» и «южным» участками, открытие линейных кранов №170-2, №214-2 закрытие перемычек №170.12.0 и №214.12.9.

5. Земляные работы


Согласно СН 452-73, ширина и длина полос земель, отводимых во временное пользование для капитального ремонта магистральных трубопроводов, определяются проектом, утверждённым в установленном порядке, при этом ширина указанных полос не должна превышать ширины, предусмотренной таблицей 10 для соответствующих диаметров.


Таблица 10

Нормы отвода земель

Диаметр трубопровода, ммШирина полосы земель, отводимых для одного подземного трубопровода, мна землях несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства и землях государственного фондана землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)? 426 >426 - 720 >720 - 1020 >1020 - 1220 >1220 - 142020 23 28 30 3228 33 39 42 45

Ремонтный котлован предназначен для выполнения работ в месте вырезки «катушки», поэтому его размеры должны обеспечить нормальную и безопасную работу ремонтного персонала.

Длина котлована определяется из расчёта:

=? +3=2+3=5м (5.1)


? - длина заменяемого участка, м

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между трубой и стенками котлована не менее 1,5м.

Разработка ремонтного котлована без откосов не допускается. Значения откосов приведены в таблице 11.


Таблица 11

Допустимая крутизна откосов траншеи и ремонтного котлована

ГрунтГлубина траншеи, котлована, м< 1,51,5-3,03,0-5,0угол откоса, градус уклонугол откоса, градус уклонугол откоса, градус уклонНасыпной Песчаные и гравийные Супесь Суглинок Глина Лессовидный сухой56 63 76 76 76 761:0,67 1:0,50 1:0,25 1:0,25 1:0,25 1:0,2545 45 56 63 76 631:1,00 1:1,00 1:0,67 1:0,50 1:0,25 1:0,5038 45 50 53 63 631:1,25 1:1,00 1:0,85 1:0,75 1:0,50 1:0,50

Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6м. Отвал грунта, извлечённого из котлована для предотвращения падения его в котлован, должен находиться не менее 0,5м от края котлована. Котлован необходимо оборудовать приставными лестницами из расчёта по две лестницы на каждую сторону торца котлована.


Разработка котлована производится следующим составом:

Таблица 12

№ п/пПрофессияРазрядКоличество, чел.1Машинист экскаватора612Машинист бульдозера51

Рис.6.2 Параметры ремонтного котлована


8. Гидравлическое испытание трубы 1020×10 для «катушки»


Для проведения гидравлического испытания давление внутри трубы создают водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания, предусмотренной проектом.

Так как гидравлическое испытание трубы для «катушки» будет проводиться вблизи промышленной площадки, то источником воды будет являться водопровод.

В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубы входят:

подготовка к испытанию;

наполнение трубы водой;

подъём давления до испытательного;

испытание на прочность;

сброс давления до проектного рабочего;

проверка на герметичность;

сброс давления до 0,1- 0,2 МПа (1-2кгс/см2).

При необходимости выполняются работы, связанные с выявлением и устранением дефектов: замена трубы.

Гидравлическое испытание на прочность необходимо производить для:

трубопроводов (кроме магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов) - на давление 1,1Рраб. в верхней точке и не более гарантированного заводом испытательного давления Рзав. в нижней точке (рисунок 8.1).

Рисунок 8.1 График изменения давления при гидравлическом испытании трубы: 1- заполнение трубы водой; 2-подъём давления до Рисп.; 3- испытание на прочность; 4- снижение давления; 5- проверка на герметичность.


При подготовке к гидравлическому испытанию трубы для «катушки» необходимо в соответствии с принятой схемой испытания выполнить следующие операции:

смонтировать и испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и шлейф подсоединения к трубопроводу;

установить контроль - измерительные приборы;

смонтировать воздухоспускные и сливные краны.

При заполнении трубы водой для гидравлического испытания из него необходимо удалить воздух.

Схема гидравлического испытания трубы для «катушки» показана на рисунке 8.2

Рисунок 8.2

-труба 1020×10 (марка стали 17ГСУ); 2-сферические заглушки; 3-шлейф; 4-манометры; 5-сливной патрубок; 6-воздухоспускной патрубок; 7-гидравлический насос.


Для гидравлического испытания трубы и поднятия давления используется гидравлический насос НГ-25.000.00

1. Насос гидравлический НГ-25.000.00

Насос гидравлический НГ-25.000.00. служит для перекрытия шарового крана вручную при отсутствии давления газа в трубопроводе или, если ононедостаточно (т.е.менее 10кГс/см2).

Насос гидравлический устанавливается на краны шаровые ДУ-1000 равнопроходны с пневмогидроприводом на магистральных трубопроводах, на пунктах сбора и подготовки газа, на компрессорных станциях.

2. Технические характеристики

Эксплуатация насосов -. распределителей предусматривается при температурах окружающего воздуха от минус 40° до +40° С.

Относительная влажность окружающего воздуха до 98% при температуре 30 °С.

Рабочее тело: жидкость ЛЗ-ГА-1ТУ38-30138 или масло АМГ-10ГОСТ6794-75, ПМС-20РК.

Максимальное развиваемое давление : 10Мпа/см2 (100 кГс/см2).

Усилие на рукоятке при максимальном рабочем давлении - 25 кГс.

Вес - 12 кг. .

3. Устройство

Насос - распределитель состоит из следующих основных деталей(см. рис. 1): 1 - цилиндр (1), поршень (2), крышка цилиндра (3), рукоятка (4) на крышке цилиндра, кинематически связанная с поршнем (2), корпус переключателя (5), золотник (6), которые служат для переключения управления кранами на ручное или дистанционное, нагнетательный клапан (7,8), всасывающий клапан (8,9,10), рукоятка золотника (12), подпружиненная пружиной (11), штифт (13), фиксирующий рукоятку золотника (12) в определенном положении согласно маркировке на крышке (14), четыре шпильки(15), гайки (16), соединяющие крышку (3), цилиндр (1), и корпус переключателя (5), резиновые кольца (17, 18, 19, 20), обеспечивающие герметичность соединений.


Рисунок 8.3

9. Гидравлический расчёт МГ «Парабель-Кузбасс» 110-242км


Эффективность работы МГ во многом определяются техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих его функционирование и рациональностью их использование.

Фактические условия функционирования газопровода практически всегда отличаются от проектных. Плановая производительность МГ, определяется возможностью добычи газа, потребностью в газе и условиями работы газотранспортной системы, является переменной как в течении года, так и по годам. В процессе эксплуатации МГ меняется состояние линейной части и оборудования компрессорной станции (КС), что предопределяет изменение пропускной способности МГ и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях, эксплуатационному персоналу приходится решать следующие задачи:

выбор оптимальной технологической схемы работы МГ при заданной производительности его работы;

выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности газопровода при фактическом состоянии объектов и оборудования;

разработки мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы МГ.


.1 Исходные данные


Дн=1020мм - диаметр газопровода наружный;=11млрд м3/год - производительность;=132км - длина участка;

?z=z2-z1=0м - разность отметок начала и конца газопровода;

Рн=5,5МПа - давление компрессорной станции;

Рк=3,4МПа - давление в конце участка;

?=10мм - толщина стенки трубы.

Для гидравлического расчёта по профилю участка газопровода принимаем следующие данные:

состав газа по объёму указан в таблице 18


Таблица 18

Состав газа (по объему),%Относительная плотность по воздуху ? (при 200С)Удельная теплота сгорания (при 200С), кДж/м3Метан СН4Этан С2Н6Пропан С3Н8Бутан С4Н10Пентан С5Н12 + высшиеДвуокись углерода СО2Азот N2 + редкиеСероводород Н2S94,12-1,80,85-0,552,68-0,67235400

значение относительной шероховатости k для различных условий эксплуатации трубопроводов принимаем по таблице 19


Таблица 19

Вид труб и материалСостояние поверхности и условия эксплуатацииk, мм123Сварные стальные трубыТрубы: бывшие в эксплуатации, равномерная коррозия0,15Сварные стальные трубыновые спиралешовные0,1новые или старые в хорошем состоянии0,04-0,1магистральные газопроводы после многих лет эксплуатации0,5магистральные газопроводы после 20 лет эксплуатации1,1

для расчёта принимаем трубы новые или старые в хорошем состоянии, которым соответствует коэффициент относительной шероховатости kэ =0,06мм

техническая характеристика труб представлена в таблице 20

Таблица 20

Технические условия (рабочее давление Рраб, МПаНаружный диаметр трубы Дн, ммТолщина стенки трубы ?, ммМарка сталиПредел прочности ?вр, МПаПредел текучести ?т, МПаОтносительное удлинение ?, %Ударная вязкость KCVЭквивалент углерода, %Испытательное давление Рзав, МПаКонструкция трубы и состояние поставки металлабез осевого подпорас осевым подпором123456789101112ТУ 14-3-1424-86 (5,5)** 1020 1017Г1СУ 510 363 2039,6 (-400С) 0,46 6,4 6,1Прямошовные трубы из нормализованной низко- легированной стали

изоляция газопровода в два слоя: лентой «Полилен» (?и.п = 1046кг/м3; ?и.п.=0,635мм); обёрткой «Полилен» (?об. = 1028кг/м3; ?об. = 0,635мм);

грунт - суглинок ?гр = 19кН/м3.


9.2 Гидравлический расчёт участка МГ


При гидравлическом расчёте магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» 110-242км будем руководствоваться ОНТП 51-1-85.

Методика гидравлического расчёта МГ включает в себя:

определение пропускной способности и производительности МГ;

расчёт стационарных тепловых режимов линейных участков;

расчёт стационарных гидравлических режимов линейных участков;

расчёт режимов компрессорных станций.

Производительностью МГ называется количество газа, поступающего в газопровод за год (млрд.м3/год, при 293,15К и 0,1013МПа).

Следует различать заданную и проектную производительность МГ.

Заданной производительностью МГ называется значение производительности, оговорённое в задании на проектирование.

Производительность, соответствующая оптимальному технологическому варианту, называется проектной.

Базовыми называются магистральные газопроводы, предназначенные для транспорта газа из района его добычи в районы потребления или передачи в другие газопроводы. Магистральный газопровод «Парабель - Кузбасс» относится к базовым.

Определение пропускной способности и производительности магистрального газопровода

Пропускной способностью МГ называется количество газа, которое может быть передано по газопроводу за сутки при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и принятых расчётных параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура окружающего воздуха и грунта, температура охлаждения газа).

Следует различать оценочную и проектную пропускную способность магистральных газопроводов.

Оценочной пропускной способностью МГ называется ориентировочное значение пропускной способности, определяемое в начальной стадии проектирования газопровода для последующего расчёта возможных технологических вариантов транспорта газа.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Оценочную пропускную способность (млн м3/сут, при 293,15К и 0,1013МПа) базовых магистральных газопроводов находим по формуле:

млн м3/сут., где (9.1)

- заданная производительность магистрального газопровода (при 293,15К и 0,1013 МПа), млрд.м3/год;

- оценочный коэффициент использования пропускной способности, определяемый по формуле:


, где (9.2)


- коэффициент расчётной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в периоды повышенного спроса на газ;

- коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха;

- оценочный коэффициент надёжности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования компрессорных станций. Значение коэффициента принимаем по таблице 21


Таблица 21

Длина газопровода, кмТип газоперекачивающих агрегатовС газотурбинным и электрическим приводомГМКДиаметр газопровода, мм142012201020820?8201234565000,990,990,990,990,9910000,980,980,980,980,9815000,970,980,980,980,9820000,960,970,970,980,9625000,950,960,970,970,9530000,940,950,960,970,94

Расчёт стационарных режимов работы линейной части

Температуру газа Т в любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки следует определять по формуле:


, где (9.3)

, где (9.4)


- коэффициент, характеризующий интенсивность снижения температуры газа по длине участка;

С - коэффициент, значение которого следует принимать С=0,225·106;

- температура грунта на глубине заложения, К;

- температура газа в начале участка газопровода, при отсутствии охлаждения газа на КС температуру следует принимать равной температуре газа на выходе из компрессорного цеха;

- соответственно начальное и конечное абсолютное давление газа на участке МГ, МПа;

х - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки, км;

- наружный диаметр газопровода, м;

- средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м2·К;

- средняя изобарная теплоёмкость газа, кДж/кг·К;

- среднее на участке значение коэффициента Джоуля Томсона, К/МПа.

С учётом дроссельного эффекта температура газа в конце участка будет меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 00С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промерзание грунта вокруг труб и приведёт к появлению дополнительных деформаций трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Тк=271÷273К, что приводит к ограничению температуры газа на входе КС. Если МГ проложен в многолетнемёрзлых грунтах, то температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта.

Так как температура газа по длине участка меняется экспоненциально, то средняя температура определяется как среднегеометрическая. Среднюю температуру газа Тср, (К) на участке газопровода следует определять по формуле:


(9.5)

К


При перепаде давлений в начале и конце рассматриваемого участка менее 10МПа и его длине более 100км можно использовать формулу Шухова для расчёта температуры в любой точке газопровода и средней температуры газа, соответственно:


К (9.6)

К (9.7)


Также температуру ориентировочно можно получить из следующей зависимости:


(9.8)


Среднюю изобарную теплоёмкость природного газа Ср с содержанием метана более 85% определяем по формуле:


(9.10)


Значения коэффициентов А1, А2, А3 следует принимать:

А1 = 1,695; А2 = 1,838·10-3; А3 = 1,96·106 (Рср- 0,1)

Значение Ср также допускается определять по графикам на рисунке 9.1, если содержание метана в природном газе более 85%:


Рисунок 9.1 Зависимость теплоёмкости метана от давления и температуры.

Значение средней изобарной теплоемкости газа, полученное по графику близко к значению, полученному расчётным путем, и равно Ср = 2,5 кДж/кг· Принимаем Ср = 2,576 кДж/кг·К

В связи с тем, что давление по длине участка меняется нелинейно, среднее давление определяется как среднегеометрическое:


(9.11)


Определим среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона Di для газов с содержанием метана более 85%:


, где (9.12)


значения коэффициентов Е1 и Е2 следует принимать:

Е1 = 0,980·106; Е2 = 1,5.

Выбор расчётной температуры окружающей среды Т0 и коэффициента теплопередачи Кср производится в зависимости от способа прокладки газопровода - подземного, надземного, наземного.

При подземной прокладке газопровода значение Т0 должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта Тгр на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии со справочниками по климату СССР или данным ближайших метеостанций.

При отсутствии данных о характере и влажности грунта по трассе газопровода коэффициент теплопередачи Кср принимается равным 1,75Вт/м2·К.

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду для подземных газопроводов определяем по формуле:

Вт/м2·К , где (9.13)

Вт/м2К (9.14)

м , где (9.15)


- коэффициент, значение которого следует принимать =1;

- термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2·К/Вт;

- глубина заложения оси трубопровода от поверхности грунта, м;

- коэффициент теплоотдачи трубопровода в грунт, Вт/м2·К;

- коэффициент теплопроводности грунта, Вт/м·К;

- коэффициент теплопроводности снежного покрова, Вт/м·К;

- толщина снежного покрова, м;

- коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К, который определяем по формуле:


Вт/м2·К , где (9.16)

= 6,2; = 4,2;


- среднемесячная (среднеквартальная, среднесезонная) скорость ветра, определяемая по данным ближайшей метеостанции или климатическим справочникам, м/с.

Термическое сопротивление изоляции трубопровода:


м2К/Вт,

где (9.17) - наружный диаметр изолированного газопровода, м;

- коэффициент теплопроводности изоляции газопровода, Вт/м·К;

= 1.

Коэффициент теплопроводности снежного покрова допускается принимать в зависимости от состояния снега:

снег свежевыпавший - 0,1Вт/м·К;

снег уплотнённый - 0,35 Вт/м·К;

снег тающий - 0,64 Вт/м·К.

Величину коэффициента теплопроводности грунта ?гр следует определять в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (Тгр> 273 К) и газа (Т>273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в талом состоянии ?т, при отрицательных температурах грунта (Тгр<273К) и газа (Т<273К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в мёрзлом состоянии ?м.

Влияние неоднородности грунта на тепловой режим при образовании зон протаивания или промерзания вокруг газопровода следует учитывать путём умножения расчётной температуры окружающей среды Т0 на отношение ?т/?м (при протаивании грунта) или ?м/?т (при промерзании грунта).

Значения коэффициентов теплопроводности талых ?т и мёрзлых ?м грунтов следует определять по СНиП ІІ-18- 76.

Определим термическое сопротивление изоляции газопровода. Коэффициент теплопроводности ленты «Полилен» принимаем ?из=0,03 Вт/м·К.

Определим диаметр газопровода с учётом толщины изоляции (один слой ленты и один слой обёртки:


мм (9.18)

Значение среднегодовой скорости ветра для рассматриваемого района определим из таблицы 22 (по данным РСН 68-87 «Проектирование объектов промышленного и гражданского назначения Западно -Сибирского нефтегазового комплекса»).


Таблица 22

Средняя месячная и годовая скорость ветра

ПунктIIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIгод1234567891011121314Парабель3,53,54,04,04,44,23,23,13,44,13,93,83,8Колпашево3,03,23,73,84,13,62,72,83,23,73,53,23,8Володино3,63,84,34,44,74,02,92,83,64,34,03,93,9

Принимаем среднегодовую скорость ветра = 3,8м/сек.

Следует отметить, что до настоящего времени грунты Западной Сибири недостаточно изучены и требуют дополнительных и эксплуатационных и экспериментальных исследований. Для влагонасыщенных грунтов нет достаточно надёжных теплофизических характеристик.

Принимаем коэффициент теплопроводности грунта в талом состоянии ?= 1,57 Вт/м·К (для суглинков и глин ?гр = 1,9 т/м3 и суммарной влажности грунта = 0,1 доли единицы).

Коэффициент теплопроводности снежного покрова принимаем ?=0,64Вт/м·К. Толщину снежного покрова принимаем по таблице 23

Таблица 23

Высота и продолжительность залегания снежного покрова

ПунктМаксимальная из наибольших высота снежного покрова, смСредняя из наибольших высота снежного покрова, смОбеспеченность наибольших декадных высот, смПродолжительность залегания устойчивого снежного покрова, дниОбеспеченность, %95907550251051234567891011Колпашево8258374353637488105184Кривошеино4967-------173

Принимаем ?сн = 58см = 0,58м.

Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов в рассматриваемом регионе - 2,4м. Средняя температура грунта на глубине укладки оси газопровода - 00С (273,15 К).

Рассчитанное по формуле (9.8) и принятое значение Тср.=291,15К имеет большое расхождение (более 0,5К) со значением, полученным при расчёте по формуле (9.5) Тср.=300,07К. Поэтому, выполняем уточнение характеристик газа:

средняя изобарная теплоёмкость газа:


кДж/кг·К;


коэффициент Джоуля - Томсона:


К/МПа;

коэффициент, характеризующий интенсивность снижения температуры газа по длине участка газопровода:


;


средняя температура газа на участке газопровода:


К


Расхождение (300,23-300,07) мало. Можно принять Тср=300,23К и проверить значение температуры газа в конце участка:


(9.19)

К.


По диспетчерским данным Тк = 280,15К, то есть расхождение допустимо.

Расчёт стационарных гидравлических режимов работы линейных участков магистрального газопровода

Гидравлический расчёт участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей отметок, более чем 100м, следует выполнять без учёта рельефа трассы.

Пропускная способность (при 293,15К и 0,1013МПа) однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа вычисляется по формуле:


(9.20)

млн.м3/сут., где


- внутренний диаметр газопровода, м;

- абсолютные давления в начале и конце участка газопровода, МПа;

? - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;

Тср - средняя по длине участка газопровода температура транспортируемого газа, К;

- длина участка газопровода, км;ср - средний по длине участка газопровода коэффициент сжимаемости газа;

? - относительная плотность газа по воздуху;

С1 - коэффициент, принимаемый равным С1= 105,087.

Внутренний диаметр газопровода:


мм, где (9.21)


- наружный диаметр газопровода, мм;

- толщина стенки трубы, мм.

Давление в начале участка газопровода:


Мпа, где (9.22)


- давление нагнетания на выходе КС, МПа;

- потери давления в трубопроводах между КС и узлом подключения к линейной части МГ (без учёта потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа), МПа;

- потери давления в системе охлаждения газа, включая её обвязку, МПа.

Потери давления газа в технологических трубопроводах и оборудовании КС следует рассчитывать:

в трубопроводной обвязке - по проектным геометрическим характеристикам;

в оборудовании - по техническим характеристикам заводов- изготовителей оборудования.

Потери давления газа не должны превышать, величин приведенных в таблице 24


Таблица 24

Давление в газопроводе (избыточное),МПаПотери давления газа на КС, МПаВсегоВ том числе:на всасываниина нагнетаниипри одноступенчатой очистке газапри двухступенчатой очистке газапри одноступенчатой очистке газапри двухступенчатой очистке газа1234565,400,150,200,080,130,077,350,230,300,120,190,119,810,260,340,130,210,13

Принимаем потери давления в трубопроводах между КС и узлом подключения к линейной части МГ =0,07МПа.

Для аппаратов воздушного охлаждения газа следует принимать =0,0558МПа (0,6кгс/см2). При отсутствии охлаждения газа = 0 МПа.

Так как на КС оборудованной неполнонапорными нагнетателями наличие аппаратов воздушного охлаждения не предусмотрено, значит =0МПа.

Коэффициент сжимаемости природных газов следует определять по осреднённым значениям давления и температуры по формуле:


, где (9.23)

(9.24)

(9.25)

, где (9.26)


- приведённые давление и температура;

- псевдокритическое давление, МПа;

- псевдокритическая температура, К.

Псевдокритические давление и температуру возможно определить:

по заданному составу газа:


(9.27)

МПа

(9.28)

К


по заданной плотности газовой смеси:


МПа (9.29)

К


- критические значения соответственно давления (МПа) и температуры (К) i-го компонента смеси, которое определяется по таблице 25;

- молярная концентрация i-го компонента смеси ( i=1,2...n);

- плотность газа при стандартных условиях (Р = 0,1013 МПа и Т=293,15 К).


Таблица 25

Основные критические параметры индивидуальных газов и веществ

Газ, веществоРкТк, Ккгс/см2МПа1234Метан47,324,640190,66Этан49,804,884305,46Пропан43,394,255369,90н-Бутан38,743,799425,20изо-Бутан37.193,647408,10н-Пентан34,403,373469,50изо-Пентан34,593,392460,40Гексан30,893,029507,30Гептан27,902,736540,30Октан25,422,493568,60Азот34,613,394126,20Водород13,221,29633,26Водяно пар225,5522,119647,30Кислород51,675,076154,80Сероводород91,859,007373,60Двуокись углерода75,327,386304,26Окись углерода35,643,495132,96Двуокись азота103,3210,132431,00Окись азота68,856,752180,30Двуокись серы80,287,873430,70Криптон56,105,501209,40Хлор78,837,711417,20Этилмеркаптан56,005,492499,10Вода230,0422,853647,40

Плотность смеси газа при стандартных условиях (при 293,15К и 0,1013МПА) определим из выражения:


(9.31)

кг/м3, где


- плотность при стандартных условиях i - го компонента смеси, определяем по таблице 26;

- молярная доля i - го компонента смеси (i = 1,2...n)


Таблица 26

Основные константы индивидуальных газов и жидкостей

ВеществоМолекулярная массаПлотность ?, кг/м3Коэффициент сжимаемости при 20 ºС и 0,1013 МПаВязкость при 20 ºС и 0,1013 МПапри 0 ºС и 0,1013 МПапри 20 ºС и 0,1013 МПа123456Метан16,0420,71720,66810,99801,0484Этан30,0681,35481,26000,99170,8720Пропан44,0942,00901,85690,98210,7649н-Бутан58,1202,70102,49470,96680,6956изо-Бутан58,1202,68032,49110,97010,7027н-Пентан72,1513,45313,16330,94360,6354изо-Пентан72,1513,45313,16330,94360,6507Гексан86,1783,74843,58490,91340,6119Гептан100,1984,47314,1679-0,550Октан114,2205,0304,687-0,503Азот28,0161,25011,18890,19981,6981Водород2,0160,08980,08371,00080,85Воздух28,9601,29281,20460,99961,7419Водяной пар18,0160,80410,7469-0,8006Сероводород34,0821,53581,43110,99051,2025Окись углерода28,0111,2501,1650,99971,6951Двуокись азота46,0062,0551,915--Окись азота30,011,3401,249-1,8358Двуокись серы64,062,9472,727-1,1804Хлор70,913,2333,012-1,2698Этилмеркаптан62,130,840---Вода18,121998,2-102,4Двуокись углерода44,0111,97671,83460,99451,3942

Относительная плотность по воздуху смеси газов:


(9.32)


Расчётное значение относительной плотности по воздуху смеси газов совпадает с исходными данными, следовательно, значение плотность смеси, рассчитанное по составу газа верно.

Коэффициент гидравлического сопротивления для участка газопровода с учётом его усреднённых местных сопротивлений (краны, переходы) допускается принимать на 5% выше коэффициента сопротивления трения ?тр.

Коэффициент гидравлического сопротивления:

, где (9.33)


Е - коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов, а при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92;

?тр - коэффициент сопротивления трения, который для всех режимов течения газа в газопроводе определяется по формуле:


, где (9.34)


- эквивалентная шероховатость труб;

- число Рейнольдса, по формуле:


, где (9.35)


- коэффициент, значение которого следует принимать С2 = 17,75;

- коэффициент динамической вязкости, Па·с;

- внутренний диаметр газопровода, м;

? - относительная плотность газа по воздуху.

Коэффициент динамической вязкости:


(9.36)

Па·с.


Определим переходное число ReП:


(9.37)


Так как Re > ReП (33,7·106> 1,38·106) зона квадратичного закона сопротивления подтверждается.

Проверку режима можно выполнить также по переходному значению qпер:


млн.м3/сут. (9.38)

пер - условная (пересчитанная) величина, сравнимая с суточной пропускной способностью газопровода.

Так как q >qпер (32,68 > 23.35 млн.м3/сут), то квадратичный режим подтверждается.

10. Расчёт подземного газопровода


Прочностной расчёт газопровода осуществляется по методу предельных состояний. Сущность метода заключается в том, что рассматривается такое напряжённое состояние газопровода, при котором дальнейшая его эксплуатация невозможна. Первое предельное состояние - несущая способность газопровода (разрушение его под воздействием внутреннего давления), второе - предельно допустимые деформации. Характеристикой несущей способности газопровода является временное сопротивление металла труб (предел прочности). При расчёте на предельно допустимые деформации используется предел текучести материала трубы.

Данные для расчёта:

Рmin= 1000Дн - минимальный радиус упругого изгиба;

Дн= 1020мм - наружный диаметр газопровода;

Р= 5,5 МПа - рабочее давление;

=?вр= 510 МПа - временное сопротивление материала труб;

= ?т= 363 МПа - предел текучести материала труб;

Г1СУ - марка стали труб;

продукт перекачки - природный газ;

категория газопровода ІІІ;

?t - ±400С - расчётный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании;=1,0м - высота засыпки от верхней образующей газопровода до поверхности грунта;

?гр=19кН/м3 - удельный вес грунта, суглинок;

сгр= 15кПа - сцепление грунта;

?гр= 20град - угол внутреннего трения грунта;

К0= 20МН/м3 - коэффициент постели грунта при сжатии;=1,4 - коэффициент надежности по материалу труб;н= 1,0 - коэффициент надёжности по назначению газопровода.

10.1 Расчёт толщины стенки газопровода


Расчётное сопротивление:


МПа, где (10.1)

- коэффициент условий работы газопровода при расчёте его на прочность, устойчивость и деформативность.

Толщина стенки трубы:


, где (10.2)


- коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему давлению в газопроводе.

Продольные осевые напряжения:


(10.3)

МПА, где


- коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1;

Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

?t - расчётный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, 0С;

?=0,3 - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона).

Знак «минус» в результате формулы (10.2) указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить коэффициент ?1, учитывающий двухосное состояние металла труб:


(10.4)


тогда толщина стенки трубы :

, принимаем ? = 0,010м


10.2 Проверка прочности и деформации подземного газопровода


Проверяем газопровод на прочность по условию:


, где (10.5)


- продольные осевые напряжения

Кольцевые напряжения, действующие тангенциально поверхности газопровода:


МПа (10.6)


Коэффициент учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб:

(10.7)


условие (10.5) выполняется

Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления:


МПа (10.8)


Коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб:


(10.9)


Условие (10.10)

<330 МПа условие выполняется

Продольные напряжения для полностью защемлённого подземного газопровода:

для положительного температурного перепада ?t = +400С:

(10.11)

= - 88,8 МПа


для отрицательного температурного перепада ?t = - 400С:


(10.12)

= 89 МПа


Проверяем выполнение условия: (10.13)

Для положительного температурного перепада:

условие выполняется

Для отрицательного температурного перепада:

условие выполняется.


10.3 Проверка общей устойчивости подземного газопровода в продольном направлении


Проверка общей устойчивости подземного газопровода в продольном направлении выполняется по СНиП 2.05.06-85* в плоскости наименьшей жёсткости системы в соответствии с условием: (10.14)

Площадь поперечного сечения металла трубы:


(10.15)


Эквивалентное продольное осевое усилие сжатия в прямолинейном или упругоизогнутом газопроводе, возникающее от действия двух расчётных нагрузок и воздействий: внутреннего давления и положительного перепада температур:


,где (10.16)


- кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа

Осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы:


(10.16)


Нагрузка от собственного веса металла трубы:


, где (10.17)

с.в. - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия собственного веса трубы для подземных газопроводов

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:


(10.18)

, где

с.в. - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия веса изоляции;из - коэффициент, учитывающий величину нахлёста;

?и.п. - толщина изолирующей плёнки, мм;

?и.п. - плотность изолирующей плёнки, кг/м3;

?об. - толщина обёртки, мм;

?об. - плотность обёртки, кг/м3.

Нагрузка от веса продукта, находящегося в газопроводе единичной длины:пр.=nс.в.100Р=0,95523Н/м, где (10.19)с.в. - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия продукта, находящегося в газопроводе.

Нагрузка от собственного веса газопровода:

тр = qм+qиз+qпр= 2365+43+523= 2931 Н/м (10.20)


Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта газопровода с грунтом:


(10.21)

, где

гр - коэффициент надёжности по нагрузке от веса грунта;

?гр - удельный вес грунта, суглинок, кН/м3;- высота засыпки от верхней образующей газопровода до поверхности грунта, м;

?гр - угол внутреннего трения грунта, град.

Предельные касательные напряжения по контакту газопровода с грунтом:

?пр=ргрtg?гр+сгр= 18999×tg200+15= 6,93×10-3 МПа (10.22)


Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка газопровода единичной длины:

р0 = ПДн?пр = 3,14×1,02×6,93×10-3 = 22,2×10-3 МН/м (10.23)

Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям:

верт (10.24)


Для прямолинейных участков подземных газопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие:


(10.25)

, где


р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка газопровода единичной длины, МН/м;- площадь поперечного сечения трубы, м2;

Е - модуль упругости, МПа;- осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы, м4 .

Проверяем выполнение условия S ? mNкр:кр= 0,9·18,73 = 16,857 МН< mNкр; 5,01< 16,857МН - условие выполняется- эквивалентное продольное осевое усилие сжатия в прямолинейном или упругоизогнутом газопроводе, МН.

Проверим выполнение условия S ? mNкр в случае упругой связи прямолинейного газопровода с грунтом:

кр= МН, где (10.26)

- коэффициент нормального сопротивления грунта (коэффициент постели грунта при сжатии), МН/м3;кр=0,9· 263,2 = 236,88 МН, где- коэффициент условий работы газопровода при расчёте его на прочность, устойчивость и деформативность. Газопровод ІІІ категории.

,01< 236,88 МН - условие выполняется.

Расчётная длина волны выпучивания:


м, где (10.27)

- осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы, м4


10.4 Оценка устойчивости упругоизогнутых участков газопровода


определим параметры ? и ?:


, где (10.28)

верт - сопротивление поперечным вертикальным перемещениям, МН/м

(10.29)


Используя монограмму, найдём ? = 17

Критическое усилие для криволинейных (выпуклых) участков газопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом:


МН (10.30)

кр= 0,9·11,856 = 10,67 МН;

илиМН, где (10.31) Rmin - минимальный радиус упругого изгибакр= 0,9·7,644 = 6,88 МН

в первом случае 5,01< 10,67 МН условие S? mNкр выполняется;

во втором случае 5,01< 6,88 МН условие S ? mNкр выполняется.


11. Сметный расчёт на ремонт линейной части методом вырезки «катушки» км 193 вторая нитка МГ «Парабель-Кузбасс»


. Затраты по перевозке работников строительно - монтажной организации от места проживания (временный городок на территории Чажемтовской П.П.) до места ремонта линейной части магистрального газопровода.

а) Время работы автобуса:


(11.1)


Стоимость затрат по перевозке.

Стоимость затрат = 115,68(руб/маш. час)×2,8(маш.час)=323,9руб.

. Затраты, связанные с командированием работников.

На основании Постановления Правительства РФ от 02.10.02г. №729 возмещение расходов, связанных со служебными командировками, осуществить в следующих размерах:

а) расходы на выплату суточных в размере 100рублей за каждый день нахождения в служебной командировке:

Т=100(руб.)× 2(дня) ×25(чел) = 5000руб.

. Расходы по перебазировке работников строительной организации от места расположения подрядной организации (г. Томск) к месту командировки и обратно арендованным или собственным транспортом.

а) Время работы автобуса:


4. Затраты по перебазировке строительной техники от места расположения подрядной организации.

место дислокации строительной техники - с. Чажемто;

дальность транспортировки - 70км;

средняя скорость транспортировки трейлерами с прицепом - 40км/ч, своим ходом - 60км/ч;

Продолжительность перебазировки:

трейлера с прицепом - 70км : 40км/ч = 1ч 45мин (3ч 30мин туда и обратно);

техника своим ходом -70км : 60км/ч = 1ч 11мин (2ч 22мин туда и обратно;

а) Расходы по перебазировке гусеничной и прочей техники на трейлере с прицепом:

Т = 134,01(руб.маш.час) × 3ч 30мин = 469,04руб;

б) Расходы по перебазировке строительной техники собственным ходом:

Т = 115,68(руб.маш.час) ×2ч 22мин = 270,69 руб.

Согласно локальному сметному расчёту, представленному ниже, сметная стоимость работ по устранению дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии на участке газопровода «Парабель-Кузбасс» км 193 второй нитки составила 90422 рубля, в том числе заработная плата 14,3 тыс. рублей. Нормативная трудоёмкость 600 чел.-часов. Указанная сумма будет отнесена на себестоимость транспорта газа. Работа будет проводить ТУАВР (Томское управление аварийно-восстановительных работ) при финансировании из собственных ООО «Газпром трансгаз Томск».


12. Расчёт финансовых потерь


Исходя из технического состояния участка линейной части магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» км 170-214 вторая нитка по результатам ВТД, проведённой в июле-августе 2007 года, рассчитаем финансовые потери ООО «Газпром трансгаз Томск» в сравнении с проектными показателями.

) Учитывая пропускную способность участка, рассчитанную в разделе 9 формула 9.20 (q=24,52млн.м3/сут.) или Q=8,95млрд.м3/год при Рн=5,43МПа, при снижении допустимого рабочего давления до Рдоп.=4,72МПа, рассчитанного по формуле 2.3 раздела 2, определим фактическую пропускную способность участка 110-242км.

) Пропускная способность участка газопровода:


(12.1)

млн.м3/сут;


пропускная способность участка МГ в год:

год= qф·365 = 23,58·365 = 8,61млрд.м3/год;


) Разница в объёме перекачиваемого газа:

?Q = 0,34млрд.м3/год;

) Учитывая, что тариф по транспорту газа, установленный Федеральной службой по тарифам в России составляет 23,84руб. за 1000м3 на 100км получаем реальные потери по «недопоставке» газа относительно проектной возможности:

? =340000 · 23,84· 1,32 = 10,699млн. рублей в год.

По расчётам видно, что транспортирующая организация теряет не малые деньги. Поэтому необходимо сокращать эти потери, тем более, что есть реальные перспективы по увеличению объёмов поставок газа добывающими предприятиями.


13. Производственная И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ безопасность при проведении ремонтных работ на магистральном газопроводе


Район работ находится в Томской области на территории Молчановского района, расположен в пределах Западно-Сибирской равнины и Среднеобской котловины. Характер местности равнинный, высотные отметки на этой территории не превышают 150м. Большую часть территории составляет болотно-лесистая местность. Болота занимают до 40% территории.

Работы проводятся на открытой площадке магистрального газопровода «Парабель-Кузбас» второй нитки 193 км . Подготовительный этап работы заключался в подготовке к огневым работам для замены участка трубы на магистральном газопроводе. В процессе работ был вскрыт участок газопровода и отремонтирован методом вырезки катушки. Работы проводятся в летнее время, в связи с меньшим разбором природного газа .


13.1 Производственная безопасность


В таблице 27 приведены основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы [21].


Таблица 27 - Основные элементы производственного процесса, формирующие опасные и вредные факторы при выполнении ремонтных работ на магистральном газопроводе

Этапы работНаименование запроектированныхработ и параметров производстваФакторы (ГОСТ 12.0.003-74)Нормативный документОпасныеВредные1.Поле-войРемонтные работы на магистральном газопроводе 1.Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования(в т.ч.грузоподьемные) 2.Электрическая дуга и металлические искры при сварке 3. Взрывоопасность и пожароопасность 4.Электрический ток.1.Превышение уровня шума. 2.Повышенная запыленность и загозованность воздуха рабочей зоны. 3.Отклонение показателей климота . 4.Повреждение в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися.ГОСТ12.0.003-74[21] ГОСТ12.1.012-90[23] ГОСТ12.1.004-91[24] ГОСТ12.1.005-88[25] ГОСТ12.1.003-83[22] ВСН 51-1-80[6] ГОСТ12.3.009-76 [26]

Бригада ЛЭС по ремонту на МГ, выезжая на огневые работы, должна быть полностью обеспечена спецодеждой и средствами технической безопасности в соответствии с «Правилами безопасности при проведении огневых работ на МГ» [14].

К работе допускаются лица, имеющие соответствующее специальное образование, прошедшие медицинский осмотр, инструктаж по охране труда, а также проверку знаний СТО Газпром 14-2005[27].

Специалисты, являющиеся непосредственными руководителями работ или исполнителями работ, должны проводить проверку знаний правил безопасности .

Перед началом работ результаты проверки должны быть занесены в "Журнал инструктажа на рабочем месте".

Все работники бригады должны знать и уметь самостоятельно оказывать первую помощь пострадавшему. Бригада должна быть обеспечена аптечкой первой помощи. Медикаменты должны пополняться по мере расходования и с учетом сроков их годности [28].


13.2 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению


. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования (в т.ч.грузоподьемные)

При эксплуатации строительных машин и механизмов следует руководствоваться СНиП III-4-80[29]. Техника безопасности в строительстве, "Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" и инструкциями заводов-изготовителей.

Руководители организаций, выполняющих строительно-монтажные работы с применением строительных машин и механизмов, обязаны назначать ИТР, ответственных за безопасное проведение этих работ из числа лиц, прошедших проверку знаний, правил и инструкций по безопасному ведению работ с применением данных машин и механизмов.

Ответственные за содержание строительных машин и механизмов в рабочем состоянии обязаны обеспечивать проведение их технического обслуживания и ремонт в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

До начала работы с применением машин и механизмов руководитель работы должен определить схему движения и место установки их места и способы зануления (заземления) машин, имеющих электропривод, указать способы взаимодействия и сигнализации машиниста (оператора) с рабочим-сигнальщиком, обслуживающим машины, определить (при необходимости) местонахождение сигнальщика, а также обеспечить надлежащее освещение рабочей зоны.

На месте работы машин и механизмов должно быть обеспечено хорошее обозрение рабочей зоны и маневрирование. Если машинист или моторист, управляющий машиной, не имеет достаточную обзорность рабочей зоны или не видит рабочего (специально выделенного сигнальщика), подающего ему сигналы, между машинистом и сигнальщиком необходимо установить двухстороннюю радио- или телефонную связь. Не допускается промежуточный сигнальщик для передачи сигналов машинисту.

Значение сигналов, подаваемых в процессе работы или передвижения машины, механизма, оборудования, должно быть разъяснено лицам, участвующим в работе. В зоне работы оборудования должны быть установлены знаки безопасности и предупредительные надписи. Запрещается оставлять без надзора оборудование, машину с работающим (включенным) двигателем.

При погрузочно-разгрузочных работах следует руководствоваться ГОСТ 12.3.009-76[26] , СНиП III-4-80[29]. Строповать грузы следует инвентарными стропами или специальными грузозахватными устройствами, изготовленными по утвержденному проекту (чертежу). Способы строповки должны исключать падение или скольжение застропованного груза.

Установка (укладка) грузов на транспортные средства должна обеспечивать устойчивое положение транспортного средства и груза при погрузке, транспортировке и разгрузке.

Запрещается при выполнении погрузочно-разгрузочных работ строповка груза, находящегося в неустойчивом положении, а также смещение строповочных приспособлений на приподнятом грузе.

Такелажные приспособления (пеньковые канаты, тросы, стропы, цепи) и грузоподъемные механизмы (тали, лебедки, краны), применяемые при эксплуатации и ремонте, должны быть проверены и снабжены клеймами или бирками с указанием допустимых нагрузок, дат приведенного и очередного испытания.

При подъеме или перемещении грузов должна быть освещенность места работ не менее 5 лк при работе вручную и не менее 10 лк при работе с помощью машин и механизмов[30].

При погрузке и разгрузке труб должны быть приняты меры против самопроизвольного их скатывания со штабелей или транспортных средств.

2.Электрическая дуга и металлические искры при сварке

Допускаются к сварочным работам на газопроводе и газоопасном оборудовании сварщики, прошедшие курсовое обучение, проверку знаний (аттестацию) в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков" и получившие удостоверение на право производства сварочных работ для способа и положения сварки, а также типа свариваемого металла, аналогичных предстоящим условиям сварки[5].

Сварщики и их помощники обязаны работать с применением соответствующих СИЗ, в том числе надевать спецодежду и спецобувь, а также пользоваться защитными щитком или маской. При потолочной сварке сварщик должен дополнительно надевать асбестовые или брезентовые нарукавники.

При сварке цветных металлов и сплавов, содержащих цинк, медь или свинец, сварщик должен пользоваться и соответствующим противогазом.

Газорезчики должны работать в очках со специальными светофильтрами.

При зачистке сварных швов от шлака и грата работники должны быть в предохранительных очках.

Для подвода тока к электродержателю должны применять гибкие изолированные провода, защищенные от повреждений. Запрещается применять провода с нарушенной изоляцией.

Сварочный аппарат и вспомогательные устройства должны располагать не ближе 20м от места огневой работы.

После окончания работы или перерыва в ней электросварочный аппарат должен быть выключен.

3. Электрический ток

Источником поражения током является: электрические провода, вспомогательное оборудование работающие от электричества.

Электрический удар - это возбуждение живых тканей током, сопровождающееся сокращением мышц. Электрический ток, проходя через организм человека, оказывает на него сложное действие, включая термическое, электролитическое и биологическое.

Безопасность при работе обеспечивается применением различных технических и организационных мер:

·установка оградительных устройств;

·изоляция токопроводящих частей и её непрерывный контроль; согласно ПУЭ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 - 10 Ом*м;

·защитное заземление, использование знаков безопасности и предупреждающих плакатов (СНиП 12.1.030-81.ССБТ [31]).

В состав бригады входит электрик. К работе с электрооборудованием допускаются лица, прошедшие специальное обучение и имеющие соответствующую группу допуска по электробезопасности согласно Перечню профессий и должностей работников службы ЛЭС, которые должны иметь соответствующую группу допуска по электробезопасности. Весь состав проходит инструктаж по электробезопасности.

Все металлические корпуса сварочных аппаратов должны быть надежно заземлены. Электрическая проводка должна обязательно иметь неповрежденную изоляцию. Розетки и вилки должны быть исправными. Около розеток обязательно должна быть надпись о величине напряжения.


13.3 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению


. Превышение уровня шума

Шум может создаваться работающими транспортом и оборудованием -кранами-трубоукладчиками, эксковатором, шлифмашинкой. Поэтому рабочие должны находиться в наушниках. В результате было установлено, что шум ухудшает условия труда, оказывает вредное воздействие на организм человека. Действие шума различно: затрудняет разборчивость речи, вызывает необратимые процессы изменения органа слуха у человека, повышает утомляемость.

Нормирование уровней шума в производственных условиях осуществляется по ГОСТ 12.1.003-83 [22].

Мероприятия по борьбе с шумом:

·Применение наушников;

·Беруши;


Допустимые уровни звукового давления и эквивалентного уровня звук (ГОСТ 12.1.003-83) [22]. Таблица 28

Рабочие местаУровни звукового давления ,дБ, в октавах полосах со среднегеометрическими частотами ,ГцУровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА331,566311252250550011000220004400088000Рабочие места водителей и обслуживающего персонала автомобилей110088777977266866566366155970Рабочие места водителей и обслуживающего персонала автомобилей (пассажиров) легковых автомобилей99377977066355855555255044960Рабочие места водителей и обслуживающего персонала тракторов, самоходных шасси, строительно-дорожных и других аналогичных машин110799588788277877577377166980

При превышении предельно допустимых норм шума работники должны обеспечиваться СИЗ органов слуха: противошумными наушниками, шлемами или противошумными вкладышами.

СИЗ органов слуха следует выбирать в зависимости от частотного спектра шума на рабочем месте. Типы и группы СИЗ органов слуха следует выбирать в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.051[33] .

Работающие, пользующиеся средствами индивидуальной защиты, должны быть проинструктированы о правилах пользования этими средствами и способам проверки их исправности.

При проведении электросварочных и газопламенных работ воздействующий шум не должен превышать значений, предусмотренных требованиями ГОСТ 12.1.003[22]. .

Степень вредности и опасности условий труда при действии виброакустических факторов устанавливается с учетом их временных характеристик (постоянный, непостоянный шум, вибрация и т.д.). Определение класса условий труда при воздействии производственного шума.

Предельно допустимые уровни шума на рабочих местах установлены с учетом тяжести и напряженности трудовой деятельности СН 2.2.4/2.1.8.562-96[32]. Для определения ПДУ шума, соответствующего конкретному рабочему месту, необходимо провести количественную оценку тяжести и напряженности труда, выполняемого работником .

Оценка условий труда при воздействии на работника постоянного шума проводится по результатам измерения уровня звука, в дБА, по шкале "А" шумомера на временной характеристике "медленно".

Примечание. Постоянный шум - шум, уровень звука которого в течение смены изменяется во времени не более чем на 5 дБА при измерении на характеристике шумомера "медленно".

Оценка условий труда при воздействии на работника непостоянного шума производится по результатам измерения эквивалентного уровня звука за смену (интегрирующим шумомером) или расчетным способом .

Непостоянный шум - шум, уровень звука которого в течение рабочего дня (смены) изменяется во времени более чем на 5 дБА при измерении на характеристике шумомера "медленно".

При воздействии в течение смены на работающего шумов с разными временными (постоянный, непостоянный - колеблющийся, прерывистый, импульсный) и спектральными (тональный) характеристиками в различных сочетаниях измеряют или рассчитывают эквивалентный уровень звука. Для получения в этом случае сопоставимых данных измеренные или рассчитанные эквивалентные уровни звука импульсного и тонального шумов следует увеличить на 5 дБА, после чего полученный результат можно сравнивать с ПДУ без внесения в него понижающей поправки, установленной СН 2.2.4/2.1.8.562-96[32].

Для измеренияуровня шума используют шумометры отечественного производства ИШВ-1, ВШВ-003, Роботрон, а также зарубежного - «Брюль и Кьер». Измерение шума на рабочих местах производится при включенных приборах и механизмах. Осуществляется периодически службой Охраны Труда и сводится к измерению уровня звукового давления на любых частотах и сравнения.

2.Повышенная запыленность и загозованность воздуха рабочей зоны.

В процессе своей трудовой деятельности электросварщик подвергается воздействию целого комплекса опасных и вредных производственных факторов физической и химической природы: Излучение инфракрасных волн, сварочный аэрозоль, искры и брызги расплавленного металла и шлака[21].

Именно эти факторы вызывают профессиональные заболевания и травматические повреждения. Другие вредности: газы, шум, электромагнитные поля, образование аэроионов имеют меньшее значение и обычно не служат причиной профессиональных заболеваний.

Спектр излучения сварочной дуги включает в себя участок инфракрасных волн (3430 - 760 нм), видимый участок (760 - 400 нм) и ультрафиолетовый участок (400 -180 нм). При этом доля инфракрасных лучей составляет от 30 до 70% всей энергии излучения дуги. Именно инфракрасные лучи способны вызвать профессиональную катаракту. Видимый свет электрической дуги нестерпимо ярок. Смотреть на него сколько-нибудь долго невозможно, поэтому ни у кого из сварщиков не вызывает сомнения необходимость использования светофильтров. Наибольшее значение с точки зрения охраны труда имеет ультрафиолетовая часть спектра. Даже кратковременное воздействие ультрафиолетовых лучей на незащищенный глаз способно вызвать ожог роговой оболочки электроофтальмию.

Сварочный аэрозоль представляет собой совокупность мельчайших частиц, образовавшихся в результате конденсации паров расплавленного металла, шлака и покрытия электродов. Состав сварочного аэрозоля зависит от состава сварочных и свариваемых материалов. В силу своих мельчайших размеров (иногда меньше 1 микрометра) сварочный аэрозоль беспрепятственно проникает в глубинные отделы легких (легочные альвеолы) и частично остается в их стенках, вызывая профессиональное заболевание, называемое пневмокониоз сварщика, частично всасывается в кровь.

Чтобы избежать описанного неблагоприятного воздействия производственных факторов, характерных для электросварки, необходимо не допускать облучения сварочной дугой глаз и открытых участков кожи, защищать их от попадания искр и брызг металла и шлака и, наконец, препятствовать попаданию в органы дыхания сварочного аэрозоля. Работники, занятые производством газопламенных и электросварочных работ, должны обеспечиваться средствами индивидуальной защиты, в соответствии с Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты.

Применяемые средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.4.011[36]. .

Выбор конкретных типов средств индивидуальной защиты должен проводиться в зависимости от вида работ и применяемых веществ и материалов. Защитные средства, выдаваемые в индивидуальном порядке, должны находиться во время работы у работника или на его рабочем месте. Выбор СИЗ следует определять в зависимости от уровня загрязнения воздушной среды и поверхностей изделия токсичными веществами, интенсивности шума, вибрации, степени электробезопасности, микроклимата на рабочем месте и характера выполняемой работы. СИЗОД применяются в том случае, когда при помощи вентиляции не обеспечивается требуемая чистота воздуха рабочей зоны, предусмотренная требованиями ГОСТ 12.1.005[21].

Выбор СИЗ лица и органов зрения должен производиться в зависимости от методов, режимов и видов работ, интенсивности излучения, индивидуальной особенности зрения. Для защиты глаз от излучения, искр и брызг расплавленного металла и пыли должны применяться защитные очки типа ЗП и ЗН. Выбор защитных очков следует производить в соответствии с требованиями [21]. Допускается использование светофильтров.

При ручной и механической газовой резке, ручной сварке, газовой строжке, газовой выплавке пороков металла и при нагреве изделий и ПН газосварщики и газорезчики должны быть обеспечены защитными очками закрытого типа со стеклами марки ТС-2, имеющими плотность светофильтров ГС-3, при использовании горелок (резаков) с расходом ацетилена до 750 л/ч, ГС-7 - до 2500 л/ч и ГС-12 - свыше 2500 л/ч.

Вспомогательным рабочим, работающим непосредственно со сварщиком, резчиком или работником, выполняющим ПН, рекомендуется пользоваться защитными очками со стеклами марки СС-14 со светофильтрами П-1800. Для защиты лица при сварке, резке, закалке, зачистке, нагреве и ПН работники должны обеспечиваться щитками в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.023[37]. Для ГОМ и ПН рекомендуется применять щитки типа:

НФ - с наголовным креплением, корпус щитка - светофильтрующий;

КФ - щитки с креплением на каске, корпус щитка светофильтрующий;

РФ - щиток с ручкой, корпус щитка - светофильтрующий.

Спецодежда должна быть безвредной, удобной, не стеснять движения работающего, не вызывать неприятных ощущений, защищать от искр и брызг расплавленного металла, свариваемого изделия, влаги, производственных загрязнений, механических повреждений, отвечать санитарно - гигиеническим требованиям и условиям труда. Выбор спецодежды в зависимости от методов сварки и условий труда должен производиться в соответствии с рекомендациями ГОСТ 12.4044[34]. и ГОСТ 12.4.010[35].

При выполнении работ по сварке, наплавке, резке, а также когда температура окружающего воздуха выше 50 град. C, спецодежда должна обеспечивать эффективную теплозащиту.

Для защиты рук при сварке, наплавке, ПН и резке работники должны обеспечиваться рукавицами, рукавицами с крагами или перчатками, изготовленными из искростойкого материала с низкой электропроводностью.

Запрещается использовать рукавицы и спецодежду из синтетических материалов типа лавсан, капрон и т.д., которые не обладают защитными свойствами, разрушаются от излучений сварочной дуги и могут возгораться от искр и брызг расплавленного металла, и спекаться при соприкосновении с нагретыми поверхностями.

Для защиты ног от ожогов брызгами расплавленного металла, механических травм, переохлаждения при работе на открытом воздухе зимой, перегревания при сварке изделий с подогревом, а также от поражения электрическим током, особенно при работе в закрытых сосудах, отсеках, работники должны обеспечиваться специальной обувью. Применять спецобувь с открытой шнуровкой и металлическими гвоздями не допускается.

Природный газ бесцветен, значительно легче воздуха, малотоксичен, если не содержит вредных примесей более допустимых норм.

Если природный газ очищен в соответствии с требованиями ОСТ 51.81-82, "Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы", его свойства мало отличаются от свойств метана.

Примеси тяжелых углеводородов изменяют свойства природного газа: повышают его плотность; снижают температуру воспламенения (НКПВ), а следовательно, и допустимое объемное содержание газа в воздухе рабочей зоны; при значительном их содержании в газе придают ему запах бензина; снижают минимальную энергию зажигания.

При значительном содержании природного газа в воздухе из-за снижения содержания кислорода смесь газа с воздухом действует их вредные свойства становятся заметными при более низких концентрациях газа в воздухе.

Перед началом и во время огневых работ, при возможности выделения сжиженных углеводородных газов (далее - СУГ), в помещениях, а также в 20-метровой зоне от продувочных свечей и рабочего места на территории должен проводиться анализ воздушной среды на содержание СУГ не реже чем через каждые 30 мин. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20 % нижнего концентрационного предела воспламенения пламени. При наличии паров пропана нижний концентрационный предел воспламенения газа составляет 2,1 %, паров нормального бутана 1,5 % (п. 1.3.2.2. Гост 20448-90) [38]. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

При наличии в воздухе паров СУГ, независимо от концентрации, огневые работы должны быть приостановлены. Ремонтные работы могут быть возобновлены только после ликвидации и устранения утечек газа и анализа отсутствия опасной концентрации газа в воздухе на рабочем месте. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей 300 мг/м3, работы по ликвидации и устранению утечек газа должны выполняться в шланговых противогазах. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании.

3. Отклонение показателей климата

Климат района континентальный, с продолжительной холодной зимой (температура достигает -50°С) и коротким тёплым летом (до +35°С). Наибольшее количество осадков выпадает в осенне-зимний период. Всем членам бригады выдается спецодежда. Летом: костюм безветренный, костюм хлопчатобумажный с водоотталкивающим покрытием, костюм противоэнцифалитный, сапоги кирзовые. Зимой: куртка на утепленной прокладке, костюм зимний с пристегивающейся утепляющей прокладкой, чуни.

Зимой, работы на открытом воздухе запрещаются при следующих условиях:


Таблица 29

Скорость ветра, V м/сТемпература, t0СПри безветренной погоде-40Не более 5-355,1-10,0-2510,1-15,0-1515,1-20,0-5>200

4.Повреждения, в результате контакта с животными, насекомыми, пресмыкающимися

Район работ приурочен к лесным и болотным ландшафтам, в связи с чем существует опасность повреждений, в результате контакта с дикими животными, кровососущими насекомыми, клещами. Обязательным требованием для допуска к работе является вакцинация против клещевого энцефалита. Бригада должна быть обеспечена спецодеждой и средствами индивидуальной защиты. Так как работы производятся в летний период.

Места неблагополучные по клещевому энцефалиту (КЭ) и клещевому боррелиозу (КБ), определяются местными Центрами госсанэпиднадзора. Территория Томской области считается неблагополучной по КЭ и КБ[38].

Нападение клещей-переносчиков возбудителей КЭ и КБ возможно в весенне-летний период, при средне-суточной температуре - +3º. В условиях Томской области это с начала апреля по октябрь месяцы. Наибольший риск нападения клещей в месяцах мае и июне.

К полевым работам в весенне-летний период допускаются только лица, привитые против КЭ. Прививки начинают заблаговременно, в сентябре-октябре месяцах. Созданный иммунитет должен подкрепляться дополнительными прививками (ревакцинации), проводимыми в марте-апреле не позже 15 дней до выезда на полевые работы (согласно схемы иммунопрофилактики).Все работающие, в том числе и сезонные работники, направленные на работу в неблагополучные по КЭ и КБ места, при контакте с клещами должны быть обеспечены специальной одеждой для индивидуальной защиты. Лица, подлежащие обеспечению защитной спецодеждой, все полевые работы в весенне-летнее время выполняют только в защитной одежде, остальные работники приспосабливают любую рабочую одежду так, чтобы под нее не заползали клещи. Куртку на молнии или рубашку нужно заправить в брюки, ворот плотно застегнуть. Брюки заправить в носки, а затем в сапоги или ботинки. Волосы и уши прикрыть капюшоном, косынкой или беретом. Каждый работник должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты от клещей: репеллентами и акарицидами (для пропитки одежды и смазывания открытых участков тела). Репелленты, содержащие около 30% диэтилтолуамида и разрешенные МЗ РФ: "ДЭФИ-ТАЙГА", "Офф! Экстрим", "Гардексаэрозоль экстрим", "Гал-РЭТ", "ДЭТА-ВОККО", "ТОРНАДО","Бибан". Акарициды, разрешенные к применению: "Рефтамид таежный", "Москитол антиклещ", "Гардекс антиклещ", "Претикс", "Перманон", "Кра-реп"

В весенне-летний период времени необходимо проводить регулярные самоосмотры одежды и взаимоосмотры и не реже 2-х раз в течение рабочего дня осмотры тела (во время перерыва и по окончании работы). Обнаруженных клещей снять и сжечь. Осмотры проводятся под наблюдением специалиста ответственного за работу в данном районе.

При укусе клеща следует его немедленно удалить вместе с хоботком, который удаляется как заноза, место укуса обработать настойкой йода. Сообщить об укусе старшему по работе и незамедлительно обратиться в пункт серопрофилактики для введения иммуноглобулина. Начальник службы (участка) или ответственный специалист несет ответственность за своевременное, не позднее 2 суток, обращение пострадавшего в медицинское учреждение и информацию руководителю учреждения, инженеру по охране труда о случае покуса и принятых мерах. По факту укуса должен быть составлен акт произвольной формы с указанием места, времени и выполняемой работы при которой произошел укус.

Ежегодно разрабатывать и согласовывать с местными органами санитарной службы мероприятия по профилактике КЭ и КБ с учетом местных условий и специфики предстоящей работы в весенне-летний период, доводить до их сведения каждого работника из числа профессионально угрожаемых контингентов.

Каждый случай заболевания КЭ подлежит расследованию как профессиональное заболевание с представлением материала в установленные сроки и принятия мер по недопущению повторных случаев.


13.4 Пожарная и взрывная безопасность


Предотвращение пожаров и взрывов объединяется общим понятием - пожарная профилактика. Ее можно обеспечивать различными способами и средствами:

·технологическим,

·строительными,

·организационно-техническими.

Пожарная профилактика является важнейшей составной частью общей проблемы обеспечения пожаро-взрывобезопасности различных объектов, и поэтому ей уделяется первостепенное внимание при решении вопросов защиты объектов от пожаров и взрывов. При пожаре на людей воздействуют следующие опасные факторы:

·повышенная температура воздуха или отдельных предметов,

·открытый огонь и искры,

·пониженное содержание кислорода в воздухе,

·взрывы,

·токсичные продукты сгорания, дым и т.д.

Основными причинами пожаров на производстве являются нарушение технологического режима работы оборудования, неисправность электрооборудования, самовозгорание различных материалов и другое. В соответствии с нормативным документом (ГОСТ 12.1.010-76 [40]) вероятность возникновения пожара или взрыва в течение года не должна превышать 10 (одной миллионной). Для предотвращения пожаров и взрывов необходимо исключить возможность образования горючей и взрывоопасной среды и предотвратить появление в этой среде источников зажигания. По пожарной опасности технологический процесс относится к категории А.

Ответственность за пожарную безопасность при строительстве магистрального газопровода возлагается на руководителя огневых работ. Приказ доводится до сведения всех работников, задействованных на огневых работах и знакомятся с приказом под роспись.

Требования пожарной безопасности при проведении огневых работ устанавливаются Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ 01-03) [14].

Обеспечение пожарной безопасности при проведении огневых работ осуществляет назначенное приказом лицо ответственное за проведение огневых работ, а при нескольких местах огневой работы, приказом назначается лицо ответственное за выполнение мероприятий обеспечивающих пожарную безопасность

Лица, принимающие участие в огневых работах должны ежегодно проходить обучение по пожарно-техническому минимуму со сдачей экзамена.

Осмотр места проведения и согласование в наряде-допуске на выполнение огневых работ осуществляют:

инженеры пожарной охраны, ГО и ЧС;

командиры отделений ведомственной пожарной охраны (ВПО);

лица ответственные за пожарную безопасность филиала (при отсутствии в штатах инженеров пожарной охраны, ГО и ЧС или командиров отделений ВПО)

При отсутствии оформленного в установленном порядке наряда - допуска или нарушении правил пожарной безопасности работы должны быть немедленно прекращены.

Места проведения огневых работ следует обеспечивать в необходимом количестве первичными средствами пожаротушения (огнетушители, лопаты, ёмкости с водой).

При проведении огневых работ на участках магистральных газопроводов в двух и более местах привлекать пожарные машины (пожарный автомобиль или мотопомпу).

В опасной зоне места проведения огневых работ запрещается курить, разводить костры применять открытый огонь.

Спецоборудование и транспортные средства, имеющее ДВС должны быть оснащены искрогасителями, а их электрооборудование и источники электроснабжения иметь исправную электросистему.

Сварщики и их помощники могут пользоваться теплоотражательными костюмами (ТОК-200).

Все принимающие непосредственное участие в огневых работах должны быть в сертифицированной спецодежде из термостойких материалов.

Хранение и транспортирование баллонов с газами должно осуществляться только с навинченными на их горловины предохранительными колпаками. При транспортировании баллонов нельзя допускать толчков и ударов. К месту сварочных работ баллоны должны доставляться на специальных тележках, носилках, санках,

Баллоны с газом при их хранении, транспортировании и эксплуатации должны быть защищены от действия солнечных лучей и других источников тепла.

По окончании огневых работ необходимо используемые огнетушители перезарядить, пожарным автомобилям и мотопомпам провести техническое обслуживание, противопожарному инвентарю провести профилактическое обслуживание (заточка, подкраска и т.п.).

Каждый случай пожара, происшедшего в результате нарушения правил пожарной безопасности при проведении огневых работ, должен быть тщательно расследован специально созданной комиссией с составлением акта. По результатам расследования должны быть разработаны дополнительные мероприятия, направленные на предотвращение подобных случаев. При необходимости следует вносить изменения в данное дополнение.


13.5 Экологическая безопасность


Все мероприятия по охране окружающей среды при строительстве магистрального газопровода выполнены в соответствии с разделом 13 СНиП ІІІ-42-80*[16]. и рабочим проектом.

При выполнении всех строительно-монтажных работ необходимо строго соблюдать требования защиты окружающей природной среды, сохранения её устойчивого экологического равновесия, и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством об охране природы.

Строительная организация, выполняющая строительно - монтажные работы, несёт ответственность за соблюдением проектных решений, связанных с охраной окружающей среды, а также за соблюдение государственного законодательства по охране природы.

Временные автомобильные дороги и проезды должны устраиваться с учётом требований по предотвращению повреждения плодородного слоя и древесно-кустарниковой растительности.

Потери растительного слоя при прокладке временных дорог должны быть минимальными. Низкие кустарники вдоль полосы отвода не рекомендуется вырубать. Они сохраняют устойчивость почвы и служат в качестве осадочного фильтра вдоль водоёмов.

Простейшим методом расчистки трассы в редких лесах является прижимание растительности к поверхности будущей дороги.

Ширина полосы отвода земли на время строительства и ремонта магистральных трубопроводов определяется проектом в соответствии с нормами отвода земель для магистральных трубопроводов.

Производство строительно-монтажных работ, движение машин и механизмов, складирование и хранение материалов в местах, не предусмотренных проектом производства работ, запрещается.

Мероприятия по предотвращению эрозии почв, оврагообразования, а также защитные противообвальные и противооползневые мероприятия должны выполняться в строгом соответствии с проектными решениями.

При выборе методов и средств механизации для производства работ следует соблюдать условия, обеспечивающие получение минимума отходов при выполнении технологических процессов (превращение древесных отходов в промышленную щепу, многократное использование воды при очистке полости и гидравлических испытаниях трубопровода и т. д.).

Плодородный слой почвы на площади, занимаемой траншеями и котлованами, до начала основных земляных работ должен быть снят и уложен в отвалы для восстановления (рекультивации) земель. При производстве указанных работ следует строго соблюдать требования проекта рекультивации и положения Инструкции по рекультивации земель при строительстве магистральных трубопроводов и Основных положений по восстановлению земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых, проведении геологоразведочных, строительных и иных работ.

Снятие, транспортировка, хранение и обратное нанесение плодородного слоя грунта должны выполняться методами, исключающими снижение его качественных показателей, а также его потерю при перемещениях.

Использование плодородного слоя грунта для устройства подсыпок, перемычек и других временных земляных сооружений для строительных целей не допускается.

Не допускается сливать в реки, озёра и другие водоёмы воду, вытесненную из трубопровода, без предварительной её очистки.

После окончания основных работ строительная организация должна восстановить водосборные канавы, дренажные системы, снегозадерживающие сооружения и дороги, расположенные в пределах полосы отвода земель или пересекающих эту полосу, а также придать местности проектный рельеф или восстановить природный.

Природоохранные мероприятия:

Для снижения воздействия на окружающую среду и затрат на их возмещение при проведении ремонтных работ на магистральном газопроводе необходимо выполнение следующих мероприятий:

1.Использование емкостей для сбора отработанных ГСМ, хозбытовых и производственных отходов;

2.Оборудование передвижных емкостей приспособлениями, исключающими разлив ГСМ при их транспортировке и заправке техники;

.Строгое соблюдение правил работы в водоохраной зоне.

.Озеленение водоохранных зон;

.Ликвидация отходов производства и хозбытовых отходов на местах работы ремонтной бригады;

.Соблюдение правил пожарной безопасности в бесснежный период времени.

Таблица 30

Вредные воздействия на окружающую среду и природоохранные мероприятияприя при гидрогеоэкологических работах

Природные ресурсы и компоненты окружающей средыВредные воздействияПриродоохранные мероприятияЗемля и земельные ресурсы1.Уничтожение и повреждение почвенного слоя, сельхозугодий и др. земель. 2.Засорение почвы производственными отходами и мусором. 3.Создание выемок и неровностей, усиление эрозионной опасности, уничтожение растительности.1. При обработке запланированного объема работ производится временное отчуждение земель. 2. Применение технологического процесса и видов транспортных средств с минимальным влиянием на окружающую среду. 3. Запрещается проведение земляных и иных работ, нарушающих почвенный слой.Лес и лесные ресурсы1.Уничтожение, повреждение и загрязнение почвенного покрова. 2.Лесные пожары.1. В пределах водоохранных зон запрещена вырубка леса 2. Запрещается разведения костров рядом с лесным массивом.Вода и водные ресурсы1.Загрязнение мусором. 1. В водоохранных зонах запрещаются: складирование древесины, мусора и отходов производства, стоянка, заправка топливом, мойка и ремонт тракторно-вездеходной техники, земляные работы.Животный мир1.Распугивание, нарушение мест обитания животных, рыб и др. представителей животного мира, случайное уничтожение. 2.Браконьерство1. Охота на дичь и рыбная ловля разрешена только лицам, имеющим на это право, с соблюдением сроков и правил охоты и рыбной ловли. 2. Предусматривается ограничение количества переездов через ручьи и овраги с целью минимизации производства работ в пойменных местах.13.6 Безопасность при чрезвычайных ситуациях


Чрезвычайные ситуации (ЧС) - обстановка на определенной территории сложившаяся в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного бедствия, которые могут повлечь за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительные материальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.

Чрезвычайные ситуации подразделяются на следующие виды:

природные (наводнение, снег, ветер, низкие температуры);

техногенные (аварии, пожары);

военные.

Возможные аварии на магистральном газопроводе могут возникнуть в результате внезапной разгерметизации линейной части, которая может наступить по нескольким причинам:

Она происходит в результате образования свища, трещины на трубе, фасонных частях или оборудовании линейной части, а также в случае аварийного отказа в работе запорной арматуры, которые возникают вследствие:

а) общих коррозийных повреждений, уменьшивших толщину стенки трубы до величины, которая меньше необходимой для обеспечения прочности магистрального трубопровода при максимально разрешенном рабочем давлении газа, питтинговых коррозийных повреждений, создающих реальную угрозу возникновения утечки газа;

б) любых воздействий, создающих сверхнормативные нагрузки на трубопровод, или его перемещений в пространстве в результате стихийных явлений, происходящих в окружающей среде (оползень, паводок, землетрясение и др.), механических воздействий техники, которые отрицательно влияют на безопасность функционирования объекта;

в) любых видов трещинообразования или дефектов материала труб и оборудования, которые понижают прочность и требуют для обеспечения безопасности снижения рабочего давления на 20% и более от установленного или отключения объекта;

г) при возникновении кристаллогидратной пробки, вследствие которой возникает давление превышающие максимально разрешенное рабочее давление;

д) при проведении диверсионных и террористических актов.

Утечку газа можно обнаружить приборами-газоанализаторами, а также визуально и "на слух" по следующим характерным признакам:

шуму и запаху газа;

изменению цвета растительности;

появлению пузырьков на водной поверхности в обводнённых местах;

потемнению снежного покрова.

При обнаружении утечки с непрерывным выходом газа линейным трубопроводчиком должны быть приняты меры по скорейшему оповещению диспетчерской службы, руководства подразделения, по оценке размеров загазованной зоны (до 20 % НПВ), опасности для населённых пунктов и других объектов и отключению повреждённого участка. В случае аварии с выходом большого количества газа вблизи населённого пункта, дороги, или водной артерии линейный трубопроводчик с целью предупреждения несчастных случаев до прибытия аварийной бригады обязан:

выставить предупредительные знаки на расстоянии не менее 300 м от места повреждения трубопровода;

при необходимости организовать объезд или выставить знаки, запрещающие въезд транспорта в опасную зону;

предупредить жителей близлежащего пункта об опасности распространения огня и соблюдения ими правил безопасности;

находиться в районе повреждения вне зоны загазованности до прибытия ремонтно-восстановительной бригады.

Сопровождается резким хлопком, напоминающим взрыв с последующим сильным шумом, выбросом грунта, кусков металла в радиусе до 250 - 300 метров. Как правило, происходит с возгоранием потока газа. Зона термического воздействия при горении составляет 300 метров и представляет наибольшую опасность для людей, объектов и сооружений.

При разрыве без возгорания опасность представляет взрывная волна и возможность возгорания (взрыва) потока газа в любой момент. Поэтому категорически запрещается приближаться к месту разрыва газопровода до полного прекращения выхода газа ближе 500 метров.

При значительном расстоянии от места аварии разрыв трубопровода определяется по резкому и прогрессирующему падению давления в газопроводе с обеих сторон от места разрыва.

Обнаруживший аварию должен немедленно сообщить о ней на коммутатор и сменному инженеру и принять меры к локализации аварии.

До подъезда аварийно-ремонтной бригады, к месту аварии для взятия проб воздуха и выяснения обстановки пешком должна направляться бригада из трех человек. Транспорт двигается вслед за бригадой с интервалом не менее 100 м. Продвижение возможно до тех пор, пока бригада не обнаружит в воздухе углеводородные пары, содержание которых превышает 20% от нижнего предела взрываемости.

После этого средства транспорта должны быть остановлены (по сигналу старшего бригады). Если ветер от загазованной зоны направлен в сторону транспортных средств, они должны быть отведены назад.

Бригада путем замеров должна определить границы загазованной зоны и установить на ней соответствующие знаки.

В загазованную зону персонал должен входить только в изолирующих противогазах.

Заключение


В данной ВКР освещена Техническая характеристика магистрального газопровода «Парабель - Кузбасс» в зоне ответственности Чажемтовской промышленной площадки, входящей в состав Томского ЛПУ. Описана внутритрубная диагностика км 110-214 вторая нитка. Произведён анализ существующих технологий ремонта, гидравлического испытания трубы для «катушки». Разработан план производства работ км 193 магистрального газопровода «Парабель-Кузбасс» вторая нитка .

Проведён гидравлический расчёт, и расчёт на прочность и устойчивость участка магистрального газопровода. Также рассмотрены мероприятия по безопасному проведению работ и экологичности.

Разработанный в составе ВКР план производства работ соответствует требованиям, предъявляемым ООО «Газпром трансгаз Томск».

Список литературы


1.Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. «Типовые расчёты при сооружении трубопроводов». - М.: Недра, 1995. - 246с.

2.Вайншток С.М. «Трубопроводный транспорт нефти». І том - М.: Недра, 2002 - 407с.

.ВСН 012-88 «Контроль качества и приёмка работ».

.ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация».

.ВСН 51-1-97 «Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов».

.ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Мингазпром».

.ВРД 39-1.10-006 2000 «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов».

.ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод».

.Инструкция по гидравлическому и топливному расчёту магистральных газопроводов, прокладываемых в Северных районах.

.Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов ВНИИГАЗ, 1984г.

.РД 51-2-97 «Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем», ОАО «Газпром», 1997.

.РД 558-97 «Технология сварки труб при производстве ремонтно - восстановительных работах на газопроводах».

.«Спутник газовика» часть ІІІ.

.СТО Газпром 14 - 2005, «Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на объектах ОАО «Газпром».

.СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования».

.СНиП ІІІ-42-80* «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приёмки работ».

.СН 452 «Нормы отвода земель».

.СП 104-34-96 «Земляные работы».

.СП 111-34-96 «Очистка полости и испытание газопроводов».

.Технический отчёт по внутритрубной дефектоскопии участка газопровода «Парабель - Кузбасс» 111-214км второй нитки 2007г.

.ГОСТ 12.0.003-74 «Опасные и вредные факторы»

.ГОСТ 12.1.003-83 «Шум. Общие требования безопасности»

.ГОСТ 12.1.012-90 «Вибрационная безопасность»

.ГОСТ 12.1.004-91 «Пожарная безопасность»

.ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

.ГОСТ 12.3.009-76 «Работы погрузочно-разгрузочные»

.СТО Газпром 14 - 2005

.Обучение приемам и способам оказания первой медицинской помощи в черезвычайных ситуациях. 2008г

.СНиП 3-4-80 «Техника безопасности в строительстве»

.Сан.ПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03«Санитарные правила и нормы к естественному, искусственному освещению»

.СНиП12.1.030-81«Электробезопасность. Защитное заземление»

.СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочихместах»

.ГОСТ 12.4.051 «Средства индивидуальной защиты органа слуха»

.ГОСТ 12.4.4044 «Выбор спецодежды для сварки»

.ГОСТ 12.4.010 «Средства индивидуальной защиты. Рукавицы»

.ГОСТ 12.4.011 «Средства защиты работающих»

.ГОСТ 12.4.023 «Щитки защитные лицевые»

.ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные»

.Инструкция по борьбе с клещевым энцифалитом


Теги: Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки"  Диплом  Транспорт, грузоперевозки
Просмотров: 18159
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки"
Назад