Технология строительства газопровода «Моздок-Казимагомед» на участке перехода через р. Гюльгерычай и федеральной автодороги «Кавказ»

 

ВВЕДЕНИЕ


На современном этапе строительство промысловых и магистральных трубопроводов, как и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности в целом, представляет собой крупную самостоятельную отрасль транспортного строительства, которой в полной мере присущи все основные черты передового индустриального производства.

Бурное развитие нефтяной и газовой промышленности началось в двадцатом веке, когда стали широко применять нефтепродукты во всех отраслях народного хозяйства. Особенно быстро начала развиваться газовая и нефтяная промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Таким образом: нефть, газ и другие продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. В связи с дефицитом нефтепродуктов в 80 и 90 годы началось широкое освоение месторождений Крайнего Севера.

Основные направления в области технической политики трубопроводного строительства включают применение труб большого диаметра (в том числе многослойных), совершенствование сварочного производства и защиты трубопроводов от коррозии (в частности, применение труб, изолированных на заводах); перевооружение парка строительных и специальных машин и совершенствование комплексной механизации строительства, совершенствование форм и структуры организации управления строительством.

Поточность является непременным условием выполнения всех видов строительно-монтажных работ, а также специальных работ применительно к конструктивным решениям объекта, технологическим схемам его сооружения и уровню специализации производственных подразделений.

Сущность поточности определяется как непрерывность и равномерность производства, основная на указанной специализации производственного процесса, пропорциональности осуществления отдельных элементов производственного процесса, параллельности выполнения отдельных видов строительно-монтажных работ, частных строительных процессов, их непрерывности и ритмичности. Одним из важнейших этапов развития газовой и нефтяной промышленности является строительство трубопроводов.

Отмечая важное значение трубопроводного транспорта, правительство поставило перед строителями отрасли серьезную задачу по повышению качества и безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов.

Одновременно с количественными изменениями в развитии трубопроводного транспорта, и, прежде всего в развитии газотранспортной сети, произошли и качественные изменения. От строительства отдельных трубопроводов осуществлён переход к строительству единой системы газоснабжения страны, в основе которой лежит объединение добычи, транспортировки, переработки и использование газа. То есть комплексное единство газовых промыслов, магистральных газопроводов (линейная часть и наземные сосредоточенные объекты), подземных газохранилищ, пунктов и сетей, доводящих газ до потребителей.

Магистральные газо- и нефтепроводы относятся к взрыво- и пожароопасным сооружениям, отказ в работе которых может привести к очень тяжелым последствиям. Так, загрязнение водоемов и окружающей среды в результате аварии оказывает губительное воздействие на флору и фауну. Поэтому обеспечению высокой надежности нефтегазопроводов уделяется особое внимание.

Повышение надежности - основная и глобальная задача дальнейшего развития технического прогресса в области строительства трубопроводного транспорта. Обеспечение надежности трубопроводных систем как инженерных конструкций должно формироваться, начиная с выбора трассы и кончая испытаниями законченных сооружений. Одно из основных условий обеспечения надежности - строгое соблюдение норм и правил расчета и проектирования трубопроводов. Однако нормы не в состоянии охватить все многообразие факторов, силовых воздействий и требований, которые должны учитываться при расчете и проектировании. В нормах не приводятся методики проведения расчетов при строительстве и не указываются значения и влияния тех или иных факторов и воздействий на несущую способность трубопроводов, в них лишь даются основные требования, которые должны предъявляться к расчету и проектированию трубопроводных систем.

Монтажом трубопроводов занимаются специализированные управления, которые имеют разрешение, лицензию на право производства работ, имеет необходимые мощности и штат.

Для успешного решения поставленных задач тщательно исследуются и внедряются передовые методы монтажа трубопроводов отечественные и зарубежные, в области автоматизации, механизации процессов строительства трубопроводов.

В данном дипломном проекте нами рассматривается организация и технология строительства газопровода «Моздок-Казимагомед» на участке перехода через р. Гюльгерычай и федеральной автодороги «Кавказ».



1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ


.1 Географо-экономичекая характеристика


Район проведения работ расположен в юго-восточной части Республики Дагестан. В административном отношении это Магарамкентский район. Участок работ расположен в 30-35 км юго-восточнее г. Дербент. Основными населенными пунктами в районе работ являются г. Дербент, поселки Советское и Н. Макка. Федеральная автотрасса «Кавказ» пересекает район строительства с северо-запада на юго-восток. Населенные пункты между собой соединяются автодорогами с асфальтовым и грунтовым покрытием. На территории района с юго-востока на северо-запад проходит нефтепровод «Баку-Тихорецк» и газопровод «Моздок-Казимагомед». Район работ относится к сельскохозяйственному, здесь развито садоводство и виноградарство. Промышленность в районе работ сосредоточена в г. Дербент, в районе ст. Самур расположен карьер по добыче песчано-валунно-гравийной смеси (Самурский щебзавод). Растительность района, в основном, прдставлена садовыми культурами и кустарником. В дельте р. Самур расположен уникальный Самурский лес (Самурский национальный парк площадью 7,2 га). Грабовые, буковые и дубовые леса в дельте р. Гюльгерычай. В дельте р. Самур и р. Гюльгерычай действует нерестово-выростной водоем для кутума и Приморский рыбзавод по воспроизводству лососевых рыб.


.2 Климат


Участок строительства в климатическом отношении входит в Приморский район. Климатические условия района строительства охарактеризованы Дербентской и Касумкентской метеорологических станций. Основными чертами климата на данном участке, являются засушливость, обилие тепла и света. Температура воздуха характеризуется незначительной изменчивостью в разрез наблюдений (табл. 1.1). Cредняя многолетняя температура воздуха в предгорной полосе (ГМС Касумкент) составляет 10,990-11,80С, а в предгорной зоне 13,070-13,810С (ГМС Дербент).


Таблица 1.1

Среднемноголетние данные основных элементов климата

Наименование метеорологической станцииМесяцыГод123456789101112Температура воздуха, 0СКасумкент1,01,74,810,016,520,123,423,518,213,67,11,811,78Количество осадков, ммКасумкент15,022,435,238,448,833,044,830,645,248,927,020,4409,8Относительная влажность воздуха,%Касумкент83838282817875778285838381,0

Три самых жарких летних месяцах (июнь, июль, август) имеют среднюю температуру 22,3-24,4°С, самые холодные месяцы декабрь-февраль 1,5-4,00С.

Абсолютный максимум годовой температуры 39-410С, минимум - минус 20-250С. Атмосферные осадки, их количество в пределах Приморской полосы Южного Дагестана уменьшаются с севера на юг, и в изучаемом районе в многолетнем разрезе составляют от 320,3 мм (ГМС Изберг) до 382,8мм (ГМС Касумкент) (табл. 1.1).

Количество осадков возрастает с подъемом местности и составляет в районе с. Касумкент 406,5-409,8 мм в год. Наибольшее количество осадков выпадает осенью, минимальное летом. Количество осадков года 95% обеспеченности по ГМС Дербент и Касумкент соответственно равно 262 мм и 314 мм.

Число дней с осадками в виде снега в разрезе года незначительно 8-16 дней.

Выпавший снег обычно не создает прочного покрова, толщина его не превышает 4 см. Малая мощность и неустойчивость снежного покрова не оказывает существенного влияния на запас влаги.

Влажность воздуха. На участке проектирования в увлажнение воздуха немаловажную роль играет местные источники: реки, каналы и орошаемые земли. Среднемноголетняя величина относительной влажности составляет Касумкент (табл. 1.1).

Ветры. В Предгорной области господствуют ветры северо-восточных и западных румбов (табл.1.2), а в Приморской полосе - северо-восточных и северо-западных румбов, где отличаются бризы, дующие днем с моря, а ночью и утром с суши.

Направление ветра (%) и среднее число штилей приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2

Наименование ГМСРумбыССВВЮВЮЮЗЗСЗштильКасумкент12261512132677

В течение года скорость ветра на участке проектирования примерно одинакова и составляет немного меньше 4 м/сек. в предгорной до 2 м/сек. Летом, иногда наблюдаются суховеи, продолжительность которых обычно не превышает 1-2 дня. Максимальная температура воздуха при суховеях достигает +40+42 С.

Из приведенных метеоданных можно сделать вывод, что климат в районе работ умеренно-континентальный - теплая зима и жаркое лето, смягченное Каспийским морем.


.3 Орогидрография


В орографическом отношении район работ представляют собой полосу предгорий который пересекает весь изучаемый район с северо-запада на юго-запад. В пределах предгорий отчетливо выделяются долинно-балочный тип рельефа.

Долинно-балочный тип рельефа характеризуется преобладанием мелко-эрозионных и водно-аккумулятивных форм рельефа, главным образом речных террас. К долинам рек привязана довольно густо разветвленная система балок, не имеющая постоянных водотоков.

В.Д. Голубятников выделяет в долинах рек Самур, Гюльгерычай, три надпойменные террасы и пойму. Высота уступов речных террас варьирует от 3 по 27м. По времени своего образования данные террасы сопоставляются с морскими: бакинской, хазарской и хвалынской.

В пределах участков работ равнина представляет собой конуса выноса рек Самур, Гюльгерычай, Уллучай.

В пределах Тагиркентского и Белиджинского участков в рельефе равнины отмечено наличие террас, прослеживающихся с северо-запада на северо-восток и определяющихся друг от друга уступами различной высоты.

Наиболее высокая морская терраса прослеживается на абсолютных высотах 140-170м. Она имеет вид отдельных столообразных возвышенностей и относится к верхнебакинскому возрасту.

Ниже на отметках 125-80 м расположены две террасовые поверхности: верхняя и нижняя нижнехазарского возраста.

В пределах Тагиркентского и Белиджинского участков эта равнина сложена из конусов выносов рек Самур, Гюльгерычай. Рельеф равнины характеризуется наличием террас, прослеживающихся с северо-запада и на юго-восток, отделяющихся друг от друга уступами различной высоты.

На хвалынской морской террасе находится массив лиановых дубовых лесов субтропического облика. В недалеком прошлом эти леса покрывали значительные площади в Дагестане и Азербайджане. В настоящее время сохранился только один массив этих лесов в дельте р. Самур. Растительность дельты р. Самур представлена прибрежными (пойменными) лесами, которые развиваются узкой полосой вдоль русел на периодически заливаемых участках и междуречными - на надпойменных незаливаемых террасах. Междуречные и прибрежные леса составляют единый эколого-генетический ряд смен растительных сообществ. В пределах дельты рек Самур и Гюльгерычай лесом занято 26,7 га. Это, так называемый - Самурский природный комплекс (СПК). Именно на этой территории леса характеризуются большим разнообразием и сохранностью и представлены широким спектром растительных сообществ.

Участки работ в геоморфологическом отношении охватывает надпойменные террасы и сама пойма р. Гюльгерычай.

Гидрографическая сеть района работ представлена реками Самур (Большой и Малый), Гюльгерычай и каналами Самур-Дербентский и Бер-Кубу.

Река Гюльгерычай образуется от слияния рек Чирахчай и Курахчай, берущих начало на юго-востоке внутреннего Дагестана на высоте 4000 м. Протекая в северо-восточном направлении, впадает в р. Малый Самур в 5,0 км от его устья на отметке 14,5 м.

Длинна реки от места слияния рек Чирахчай и Курахчай 42 км, от истоков р. Чирахчай - 135 км. Площадь водосбора 2340 км2, средняя высота 1540 м. средний уклон реки 19,3%. Притоков р. Гюльгерычай не имеет.

Долина реки, шириной в среднем около 2 км, в полосе предгорий течет одним руслом, при выходе из нее, ниже села Советское река разбивается на несколько блуждающих русел. В этом же районе она, кроме того, разбивается на значительную сеть канав и каналов для орошения. Берега реки преимущественно обрывистые. Высота обрывов достигает 10-15 м. в области предгорий и снижается до 1-2 на равнине. В питании реки основное значение имеют талые воды, значительное место занимают грунтовые воды и дождевые осадки.

Река Гюльгерычай относится к рекам с половодьем в теплую часть года и зимней меженью. Половодье обычно начинается в марте и заканчивается в августе-сентябре. Наивысшие уровни отмечаются в июне-июле (табл.1.3). Зимняя межень (декабрь, февраль) сравнительно устойчивая. Сток р. Гюльгерычай слагается из стока реки Курахчай и Чирахчай.

В районе села Советское в реку поступают воды Самур-Дербенского канала, в районе села Кумух на Кулларском гидроузле они отводятся в г. Дербент и далее до села Мамедкала.

Основные гидрологические характеристики реки в ее устье:

Площадь водосбора-2340 км2;

Средняя высота водосбора-1540 м;

Средний годовой расход воды, м3/сек;

Среднемноголетний расход - 8,53 м3 /сек;

обеспеченный на 75% - 6,1 м3 /сек;

обеспеченный на 95% - 4,6м3/сек;

Максимальные расходы воды, м3 /сек;

обеспеченный на 1% - 279;

обеспеченный на 2% - 228;

обеспеченный на 5% - 167;

обеспеченный на 10% -122;

Минимальный среднемесячный расход, м3 /сек;

средний многолетний - 2,33;

обеспеченный на 75% - 1,72;

обеспеченный на 95% -1,03.

Средний многолетний сток наносов за год составляет - 2170 тыс. тонн.

Воды реки Гюльгерычай пресные гидрокарбонатно-сульфатные кальциевые с сухим остатком до 0,5 г/дм3, пригодны для питьевых и технических нужд. В период весенне-летнего половодья имеют большую мутность.

Среднемесячные и годовые расходы р.Гюлъгерычай у с.Советское приведены в таблице 1.4.


.4 Геологическое строение района


В пределах описываемого района развиты отложения четвертичной системы.

Отложения четвертичной системы распространены, в основном, в пределах речных террас и в пойменной части рек.

Описание геологического строения района приводиться с использованием материалов В.Д. Голубятникова (1953г.), И.О. Брода (1954г.) и В.Л. Галина (1969г.).

Ниже приводиться стратиграфическая характеристика пород слагающих изучаемый район.


.4.1 Стратиграфия и литология

Неогенова система (N)

Плиоценовый отдел (N2)

Плиоценовые отложения имеют широкое распространение и трансгрессивно залегают со значительными угловыми несогласиями на более древних породах. Плиоцен в районе представлен акчагыльским и апшеронским ярусами.

Акчагыяский ярус (N23 ак)

Породы акчагыльского яруса выходят на дневную поверхность в юго-западной и северо-восточной части района работ в предгорьях, где образуют широкие поля, которые трансгрессивно перекрывают более древние образования. Отложения яруса представлены как континентальными, так и морскими осадками.

Континентальные отложения акчагыльского яруса представлены гравийно-галечниковыми образованиями и конгломератами. Морские отложения - прибрежными осадками: песчано-глинистой толщей. Песчанистость ее увеличивается вверх по разрезу и с востока на запад при погружении отложений акчагыльского яруса с запада на восток песчано-глинистая толща постепенно переходит в глинистую.

Мощность отложений акчагыльского яруса в районе работ достигает 300 м.

Апшеронский ярус (N23 ар)

На территории описываемого района работ апшеронские отложения имеют значительное распространение и выходят на дневную поверхность в северной и юго-западной его части.

Апшеронский ярус представлен континентальными отложениями и морскими осадками, которые трансгрессивно и несогласно перекрывают отложения от акчагьша до чокрака, залегая на них почти горизонтально, с небольшим уклоном в северовосточном направлении.

Континентальные отложения апшерона широко распространены в долинах рек Рубас, Гюльгерычай, Самур, где они слагают плоские водораздельные возвышенности и представлены преимущественно галечниками. Отложения агаперонского яруса морского происхождения (нижний апшерон) представлены серыми, синевато-серыми, зеленовато-серыми глинами с прослоями мелкозернистых песков.

Верхнепашеронские отложения (кусарская свита N2арк) континентально-прибрежной фации слагают подошву конуса выноса р. Самур и р. Гюльгерычай. Отложения кусарской свиты широко развиты на правобережье р. Самур. В левобережной части р. Самур они распространены лишь на площади между железнодорожной магистралью Баку-Москва и берегом Каспийского моря.

Кусарская свита представлена континентальными аллювиально-пролювиальными отложениями: галечниками, песками, песчанистыми глинами. Глубина залегания и мощность отложений кусарской свиты увеличивается от предгорий в северо-восточном направлении и в районе работ достигает 30 м. Общая мощность отложений апшеронского яруса доходит до 450м.

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения участка работ представлены

континентальными образованиями. К четвертичным отложениям относятся: аллювиальные средне-верхнечетвертичные и современные аллювиальные и делювиальные отложения.

Аллювиальные средне-верхнечетвертичные отложения (аQ II-III) Эти отложения слагают конуса выноса рек и речная терраса р. Гюльгерычай.

Литологически представлены валунно-гравийно-галечниковыми отложениями с песчаным, песчано-глинистым, глинистым заполнителем.

Мощность отложений колеблется в широких пределах от 5-7м до 85- 120м.

Современные аллювиальные отложения (аQIV)

Аллювиальные отложения распространены по речным долинам и представлены мелким и крупным галечником, валунами, разнозернистыми песками и песчанистыми глинами, крупность обломков уменьшается в направлении течения рек. Мощность отложений изменяется от 0,5 до 1 0- 1 5 м.

Современные делювиальные отложения (dQIV)

Представлены преимущественно желтовато-бурыми суглинками, покрывают акчагыльские и апшеронские отложения. Мощность суглинков от нескольких сантиметров до 2-х метров.


.4.2 Тектоника

В тектоническом отношении район работ расположен в пределах структуры I порядка-Предкавказского краевого прогиба, выполненного палеоген-неогеновыми отложениями. В его пределах различают восточную и западную антиклинальные зоны.

Северо-восточная и северная части района работ входят в пределы восточной антиклинальной зоны.

Каранайаульская синклиналь разделяет участки наибольшего погружения складок восточной и западной антиклинальных зон и протягивается с северо-востока на юго-запад от района с. Н. Каякент до окрестностей г. Дербента.

В поперечном разрезе Каранайаульская синклиналь характеризуется пологим основанием и асимметричными бортами: юго-западный имеет углы падения 30-450С, северо-восточный - 20-250С.

Берикейская брахи&итиюшналь прослеживается в Юго-восточном направлении на расстоянии около 7 км. Складка имеет асимметричное строение: северо-восточное крыло имеет углы падения пород 500, на противоположном крыле - не более 200. С глубиной поднятие приобретает почти коробчатую форму. Свод складки нарушен взбросом. На поверхности складка сложена отложениями сарматского яруса, караганского и чокракского горизонтов миоцена. От Дузлакского поднятия Берикейская складка отделяется небольшим поперечным прогибом.

Дузлакское поднятие представляет собой крупное куполовидное поднятие, вытянутое с северо-запада на юго-восток. Характеризуется очень пологим и широким сводом и крупными крыльями. Присводовая часть осложнена взбросом.

К Дузлакскому поднятию приурочены газонефтяные залежи в хадумских и нижнемеловых отложениях.

Древнекаспийские отложения, перекрывающие отложения миоцена и плиоцена, маскируют тектонику участка, являя на поверхности полого наклоненную в северовосточном направлении Приморскую равнину.

Огнинское поднятие является крупной куполовидной складкой в своде Восточной антиклинали, вытянутой с северо-запада на юго-восток. Складка имеет асимметричную форму с более пологим юго-западным крылом, где углы колеблются от 10 до 15 и с более крутым северо-восточным крылом, где углы падения увеличиваются вниз по падению от 20 до 50°. Складка полого понижается на северо-запад и юго-восток.

Юго-восточная часть работ лежит в пределах Восточной антиклинальной зоны и включаег Хошменьзильское и Рукельское брахиантиклинальные поднятия, которые являются типичными асимметричными брахиантиклиналями. В строении Хошмензильского и Рукельского поднятий участвуют два структурных этажа:

- породы нижне- и среднепалеогенового возраста и мезозоя;

- неоновые отложения.

Характерной чертой тектоники складок является несовпадение в положении сводов складок по мезозойским и палеоген-неогеновым отложениям.

Западная антиклинальная зона отделена от Восточной зоны широкой корытообразной Кулларской синклиналью, сложенной породами акчагыла, сармата, карагана и чокрака.

К юго-востоку область палеоген-неогеновой складчатости скрыта под спокойно залегающими четвертичными отложениями и галечниками кусарской свиты Приморской наклонной равнины. Ее современный рельеф формировался с апшеронского времени. Осадконакопление происходило в период отступления-наступления моря, что сказалось на литологическом составе пород. В хазаро-хвалынское время сформированы современные морские террасы, сложенные чередованием известняков и песчано-глинистых осадков. В это же время, наряду с формированием морских отложений, происходит накопление континентальных толщ. По своему литологическому составу они изменчивы: чередование галечников, разнообразных песков, супесей, суглинков и глин. Генезис отложений тоже весьма разнообразен: аллювий, пролювий, делювий и покровные образования. Подавляющая масса осадков относится к аллювиально-пролювиальному типу, причем их накопление в значительной мере связано с деятельностью пра-Самура и пра-Гюльгерычая, которые имели в это время блуждающие русла. Переменный базис эрозии предопределил и неоднородность гранулометрического состава континентальных пород. Период наступления-отступления береговой линии моря привел к весьма пестрому взаимовклиниванию хорошо проницаемых континентальных пород и слабопроницаемых морских осадков. В результате взаимодействия этих факторов и сформировалась геологическая структура типа конуса выноса: мощная толща водопроницаемых и водоупорных пород слабонаклоненных в сторону моря.

Угол падения плиоценовых пород на крыльях складок не превышает 10°.


.5 Гидрогеологические условия района работ


В гидрогеологическом отношении район работ представлен вороносным горизонтом современных аллювиальных отложений.

С дневной поверхности пойма реки сложена рыхлыми галечниковыми отложениями, которые подвержены размыву и переотложению. После прохождения паводков рельеф поймы изменяется, при этом средняя высота поперечного профиля поймы понижается незначительно. Донная эрозия в ложе русловых водотоков развивается постоянно с различной скоростью в зависимости от расхода воды и скорости течения, на локальных участках в паводок донный размыв может достигать 1,5-2 м.

Проектом предусмотрена глубина заложения забалластированного участка газопровода в интервале подводного перехода на 0,6 м и ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки. Отметка наибольшего размыва (донная эрозия) в проекте принята 175,42 м, что на 1,0 м ниже дна существующего русла реки ПК 3+80. Следует отметить, что величина донной эрозии может превысить предусмотренную в проекте расчетную отметку.

По категории опасности экзогенные геологические процессы обоснованно отнесены к умеренно - опасным. Проектируемый объект расположен в пределах Самурско-Гюльгеричайской аллювиально-пролювиальной равнины, гдеаккумулированы запасы пресных подземных вод, являющихся в настоящее одним из основных источников водоснабжения г. Дербент и благодаря которым сохранился уникальный Самурский реликтовый лес (Самурский национальный парк). В междуречье Б. Самур-Гюльгерычай (ниже железной дороги) разведано Присамурское месторождение пресных подземных вод с эксплуатационными запасами 81,0 тыс. м3/сут.

Водоносный горизонт современных аллювиальных отложений (аQIV)

Развит в долинах рек Б. Самур и Гюльгерычай. Аллювий выполняет русла современных рек и слагает как современные, так и древние речные террасы. Воды безнапорные и только где в аллювии встречаются прослои песчанистых глин, они приобретают напор. Уровень грунтовых вод залегает на глубинах от долей метра (в пойме) до 10-25 метров на древних террасах предгорий. Глубина залегания грунтовых вод увеличивается с удалением от русла реки и с переходом от более молодых на более древние террасы. Воды аллювия пресные с минерализацией до 1 г/л. По химическому составу гидрокарбонатные кальциевые.

Питание аллювиального водоносного горизонта происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков, выпадающих на площади его распространения, а в предгорной части района за счет его инфильтрации.

Разгрузка водоносного горизонта осуществляется по склонам террас и в поймах рек.

Воды используются для питьевых нужд населением Магарамкентското района.

В действительности в пределах Самур-Гюльгерычайской АПР существует единый горизонт грунтовых вод, приуроченный к валунно-галечниковым отложениям единого конуса выноса и используемый для водоснабжения населенных пунктов, расположенных вниз по течению от нефтепровода. Русло р. Гюльгерычай в пределах участка газопровода, как и русло р. Самур, находится в «подвешенном» состоянии и инфильтрация поверхностных вод происходит путем «дождевания». Мощность валунно-галечниковых отложений 40-50м. В многолетнем разрезе уровни грунтовых вод в пределах поймы залегают на глубине 6-20 м. Водоносный горизонт не защищенный.

Наличие отдельного горизонта грунтовых вод спорадического распространения в валунно-галечниковых отложениях низкой и высокой поймы реки разведочными (при изысканиях - ноябрь 2005 г.) и ранее пробуренными разведочно-эксплуатационными скважинами не подтверждается.

Возможность вскрытия грунтовых вод при ведении земляных работ маловероятно. На участке возможно затопление поймы во время паводков и полива сельхозугодий.

Химический состав подземных и поверхностных вод достаточно однороден. Агрессивность вод к металлическим и железобетонным конструкциям оценена верно.


.6 Экзогенные геологические процессы


Боковая и донная эрозии

В зоне переходов магистрального газопровода «Моздок-Казимагомед» через реку Гюльгерычай развиты эрозионные и селевые процессы.

На проектируемом участке развиты следующие экзогенные процессы: подтопление и периодическое затопление низкой поймы, боковая эрозия левобережного уступа надпойменной террасы и террасы правого борта, донная эрозия в присклоной части террасы.

Периодическое затопление и подтопление поймы происходит в периоды паводков в мае-июне месяцах и в период (июль-август) выпадения аномально большого количества атмосферных осадков ливневого характера.

В эти периоды отмечается значительная активизация эрозионных процессов, особенно в левобережном уступе террасы.

С дневной поверхности пойма реки сложена рыхлым галечниковым аллювием, который подвержен размыву и переотложению при паводках. После прохождения паводков рельеф поймы сильно изменяется, при этом средняя высота поперечного профиля поймы понижается незначительно (первые сантиметры в год). Число рукавов, прорезающих пойму, не постоянно. В пойме, особенно в правой ее части, так же развиты процессы аккумуляции твердого стока и медленное его смещение вниз по течению.


.7 Проектные решения


Основным объектом строительства является подводный переход газопровода через реку Гюльгерычай и федеральной автодорогой «Кавказ». Подводный переход через реку Гюльгерычай является частью газопровода «Моздок-Казимагомед».

В данной части проекта устраиваются:

-площадки запуска и приёма СОД с блоками ПКУ;

-площадки под задвижки и вантузы;

-подъездные автодороги к площадкам задвижек и вантузов, площадкам запуска и приёма СОД с блоками ПКУ и к порталам тоннеля.

В административном отношении участок строительства газопровода относится к Магарамкенсткому району республики Дагестан.


.7.1 Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

К подводным переходам относятся участки трубопроводов, пересекающих естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища), шириной более 10 м. по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды проектируются на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в местах перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.

Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются для:

многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой,

установленной на берегах;

однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10%-й обеспеченности.

Створы переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивыхплесовых участках с пологими не размываемыми берегами русла приминимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного переходанеобходимо, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.


.7.2 Подготовительные работы

Подготовительные работы в зависимости от места выполнения при строительстве линейной части трубопроводов можно разделить на работы, выполняемые внутри строительной полосы и за пределами.

Строительная полоса представляет собой линейно-протяженный участок для: прокладки трубопровода; выполнения строительно-монтажных работ; сооружения временной дороги для проезда машин и строительной техники; размещения запорной арматуры, строительства водоотводных и других сооружений и устройств.

За пределами строительной полосы для обеспечения работ по строительству трубопроводов возводят временные жилые полевые городки, административно-хозяйственные и производственные здания, а также базы для укрупнительной сборки труб в секции, приготовления битумной мастики, стационарной изоляции труб и централизованного технического обслуживания строительной техники.

Подготовительные работы выполняют специализированные строительные подразделения, организованные в составе комплексного строительно-монтажного управления и генподрядного треста, укомплектованные и оснащенные необходимыми машинами и механизмами, элементами конструкций, строительными материалами и кадрами.

Состав подготовительных работ, выполняемых на трассе, определяется с учетом природно-климатических условий строительства. Так, применительно к нормальным гидрометеорологическим, топографическим и климатическим условиям они включают:

·объезд трассы трубопровода и прилегающей к трассе территории для определения рабочей транспортной схемы перевозки грузов, определения состояния дорог, мостов и других искусственных сооружений, согласования с исполкомами местных Советов и другими заинтересованными организациями вопросов размещения городков, обеспечения строительства местными строительными материалами, водой, электроэнергией, пропаном, кислородом, продуктами питания, согласование строительства объекта с организациями, заключение договоров, составление проекта производства работ;

·восстановление и закрепление трассы;

·расчистку полосы строительства от леса, кустарника и лесорубочных остатков, корчевку и уборку пней и валунов;

·планировку полосы отвода;

·устройство временных дорог и подъездов к трассе, переездов и мостов через различные препятствия, восстановление и ремонт дорог и мостов;

·устройство временных производственных баз и жилых городков.

При прохождении трубопровода по плодородным землям дополнительно включают работы по срезке и перемещению (для хранения) в отвал плодородного гумусного слоя грунта с последующей рекультивацией.

На заболоченных и сильно обводненных участках местности в состав подготовительных работ дополнительно включают устройство лежневых дорог и искусственных насыпей, а также водоотводных сооружений для осушения строительной полосы.

В горных районах должны быть предусмотрены: удаление нависших камней и скал, проведение защитных противообвальных и противооползневых мероприятий, срезка крутых склонов, установка средств якорения механизмов.

В состав подготовительных работ при сооружении трубопроводов в зимнее время дополнительно включают мероприятия, обеспечивающие минимальное промерзание грунта, а также защиту подъездных и вдольтрассовых дорог от снежных заносов.

По продолжительности эксплуатации и конструкции зимние дороги подразделяются на: регулярные (возобновляемые каждую зиму); временные, используемые в течение 1-2 зим; разовые (для одноразового пропуска транспорта): сухопутные, прокладываемые на грунтовом основании; ледяные, устраиваемые путем намораживания на грунт или лед (ледовые переправы); дороги с продленным сроком эксплуатации (частично и летом). Конструкцию выбирают с учетом местных условий и длительности эксплуатации.

На болотах подготовка основания заключается в искусственном промораживании на большую глубину путем снятия снежного покрова. На плохо замерзающих болотах для ускорения промерзания и увеличения их несущей способности поверхность проезжей части поливают водой, которая, замерзая, образует ледяную корку и усиливает полосу дороги. Для намораживания корки полосу дороги многократно поливают при помощи насоса, чтобы промок весь слой снега. В дальнейшем поливать следует слоями по 2-3 см с интервалами в 12 ч (в зависимости от температуры воздуха). Поверхность болота можно также усилить хворостяной выстилкой, аорубочными остатками или сплошным деревянным настилом.

Возможность безопасного движения транспорта диктуется конкретными условиями болота. Глубина промерзания моховых болот для прохода факторов на уширенных гусеницах должна составлять не менее 25 - 30 см, травянистых - не менее 16-20 см. Время, в течение которого может быть получена толщина льда, необходимая для пропуска машин при естественном промерзании, определяют ориентировочно по формуле:



где h0 - начальная толщина льда; h - толщина льда, необходимая для пропуска заданных нагрузок; а - коэффициент (для рек а=4, для озер а=6); tср - абсолютная среднесуточная температура воздуха за период промерзания.

Движение людей и транспорта по ледовым дорогам разрешается только по заранее проложенным трассам, обставленным вехами и указателями.

Движение по ледовой дороге разрешается только в одну сторону без обгона. Запрещается производить резкое торможение транспорта. Измерение толщины льда в местах передвижения людей и транспорта производится: зимой - один раз в 10 дней; на быстром течении реки - один раз в неделю; осенью, весной - ежедневно.

При выгрузке тяжелых грузов на лед, в целях рассредоточения нагрузки, должны устраиваться настилы, сбрасывать груз с транспорта на лед запрещается.

Допустимая толщина ледяной переправы (при отсутствии трещин) для перехода транспорта определяется по формулам:

·для гусеничного транспорта



·для колесного транспорта



где hрасч - толщина ледового покрова; К - коэффициент прочности льда, зависящий от температуры воздуха за последние трое суток, К=1 при t=-10°С и ниже; К=1,1 при t =-5°С и ниже; К=1,4 при t =0°С; К=1,5 при t >0°С; Р-масса транспорта с грузом.

Проходимость машин по болоту в зимнее время ориентировочно можно определить по формуле:



Где h - толщина промерзшего слоя, при котором возможна работа машины или проезд транспорта; К - коэффициент проходимости (для гусеничных машин К=9, для колесных К=11); а - коэффициент, зависящий от вида болот (а=1,6-2); Q - масса машины; ? - температурная поправка, равная 2-3 см, вводимая при температуре воздуха выше -5°С.

До начала демонтажных работ необходимо:

-осуществить остановку перекачки по основной нитке, путем отключения насосных агрегатов и перекрытия участка производства работ линейными задвижками №13А и №19. Резервная нитка отключена при помощи задвижек 14А и 15Б и уже полностью освобождена от газа.

-откачать газ передвижными средствами за линейную задвижку №13А, через существующие вантузы в направлении ГНС «Геджухская»;

-произвести одноразовую промывку демонтируемого участка водой объемом 620 м3 с добавлением ПАВ, со сливом во временный амбар.

Опорожнение участка газопровода от газа выполняется после остановки перекачки и сброса давления в газопроводе.

Газ подлежит откачке в газгольдер Геджухской НПС.

Работы по очистке полости газопровода должны выполняться согласно производственным инструкциям, разработанным и утвержденным предприятием, эксплуатирующим газопровод в соответствии с действующими нормативными документами.

Организацию и проведение работ по очистке полости газопровода выполняет предприятие, эксплуатирующее газопровод.

Для очистки демонтируемого участка газопровода устанавливаются временные камеры СОД. С помощью камер СОД дважды пропускается поршень-разделитель.

Скорость перемещения поршня-разделителя при промывке должна быть не менее 0,3 м /с.

Сброс воды после промывки производится во временный амбар.


.7.3 Площадки узлов запуска и приёма СОД с блоками ПКУ

Генеральные планы площадок запуска и приёма СОД с блоками ПКУ выполнены в соответствии с решениями технологической части проекта с учётом требований противопожарных норм и правил, а также с учётом проектируемых инженерных коммуникаций и существующего рельефа местности.

Настоящим проектом предусматривается устройство площадки запуска СОД с блоком ПКУ на юго-востоке от перехода по правому берегу р. Сулак и площадки приёма СОД, расположенной на северо-западе от перехода по левому берегу реки. Площадки узлов запуска и приёма СОД запроектированы на отметках рельефа местности и на расстоянии от водоёмов, исключающих попадание вредных веществ в водоёмы при возможных аварийных утечках из КПП СОД.

Площадки узлов запуска и приёма СОД запроектированы в обваловании высотой 1,5 м, имеют асфальтобетонное покрытие и ограждение с охранной сигнализацией.

Проектом предусмотрена возможность заезда техники внутрь обвалования. Для разворота и стоянки на каждой из площадок СОД предусмотрена разворотная площадка размером 20,0 х 20,0м с асфальтобетонным покрытием. Блоки ПКУ расположены за пределами обвалования площадок СОД, в одном ограждении с ними (периметральное ограждение предусматривается с охранной сигнализацией). Внутренние откосы обвалования укреплены противофильтрационным экраном.

Для подхода от площадок пуска - приёма СОД к блокам ПКУ предусмотрены пешеходные дорожки из монолитного бетона на основании из щебня.

Вертикальная планировка выполнена с учетом существующего рельефа из условия скорейшего отвода поверхностных вод от проектируемых сооружений.

Инженерные сети прокладываются по кратчайшим расстояниям с максимально возможным приближением друг к другу. Прокладка электрокабеля и кабеля КИП от проектируемых ПКУ к площадкам пуска - приёма СОД и задвижкам принята в подземной прокладке.


.7.4 Площадки под задвижки и вантузы

Генеральные планы площадок задвижек выполнены в соответствии с решениями технологической части проекта с учетом требований санитарных и противопожарных норм и правил, а также с учетом существующих сооружений, инженерных коммуникаций и существующего рельефа.

Площадки задвижек запроектированы в обваловании высотой 0,7 м и имеют покрытие из щебня толщиной 0,1 м и ограждение с охранной сигнализацией. Внутренние откосы обвалования укреплены противофильтрационным экраном. Для подъезда и стоянки техники у каждой из площадок задвижек предусмотрена разворотная площадка размером 12,0 х 12,0 м с покрытием из щебня.

Для обеспечения подхода к задвижкам и вантузам предусмотрены пешеходные дорожки из монолитного бетона на основании из щебня. Для прохода через обвалование предусмотрены переходные лестницы.

Вертикальная планировка выполнена с учётом существующего рельефа из условия скорейшего отвода поверхностных вод от проектируемых сооружений.

Подъезд к проектируемым сооружениям возможен по проектируемым дорогам и существующим вдоль трассовым проездам. Инженерные сети прокладываются по кратчайшим расстояниям с максимально возможным приближением друг к другу. Прокладка электрокабеля и кабеля КИП от проектируемых ПКУ к задвижке принята в подземной прокладке.


1.8 Условия строительства


.8.1 Место нахождения объекта строительства

Участок строительства газопровода «Моздо-Казимагомед» на территории Республики Дагестан, в Магарамкенстком районе, в к юго западу от г. Дербент; в 3 км. к северо-востоку от населенного пункта Советское, и 1,5 км.юго западнее населенного пункта Н. Макка. Ближайшим городом является районный центр г. Дербент, ближайшая газоперекачивающая станция - ГНС «Геджух».

Земли, на которых расположен участок работ, находятся в ведении Магарамкентского района и Главного управления по природным ресурсам и охране окружающей среды Республики Дагестан.

Участок работ расположен в районе с достаточно развитой дорожной сетью. Подъезд к участку возможен от города Дербент, через населенный пункт Н-Макка по федеральной автодороге «Кавказ».


.8.2 Существующая транспортная сеть и источники энерго- и водоснабжения

Транспортировка гусеничной техники осуществляется на тралах по автодорогам с твердым покрытием далее по проселочной дороге к проектируемому газопроводу. Дальнейшее продвижение колонны спецтехники осуществляется по вдольтрассовому проезду. Проезд спецтехники через пересекаемые автодороги с асфальтовым покрытием производится по переездам из сборных ж.б. плит.

Все материалы, трубы и конструкции, поставляемые по железной дороге будут разгружаться на ж.д. станции г. Дербент. Поставка материалов в район строительства будет осуществляться автотранспортом. Поставка труб предусматривается однотрубными секциями.

Для проходки трассы используется проходческий комплекс с установленной мощностью 300 кВт, напряжением 6 кВ. Установленная мощность надземного комплекса 200 кВт, напряжение 0.4 кВ.

Электроснабжение потребителей проходческого комплекса производится от линии Вл-10 кВ ГП «Моздок-Казимагомед». Электроснабжение потребителей подземного комплекса производится трансформаторной подстанцией КТНП 10/6, установленной на строительной площадке №1.

Для электроснабжения надземного комплекса используется ВЛ-10 кВ по ГП «Моздок-Казимагомед». Электроснабжение потребителей надземного комплекса производится трансформаторной подстанцией КТНП 10/0.4, установленной на строительной площадке №1.

Учет расхода электроэнергии осуществляется по техническим условиям.

Металлические корпуса электродвигателей, трансформаторов, металлоконструкции распределительных щитов, сборок, пусковой аппаратуры, строительных механизмов с электроприводом, станков, оболочки кабелей, металлическая арматура кабельных разделок и все другие устройства, которые не находятся под напряжением, но могут оказаться под ним в результате повреждения изоляции, должны быть заземлены.

Электрооборудование зданий и сооружений на строительных площадках выполняется по типовым и повторно применяемым проектам. Электрическое освещение территории проектируется воздушной сетью с применением светильников наружного освещения монтируемых на деревянных или железобетонных опорах.

Все потребители электрической энергии и электрические сети имеют защиту от перегрузки и коротких замыканий.

Обеспечение строительных площадок водой для хозяйственно-питьевых нужд в виду незначительного объёма предусмотрено путём завоза автотранспортом из Геджухской ГНС в соответствии с техническими условиями.

Забор воды для технологических целей на стройплощадках и в тоннеле производится из предусмотренного проектом трубопровода противопожарной защиты и технологического резервуара, расположенного на стройплощадке №1.

Сбор и отвод бытовых стоков на стройплощадках №1 и №2 предусмотрен в резервуары емкостью 10 м3 и 2 м3 соответственно. По мере заполнения резервуаров производится вывоз содержимого автомобильным транспортом в канализационную систему г. Дербент.


1.8.3 Календарный план строительства

Продолжительность строительства определена на основании СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений» и по проектам аналогам и принимается равной 2 месяцам, с подготовительным периодом 0,5 месяца.

Общая схема организации строительства включает в себя:

-организационно-техническую подготовку;

-подготовительный период демонтажа;

-основной период демонтажа.

Началу строительно-монтажных работ по демонтажу участка нефтепровода должна предшествовать организационно-техническая подготовка, выполняемая в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85* и СНиП 12-04-2002.

К основным организационно-техническим мероприятиям относятся:

) Составление и утверждение проектно-сметной документации в установленном объеме и порядке, согласно СНиП 11.01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений».

) Разработка и утверждение проекта производства работ ППР.

) Решение вопросов финансирования строительства, подготовка и заключение договоров между Заказчиком и генподрядчиком.

) Организация оперативной связи строителей.

) Определение перечня строительных, монтажных и специальных организаций, привлекаемых для выполнения специальных видов работ и заключение генподрядчиком субподрядных договоров.

) Оформление и получение генподрядчиком разрешения на производство работ.

) Получение фондов, выдача заказных спецификаций, размещение заказов на изготовление и поставку.

) Перебазирование генподрядчиком строительной техники на место проведения СМР.

) Решение генподрядчиком вопросов обеспечения площадки строительными материалами, конструкциями и энергоресурсами.

) Заключение генподрядчиком договоров с железнодорожной станцией на прием и выгрузку строительных грузов, поступающих по железной дороге.

К внутриплощадочным подготовительным работам относятся:

) геодезическая разбивка трассы;

) инженерная подготовка территории строительной площадки с первоочередными работами по планировке территории, обеспечением временных стоков поверхностных вод;

) обеспечение строительного рабочего места противопожарным инвентарем, средствами пожаротушения и средствами связи;

) устройство переездов через коммуникации из сборных железобетонных плит;

Завершение подготовительных работ должно фиксироваться в общем журнале производства работ.

При строительстве учтены важнейшие требования прогрессивной организации строительства:

) проведение работ подготовительного периода до начала основного строительства;

) выполнение работ поточным методом;

) рациональное использование техники, рабочей силы, материальных ресурсов.


1.8.4 Механизация строительства, транспорт. Временные здания и сооружения

При производстве строительно-монтажных работ применяются эффективные способы и средства комплексной механизации, обеспечивающие высокое качество, снижение себестоимости, а также сокращение трудоемкости работ.

На основании СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства» состав парка и количество машин, необходимых для выполнения установленной программы СМР определяются на основании объемов работ в физических измерителях, принятых способов механизации работ и эксплуатационной производительности машин.

Определение количества транспортных средств

При строительстве линейной части магистральных трубопроводов приходится выполнять большой комплекс транспортных работ, связанных с перевозкой отдельных труб и секций, запорной арматуры и других строительных материалов; при этом значительная часть этих работ приходится на доставку отдельных труб и секций на трубосварочные базы и на трассу.

Необходимое число трубовозов можно определить следующим образом:



где - длина пути груженного трубовоза; - длина пути порожнего трубовоза; - средняя скорость груженного трубовоза; - средняя скорость порожнего трубовоза; , - время, затрачиваемое соответственно на погрузку и выгрузку; - коэффициент, учитывающий возможные простои kпр=1,2-1,3.

Число рейсов одного трубовоза в сутки



Где Тсут - часы работы трубовоза в сутки.

Общее число необходимых рейсов для перевозки среднего числа поступающих в сутки труб



где - среднее число труб (плетей), поступающих на железнодорожную станцию (на трассу); - число труб (плетей), перевозимых трубовозом (плетевозом) за один рейс.


Таблица 1.3

Средняя скорость груженного трубовоза, км/ч

Тип дорогиРавнинаВсхолмленная местностьАсфальт40-4530-40Автогрейдерная гравийная30-4025-30Автогрейдерная грунтовая сухая25-3020-25Грунтовая увлажненнаядо 15до 10Сыпучий песокдо 10до 10Снег неуплотненный55

Необходимое число трубовозов (плетевозов)



Определяем число линейных объектных строительных потоков (число изоляционно-укладочных колонн), необходимых для осуществления строительства магистрального трубопровода, имеющего следующую проектную характеристику:

.Диаметр трубопровода - 1220 мм.

2.Проектная протяженность трубопровода - 1380 км.

.Характеристика переходов (по протяженности)

·Через болота I типа - 0,5 км;

·Через крупные реки (объекты УПТР) - 9,7 км;

·То же, с зеркалом воды более 20 м - 2,0 км;

·Через железные и шоссейные дороги - 1,8 км.

4.Характеристика участков трассы трубопровода (по протяженности) L=1380 км:

·С нормальными условиями производства работ lн=1227 км;

·Болото I типа lбI=41 км;

·Болото II типа lбII=98 км.

5.Число переходов по трассе - 622.

6.Характеристика отдельных участков трассы:

·Участок №1, протяженность l1=324 км проектная продолжительность Nпл1=333 дня;

Число дней, которые по погодным условиям изоляционно-укладочные работы не допускаются Nпог1=83 дня;

·Участок №2 - l2=216 км; Nпл2=384 дней; Nпог2=118 дней.

·Участок №3 - l3=460 км; Nпл3=307 дней; Nпог3=86 дней.

·Участок №4 - l4=195 км; Nпл4=256 дней; Nпог4=52 дня.

·Участок №5 - l5=185 км; Nпл5=307 дней; Nпог5=67 дней.

7.Протяженность участков трубопровода с различными типами изоляционных покрытий:

·С битумно-резиновой изоляцией нормального типа 1 lиз.н=979 км,

·С битумно-резиновой изоляцией усиленного типа 1 lиз.ус=17 км,

·С изоляцией липкими полимерными лентами lиз.л=370 км.

1.Определяем L


L=1380-(0,5+9,7+2,0+1,8)=1366 км


.Определяем значения kпог.i для отдельных участков трубопровода


kпог.2=1,44; kпог.3=1,39; kпог.4=1,25; kпог.5=1,48;


.Определяем kпог


kпог=(1.33*324+1.44*216+1.39*460+1.25+195+1.28*185)/1366=1.35


.Число переходов, приходящихся на 100 км трассы трубопровода, составляет 622*100/1366=45, отсюда kпер=1,15.

5.Значение Nпл составляет 605 дней.

.Определяем значение Lпр


Lпр=(1277*1+41*1,7+98*2,5)*1,15*1,35+(979*1,0+17*1,25 +

,25*370*1,0) - 1366 = 2402 км


.Число изоляционно-укладочных колонн, равно числу объектных потоков



8.Показатель сложности трассы трубопровода



Выводы:

1)В среднем каждая колонна должна изолировать и укладывать:

В месяц



2)Решение задачи позволяет предусмотреть изменение сроков строительства трубопровода при изменении как числа изоляционно-укладочных колонн, так и числа колонно-смен.

Потребность в автотранспортных средствах, строительных машинах и механизмах приведена в таблице 1.4


Таблица 1.4

Наименование основных машин и механизмовТип или маркаКоличествоПримечание1. ЭкскаваторРС-200 Комацу12. БульдозерД85А Комацу13. Кран-трубоукладчикД-155 Комацу3+1 (резервный)4. Кран автомобильныйКС-3571515. Автомашина бортоваяКАМАЗ 541016. Сварочный агрегатАС-8117. Трубовоз«КРАЗ»-255Б28. Передвижная электростанцияДЭС-10019. Автоцистерна для питьевой водыАВЦ-1,7110. Водоотливной агрегатАВ-701111. Передвижной компрессорХRVS112. Агрегат наполнительныйПНА-2113. АвтобусПАЗ-672114. АвтомашинаКАМАЗ-5511115. Передвижная установка высокократной пеныПВУП-1116. Автоцистерна для горючегоАЦ-4.2-130117. Труборезная установкаФайн1

Таблица 1.5

Расчет потребности строительства во временных зданиях и сооружениях

Наименование помещенияКол-во работн.Нормативный показатель, м2Требуемая площадь, м2Контора прораба248Помещение для сушки одежды130,22,6Гардеробные130,67,8Санузлы153 очка на 50 чел.1 очкоДушевые133 сетки на 1 душ 1 душ на 20 чел.1 душТипы передвижных вагон-домиков определяются генподрядчиком в ППР с учетом их марок, состояния и количества.


1.8.5 Структура управления строительством. Потребность в кадрах

Строительство осуществляется подрядным способом.

Заказчик: ОАО «Газпром».

Генподрядчик: определяется по тендеру.

Численность работников, занятых на строительно-монтажных работах, определена по среднегодовой выработке на каждого работающего см. таблицу 1.6.


Таблица 1.6

Год строительстваГодовой объем СМР, тыс. руб.(гл.1-8)Среднегодовая выработка на одного работающего, руб.Численность работающихРаботающиев т.ч. административно-управленческий аппарат1-й год (2мес.)90,837000152

Выработка на одного работающего и стоимость СМР представлены в ценах 1991 года.

Выработка принята по среднестатистическим данным, ввиду отсутствия исходных данных.


.8.6 Потребность в строительных кадрах

Численность работающих определяется технической потребностью проходческого комплекса, применяемого для строительства перехода. Расчет произведен из условий круглосуточной работы на объекте. Строительно-монтажные работы осуществляется вахтовым способом.

Продолжительность смены на поверхности - 12 часов.

Продолжительность смены под землей - 6 часов.

Общая численность работающих - 33 человека, из них:

·рабочих- 26 чел.

·инженерно-технических работников - 4 чел.

·служащих - 3 чел.


1.8.7 Способы обеспечения строительства энергоресурсами и водой

Расчет потребности в энергоресурсах произведен по укрупненным показателям на 1 млн. руб. годового объема строительно-монтажных работ и результаты сведены в таблице 1.7, где:

К1 - 0,83 коэффициент территориальный для Республики Дагестан;

К2 - 1,034 коэффициент территориальный для Республики Дагестан.


Таблица 1.7

Наименование ресурсовЕдиница измеренияУдельная норма на 1 млн. руб. СМРПотребность в энергоресурсах и воде на годовой объем СМР = 0,06 млн. руб.Трансформаторная мощностьКВА170х0,83=141,18,5Сжатый воздухкомпр. в шт.1,8х1,034=1,860,1Кислородм³/год4167х1,034=4309258,5Ацетиленм³/год1958х1,034=2025121,5Парм³/год75х0,83=623,72Вода на производственные нуждыл/с1,1х1,034+1,05=2,190,13Вода на пожаротушениел/с2020

Сжатым воздухом строительство будет обеспечиваться от передвижных компрессорных станций; водой - завозимой автотранспортом.

Обеспечение электроэнергией на трассе производится от передвижной дизельной электростанции мощностью 100 кВт.

Применяемые при производстве газорезательных и сварочных работ кислород, пропан и углекислый газы, поставляются на трассу и строительную площадку в баллонах.



1.8.8 Ведомость объемов основных строительных, монтажных и специальных строительных работ


Таблица 1.8

Форма 2

№ строкиНаименование работЕд. изм.Общее кол-воАБВ11Разработка грунтам39852Обратная засыпкам38993Устройство песчаного основаниям3274Устройство щебеночного основаниям3185Рытье и засыпка траншей при прокладке трубопровода диаметром 500 ммкм2,456Срезка растительного слоя грунтам32967Вертикальная планировкам220798Монтаж и демонтаж дорог из сборных ж.б. плитм330,69Укладка асфальтобетонам2160010Монтаж камеры запуска средств очистки и диагностикишт.211Монтаж стальных трубопроводов:- диаметром 500 ммм6208- диаметром 900 ммм147212Изоляция сварных стыков и укладка в траншеи трубопроводам310413Балластировка трубопровода ж.б. утяжелителямим347314Промывка, гидравлическое испытание и удаление воды продувкой нефтепроводов диаметром 500 ммм310415Врезка в действующие стальные трубопроводыврезка216Монтаж задвижки шиберной с электроприводомшт.1417Монтаж задвижки стальной клиновой фланцевойшт.2418Монтаж клапана дыхательногошт.219Монтаж клапана обратногошт.220Монтаж емкости подземной, горизонтальной, дренажнойшт.221Монтаж агрегата насосного центробежногошт.222Установка компрессорной станции передвижной СДАшт.1АБВ123Прокладка кабелейкм1424Устройство противофильтрационного экрана из полиэтиленовой пленким2100625Демонтаж противофильтрационного экрана из полиэтиленовой пленким2100626Демонтаж опор ВЛшт.827Протаскивание в футляр стальных труб диаметром 500 ммм147228Монтаж полиэтиленовых труб- диаметром 125 ммм1472- диаметром 225 ммм2944- диаметром 710 ммм147229Монтаж термоусаживающихся муфтшт.282

.9 Электрохимическая защита


Средства ЭХЗ и контроля должны быть поставлены на строительство комплектно, согласно проекту, переданы под монтаж в установленные сроки.

Строительно-монтажные работы по сооружению средств ЭХЗ и контроля должны выполняться специализированной организацией, соответствовать проекту и требованиям действующих НД. Подключение средств ЭХЗ и контроля к действующим сооружениям производят с разрешения и в присутствии ответственных представителей эксплуатирующих организаций.

При сдаче в эксплуатацию и в процессе эксплуатации трубопровода следует проводить контроль наличия электрического контакта между кожухом и нефтепроводом, защитного потенциала футляра и трубопровода. При наличии контакта кожуха и газопровода его необходимо устранить.


.10. Осуществление контроля качества строительства


.10.1 Контроль качества ремонтных работ

В соответствии с этапами технологического процесса строительства трубопроводов постоянно выполняется производственный контроль качества работ, включающий в себя входной, операционный и приемочный:

-входной контроль качества материалов, оборудования, конструкций, изделий, предназначенных для использования в строительстве, осуществляется работниками службы снабжения, инженерно-техническими работниками линейных технологических потоков и специалистами лабораторий контроля качества;

-пооперационный контроль технологических процессов осуществляют бригадиры линейных бригад и инженерно-технические работники линейного технологического потока на всех стадиях строительства линейной части газопровода, а специалисты службы контроля производят выборочный после операционный контроль;

-приемочный контроль осуществляется после завершения определенных этапов работ. Этот вид контроля выполняется инженерно-техническими работниками линейного потока и специалистами лабораторий контроля качества.

Завершающим этапом деятельности по обеспечению качества строительно-монтажных работ и эксплуатационной надежности объекта строительства является комплекс испытаний перед сдачей объекта в эксплуатацию.

Подрядчик должен обладать необходимым оборудованием, приборами и инвентарными приспособлениями для всех видов испытания магистральных нефтепроводов.

Наряду с производственным контролем, осуществляемым работниками строительной организации выполняется авторский и инспекционный контроль.

Авторский надзор производят представители проектной организации.

Инспекционный надзор проводится представителями служб технадзора Заказчика и территориальных органов надзора.


.10.2 Контроль качества выполнения подготовительных работ

Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, ВСН 012-88, СНиП 3.01.03-84.

В процессе подготовительных работ исполнителями в числе прочих работ, контролируется:

-правильность закрепления трассы;

-соответствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требованиям проекта, особенно в зоне разработки траншеи.

Контроль осуществляется визуально, а также с помощью теодолита, нивелира, мерной ленты.

Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна произвести контроль геодезической разбивки трассы, принять трассу от Заказчика по акту (см. ВСН 012-88).


.10.3 Контроль качества земляных работ

Контроль качества земляных работ осуществляется в соответствии с требованиями ВСН 012-88 глава 3, СНиП 3.02.01-87, СНиП III-42-80* (глава 3 табл. 2).

Земляные работы должны производиться с обеспечением качества и с обязательным операционным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ требованиям проекта и НТД. Операционный контроль выполняется производителем работ визуально, а также с использованием теодолита, нивелира, мерной ленты, металлического щупа, шаблонов.

Приемку законченных земляных работ осуществляет служба контроля качества.

По мере выполнения отдельных видов работ составляются документы на их приемку (см. ВСН 012-88).


.10.4 Контроль качества сварочных работ

Перед началом работ организацией-получателем в присутствии поставщика производится приемка, отбраковка и освидетельствование труб, деталей трубопроводов и запорной арматуры согласно РД 153-006-02,ВСН 012-88, главы 4, 5 и «Регламента технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды». Также выполняется входной контроль электродов. Приемка и отбраковка материалов выполняется визуальным контролем и инструментальным контролем с помощью рулетки, штангенциркуля, ультразвукового толщиномера, набора шаблонов. В случае необходимости отдельные трубы подвергаются ремонту в соответствии с требованиями ВСН 006-89. Проведение ремонта и заключение о пригодности труб к дальнейшему использованию оформляется актом установленной формы.

По результатам освидетельствования принимаемых материалов составляется акт.

Для обеспечения требуемого качества сварочных работ необходимо производить:

-проверку квалификации сварщиков (согласно РД 153-006-02, ВСН 006-89);

-систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки мастерами и производителями работ с целью проверки правильности и необходимой последовательности технологических операций по сборке и сварке в соответствии с требованиями РД 153-006-02, ВСН 006-89, «Регламента технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды» и действующих операционных технологических карт;

-визуальный контроль и обмер сварных соединений работниками службы контроля в объеме 100% выполняемый с помощью линейки, штангенциркуля, универсального шаблона сварщика с учетом требований гл. 5 ВСН 012-88;

-проверку сварных швов дефектоскопами и аттестованными методами;

-двойной (подрядчик и заказчик) радиографический контроль в объеме 100% сварных стыков с учетом требований ВСН 012-88 гл. 5, СНиП III-42-80* гл. 4, ВСН 006-89 с применением рентгеновских аппаратов;

-стыки захлестов выполнить со 100% рентгеноскопическим контролем и 100% ультразвуковым контролем.

Результаты контроля оформляются документально по ВСН 012-88.


.10.5 Контроль качества изоляционных работ

При контроле качества изоляционных работ руководствоваться требованиями ВСН 008-88, ГОСТ Р 51164-98, СНиП 3.01.01-85*. Материалы, применяемые для противокоррозионной защиты (включая импортные), должны иметь технические паспорта и сертификаты. При выполнении изоляционных работ проводится контроль качества применяемых материалов, операционный контроль качества изоляционных работ и контроль качества готового покрытия.

При нанесении защитных покрытий необходимо проводить визуальный контроль качества изоляционных работ: очистки изолируемой поверхности, нанесения грунтовки, нанесения изоляционного покрытия и следить за сохранностью покрытия при укладке трубопровода.

Методы, показатели и последовательность контроля качества изоляционных материалов и противокоррозионных покрытий трубопроводов приведены в Приложении 6 ВСН 008-88, ГОСТ Р 51164-98, «Регламенте по контролю качества изоляционного покрытия замененных при ремонте, реконструкции участков нефтепроводов методом катодной поляризации» (R-235).

При использовании труб с заводской изоляцией проверяется на каждую партию наличие сертификата и соответствие труб сертификатам, проверка качества покрытия (толщины, адгезии, сплошности, прочности и т.д.).

При использовании термоусаживающейся манжеты проверяется наличие сертификата и соответствие манжеты сертификату, целостность манжеты. При установке манжеты контролируется технологическая последовательность и условия установки, предписываемые ТУ на манжету. После установки манжета должна обеспечивать равномерное и плотное обжатие поверхности сварного соединения нахлест на заводское покрытие не менее 10 см, из-под нахлеста манжеты на заводское покрытие должен выступить клей. Контроль заводской изоляции труб и установленной манжеты выполняется аналогично контролю основного изоляционного слоя нанесенного в полевых условиях (см. Приложение 6 ВСН 008-88, ГОСТ Р 51164-89).

Качество изоляционного покрытия проверяется искровым дефектоскопом до укладки трубопровода в траншею и методом катодной поляризации после засыпки трубопровода. Результаты контроля оформляются документально по ВСН 012-88, ГОСТ Р 51164-98.


.10.6 Контроль качества работ строительства средств электрохимической защиты

Контроль качества работ по сооружению средств ЭХЗ выполнять в соответствии с требованиями ВСН 015-88 гл. 6, СНиП III-42-80*.

По результатам контроля оформляется акт.


.10.7 Контроль чистоты полости, прочности и герметичности трубопровода

Чистота полости трубопровода должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой и контролироваться визуально. Способы, технология, режимы и параметры очистки полости, испытания и удаления воды устанавливается ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание», СНиП III-42-80*, ВСН012-88 глава 8. Результаты контроля оформляются документально.


1.11 Организационно-техническая подготовка к строительству


До начала строительства должна быть проведена необходимая подготовка, состав и тапы которой принимаются в соответствии с требованиями СниП III-12-80, СНиП 3.01.01.85*.

В период организационно-технической подготовки к строительству генподрядная организация обязана:

- разработать на основании настоящего ГОСТа и остальных частей проекта, проект производства работ;

- подготовить всю сметно-договорную документацию на планируемый период;-разработать четкую программу материально-технического обеспечения строительства.

После проведения указанных мероприятий строительная организация приступает к внеплощадочным /внетрассовым/ и внутриплощадочным подготовительным работам.

К вне площадочным подготовительным относятся:

обустройство и ремонт действующих разгрузочных площадок, подъездных дорог складов постоянного и временного хранения материалов, монтажных площадок;

разфузки труб, материалов, оборудования, техники и т.п. из железнодорожных средств на пристанционные площадки;

транспорт грузов до постоянных или временных складов хранения, трубосварочной базы;

поворотная сварка труб на трубосварочной базе.

Внеплощадочные подготовительные работы нужно начинать сразу же после 1зучения проектно-сметной документации.

К внутриплощадочным подготовительным работам отнесены работы, выполняемые в полосе строительства газопровода или вблизи нее.

Эти работы включают:

отвод строительной полосы по трассе газопровода и площадочным сооружениям;

создание геодезической разбивочной основы;

устройство съездов и подъездов к трассе;

работы по планировке полосы строительства.


1.11.1 Геодезические работы

Геодезические работы должны производиться в соответствии со СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве" и "Положение о геодезической службе строительно-монтажных организаций", утвержденным постановлением Госстроя СССР №213от 14.12.81 г.

В состав геодезических работ подрядной организации входят:

приемка от заказчика топографической и геодезической документации;

производство основных геодезических работ в развитие и дополнение опорной сети, выполненный заказчиком /в соответствии с п.2.2 СНиП 111-42-80/

вынос в натуру основных проектных размеров;

постоянное геодезическое обеспечение и текущий геодезический контроль за строительством;

Заказчик обязан осуществлять контроль за геодезическими работами строительной организации.


1.11.2 Основные решения по организации строительства

Капитальный ремонт газопровода обеспечивается созданием одной комплексной, линейной колонны с учетом строительства новых участков газопровода и демонтажа существующего газопровода.

Организационно-технологической схемой производства работ на переходе через реку Гюльгерычай предусматривается следующая последовательность проведения работ:

строительство перехода Ду 1220мм по новой трассе;

отключение и опорожнение существующего участка газопровода Моздок-Казимагомед; врезка построенного участка газопровода в существующий; Демонтаж участка существующего газопровода. Защитные сооружения на переходе через реку Гюльгерычай сооружаются после снижения давления в действующем газопроводе. Для обеспечения установленных темпов ремонта газопровода, комплексного выполнения строительно-монтажных работ создаются (подразделения треста, выполняющие определенный технологический набор работ передвижные механизированные колонны.

Ремонтные работы должны производиться в соответствии с требованиями СНиП II1-42-80 «Правила производства и приемки работ. Магистральные газопроводы».

Перед началом работ по демонтажу действующие участки газопроводов должны быть отключены.

Отключение участков газопровода производится перекрытием двух ближайших кранов. (порожнение отключенных участков производится стравливанием газа через продувочные свечи при постоянном наблюдении за выходом газа. Для наблюдения за давлением газа в кранах устанавливаются У-образные водяные манометры. По достижении в опорожненном участке давлением 20-50мм водяного столба, дальнейший выпуск газа прекращается, продувочные свечи перекрываются.

После укладки нового участка газопровода производится врезка нового участка в действующий газопровод. Работы по врезке в действующий газопровод могут начинаться только после получения письменного разрешения организации, эксплуатирующий данный газопровод и должны производиться в соответствии с рабочей инструкцией,

Разработанной строительной организацией.

Все работы по подключению к действующему газопроводу выполняются только на основании письменного разрешения технических руководителей, под непосредственным надзором назначенного или ответственного лица.

После врезки нового участка газопровода производится демонтаж отключенного и опорожненного участка.

Работы по выполнению перехода производить во временной отрезок минимальных стоков через створ реки.

Для исключения принудительного обводнения котлована под укладываемый участок трубопровода предусмотреть строительство временных дамбы и обводного канала.

Канал провести по левой стороне реки сечением достаточным для пропуска текущего стока реки.

При возведении временных земляных сооружений предусмотреть сохранность плодородных почв.

Для исключения всплытия трубопровода предусмотреть организацию пригрузов согласно чертежей раздела КР-Л.

Подробно технология возведения перехода разрабатывается в проекте производства работ выполняемого строительной организацией.

Работы по врезке в действующий газопровод должны производиться силами соответствующего линейно-производственного управления магистрального газопровода на основании рабочей инструкции, разработанной и утвержденной этим управлением и должны быть согласованными с заинтересованными организациями после письменного разрешения главного инженера управления.


1.11.3 Земляные работы

При строительстве трубопроводов земляные работы включают отрывку линейных траншей, обратную засыпку траншей и рекультивацию земель. Параметры земляных сооружений, применяемых при строительстве магистральных трубопроводов (ширина, глубина и откосы траншеи, сечение насыпи и крутизна её откосов и др.), устанавливают в зависимости от диаметра прокладываемого трубопровода, способа его закрепления, рельефа местности,(рутовых условий и определяют проектом.

Параметры разрабатываемых траншей

Размеры траншей (глубина, ширина по дну, откосы) устанавливаются в зависимости от назначения и диаметра трубопровода характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* глубина траншеи для трубопроводов диаметром менее 1000 мм принимается не менее hT =DH+0,8м, для трубопроводов диаметром 1000 мм и более - не менее hT =DH+1,0м. Ширина траншеи по дну для трубопроводов диаметром до 700 мм принимается не менее B= DH+0,3м, для трубопроводов диаметром 700 мм и более - не менее В=1,5* DH. Для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при рытье траншей с откосами круче 1:0,5 ширину траншеи по дну допускается уменьшать до В= DH+0,5м.

Профиль траншеи в соответствии со СНиП 12-04-2002 может бать прямоугольным или трапецеидальным. Выбор профиля зависит от вида грунта, глубины траншеи, типа применяемых экскаваторов. Так, в суглинках и глинах при глубине траншеи до 1,5 м допускается прямоугольный профиль с откосами 1:0, в остальных случаях крутизна откосов изменяется от 1:0,25 до 1:1,25 (табл.2). При отрывке траншеи роторным экскаватором с откосниками формируется комбинированный профиль траншеи.

Обеспечение устойчивости откосов крайне важно во всех случаях, когда работы выполняются в котловане или траншее с вертикальными стенками. При этом всегда возникает вопрос, до какой глубины можно сохранять вертикальный откос без применения ограждающих конструкций.

Критическая глубина траншеи, на которой удерживается вертикальный откос, определится в соответствии с теорией механики грунтов следующим выражением:


Из формулы видно, что при сгр=0 zкр=0. Следовательно, в мало связных грунтах, например, песчаных, котлованы и траншеи нужно (и можно), разрабатывать только с наклонными стенками или, если есть необходимость в, устанавливать крепления.


Таблица 1.9

Крутизна откосов траншей

№№ппВиды грунтовКрутизна откоса (отношение его высоты к заложению) при глубине выемки, м, не более1,53,05,01Насыпные неслежавшиеся1:0,671:11:1,252Песчаные1:0,51:11:13Супесь1:0,251:0,671:0,854Суглинок1:01:0,251:0,755Глина1:01:0,51:0,56Лессовые1:01:0,51:0,5

Примечание:

.При напластовании различных видов грунта крутизну откосов назначают по наименее устойчивому виду от обращения откоса.

2.К неслежавшимся насыпным относятся грунты с давностью отсыпки до двух лет - для песчаных; до пяти лет - для пылевато-глинистых грунтов.

Если же сцепление сгр ?0, но на поверхности грунта у бровки откоса имеется нагрузка q (например, работающий экскаватор), то в зависимости от значения сгр, предельное значение нагрузки q должно быть менее, чем



При q = qпр критическая высота вертикального откоса hкр =0.

При условии работающей вблизи отрытой траншеи техники в работе получено следующее выражение критической глубины вертикального откоса:



В формулах:

- удельный вес грунта в естественном состоянии;

сгр - сцепление грунта;

- угол внутреннего трения грунта;

а - расстояние от края вертикального откоса до гусеницы трубоукладчика;

q - давление от гусениц трубоукладчика.

Согласно СНиП 12-03-2001 перемещение, установка и работа машины, транспортного средства вблизи выемок (котлованов, траншей, канав и т.п.) с неукрепленными откосами разрешаются только за пределами призмы обрушения фунта на расстоянии, установленном организационно-технологической документацией.

При отсутствии соответствующих указаний в проекте производства работ минимальное расстояние по горизонтали от основания откоса выемки до ближайших опор машины допускается принимать по таблице 1.10.


Таблица 1.10

Рекомендуемые расстояния а

Глубина выемки, мГрунт ненасыпнойпесчаныйсупесчаныйсуглинистыйглинистыйРасстояние по горизонтали от основания откоса выемки до ближайшей опоры машины, м1,01,51,251,001,002,03,02,402,001,503,04,03,603,251,754,05,04,404,003,005,06,05,304,753,50

Выбор землеройной техники в технологии производства работ

Методы разработки траншей определяют в зависимости от заданных размеров и профиля, вида и состояния грунтов, характера рельефа, степени обводненности участка, наличия соответствующих землеройных машин и технико-экономических показателей их применения.

Основу отраслевого парка землеройных машин составляют одноковшовые экскаваторы мощностью до 95,6 кВт с вместимостью ковша 0,65-1 м3, роторные траншейные экскаваторы мощностью 55,2-220,7 кВт, бульдозеры-рыхлители мощностью 79,4-301,6 кВт.

По принятой традиционной технологии сооружения линейной части магистральных трубопроводов экскаваторы используют преимущественно при разработке траншей, бульдозеры-рыхлители - на подготовительных, вспомогательных работах, засыпке и дифференциальных методах разработки траншей.

Траншеи для магистральных трубопроводов в нормальных гидрогеологических условиях на прямолинейных и криволинейных участках по упругому изгибу в грунтах до V категории включительно в не мерзлых и мерзлых грунтах без крупных включений разрабатывают роторными экскаваторами.

В переувлажненных сыпучих грунтах, в местах переходов и на участках малых радиусов кривизны используют менее производительные одноковшовые экскаваторы с обратной лопатой. Рытье траншей по трассе должно выполняться с опережением изоляционно-укладочных работ на 2-8 км. Разрывы между граничащими захватками (перемычки) устраняются одноковшовыми экскаваторами.

В наиболее благоприятных условиях (при коэффициенте сменности 1,4) дневная производительность разработки траншей под трубопроводы диаметрами 1220-1420 мм достигает роторным экскаватором 500 м, одноковшовым экскаватором 100 м. Каждый из применяемых экскаваторов в отдельности не может обеспечить возрастающие темпы строительства, поэтому используют различные комплекты машин.

Во избежание непроизводительных затрат и повышения темпа земляных работ в 1,5-3 раза рекомендуются три дифференцированных способа разработки траншей при следующих комплектах машин:

для первого способа - одноковшовые экскаваторы и бульдозеры;

для второго способа - роторные экскаваторы и бульдозеры;

для третьего способа - роторные экскаваторы.

Эффективность, например, первого дифференцированного способа разработки траншеи подтверждается графиком расчета производительности.

Засыпка траншей производится бульдозерами и специальными траншеезасыпателями роторного или шнекового типа.

При разработке и засыпке траншей для пересчета объемов работ разрыхленного грунта на объем в плотном состоянии при невозможности замера последнего. Грунт замеряется и оплата производится как за его разработку в плотном теле.

Различают два вида разрыхления: первоночальное и остаточное. Первоночальное разрыхление образуется в момент разработки грунтов, а остаточное остается в земляном сооружении после уплотнения его естественным путем.

Подсчет объема земляных работ при отрывке траншеи производится:


V=LT*ST


где LT -длина разрабатываемой траншеи; ST - площадь поперечного сечения траншеи.

Установочная мощность N (в кВт) землеройной машины или колоны зависит от параметров грунта и требуемой технической производительности:


N=kуkвkpST*?/3600


где kу - коэффициент, учитывающий отношение времени копания к времени рабочего цикла, равный для одноковшовых экскаваторов kу=0,5 - 0,8, для бульдозера kу=0,3 - 0,9, для роторных экскаваторов kу=1,0; kв - 0,3 - 0,9, для роторных экскаваторов kу=1,0; kв - коэффициент, учитывающий расход мощности на вспомогательные механизмы, равные для одноковшового экскаватора и бульдозера kв=0,2 - 0,5, для роторного экскаватора kв=0,6 - 0,8; kр= удельное сопротивление резанию и копанию; ? - скорость разработки траншеи, м/ч.

Производительность техники при выполнении земляных работ определяется следующим образом.

Одноковшовые экскаваторы

Производительность экскаватора зависит от конструктивных качеств машины, уровня организации производства земляных работ, состояния и качества грунта и забоя, квалификации машиниста, качества системы управления экскаватора и др.

Техническая производительность экскаватора - это его максимально возможная производительность при непрерывной работе в определенных условиях, которые учитываются коэффициентами: наполнения ковша, влияния разрыхления грунта и влияния продолжительности цикла.

Для определения технической производительности одноковшового экскаватора пользуются формулой:



где - техническая производительность, м3/ч; q - геометрическая емкость ковша, м3; n=3600/tn - число циклов за 1 ч работы; tn - продолжительность цикла по хронометражным наблюдениям, с; kн - коэффициент наполнения ковша грунтом (kн=0,6 - 1,2); kр - коэффициент разрыхления грунта.

Теоретическая продолжительность


,


где - продолжительность копания; tn - продолжительность поворота на выгрузку; tв - продолжительность выгрузки; - продолжительность поворота в забой.

Эксплуатационную производительность того же экскаватора определяют по формуле:



где Пэ - эксплуатационная производительность, м3/ч; kв - коэффициент использования машины по времени (kв=0,8-0,85).

Определяем установочную мощность роторного экскаватора для рытья траншеи под трубопровод диаметром 1020 мм в суглинистом грунте категории II со скоростью 350 м/ч.

Глубина траншеи hТ =2,0 м, ширина траншеи по дну В=1,5 м.

Принимаем откосы 1:0,5ю площадь поперечного сечения траншеи



Удельное сопротивление резанию и копанию kp =350кПа

Установочная мощность


Оптимальным является в этом случае экскаватор ЭТР-223 с глубиной копания 2,2 м, ширина ротора 1,5 м и мощность 103, кВт.

Определить производительность бульдозера при разработке грунта. Исходные данные: трактор Т-130, длина отвала b=3,2 м, высота отвала h=1,3 м. масса трактора с навесным оборудованием m=17280 кг. Разработанный грунт - плотный суглинок pгр=1700 кг/м3. Место работы - горизонтальная площадка. Отвал перпендикулярен оси трактора a=90º.

1.Тяговое усилии, развиваемое трактором при ,

?м=0,8 и скорость движения ?=3,7 км/ч=1,03м/с



2.Сила тяги по сцеплению. Tсц=Gсц?. При движении бульдозера по плотному грунту ?=0,9. Tсц=17280х9,81·0,9=15300 Н=153кН. Условие движения без буксования Tсц >TN>W.

3.Сопротивление волочению призмы грунта впереди отвала на горизонтальной площадке при ?гр=40º, ?гр=90º, ?=0,4



4.Сопротивлении от трения грунта по отвалу



5.Сопротивление движению бульдозера по формуле (3,59) (Л-1)



6.Свободная сила тяги (запас тягового усилия) по сцепному весу.

7.

8.T=Tсц-(W2+W3+W4)=153-(21,3+9,3+20,3)=153-50,9=102,1кН


По мощности


T=TN-(W2+W3+W4)=82,6-50,9=31,7кН


Для дальнейших расчетов следует принимать меньшее значение.

9.Расчетная глубина резания (толщина стружки грунта) из формулы (3,56) (Л-1).с=W1/(b sinak).

Для разрабатываемого грунта - плотного суглинка k=0,14 Мпа

В конце набора грунта



В начале копания, когда все тяговое усилие расходуется только на резание грунта и перемещение бульдозера, свободная сила тяги T=TN-W4=82,6-20,3=62,3 кН. Отвал бульдозера может быть опущен на глубину



Средняя толщина срезаемого слоя



10.Объем грунта в призме волочения



11.Длина участка набора грунта



12.Выбираем скорости движения на участках: набора грунта ?н=3,7км/ч, транспортирования ?Т=4,4км/ч., движения задним ходом ?нн = 4,96 км/ч. Продолжительность элементов цикла t=l/?i, где l длина участка; ?i скорость движения машины.

Продолжительность набора грунта


,


транспортирования грунта


,


движение задним ходом


,


дополнительное время на переключение скоростей, разгрузку и распределение грунта t4=30 c.

13.Продолжительность цикла


t=?ti=12,0+32,7+40,6+30=115,3 с


14.Число циклов за один час работы



15.Коэффициент, учитывающий потери грунта


?=1-0,005L=1-0,005*40=0,8


.Часовая производительность бульдозера.



1.11.4 Погрузочно-разгрузочные работы

Для перевозки труб предусмотрены плетевозы. Погрузку разгрузку труб и вы-1нение подъемно-монтажных операций вести трубоукладчиками. При выполнении указанных операций рекомендуются пользоваться указаниями, изложенными в п.п.3.1 К/Н1-21-70, и разделом 5.7 СНиП II1-42-80.Для строящегося объекта доставка инструкций и материалов производится бортовыми машинами, автосамосвалами.

Погрузочно-разгрузочные и монтажные работы выполняет кран с соответствующим петом стрелы и грузоподъемностью.


1.11.5 Сварочно-монтажные работы

Сварочно-монтажные работы в значительной степени определяют конечное качество сооружения, его эксплуатационную надежность. Во многих странах мира, в т.ч. в России, применяется двухстадийная схема выполнения сварочных работ: на первой стадии отдельные трубы с заводской длиной 12 м и менее на полу стационарных трубосварочных базах сваривают с поворотом в 24-, 36- и даже 48-метровые секции. На второй стадии из этих вывезенных на трассу длинномерных секций сваривается непрерывная нитка трубопровода.

Разнообразие условий строительства трубопроводов определяет применение различных методов сварки в их сочетании. Поэтому наряду с дуговыми методами сварки успешно развивается и электроконтактная сварка, используется в промышленных масштабах принудительное формирование шва как средство повышения производительности сварки плавлением неповоротных стыков. При этом в качестве сварочного материала применена самозащитная порошковая проволока.

Развитие механизированной сварки, которая в сочетании с совершенствованием геометрии свариваемых труб обеспечивает высокую стабильность технологических программ и высокое качество сварных соединений, не исключает применения ручной дуговой сварки трубопроводов, в том числе при выполнении так называемых специальных работ. К таким работам относится сварка крановых узлов, криволинейных участков, захлестов, катушек и других особо ответственных сварных соединений, при подготовке которых зачастую используют термическую резку кромок в процессе их подгонки.

Сборка и сварка труб на трубосварочной базе охватывает комплекс в который входят следующие трудовые процессы:

подготовка и обработка торцов труб для автоматической сварки;

сборка и двухсторонняя автоматическая сварка под трехтрубных секций.

Сборка и сварка секций труб на трассе выполняется, как правило, поточно-расчлененным методом и охватывает комплекс работ, в который входят следующие трудовые процессы:

подготовка стыков секций труб к сборке и сварке;

сборка и сварка корневого слоя шва;

сварка второго слоя шва - «горячего» прохода;

сварка заполняющего и облицовочного слоев шва.

Сварка секций труб на трассе поточно-расчлененным методом осуществляется в три технологических этапа:

I этап - подготовка стыков секций труб к сборке и сварке.

В состав работ входят:

правка или обрезка дефектных кромок стыков;

очистка внутренней полости секций;

зачистка кромок стыков; выкладка секцій труб вдоль трассы для центровки.

II этап - сварка первого (корневого) и второго («горячего» прохода) слоев шва.

В состав работ входят: центровка стыка и установка зазора; предварительный подогрев кромок стыков секций; сварка корневого слоя шва и «горячего» прохода.

III этап - сварка заполняющего и облицовочного слоев шва.


1.11.5.1 Расчет оптимальных режимов сварки

Для разработки технологического процесса сварки необходимо выбрать оптимальный способ сварки, оборудование для сварки, сварочные материалы, конструктивный тип соединения и форму разделки кромок, режима сварки, методы и нормы контроля сварных швов, предусмотреть мероприятия по предупреждению или уменьшению сварочных деформаций, при этом можно рассчитывать все или только отдельные промежуточные и выходные характеристики:

температуру и скорость охлаждения металла шва и зоны термического влияния, длительность его выдержки;

долевое участие основного металла в формировании шва;

химический состав металла шва для всех легирующих элементов;

геометрические размеры шва - глубину противления, ширину, высоту усиления; коэффициенты формы провара и валика;

механические свойства металла шва: предел прочности, предел текучести; относительное удлинение, относительное поперечное сужение; ударную вязкость.

В настоящее время строгое математическое обоснование имеют только формулы по расчету процессов нагрева и охлаждения металла при сварке. Остальные параметры режима сварки выбирают по различным экспериментальным зависимостям, представленным в виде таблиц и номограмм.


1.11.5.2 Ручная электродуговая сварка

Режимом сварки называют совокупность основных характеристик сварочного процесса, обеспечивающих получение сварных швов, заданных размеров, формы и качества. При ручной электродуговой сварке - это диаметр электрода, сила сварочного тока, напряжения дуги, площадь, поперечного сечения шва, выполненного за один проход дуги, число проходов и др.

Последовательность расчета режимов и размеров шва такова


Таблица 1.11

1.Назначаем диаметр электрода

Толщина стенки детали, мм1,5-234-89-1213-1516-20>20Диаметр электрода, dэ, мм1,6; 2344; 555; 66-10

.Определяем число проходов по формуле:



где F1 - площадь поперечного сечения первого слоя, равная (6-8) dэ, мм2;

Fn - площадь сечения последующих слоев, равная (8-12) dэ, мм2.

При сварке швов стыковых соединений с разделкой кромок общую площадь поперечного сечения наплавленного металла рассчитывают по формуле:



где ? - угол разделки кромок; b - зазор между кромками труб; ? - толщина стенки трубы - высота усиления шва; с- притупление кромок; - высота усиления подварочного шва.

3.Определяем силу тока по формуле:



где dэ - диаметр электродного стержня, мм; j-допустимая плотность тока, А/мм2.


Таблица 1.12.

Допустимая плотность тока при ручной электродуговой сварке, А/мм2

Вид покрытия электродаdэ, мм3456Фтористо-кальцевое (основное)13-18,510-14,59-12,58,5-12Целлюлозное11,3-15,511,1-14,39,1-12,77-7,7

.Устанавливаем напряжение сварочной дуги

При зажигании дуги напряжение между электродом и свариваемым изделием Uхх=60-80 В. При замыкании сварочной цепи напряжение падает почти до нуля и после возбуждения дуги поддерживается в пределах 15-30В в зависимости от длины дуги и марки электрода.


1.11.5.3 Механизированная электродуговая сварка

Основными параметрами режима механизированной сварки под флюсом и в защитных газах, оказывающие существенное влияние на размеры и формы шва являются: сила сварочного тока, плотность тока в электроде, напряжение дуги, скорость сварки, химический состав и грануляция флюса, род тока и его полярность.

Порядок расчета режима сварки двухсторонних швов стыковых соединений следующий.

.Устанавливают требуемую глубину провара при сварке с одной стороны:


H=?/2+k


где k-величина перекрытия слоев, k=2-3 мм.

.Выбирают силу сварочного тока, обеспечивающую заданную глубину проплавления:


Iсв=100H/kh


где H-необходимая глубина провара при сварке с одной стороны, мм; kh-коэффициент пропорциональности, величина которого зависит от условий проведения сварки

.Выбирают диаметр электродной проволоки



где j-допустимая плотность тока, при автоматической сварке стыковых швов без скоса кромок зависит от диаметра электрода.

.При выборе скорости сварки можно воспользоваться формулой:


?св=A/Iсв


Таблица 1.13

Значения j в зависимости от диаметра

dэ, мм23456j, А/мм265-20045-9035-6030-5025-45

Экспериментально установлено, что для получения швов требуемой формы, обладающих высокой технологической прочностью, значения А в формуле следует принимать по табл.1.14.


Таблица 1.14

Значения А в зависимости от диаметра электрода

dэ, мм1,21,62,03,04,05,06,0J*10-3, А*м/ч2-35-88-1212-1616-2020-2525-30

.Оптимальное напряжение дуги можно найти из зависимости:



1.11.5.4 Техническое нормирование сварочных работ

Под техническим нормированием принимают расчет технически обоснованных норм времени выполнения операций предусмотренных в условиях.

В общем случае техническая норма времени Тц состоит из штучного подготовительно-заключительного Тп.з времени:


Тншп.з.

Норма штучного времени на выполнение, определенной операции структурно представляет собой:


Тш0в+Tобс+Tотв


где Т0 - основное технологическое время; Тв - вспомогательное время; Tобс - время на обслуживание рабочего места; Tотд - время на отдых и естественные надобности.

Основное время определяется затратами времени, в течение которого осуществляется данная технологическая операция.

Вспомогательное время при сварке складывается из вспомогательного времени, зависящего от длины сварочного шва и вспомогательного времени, зависящего от изделия и от типа оборудования.

Вспомогательное время, зависящее от длины сварочного шва, учитывает затраты на подготовку кромок перед сваркой, смену электродов или кассеты с проволокой, сбор флюса и засыпку его в бункер, очистку шва от шлака, осмотр шва и т.п.

Вспомогательное время, зависящее от изделия и типа оборудования, учитывает затраты времени на установку изделия на рабочее место, установку изделия, поворот его в процессе сварки, установку и снятие приспособления (центратора и т.п.), а также установку и снятие сварочной головки.

Различные виды затрат вспомогательного времени включаются в состав нормы времени при условии выполнения данной работы сварщиком.

Сумма основного и вспомогательного времени называется оперативным временем


Tоп= Tо+Tв


Время обслуживания рабочего места включает затраты времени на подготовку и уборку инструмента, подготовку сварочных постов и установок к работе, устранение мелких неполадок в оборудовании, включение и выключение сварочных машин и аппаратов, поддержание заданного режима работы, включение и выключение подачи газа, смену баллонов, уборку рабочего места, инструктаж мастера во время работы.

Время обслуживания рабочего места выражается в процентах от оперативного времени.

Время на отдых и личные надобности также выражаемся в процентах от оперативного времени в зависимости от условий выполнения работы.

Подготовительно-заключительное время включает в себя затраты времени получение задания и необходимых материалов, ознакомление с работой, получение и сдача инструмента, подготовку оборудования и приспособление к работе, настройку оборудования на заданный режим, опробование режимов работы, сдача работы.

Если норма времени устанавливается на одно изделие, то к нему следует прибавить подготовительно-заключительное время. Если же нормируемое время устанавливается на партию изделий из п шт., то полная норма времени на партию


Tпар=nTш+Tп.з


При определении основного времени сварки T0 необходимо вводить следующие поправочные коэффициенты k в зависимости от положения и вида шва:

·нижнее k=1

·горизонтальное k=1,6

·вертикальное k=1,4

·потолочное k=2,0

·кольцевые швы с поворотом изделия k=1,1

·кольцевые швы без поворота изделия k=1,4

·(вертикальный шов)

·прерывистый шов k=1,1

При производстве работ на монтажной площадке или на строительном участке с переходами и передвижной аппаратуры, полученные по расчетам нормы, следуя умножить на коэффициент 1,1. При производстве сварки или резки с люлек полученные нормы времени следует умножить на коэффициент не более 1,5, с подмостей и лестниц - на коэффициент не более 1,2.

При затрудненном доступе к конструкции, работе лёжа или в неудобном согнутом положении нормы времени умножают на коэффициент 1,25; при сварке с подогревом нормы времени умножают на коэффициент 1,35.


1.11.6 Изоляционно-укладочные работы

При строительстве стальных участков подземного газопровода производство изоляционных работ производится при сборке трубопроводов в плеть.

Машины и приспособления для проведения указанных работ даны в перечне машин и механизмов.

Изоляционно-укладочные работы должны выполняться в соответствии с названиями разделов 6,7 СНиП 111-42-80 с учетом ГОСТ 12.3,016-87. "Антикоррозионные работы при строительстве. Техника безопасности", ГОСТ 9.015-74 - "Единая система защиты от коррозии и старения", ВСН 008-88.

Для устойчивого положения газопровода в обводненной траншее ^усматривается его балластировка утяжелителями Ду1220мм. железобетонными УБО-и ПКБУ-КМ.


1.11.7 Очистка и испытания

Комплекс работ на завершающем этапе строительства входят промывка, гидравлическое испытание на прочность, трехкратная продувка и испытание газом на герметичность частей газопровода.

Испытание на прочность и проверка на герметичность должны соответствовать СН011-88.

Очистку полости трубопровода, а также испытание на прочность и проверку на герметичность следует осуществлять по специальной инструкции, составляемой казчиком и строительно-монтажной организацией. Инструкция разрабатывается фименительно к местным условиям производства работ, согласовывается, с проектной ганизацией, с Главгоснадзором РФ и утверждается председателем комиссии.

Очистка полости предусматривается промывкой водой с пропуском очистных устройств - эластичных разделителей, перемещающихся в потоке воды, закачиваемой для гидроиспытания. При гидравлическом испытании величина максимального испытательного, давления (в нижней точке) на большинстве участков сооружения соответствует 1,1 от рабочего давления, но не более заводского испытательного давления. Эта величина подлежит уточнению при разработке ППР на испытания, с учетом фактически примененных элементов.

Для забора воды проектом предусматривается использование постоянных источников пересекаемых рек и водотоков, дающих возможность создания необходимой скорости снижения очистительного устройства в полости трубы.

Перед сбросом испытательной, а особенно промывочной воды в естественные русла или; тальвеги балок и оврагов ее надлежит очистить от строительного мусора, взвешенных птиц и других нерастворимых загрязнений.

Для этого предусматривается механическая очистка-отстой в земляных амбарах, объем которых соответствует полному объему промывочной воды для данного участка. После испытания элементов газопровода на прочность из них должна быть полностью удалена вода.

Полное удаление воды после испытания должно производиться не менее, чем трехкратной продувкой газопровода. После испытания на прочность и полного удаления воды производится проверка на герметичность газом и является заключительным этапом испытаний.

Работы по очистке полости и испытание газопровода выполняют бригады специализированных организаций, входящие в состав сварочно-монтажных участков. Перечень машин и оборудования при продувке и испытании приведены в разделе «потребность в строительных машинах и механизмах».

строительство газопровод испытание безопасность


2. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


.1 Испытание трубопровода


Согласно СНиП III-42-80 проектом предусмотрено проведение гидравлического испытания вновь уложенного рабочего трубопровода. Также предусматривается испытание футляров.

Очистку полости трубопровода, испытание на прочность и проверку на герметичность осуществлять по специальной инструкции, отражающей местные условия работ, под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика, субподрядных организаций, заказчика, назначенной совместным приказом генерального подрядчика и заказчика или на основании совместного приказа их вышестоящих организаций.

Специальная инструкция составляется заказчиком и строительно-монтажной организацией применительно к конкретному трубопроводу с учетом местных условий производства работ, согласовывается с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по испытанию трубопровода.

Основные работы по испытанию трубопровода выполнять в следующей очередности:

-испытание газопровода водой;

-очистка полости нефтепровода, совмещенная с удалением воды после гидравлического испытания с последующей очисткой и регулируемым возвратом ее в окружающую среду.

На период испытаний должна быть обеспечена бесперебойная связь, установлена охранная зона, организованы посты наблюдения.

Размеры охранной зоны при испытании на прочность подземного трубопровода назначить в соответствии с «Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов».

Гидравлические испытания ГП «Моздок-Казимагомед», при переходе через р. Гюльгерычай следует производить в три этапа.

Испытание трубопровода на прочность и проверка на герметичность выполняется согласно СНиП III-42-80* и ВСН 011-88

Полость трубопровода до проведения испытания очищается от окалины и грата, а также от случайно попавших при строительстве внутрь трубопровода грунта, воды и различных предметов.

Очистка полости трубопровода производится промывкой водой с пропуском очистного или разделительного устройства под давлением жидкости, закачиваемой для проведения 1 этапа гидравлического испытания.

Скорость перемещения поршня при промывке должна составлять не менее 1 км/час.

Сброс воды от промывки строящегося подводного участка трубопровода предусмотрено производить в подготовленную емкость, не допуская загрязнения окружающей среды.этап

Испытание производится после сварки, на площадке, но до изоляции сварных стыков на площадке на давление Рисп.= Рзав..

Время проведения испытания на первом этапе составляет 6 часов. Испытательное давление принимается согласно ТУ на трубу и должно равняться заводскому испытательному давлению.

Трубопровод выдержать под испытательным давлением Рзав. в течение 6 часов, после чего снизить давление до рабочего, и выдержать трубопровод под данным давлением не менее 12 часов для проверки на герметичность.этап

Испытанию подвергается участки нефтепровода категории «В»:

-трубопроводы, уложенные в тоннели;

-примыкающие участки до береговых задвижек;

-береговые участки проектируемой резервной нитки до камер пуска и приема СОД;

-байпасные линии.

Испытательное давление должно составлять в нижней точке - Рзав, в верхней точке - не менее 1,5 Рраб. Время выдержки трубопровода под испытательным давлением - 12 часов.

Так же испытанию подвергаются участки газопровода категории «I» - участки от береговых задвижек основной нитки до точек врезки в существующий трубопровод.

Испытательное давление должно составлять в нижней точке - Рзав, в верхней точке - не менее 1,25 Рраб. Время выдержки трубопровода под испытательным давлением - 12 часов.

После испытания трубопровода на прочность необходимо снизить давление до рабочего и выдержать трубопровод под данным давлением не менее 12 часов для проверки на герметичность.

Проверка на герметичность участка трубопровода производится после испытания на прочность на каждом этапе и снижения испытательного давления до максимального рабочего на испытуемом участке. Рисп.=Рраб. Продолжительность проверки на герметичность не менее 12 часов.этап

Испытанию подвергается весь уложенный в траншею трубопровод после засыпки, одновременно с прилегающими участками. Испытательное давление в нижней точке - Рзав, в верхней точке не менее 1,25Рраб. Испытательное давление назначить по трубе с наименьшими прочностными характеристиками. Время выдержки трубопровода под испытательным давлением - 24 часа.

После испытания трубопровода на прочность необходимо снизить давление до рабочего и выдержать трубопровод под данным давлением не менее 12 часов для проверки на герметичность.

Испытание футляров производится после сварки, на площадке, но до протаскивания в тоннель на давление Рисп.= 1,25Рраб.в соответствии со СНиП 3.05.05-84.

Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление осталось неизменным, а при проверке на герметичность не обнаружены утечки.

Результаты испытаний оформляются актом.

Вода для гидроиспытаний берется из реки Белая в объеме 1000 м3.

После гидроиспытаний воду вытеснить воздухом в котлован, расположенный на левом берегу реки Гюльгирычай.

Удаление воды из полости газопровода осуществляется безрессиверной продувкой с пропуском поршня-разделителя, в специально обустроенный временный амбар.

Для продувки использовать мобильные высокопроизводительные компрессорные установки.


.2 Прокладка кабелей


Для прокладки коммуникаций в монолитном лотке в обоих вариантах на всем протяжении тоннеля предусмотрены три полиэтиленовые трубы ПЭ 80 SDR17.6-225x12.3 - 2 шт. и ПЭ 80 SDR17.6-125x11.4 - 1 шт. по ГОСТ 18599-2001.

Работы по укладке открытым способом на прилегающих участках, выполнить до монтажа проектируемого газопровода.

Для этого, в соответствии с рабочей документацией, необходимо:

-уточнить проектное положение кабеля связи в присутствии представителя СПТУС и обозначить трассу предупредительными знаками и вешками;

-под проектное положение кабельной магистрали разработать траншею экскаватором;

-устройство основания под кабель из привозного мягкого грунта;

-выполнить комплекс предварительных измерений и испытаний вновь укладываемого кабеля;

-произвести протаскивание кабеля в защитный кожух, в месте перехода через реку;

-произвести укладку кабеля с бровки траншеи на правом берегу;

-произвести укладку кабеля с бровки траншеи на левом берегу;

-выполнить комплекс контрольных испытаний проложенных в траншее кабелей;

-выполнить монтаж соединительных муфт для подключения к магистрали;

-установить контрольно-измерительные пункты;

-выполнить комплекс контрольных испытаний на смонтированном участке;

-произвести засыпку кабеля связи на пойменных участках - бульдозером.

В местах пересечения проектируемого кабеля с существующим и проектируемым газопроводами выполнить защиту существующего кабеля связи в стальных защитных трубах, разработку траншеи выполнить вручную. Засыпку грунтом защитного кожуха выполнить с тщательным уплотнением.

При протаскивании, кабель в кожух затягивают лебедкой, используя канат ПП Т8 (25)мм 30 кmекс А. Канат крепиться к кабелю с помощью обертки липкой «ПОЛИЛЕН-ОБ 40-ОБ-63». После затягивания кабеля в кожух концы его герметизируют сальниковой набивкой - смесь сурика с волокнистым материалом.

При прокладке трассы кабеля связи в гравийно-галечниковых грунтах проектом предусмотрено устройство подсыпки из мягкого грунта толщиной 0,1 м и присыпка сверху кабеля мягким грунтом толщиной 0,2 м. Основание из мягкого грунта отсыпать в траншею экскаватором и спланировать вручную. Присыпку мягким грунтом осуществлять экскаватором с дальнейшим распределением вручную. Кабель укладывать в траншею с барабана, установленного на кабельном транспортере, перемещаемого трактором вдоль траншеи. При укладке кабеля с движущегося транспортера скорость не должна превышать 1 км/ч, рабочие должны принимать кабель и укладывать на дно траншеи. Вращение барабана за счет натяжения кабеля недопустимо.

Работы по прокладке кабелей осуществлять в соответствии с требованиями ПУЭ, ВСН 332-74 «Инструкция по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон».

Работы по монтажу и наладке оборудования должен выполнять персонал, имеющий соответствующую квалификацию и допуски на эти виды работ.

Прежде, чем приступить к монтажу, необходимо произвести тщательный осмотр изделий, устанавливаемых во взрывопожароопасной зоне. При этом необходимо обратить внимание на:

-знаки защиты и предупреждающие знаки;

-отсутствие повреждений защитных оболочек;

-наличие средств уплотнения для кабелей, проводов, крышек;

-наличие заземляющего устройства;

-наличие соответствующих сертификатов и разрешений.

При монтаже оборудования необходимо проверить состояние защищенных поверхностей, подверженных разборке (царапины, трещины, вмятины и другие дефекты не допускаются).

Уплотнение кабелей и проводов должно быть выполнено самым тщательным образом, так как от этого зависит взрывонепроницаемость вводных устройств.

Изделия и соответствующие узлы должны быть заземлены (занулены) с помощью внутреннего и внешнего заземляющих зажимов. Место соединения наружного заземляющего проводника должно быть тщательно защищено и предохранено от коррозии путем нанесения слоя консистентной смазки. По окончании монтажа необходимо проверить величину сопротивления заземляющих устройств, которое должно быть не более 4 Ом.


.3 Внутритрубная диагностика


При реконструкции магистрального трубопровода необходимо выполнить контроль на отсутствие дефектов стенки трубы и сварных швов до ввода в эксплуатацию путем проведения внутритрубной диагностики. Диагностика проводится после укладки в траншею и засыпки трубопровода грунтом.

Внутритрубная диагностика вновь построенных переходов и участков в границах перехода после реконструкции должна осуществляться в сроки:

-профилеметрия - после укладки дюкера и засыпки до ввода ПМН в эксплуатацию;

-магнитная дефектоскопия MFL, ультразвуковая дефектоскопия WM и CD - не более 3-х лет со дня ввода ПМН в эксплуатацию;

-при выявлении на ППМН дефектов ПОР должны быть приняты меры в соответствии с п. 8.5 «Регламента технической эксплуатации переходов магистральных газопроводов через водные преграды».

Внутритрубная диагностика ГП проводится согласно РД 153-39.4-035-99 «Правила технической диагностики магистральных газопроводов внутритрубными инспекционными снарядами».

В РД 153-39.4-035-99 приведена технология проведения работ, которая определяет состав и последовательность действий при проведении дефектоскопии трубопроводов.

Проработка технологии проведения комплекса диагностических работ выполняется специализированными предприятиями, которое по договору с заказчиком разрабатывает ППР или инструкцию на проведение комплекса диагностических работ.

Внутритрубная диагностика должна проводиться предприятием, отвечающим требованиям раздела 5.3 РД 153-39.4-035-99.

При выявлении отступлений от требований СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы» и ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ» часть 1, устранение выявленных дефектов должно производиться строительной организацией.


.4 Балластировка трубопровода


Необходимость балластировки трубопровода, а также конструкция балластировки определяется в зависимости от конкретных условий участка трассы трубопровода, характеристики грунтов, уровня грунтовых вод и схемы прокладки трубопровода.

Для обеспечения устойчивого положения против всплытия на обводненных участках реки предусмотрена балластировка утяжелителями железобетонными охватывающего типа УБО-530-10 по ТУ 102-300-81 с расчетным шагом 4,1 м массой комплекта 840 кг.

Перед установкой на трубопровод утяжелителей для защиты изоляционного покрытия труб применяются коврики из нетканого синтетического материала (НСМ) габ.1300х400х3.

Глубина заложения забалластированных участков нефтепровода предусматривается не менее 1,0 м до верха пригруза.

Укладка трубопровода с установленными железобетонными утяжелителями I-УБО-530-10 производится в подготовленную траншею.

Для определения шага расстановки утяжелителей выполнен расчет по исходным данным, приведенным в таблице 2.1.


Таблица 2.1

Название параметраРазмерностьВеличинаПримечания1. Коэффициент надежн. устойчивости1,05Шаг грузов принят 4,1 м2. Коэффициент надежн. по нагрузке0,93. Тип защитного покрытия14. Плотность воды (данные изыскателей)кг/см311005. Рабочее давление трубопроводаМПа5,66. Плотность материала балластакг/см323007. Масса одного комплекта балластакг8408. Диаметр трубопроводам0,5309. Толщина стенким0,012

При производстве и приемке работ по балластировке и закреплению трубопровода необходимо осуществлять входной, операционный и приемочный контроль.

Определяем параметры балластировки трубопровода

.При балластировке одиночными кольцевыми железобетонными грузами УТК 1020-24-2 (табл.5.4) расстояние между грузами рассчитываем по формуле (4.65) (Л-1)



2.Потребное число грузов по формуле (4.68) (Л-1)


N=350/2,58+135,7?136


.При балластировке сплошным обетонированием диаметр обетонированной трубы по формуле (5.9) (Л-1)


4.Толщина слоя бетона по формуле (5.10) (Л-1)



.5 Расчет прочности защитного футляра


Исходные данные: DH=1220мм, H=2,5м, грунт - насыпной, ?гр.ср=17кН/м3; ?гр=27 0, ?кр=0,5; k 0 =1*10кН/м 3; полотно асфальто-бетонное, hnk=0,04м; Еn =1,5*107 кПа; ?=0,2; давление от подвижного состава создается трехосным автомобилем; расчетное сопротивление материала футляра R2=260МПа.

Решение

.Ориентировочное значение диаметра защитного футляра


Dk=12202/(0,9*1220-85)=1469,3мм


Принимаем Dk=1220 мм; rк=610 мм

.Ширина свода обрушения


B=1,22[1+tg(450-270/2)]=1,97 м


.Высота свода обрушения


hсв=1,97/2*0,5=1,97 м


.Как видно, hсв<H, следовательно, над футляром образуется свод естественного обрушения, и значения qгр.в. и qгр.б.


qгр.в.=1,2*17*1,97=40,2 кПа;

qгр.б.=1,2*17*(1.97+1.22/2)*tg2(45-270/2)=19,76 кПа;

.Момент инерции полотна дороги


I=1,0*0,043/12=0,000768 м4


6.Цилиндрическая жесткость полотна дороги


Dn=2*107*0,000768/1-0,172=15,82*103 кН*м2


.Коэфициент жесткости полотна дороги


?ж=1*10*1,0/4*15,82*10=1,122 1/м


.Параметр ?=3*?/4*1,1221=2,1 м

Таким образом, зона распространения суммарной эпюры реакции основания определим как сумму


?=2,1+1,122+2,1=5,322 м


.Максимальное значение реакции основания ?хмах имеет место в точках х2 и х3,равно нулю, когда ?=1,0


?хмах=156*1,122/2*1,0=87,5 кПа


.Тогда нагрузка


q=?хмах87,5 кПа


11.Находим ?zmax при x=0 и z=H=2,5


?z = 87.5/3.14*(arctg2.83/2.5+arctg2.83/2.5-2.*2.83/2.5) - 2*2.83 *

.5*23.5 * (-2.5-2.83/)?*[(2.52-2.832)2 + 4*2.832*2.52] = 128,8 кПа


.Находим ?max


z/a=2,5/2,83=0,883? ?zmax/q=0.850? ?zmax=129 кПа


Как видим, результаты расчетного и табличного определения ?zmax достаточно хорошо согласуются.

.Расчетное давление от подвижного транспорта


Q=1,1*128,8=141,68 кПа


.Расчетное сжимающее усилие


N=-0.61*(40.2+141.68)=-110.95 кН/м.


.Расчетный изгибающий момент


М=0,25*0,612*(40,2+85,3-19,76)=12,22 кН*м/м


.Толщина стенки футляра (кожуха)


?к=-110,95*103/2*260*106+?(-110,95*103/2*260*106) +

+ 6*12,22*106=16,8*10-3м=16,8 мм


Расчет потребляемой мощности при прокладке защитного футляра способом горизонтального бурения на переходе трубопровода диаметром Dн=1240 мм через железную дорогу.

Исходные данные: грунт - песок с примесью щебня и гравия ?гр=36º

1.Задаемся дополнительными данными:

·Диаметр скважины Dш=1260 мм

·Диаметр шнека Dш=1165 мм

·Шаг шнека S=800 мм

·Угол подъема винтовой линии поверхности шнека ?1=34 º20`

·Число режущих граней на головке mp=2

·Коэффициент разрыхления транспортируемого грунта kp=1,5

·Коэффициент трения грунта по винтовой поверхности шнека в покое fo=0,53

·Коэффициент трения грунта по винтовой поверхности шнека в движении ft=0,46

·Коэффициент, характеризующий физико-механические свойства грунта кгр=9

·Плотность разрыхленного грунта р=1500кг/м3=1,5т/м3.

·Плотность грунта в массиве р=1600кг/м3.

2.Минимальная частота вращения шнека и режущей головки



3.Максимально возможная частота вращения шнека



4.Высота заполнения шнека



5.Коэффициент объемного наполнения шнека при


6.Скорость бурения



7.Коэффициент удельного сопротивления грунта при толщине стружки срезаемого грунта hc=0,2 см и ?б=2,68 м/ч


К=40·105·Н/м2


8.Среднее усилие, необходимое для разрушения грунта режущей головкой



9.Мощность, затрачиваемая на бурение скважины



10.Производительность шнекового транспортера



11.Мощность, затрачиваемая на перемещение грунта шнеком, при поправочном коэффициенте k0=1,9, коэффициента сопротивления насыпного грунта транспортированию WT=40 и длина шнека Lш=30м



12.Масса единицы длины защитного футляра (кожуха) при толщине ?к=14,3 мм, внутреннем диаметре


Dкв=122-14.3*2=1191.4 мм и ?=7850 кг/м3


13.Масса единицы длины



14.Масса грунта на единицу длины шнека



15.Масса единицы длины шнекового транспортера с разрабатываемым грунтом



16.Мощность затрачиваемая на продавливание футляра при высоте насыпи hм=1м, толщина материкового грунта над футляром hм=2м площади действия нагрузок на футляр F=11м2, коэффициент трения стали о грунт f=0,6 и временной нагрузке



17.Требуемая мощность установки горизонтального бурения



Если принять длину шнека и произвести расчет в той же последовательности, то окончательно получим:



Расчет вероятности отказа стенки магистрального газопровода диаметром 1220 мм.

Материал труб - сталь 17Г1С-У. допустимое значение вероятности отказа Vдоп=0,02. Остальные исходные данные приведены в таблице.


Номер случайного значения12345Рабочее давление, МПа7,47,57,67,37,2Предел прочности, МПа590580577598570Перепад температур, 0С-3536343337

1.Случайные значения расчетного сопротивления стали трубы в соответствии с рекомендациями СНИП 2.05.06-85



2.Математическое ожидание расчетного сопротивления стали



.Вычисляется математическое ожидание температурного перепада



.Математическое ожидание давления



5.Предварительное значение расчетной толщины стенки без учета осевых сжимающих напряжений



Полученное значение толщины стенки округляется по сортаменту до ближайшего номинального.

.Математическое ожидание продольных осевых напряжений по математическим ожиданиям температурного перепада и рабочего давления



, напряжения будут растягивающими и предварительно определенное номинальное значение для дальнейших расчетов принимаем без изменений.

7.Вычисляются случайные значения параметров нагрузки как расчетные продольные осевые напряжения:



8.Вычисляется математическое ожидание параметров нагрузки



9.Математическое ожидание параметров прочности



10.Математическое ожидание запаса прочности



Предположим, что при эксплуатации случайные механические повреждения и повреждения от коррозии устранялись своевременно. Тогда, пренебрегая на первом этапе старением трубы и считая, что случайные величины подчиняются нормальному закону распределения, вычисляются дисперсии параметров нагрузки и прочности:



11.Вычисляется стандарт отклонения случайных значений запаса прочности



12.Определяется характеристика безопасности при нормальном законе распределения


13.По таблице интегралов функции Лапласа определяется величина интеграла вероятности Гаусса Ф(?) для вычисленного значения параметра безопасности Ф(?)=0,499

14.Вычисляется вероятность отказа для нормального закона распределения случайных величин


V=1/2-0,499=0,001


.Проверяем условие

V?0.001?Vдоп=0,02 - это условие выполняется, т.е. отказ не произойдет.



3. КИПиА


3.1 Электрохимическая защита от коррозии


Сущность ЭХЗ:

Коррозия - это разрушение твердого тела (металла), вызванное химическими или электрохимическими процессами при взаимодействии с окружающей средой.

Срок службы металлических конструкций в естественных условиях окружающей среды относительно короткий. Продлить его можно четырьмя способами, которые широко используются на практике:

·изоляция поверхности сооружения от контакта с внешней агрессивной средой;

·использование коррозионностойких материалов;

·воздействие на окружающую среду, с целью снижения ее агрессивности;

·применение электрозащиты подземных металлических сооружений.

Магистральные трубопроводы имеют комплексную защиту, состоящую из изоляционного покрытия в сочетании с электрозащитой. Эффективность электрозащиты и ее стоимость во многом зависит от правильности выбора типа изоляционного покрытия и качества его нанесения.

Электрозащита носит название активной защиты. К ней относится постоянная катодная поляризация металлического сооружения, эксплуатирующегося в среде с достаточно большой электропроводностью. Такая поляризация осуществляется от внешнего источника электрической энергии и носит название катодной защиты. В некоторых случаях катодная поляризация может производиться не постоянно, а периодически, что дает ощутимый экономический эффект. При катодной защите отрицательный полюс источника постоянного тока подключают к трубопроводу, а положительный - к искусственно созданному аноду-заземлителю. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через грунтовый электролит и на оголенных участках трубопровода, в местах повреждения изоляции начинается процесс катодной поляризации. Для достижения максимальной защиты от коррозии необходимо непрерывно контролировать защищаемую конструкцию по потере массы, кроме этого контролировать защитный потенциал «труба-земля».

Для контроля защищенности трубопровода и работы системы электрохимической защиты устанавливаются контрольно-измерительные пункты:

по трассе нефтепровода с интервалом в 1 км, для измерения разности потенциалов «труба-земля»;

в точках дренажа СКЗ;

у изолирующих соединений;

в местах пересечения с существующими подземными сооружениями;

с обеих сторон от точек дренажа СКЗ и по трассе трубопровода с интервалом в 5 км, для измерения величины тока в трубопроводе;

вблизи точек дренажа СКЗ с выводом измерительного кабеля в систему телемеханики.


3.2 Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии


Под коррозией металлических трубопроводов понимается самопроизвольное разрушение их под действием различных факторов химического или электрохимического характера, определяемых окружающей трубопровод средой, которая может быть газообразной, жидкой или твердой.

В настоящее время применяют комплексный метод защиты трубопроводов от коррозии, включающий пассивную защиту изоляционными покрытиями и активную электрохимическую защиту: катодную, протекторную и дренажную.


.3 Расчет основных параметров катодной зашиты


Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы установками катодной защиты (автоматическими и неавтоматическими).

Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте установки анодного заземления, иметь данные по характеристике трубопровода, виду изоляционного покрытия и наличию источников электроснабжения. Основными параметрами установки катодной защиты являются, сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки, тип и число анодных заземлителей, длина дренажных линий.

Таблица 3.1

Минимальные защитные потенциалы

Условия прокладки и эксплуатации трубопроводовМинимальный защитный потенциал относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения, ВПоляризационныйС омической составляющейГрунты с удельным электрическим сопротивлением не менее 10 Ом*м или содержанием водорастворимых солей не более 1 г. На 1 кг грунта или при температуре транспортируемого продукта не более 293 К-0,85-0,90Грунты с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Ом*м. или содержанием водорастворимых солей более 1 г. На 1 кг грунта, или опасном влиянии блуждающих токов промышленной частоты (50 Гц) и постоянных токов, или при возможной микробиологической коррозии, или при температуре транспортируемого продукта более 293 К-0,95-1,05

При катодной защите трубопроводов различают три значения потенциала:

·Естественный (стационарный) потенциал, существующий до включения защиты;

·Наложенный (расчетный) потенциал, дополнительно накладываемый на сооружение в результате действия защиты;

·Защитный (общий) потенциал сооружения, установившийся после подключения защиты.


Примечания:

1.Для трубопроводов, температура транспортируемого продукта которых не более 278 К (5ºС), минимальный поляризационный защитный потенциал равен минус 0,80 В относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения.

2.Минимальный защитный потенциал с омической составляющей при температуре транспортируемого продукта от 323 К (50ºС) до 343 К (70ºС) -минус 1,10 В; от 343 К (70ºС) до 373 К (100ºС) - минус 1,15 В.

.Для грунтов с высоким удельным сопротивлением (более 100 Ом*м) значения минимального потенциала с омической составляющей должны быть определены экспериментально.


Таблица 3.2

Максимальные защитные потенциалы

Условия прокладки и эксплуатации трубопроводовМинимальный защитный потенциал относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения, ВПоляризационныйС омической составляющейПри прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 333 К в грунтах с удельным электрическим сопротивлением менее 10 Ом*м. или при подводной прокладке трубопровода с температурой транспортируемого продукта выше 333 К-1,10-1,50При других условиях прокладки трубопроводов:с битумной изоляцией-1,15-2,50с полимерной изоляцией-1,15-3,50

Примечание

.Для трубопроводов из упрочненных сталей с пределом прочности 0,6 МПа (6кгс/см2) и более не допускаются поляризационные потенциалы более отрицательные, чем минус 1,10 В.

2.В грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением (более 100 Ом*м) допускаются более отрицательные потенциалы с омической составляющей, установленные экспериментально.

Многочисленными измерениями установлено, что величина естественного потенциала подземных металлических сооружений колеблется в интервале от - 0,23 до - 0,72 В. Если не имеется точных данных о величине естественного потенциала стали в рассматриваемом грунте, то рекомендуется принимать Eест= - 0,55 В по медно-сульфатному электроду сравнения (по МСЭ).

Сведения о величинах минимального и максимального защитных потенциалов (по ГОСТ Р51164-98) приведены в табл. 1 и 2.

На всех вновь построенных и реконструируемых трубопроводах должны быть обеспечены только поляризационные потенциалы (без омической составляющей).

Если трубопровод поврежден коррозией (более 10% толщины стенки), то минимальный защитный потенциал должен быть на 0,05 В отрицательнее значения, указанных в табл. 3.1.

Величина наложенного (минимального или максимального) потенциала находиться как разница между соответствующим защитным потенциалом и естественным потенциалом.

Порядок расчета основных параметров катодной защиты следующий.

Среднее значение удельного сопротивления грунтов


где ?Г - удельные сопротивления грунтов на отдельных участках, Ом*м; l1 - протяженность участков; - общая протяженность проектируемого трубопровода.

При катодной защите магистральных трубопроводов величина наложенного потенциала изменяется от максимально возможного значения Emax в точке подключения станции катодной защиты (СКЗ) до минимального допустимого значения Emin на границе зон действий смежных СКЗ.

В случае использования однотипных СКЗ расстояние между ними равно:



Где а - постоянная распределения потенциалов и токов вдоль защищаемого сооружения; Кв - коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ; ? - расчетный параметр, равный:



Где ?Г.ср - среднее удельное электросопротивление грунта; Zk - входное сопротивление изолированного трубопровода на конец нормативного срока службы; у - удаление анодного заземления от трубопровода.

Соответственно необходимое число СКЗ составляет:



Величина постоянной распределения потенциалов и токов вдоль трубопровода



Где RT-продольное сопротивление трубопровода, равное:



Где Rпн - переходное сопротивление «трубопровод-грунт» в начале эксплуатации, Ом*м2; ?- показатель скорости старения изоляционного покрытия, 1/год; ?нс=9,5 лет - нормативный срок службы СКЗ.

Среднее сопротивление единицы длины изоляции за нормативный срок службы составляет:



Коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ, равен:



А входное сопротивление изолированного трубопровода определяется на конец нормативного срока службы


И среднее за период эксплуатации СКЗ



Необходимую силу тока СКЗ для обеспечения защиты магистрального трубопровода



Мощность потребляемая катодными установками, вычисляется следующим образом:



Где ?Е - напряжение на выходе СКЗ, равное:



Где Rпр - сопротивление соединительных проводов длиной lпр и сечения Sпр



- удельное электросопротивление материала провода; Ra - сопротивление растеканию тока с анодного заземления.

Величина сопротивления растеканию тока Rа зависит от конструкции анодного заземления:

·При комбинированном поверхностном анодном заземлении



·При вертикальном расположении электродов



·При горизонтальном расположении



Где Rв, RГ -общее сопротивление растеканию тока соответственно с вертикальных и с горизонтальных электродов; R1в, R1Г - сопротивление растеканию одиночного электрода соответственно вертикального и горизонтального; nв, nГ - количество вертикально и горизонтально расположенных электродов в заземлении; ?в, ?Г - коэффициенты их экранирования.

Габаритные размеры электродов различных типов приведены в табл. 3.3.

Электроды анодного заземления могут устанавливаться либо непосредственно в грунт, либо в коксовую засыпку, существенно уменьшающую скорость их растворения.



Таблица 3.3

Тип анодаРазмеры анода, ммРазмеры анода с активатором и металлическим кожухом, ммМасса анода, кгдиаметрдлинадиаметрдлинаЗЖК-12401365--12ЗЖК-41к751365--41АК-1501400185142021АК-3401365185142012АК-1г751365225170041АК-2г401365150170012АКО-1301400--54АКО-2801500--52АКО-380550--28АКО-4601500--40АКО-580600--54АКО-6561940--32АКО-71802000--140

Сопротивление растеканию тока с вертикального и горизонтального электродов в коксовой засыпке определяется следующим образом:



Где la - высота (при вертикальном расположении) или длина (при горизонтальном расположении) электрода, включая засыпку; da, d - диаметры соответственно засыпки и электрода; h - расстояние от поверхности земли до середины электрода; pа - удельное электросопротивление активатора.

При расчетах комбинированного анодного заземления величина la - равна длине горизонтальной шины, а R1Г вычисляют



При установке электродов анодного заземления непосредственно в грунт.



Где lэ - длина электрода.

Величина коэффициента экранирования ?в и ?Г,учитывающих взаимное влияние электродов, зависит от числа заземлителей, расстояния между ними и параметров одиночного заземлителя; она вычисляется



Где Rц, Rк - сопротивления растеканию соответственно с центрального и крайнего электродов заземления, равные:



Где Fi - функция, равная:



Аi, Бi - коэффициенты, равные:


а - расстояние между серединами электродов; n - число электродов в анодном заземлении (назначается нечетным).

При оптимизационном расчете величина коэффициентов экранирования используют для определения числа электродов заземления, функциями которого являются сами ?в и ?г,то есть при оптимизации параметров СКЗ определением коэффициентов экранирования может выполняться только методом подбора. В первом приближении для вычисления величины Rц, Rк число электродов анодного заземления необходимо определять, выбирая ?в и ?г согласно таблице 3.4.


Таблица 3.4

Ориентировочные величины коэффициентов экранирования при вычислении сопротивления Rц, Rк

a/lэ0,51234610?в0,540,650,740,810,860,900,95?Г0,500,580,630,750,800,850,90

С целью упрощения расчетов для стальных трубчатых электродов и электродов из уголка построены графики зависимости коэффициентов экранирования от числа заземлителей.


3.4 Метод контроля состояния изоляционного покрытия при эксплуатации по ГОСТ Р 51164-98


3.4.1 Основные представления об электрохимической коррозии подземных трубопроводов

На поверхности металлических изделий, находящихся в контакте с почвенным электролитом, вследствие местных неоднородностей состава металла или электролита возникает большое количество коррозионных элементов, природа которых аналогична природе гальванических элементов. При этом коррозионному разрушению подвергаются анодные участки, имеющие более отрицательный электрохимический потенциал по сравнению с близрасположенными катодными участками.

Электрохимическая коррозия - результат работы коррозионных гальванических элементов. Она происходит следующим образом: на анодных участках протекает реакция окисления с образованием ионов металла , а на катодных участках под влиянием кислорода образуется гидроокись (как результат протекания реакции кислородной деполяризации). Ионы

и OH- направляются друг к другу и образуют нерастворимый осадок , который может разлагаться на окись железа и воду . Высвобождающиеся при реакции окисления электроны от анодного участка по металлу изделия перетекают к катодному участку и участвуют в реакции восстановления.

Основными условиями возникновения почвенных коррозии металлов являются следующие:

·Наличие разности потенциалов двух разноименных металлических изделий или их деталей, а также отдельных участков поверхности одного и того же металла;

·Наличие контакта двух металлов или двух участков металла с электролитом;

·Соединение анода и катода металлическим проводником, которым является металл сооружения, если на его поверхности возникли анодные и катодные участки;

·Наличие в электролите диссоциированных ионов.

Такие условия всегда наблюдаются на поверхности любого металла, погруженного в почвенный электролит или имеющего на поверхности тонкую пленку влаги, поэтому степень опасности коррозионного разрушения оценивают не по возможности его возникновения, а по скорости и величине потерь металла.

Таким образом, коррозионный процесс соответствует положительному току, току катионов металла в коррозионную среду, на металле протекает анодная реакция, которая для железа записывается:



Часть электронов с помощью окислительной реакции соединятся с присутствующим в порах грунта кислородом:



Эта реакция относится к типу катодных реакций, чем больше кислорода, тем больше отводиться выделившихся электронов, тем выше деполяризация. Однако из-за высокой валентности железа и ограниченности содержания кислорода в порах грунта электролит все высвободившие электроны отводить не в состоянии, а количество отводимых электронов зависит от ионного состава электролита и температуры. Поэтому в естественных условиях в металле накапливается какое-то количество избыточных электронов.

В результате на металле трубы появляется отрицательный заряд, который относительно электролита в естественных условиях создает так называемый естественным потенциал трубы относительно земли для трубных сталей Ue=-0,3…-0,4 В.

Одновременно могут происходить и другие реакции:

a)Окислительные катодные реакции

·Гидратация:



·Диссоциация H2O:



·Наводораживания:



б) восстановительные реакции в электролите, например:



Из сущности электрохимической коррозии следует вывод: для торможения процесса коррозии необходимо обеспечить поляризацию поверхности металла созданием избытка электронов (катодная поляризация) и замедлением перехода ионов железа в электролит (анодная поляризация), что достигается комплексной защитой от коррозии.


3.4.2 Сущность и основные параметры комплексной защиты от коррозии

Комплексная зашита подземных трубопроводов от электрохимической коррозии включает в себя:

1)катодную поляризацию металла трубы путём обеспечения притока избыточных электронов от отрицательного полюса постороннего источника постоянного тока и организацией протекания восстановительных реакций в электролите грунта за счет разрушения металла специальных устройств - анодных заземлителей и протекторов (активная защита);

2)анодную поляризацию путём затруднения доступа кислорода гидроксильной труппы ОН и других активных восстановителей среды к металлу трубы, т.е. созданием непроницаемых для электролита и газов защитных покрытий на поверхности трубы (пассивная защита)

Активная электрохимическая зашита) подземных или соприкасающихся с грунтом конструкций может быть реализована в следующих вариантах:

) катодная защита;

) протекторная зашита;

) электродренажная защита.

Электродренажная защита заключается в сохранении катодных зон образовавшихся в трубопроводе и местах входа блуждающих токов от электрифицированного рельсового транспорта, и в устранении одновременно образовавшихся при этом анодных зон путём отвода (дренажа) блуждающих токов с этих зон в рельсовую часть цепи электротяги или сборную шину отводящих линий тяговой подстанции.

Протекторная защита заключается в катодной поляризации металла трубы током защиты, создаваемым крупным гальваническим элементом, в котором роль катода играет металлическая поверхность защищаемого сооружения, а роль анода - металлы или сплавы металлов, имеющих более высокий по сравнению с железом естественный потенциал (цинк, магний и др.)

Катодная защита создаётся подключением отрицательного полюса источника постоянного тока к трубопроводу, положительного полюса - специальному аноду - заземлителю. При этом электрическая цепь замыкается через электролит грунта и на оголённых участках трубопровода в местах повреждения изоляции начнётся процесс катодной поляризации.

Смещение разности потенциалов определяется по формуле:

Противокоррозионное защитное покрытие характеризуется следующими основными показателями:

удельное электросопротивление материала покрытия -р,Ом·мм2 /м;

переходное сопротивление изоляционного покрытия по контакту «труба-земля» - Rn, Ом·м2;

адгезия покрытия (Н/м, Н/м2);

электрическая сплошность (кВ/мм толщины покрытия);

газопроницаемость;

водопроницаемость.

характеристики механической прочности (прочность на растяжение, твёрдость, ударная прочность и др.).

Эффективная активная защита подземных трубопроводов может быть обеспечена только при условии соответствия изоляционных покрытий требованиям ГОСТ 51164-98, так как анодную поляризацию невозможно обеспечить, если не будет сплошности и прилипания к поверхности трубы, а защитный потенциал на расчётном проектном протяжении не обеспечится, если электрическое сопротивление изоляционного покрытия будет недостаточным.

Для обеспечения эффективной защиты от коррозии значения максимальных и минимальных защитных потенциалов «труба-земля» по ГОСТ Р 51164-98 должны составлять:

с омической составляющей:


Umax=-3,5 В, Umin=-0,9 В;


- поляризационные потенциалы:


Umax=-1,15 В, Umax=-0,85 В;


Переходное сопротивление всего участка трубопровода и зон защиты каждой СКЗ №i сравнивается с минимально допустимыми значениями переходного сопротивления для данного типа изоляции по ГОСТ Р 51164-98.

В случае несоответствия требованиям ГОСТ принимается решение о детальном коррозионном обследовании.

Из анализа причин отказов линейной части МТП видно, что значительная часть отказов происходит из-за коррозионных повреждений стенок трубы. Таким образом, необходимость и сроки капитального ремонта поля подземных трубопроводов зависят от сохранности антикоррозионной изоляции и наличия на всём трубопроводе защитного потенциала, создаваемо средствами ЭХЗ (катодная и протекторная защита).

Диэлектрические свойства антикоррозионной изоляции характеризуется как известно, в соответствии с ГОСТ Р 51 164-98 величиной так называемого переходного сопротивления по поверхности контакта изолированной поверхности с грунтом (по контакту «труба-земля») Rn [Ом·м2].

В соответствии с ГОСТ Р 51164-98 величина переходного сопротивления может определяться двумя методами:

) в определённом месте - путём покрытия трубопровода и непосредственного замера методом «мокрого контакта»;

) на всём обследуемом или сдаваемом участке - интегральной оценкой среднего переходного сопротивления изоляционного покрытия на участке.

Дня интегральной оценки переходного сопротивления на действующем трубопроводе используются электрическая схема существующих станций катодной защиты (СКЗ) и контрольно-измерительные пункты (КИП), устраиваемых одновременно с СКЗ при строительстве.

Как в естественных условиях, так и при включении СКЗ в металле трубы относительно земли существует какая-то разность потенциалов Uм.з.-потенциал «труба-земля».

Из теории ЭХЗ известно, что среднее значение естественного потенциала стали относительно ионной среды обычных грунтов колеблются около Uм.з.=-0,4В. Установлено, что для обычных температур (не ныше +20 С) Uм.з.=-0,6В является термодинамическим порогом возможности коррозии.

При Uм.з.?-0,6В в большинстве грунтов, не обладающих нейтральной реакцией, начинается процесс электрохимической коррозии, поэтому ГОСТ 1164-98 обязывает принимать наименьшее значение наложение потенциала: Umin=-0,85В для поляризационного потенциала по медносульфатному электроду сравнения (МСЭ), а с учётом омической составиляющей (т.е. вычисленное через ток и сопротивление) значение Umin=-0,90В

Поэтому на СКЗ, учитывая естественное уменьшение Uм.з, потенциала по мере удаления от СКЗ, нужно обеспечить возможно большее значение Uм.з.,но не болееUmax, во избежание образования значительного количества водорода между изоляцией и стенкой трубы.

Итак, при |Uм.з.|<|Uмin| происходит усиленная коррозия, а при |Uм.з.|>|Uмax| происходит ускоренное отслаивание плёнки из-за образования водорода. Поэтому величина наложенного потенциала должна удовлетворять условию |Uмin.|<|Uм.з.|<|Umax|.

Если переходное сопротивление Rn, будет по какой-то причине слишком малым, то СКЗ не может обеспечить выполнения условия


|Uмin.|<|Uм.з.|<|Umax|.


Поэтому для законченных строительством трубопроводов ГОСТ Р 51164-98 регламентирует минимальное значение Rn.

С течением времени, из-за старения или повреждения изоляции Rn уменьшается, что приводит к снижению потенциала Uм.з поэтому для интегральной оценки защищённости трубопровода линейно-эксплуатационные службы обязаны не реже двух раз в год измерять разность потенциалов одновременно с другими мерами по контролю изоляции с использованием электрической схемы и зажимов СКЗ и КИП.

Для участка магистрального трубопровода, находящегося в эксплуатации, переходное сопротивление «труба-земля» определяется как среднеквадратическая величина, определяемая как для зоны защиты каждой СКЗ, тка и для большего участка или всего трубопровода.

Измерение защитных потенциалов и определение переходного сопротивления выполняется в соответствии с положениями ГОСТ Р 51164-98 регулярно в ходе сезонных обследований защищенности от коррозии или при необходимости.

Не менее, чем за сутки до проведения измерений естественного потенциала, выключают установки катодной защиты на участках, защищаемых данной катодной станцией, и примыкающих участках. Естественную разность потенциалов «труба-земля» Uт.з..ек измеряют но всей длине контролируемого участка на КИП и контактах СКЗ.

Для измерения наложенного потенциала «труба-земля» Uт.з..ек включают станцию катодной защиты не позднее, чем за 3 часа до начала измерений. Записывают силу тока катодной установки и измеряют наложенный потенциал в каждой точке.

1.Вычисляются смещения разности потенциалов на каждом КИП №к, В,


Uм.з.к.=Uм.з.нк-Uм.з.ек


2.Рассчитываются среднеквадратические значения смещения разности потенциалов в зоне действия каждой СКЗ №i на всем участке длиной Li, В:



Где Li - длина зоны защиты СКЗ№i, n-номер и число СКЗ; ki - номер КИП в зоне действия СКЗ №i; lki - растояние между КИП в зоне действия СКЗ№i, м; Uм.з.к.i - смещение разности потенциалов на КИП №k в зоне действия СКЗ№I, В.

3.Вычисляется средняя плотность защитного тока на каждой СКЗ №I, A/м2:



Где Ii - ток защиты СКЗ№i, А; DН - наружный диаметр трубы, м

4.Определяется среднеквадратичное переходное сопротивление в зоне действия CRP №I, Ом·м2:



Где Rp-сопротивление растеканию тока от газопровода, Ом·м2.

5.Сопротивление растеканию тока:



где ргр - удельное электросопротивление грунта, Ом·м, определяется по данным изысканий, в случае отсутствия данных - по приложению К для данного грунта с известной влажностью и температурой; Rk - конечное переходное сопротивление «труба-земля», определяется по номограмме приложения К; Rm-продольное сопротивление трубопровода, Ом/м, вычисляется по формуле


Где рm - удельное сопротивление трубной стали, Ом*мм2/м; ? - толщина стенки трубы, м;

6.Вычисляется переходное сопротивление контролируемого участка трубопровода длиной L, Ом·м2:



Где N - число СКЗ.

Переходное сопротивление всего участка трубопровода и зон защиты каждой СКЗ №i сравнивается с минимально допустимыми значениями переходного сопротивления |Rn| для данного типа изоляции по ГОСТ Р 51164-98.

В случае несоответствия требованиям ГОСТ принимаются решение о детальном коррозионном обследовании.


3.5 Виды электрометрической диагностики


1. Приёмочное обследование

. Повторное обследование

. Повторное обследование газопроводов, эксплуатируемых более 10лет.

Повторное обследование и повторное обследование газопроводов, эксплуатируемых более 10 лет в данном проекте не предусматривается. Приёмочное обследование: Задачи обследования:

паспортизация нового газопровода или реконструированного газопровода по требованиям ГОСТ Р 511 64-98, ВРД 39 - 1.10-006-2000;

подготовка материалов для сертификации качества противокоррозионной

защиты

Состав работы:

·анализ проектной и исполнительной документации, данных катодной поляризации и пусконаладочных работ;

·оценка технического состава и оптимизация режимов работы средств электрохимзащиты;

·измерения потенциалов «труба - земля» включение и отключение с шагом измерения не более 5 м на протяжение всего обследуемого участка;

·регистрация (до суток) потенциалов «труба - земля» на контрольных измерительных точках газопровода;

·подготовка паспорта газопровода.

Периодичность обследования:

выполняется не раннее 6 мес. после засыпки газопровода и не позже периода между первым и вторым годами эксплантации.

. Проведение электрических измерений при коррозионных обследованиях. После выполнения сбора и анализа проектных и эксплутационных материалов, характеризующих коррозионные условия и фактических данных о коррозии, приступают к выполнению непосредственных обследований. Совокупность влияющих на процессы коррозии факторов проявляется в протекании различной величины электрических токов микро - и макрокоррозионных пар.

Об интенсивности протекания коррозионных процессов можно судить по некоторым параметрам, измеряемым непосредственно на обследуемом объекте. К таким параметрам относятся:

время деполяризации трубопровода;

значение и распределение естественного потенциала вдоль трубопровода;

значение распределения продольных и поперечных градиентов полякоррозионных токов (при отключённых средствах ЭХЗ и полностью располяризованном трубопроводе);

значение и распределение удельного электрического сопротивления грунта. Время деполяризации

Время деполяризации трубопровода (при сопоставимом состояние изоляционного покрытия) до установившего минимального значение потенциала является одной из характеристик коррозионной стойкости трубопровода. При этом электрический ток коррозионного элемента проходят по грунту (стекая с трубопроводов на анодных участках и натекая на трубопровод на катодных участках). Этот ток создают в грунтах вокруг трубопровода электрическое поле, измеряя параметры этого поля, можно установить расположение анодных и катодных зон на трубопроводе. Исследование характера распределения этого поля на поверхности земли вдоль оси обследуемого с определением местонахождения анодных и катодных зон осуществляется производством измерения поперечного и продольного градиента поля коррозионного тока в грунте.

Измерение поперечного градиента производится двухэлектродной установкой, методом последовательного переноса вдоль оси трубопровода двух неполяризующихся медно сульфатных электродов сравнения, подключённых к милливольтметру. Один электрод устанавливается прямо над трубопроводом, а другой - в стороне, перпендикулярно оси трубопровода на расстоянии 2-10 м. от первого. Оптимальное расстояние между электродами исходя из местных условий, определяется экспериментально. Интервалы между точками измерений (шаг измерения) составляет 2 -6 м в зависимости от ситуации на трубопроводе. Электроды подбираются таким образом, чтобы их собственная разность не превышала 5 мВ. Определение этой разности производится при установке обоих электродов рядом в сильно увлажненный грунт милливольтметром, в котором выполняется изменение градиентов коррозионных токов. Разница собственных потенциалов электродов учитывается в процессе изменение и контролируется через каждые 15-20 измерений. Результат освоения записывается в полевом журнале и учитывается при определении значений градиентов. При выполнении измерений электронными вольтметрами разность собственных потенциалов электродов можно компенсировать регулировкой установки электрического «нуля».

Измерения необходимо выполнять только высокоомными приборами, при этом необходимо учитывать, что стрелка милливольтметра всегда равняется в сторону точки, имеющие более высокие отрицательные потенциал трубопровода, то есть точку, из которой ток вытекает и при которой возможно коррозионное разрушение стенок трубопроводов. Исходя из имеющего опыта. Измерение поперечных градиентов для коррозионных токов принято за основной метод. А за вспомогательный (уточняющий) метод принято измерение продольного градиента утверждают друг друга, это может служить основанием для однозначной оценки, а если противоречат друг другу, следует провести более измерения, предварительно проверив исправность измерительного прибора и значение собственной разности потенциалов электродов сравнение. При этом измерение поперечных градиентов необходимо выполнять с двух сторон трубопровода и с отходами от оси трубопровода на 2-6 метров.

Значения и распределение удельного сопротивления электрической цепи, по которому протекает ток коррозионного элемента. И сопротивление в этой цепи будет меньше, тем при одной разности потенциалов коррозионный ток будет больше, тем интенсивней будут коррозионные повреждения. Резкое изменение значение удельного электрического сопротивления грунта свидетельствует о возможности вида грунта, имеющие различные физико-химические свойства, говорит о наличии условий для возникновения интенсивной коррозии.

Низкоомные грунты преимущественно умения аэрируемы, содержащие больше растворённых солей, чем высокоомные грунты. На участках низкоомных фунтов чаще образуются анодные зоны. Катодные, соответственно, как правило, располагаются в роле в более высокоомных грунтах, имеющих более высокую степень аэрации и меньшее содержание влаги и солей.

Таким образом, по значениям удельных электрических сопротивлений грунтов, измерённых вдоль трассы трубопровода, можно оценить коррозионную активность грунтов и выявить участки возможной работы коррозионного элемента - макропары.

Шаг измерения удельного электрического сопротивления грунта должен быть не более 100 м.

В зависимости от грунтовых условий шаг может быть уменьшен с целью определения границы раздела разных грунтов до 5 м.

Измерение удельных электрических сопротивлений вдоль трубопровода может служить хорошей основой для дальнейших уточняющих измерений методом градиентов или методом измерения значения естественного потенциала вдоль трубопровода.



4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ


.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения


4.1.1 Воздействие объекта на атмосферный воздух и характеристика источников выброса загрязняющих веществ

В данном подразделе дана характеристика воздействия проектируемого объекта на атмосферный воздух, в соответствии с законодательством РФ в области экологии [1-16] и действующими нормативными документами по охране атмосферы [17-39].

В период эксплуатации газопроводов не является источником загрязнения атмосферы. Негативное воздействие проектируемого объекта проявляется только в период строительства и заключается в поступлении в атмосферный воздух загрязняющих веществ. В данном разделе выполнены расчеты количественных характеристик выбросов и даны предложения по установлению нормативов выбросов на период строительства.

В период строительства загрязнение атмосферы будет происходить за счет сгорания топлива в двигателях машин и механизмов, выбросов в атмосферу при проведении земляных, сварочных работ и при работе дизельной электростанции и компрессора.

Расчеты количественных характеристик источников выделения загрязняющих веществ представлены в приложении Б.

В период эксплуатации магистральный газопроводов не является источником выделения загрязняющих веществ в атмосферу.


.1.2 Строительно-монтажная техника

Потребность в строительно-монтажной технике, время работы и часовой расход топлива, определенные в разделе 1826-ПОС (Проект организации строительства) на весь комплекс СМР, приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Виды строительной и передвижной техники на период строительства

Наименование строительной техникиКол-во, шт.Кол-во часов работы (пробег в км) 1ед-цы за весь период стр-ва.Вид топливаБульдозер «Камацу» Д-852620дизельноеЭкскаватор ДС-200 «Камацу»2560дизельноеКран автомобильный КС-357151124дизельноеКран-трубоукладчик Д-155 «Камацу»4640дизельноеАгрегат наполнительный ПНА-2134дизельноеКомпрессор XRVS1120дизельноеТрубовоз «КрАЗ» 255Б276 (2280)дизельноеБортовая машина «КАМАЗ» 4310162 (1860)дизельноеАвтомашина бортовая КАМАЗ-5511275 (2250)дизельноеСварочный агрегат АС-811192дизельноеАвтобус ПАЗ-6722374 (11220)бензинПолевая лаборатория РМЛ-2В166бензинАвтоцистерна для питьевой воды АВЦ-1.7137 (1110)бензинАвтоцистерна для перевозки горючего АЦ-4.2-130бензинТруборезная установка168Эл. приводВодоотливной агрегат АВ-701146дизельноеДизельная электростанция ДЭС-1001730дизельное

Расчеты выбросов загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу от сжигания топлива при работе строительной техники, выполнены с применением унифицированной программы «АТП-Эколог», версия 3.0.0.3 от 14.11.2002, реализующей методики [33-35]. Отчет по результатам расчета представлен в приложении Б. Расчет количества бенз(а)пирена выполнен по соотношению с количеством углеводородов в дымовых газах автотранспорта и СДМ (строительно-дорожных машин).

Результаты расчета выбросов загрязняющих веществ, выделяющихся при сгорании топлива в двигателях строительной техники, приведены в таблице 4.2.



Таблица 4.2

Выброс вредных веществ в атмосферу от работающих двигателей автотранспорта

Код веществаВеществоМаксимально разовые выбросы, г/сОбщее кол-во загрязняющих веществ, т/год0301Азота диоксид0,19424710,2841580304Оксид азота0,03156510,0461760328Сажа0,03689650,0382750330Серы диоксид0,02105110,0323270337Углерода оксид0,60691651,4116762704Углеводороды (бензин нефтяной)0,02436580,0724992732Керосин0,06371020,0918870703Бензапирен7,14E-071,12E-06

.1.3 Земляные работы

В процессе земляных работ происходит интенсивное пылевыделение. В атмосферу выделяется пыль неорганическая с содержанием SiО2 20-70% и >70%. Объемы и продолжительность земляных работ, количество перемещаемых инертных строительных материалов определены в томе 1821-ПОС настоящего проекта. Расчеты выбросов пыли при земляных работах выполнены с применением унифицированной программы «РНВ-Эколог», реализующей временную методику [32] Отчет по результатам расчета представлен в приложении Б, результаты расчета сведены в таблицу 4.3.


.1.4 Сварочные работы

Расход и марки сварочных материалов определены в локальных сметах настоящего проекта. Планируется, что в процессе сварки используются электроды марки УОНИ-13/45 в количестве 1060 кг. Расчет выбросов загрязняющих веществ при проведении сварочных работ выполнен с применением унифицированной программы «Сварка» версия 2.0 и приведен в приложении Б. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.4.


Таблица 4.3

Выброс вредных веществ при проведении земляных работ

Источник выделенияКодНаименование веществаМаксимально-разовый выброс, г/сВаловый выброс, т/периодЗемляные работы2907Пыль неорганическая (SiО2 более70%)0,02270,37а/т на территории2908Пыль неорганическая (SiО2 20%-70%)0,15012,49Транспортировка щебня2908Пыль неорганическая (SiО2 20%-70%)0,00140,023Транспортировка песка2907Пыль неорганическая (SiО2 более 70%)0,00230,037

Таблица 4.4

Выброс вредных веществ при проведении сварочных работ

Код веществаВеществоМаксимально-разовый выброс, г/сВаловый выброс, т/год0123Железа оксид0,01639380,0113310143Марганец и его соединения0,00141090,0009752908Пыль неорганическая (SiО2 70-20%)0,00230030,0015900342Фториды газообразные0,02039640,0140980301Азота диоксид0,00115020,0007950337Углерода оксид0,00506080,0034980344Фториды плохо растворимые0,00214700,001484

.1.5 Расчёт выбросов от работы дизельной электростанции

Расчеты выбросов загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу от сжигания топлива дизеля при работе ДЭС, выполнены с применением унифицированной программы «Дизель» (версия 2.0), реализующей методику [36]. Результаты расчетов представлены в приложении Б и сведены в таблицу 4.5.


.1.6 Расчет выбросов при заправке строительной техники

Расчеты выбросов загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу при заправке двигателей строительно-монтажной техники, выполнены с применением унифицированной программы «АЗС-Эколог» (версия 1.6), реализующей методику [38]. Во время проведения строительно-монтажных работ заправка строительной техники производится от бензовоза «с колес».


Таблица 4.5

Результаты расчетов выбросов дизельной электростанции

КодНазвание веществаМаксимально-разовый выброс, г/сВаловый выброс, т/год0337Углерод оксид0,20000000,5475000301Азот (IV) оксид (Азота диоксид)0,22888890,6278002732Керосин0,10000000,2737500328Углерод черный (Сажа)0,01944440,0547500330Сера диоксид (Ангидрид сернистый)0,03055560,0821251325Формальдегид0,00416670,0109500703Бензапирен (3,4-Бензпирен)0,0000003610,0000010040304Азот (II) оксид (Азота оксид)0,03719440,102018

Расчет количественных характеристик выбросов загрязняющих веществ представлен в приложении Б. Величины выбросов приведены в таблице 4.6


Таблица 4.6

Выброс вредных веществ при заправке строительно-дорожных машин

Код веществаВеществог/ст/год333Сероводород0,0000420,0000024415Углеводороды предельные C1-C53,16605370,0028126416Углеводороды предельные C6-C101,17013450,0010395501Амилены0,11696670,0001039602Бензол0,10760930,0000956616Ксилол (смесь изомеров)0,01356810,0000121621Толуол0,10152710,0000902627Этилбензол0,00280720,00000252754Углеводороды предельные C12-C190,0149580,000857

4.1.7 Расчёт выбросов от работы компрессора

Расчеты выбросов загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу от сжигания топлива при работе компрессора, выполнены с применением унифицированной программы «Дизель» (версия 2.0), реализующей методику [36]. Результаты расчетов представлены в приложении Б и сведены в таблицу 4.7.


Таблица 4.7

Результаты расчетов выбросов компрессора

КодНазвание веществаМаксимально-разовый выброс, г/сВаловый выброс, т/год0337Углерод оксид0,06800000,0306000301Азот (IV) оксид (Азота диоксид)0,07782220,0350882732Керосин0,03400000,0153000328Углерод черный (Сажа)0,00661110,0030600330Сера диоксид (Ангидрид сернистый)0,01038890,0045901325Формальдегид0,00141670,0006120703Бенз/а/пирен (3,4-Бензпирен)0,0000001230,0000000560304Азот (II) оксид (Азота оксид)0,01264610,005702

4.1.8 Установление нормативов выбросов на периодстроительства

Перечень загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу в период строительства приведен в таблице 4.8.


Таблица 4.8

Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу в период строительства

КодНаименование веществаИспольз. критерийЗначение критерия, мг/м3Класс опас-ностиВыброс вещества, г/сВыброс вещества т/год0123Железа оксидПДК с/с0,400000030,01639380,0113310143Марганец и его соединенияПДК м/р0,010000020,00141090,0009750301Азот (IV) оксид (Азота диоксид)ПДК м/р0,085000020,50325850,9486350304Азот (II) оксид (Азота оксид)ПДК м/р0,400000030,08140560,1538960328Углерод черный (Сажа)ПДК м/р0,150000030,0629520,0960850330Сера диоксидПДК м/р0,500000030,06199560,1190430333СероводородПДК м/р0,008000020,0000420,0000020337Углерод оксидПДК м/р5,000000040,89531292,0038750342Фториды газообразныеПДК м/р0,020000020,00115020,0007950344Фториды плохо растворимыеПДК м/р0,200000020,00506080,0034980415Углеводороды предельные C1-C5ОБУВ50,000000003,16605370,0028130416Углеводороды предельные C6-C10ОБУВ30,000000001,17013450,0010400501АмиленыПДК м/р1,500000040,11696670,0001040602БензолПДК м/р0,300000020,10760930,0000960616Ксилол (смесь изомеров)ПДК м/р0,200000030,01356810,0000120621ТолуолПДК м/р0,600000030,10152710,0000900627ЭтилбензолПДК м/р0,020000030,00280720,0000030703Бенз/а/пирен (3, 4-Бензпирен)ПДК с/с0,000001011,20E-062,18E-061325ФормальдегидПДК м/р0,035000020,00558340,0115622704Бензин нефтянойПДК м/р5,000000040,02436580,0724992732КеросинОБУВ1,200000000,19771020,3809362754Углеводороды предельные C12-C19ПДК м/р1,000000040,01495800,0008572907Пыль неорганическая >70% SiO2ПДК м/р0,150000030,15238922,5270002908Пыль неорганическая: 70-20% SiO2ПДК м/р0,300000030,02622810,394484Всего веществ: 246,72888416,729632В том числе твердых: 30,24156933,017569Жидких/газообразных: 216,48731483,712063Группы веществ, обладающих эффектом суммации:6009(2) 0301 03306035(2) 0333 13256039(2) 0330 03426043(2) 0330 03336046(2) 0337 2908

Воздействие выбросов загрязняющих веществ на состояние атмосферного воздуха в период строительства носит интенсивный, но кратковременный и локальный характер, что не приведет к изменению его санитарно-гигиенических характеристик и не создаст предпосылок накопления загрязняющих веществ в объектах окружающей среды.

Учитывая кратковременность действия выбросов в период строительства, удаленность места проведения СМР от жилья, на период проведения СМР, предусмотренных данным проектом (9 мес.) предлагается установить нормативы на уровне расчетных. В таблице 4.8. приведен проект разрешения на выбросы на период строительства.


Таблица 4.8

Проект разрешения на выбросы на период строительства

КодНаименование веществаВыброс веществаПДВ / (ВСВ)г/ст/год0123Железа оксид0,01639380,011331ПДВ0143Марганец и его соединения0,00141090,000975ПДВ0301Азот (IV) оксид (Азота диоксид)0,50325850,948635ПДВ0304Азот (II) оксид (Азота оксид)0,08140560,153896ПДВ0328Углерод черный (Сажа)0,0629520,096085ПДВ0330Сера диоксид0,06199560,119043ПДВ0333Сероводород0,0000420,000002ПДВ0337Углерод оксид0,89531292,003875ПДВ0342Фториды газообразные0,00115020,000795ПДВ0344Фториды плохо растворимые0,00506080,003498ПДВ0415Углеводороды предельные C1-C53,16605370,002813ПДВ0416Углеводороды предельные C6-C101,17013450,001040ПДВ0501Амилены0,11696670,000104ПДВ0602Бензол0,10760930,000096ПДВ0616Ксилол (смесь изомеров)0,01356810,000012ПДВ0621Толуол0,10152710,000090ПДВ0627Этилбензол0,00280720,000003ПДВ0703Бенз/а/пирен (3, 4-Бензпирен)1,20E-062,18E-06ПДВ1325Формальдегид0,00558340,011562ПДВ2704Бензин нефтяной0,02436580,072499ПДВ2732Керосин0,19771020,380936ПДВ2754Углеводороды предельные C12-C190,01495800,000857ПДВ2907Пыль неорганическая >70% SiO20,15238922,527000ПДВ2908Пыль неорганическая: 70-20% SiO20,02622810,394484ПДВИтого:6,72888416,729632

4.1.9 Мероприятия по охране атмосферного воздуха на период строительства

К основным мероприятиям по охране атмосферного воздуха от загрязнения в период ведения строительно-монтажных работ относятся:

-качественная работа топливной аппаратуры, что достигается с помощью ее тщательной регулировки и надежной работы фильтров;

-снижение или исключение длительной работы двигателей строительно-монтажной техники на холостом ходу;

-работа машин в оптимальном режиме, обеспечивающем минимизацию вредных выбросов в атмосферу.

-Во всех мероприятиях по обеспечению охраны окружающей среды важную роль должен играть обслуживающий персонал. От квалификации исполнителей, их дисциплины и аккуратности зависит степень влияния машин и механизмов на окружающую среду.


4.2. Охрана растительности и животного мира


Непосредственное негативное воздействие на территорию и биологическую ее составляющую промышленные объекты транспорта нефти оказывают только в период строительства - это изъятие земель во временное пользование. В период длительной эксплуатации нефтепровода в штатном режиме он не является источником загрязнения объектов окружающей среды и потребителем ресурсов, что способствует восстановлению экосистемы территории на новом уровне.

В период строительства на растительный покров будет оказано как прямое влияние - полное уничтожение, так и косвенное - осаждение загрязняющих веществ, содержащихся в выбросах.

Растительность территории представлена преимущественно мелколиственным редколесьем с местами труднопроходимым подлеском из кустарника и подроста.

Редких, исчезающих и лекарственных видов растений на территории затронутой строительными работами нет.

Трасса газопровода «Моздок-Казимагомед», и большая прилегающая территория находится на землях антропогенного характера. Данное обстоятельство привело к тому, что редких и исчезающих животных в пределах зоны строительства нет.

Для уменьшения негативного воздействия и сохранения оптимальных условий для существования животного и растительного мира на период строительства предусмотрен ряд мероприятий:

·-организация контроля выполнения общих природоохранных мероприятий, предусмотренных настоящим проектом, с момента начала и до окончания строительных работ;

·-обязательное соблюдение границ территорий, отводимых для строительства;

·-не допускать движения машин и механизмов вне полосы отвода земли под стройплощадку и проезды;

·-оснащение рабочих мест и строительных площадок инвентарными контейнерами для бытовых и строительных отходов;

·-проведение работ по зачистке территории и восстановлению почвенно-растительного покрова после окончания СМР;

·проведение этих работ предусмотрено в соответствующих разделах проекта, средства на рекультивацию нарушенных земель заложены в сметную стоимость строительства.

В период эксплуатации газопровода воздействие на рыбные ресурсы отсутствует, т.к. тоннель расположен подземно, преимущественно вне зоны русловых деформаций.

В период строительства воздействие будет происходить при заборе и сбросе воды во время гидроиспытаний.

В целях охраны рыбного хозяйства реки и для снижения негативного воздействия на ихтиофауну в период реконструкции проектом предусмотрены следующие мероприятия:

-для предупреждения попадания, травмирования и гибели личинок и молоди рыб передвижные водозаборные сооружения, имеющихся в наличии у подрядной строительной организации, оборудованы рыбозащитным сооружением;

-при заборе воды скорость во всасывающем патрубке составляет 0,25 м/с;

-параметры рыбозащитного сооружения должны обеспечивать подачу потребителю расчетного расхода;

-водозаборное сооружение необходимо оборудовано сетчатым рыбозащитным сооружением заградительной группы, размер отверстий в сетке 1,5х1,5 мм;

-водозабор размещаетсмя в зонах пониженной плотности рыб, за пределами нерестилищ, зимовальных ям, участков интенсивной миграции и большой концентрации личинок и молоди рыб, заповедных зон;

-водозабор осуществляется в период, когда отсутствует нерест рыбы;

Перечисленные мероприятия должны быть конкретизированы и уточнены в ППР, разрабатываемом генподрядчиком.


4.3 Эколого-экономическая оценка воздействия


Установленные Постановлением Правительства РФ от 12 июня 2003 г. №344 нормативы платы за выбросы (сбросы) и размещение отходов приняты эквивалентными ущербу, наносимому окружающей среде производственной деятельностью человека. Ниже в таблицах приведен расчет экономического эквивалента ущерба, который намечаемое строительство наносит окружающей среде. Расчет платы за выбросы выполнен с учетом коэффициента экологической значимости территории - 1,6 по Северо-Кавказскому региону. Расчет платы за образование и размещение отходов выполнен с учетом коэффициента экологической значимости территории - 1,9 по Северо-Кавказскому региону. Коэффициент инфляции составляет 1,1.



Таблица 4.10

Расчет платы за выбросы в атмосферу в период строительства

КодНаименование загрязняющего веществаВаловый выброс, т/годПлата за выброс, руб./год0123Железа оксид0,011331001,03701310143Марганец и его соединения0,000975003,51780301Азот (IV) оксид (Азота диоксид)0,9486350086,8190750304Азот (II) оксид (Азота оксид)0,153896009,47999360328Углерод черный (Сажа)0,096085006,93349360330Сера диоксид0,119043008,38062720333Сероводород0,000002000,00090460337Углерод оксид2,003875002,1160920342Фториды газообразные0,000795000,5736720344Фториды плохо растворимые0,003498000,41864060415Углеводороды предельные C1-C50,002813000,00594110416Углеводороды предельные C6-C100,001040000,00219650501Амилены0,000104000,00021960602Бензол0,000096000,00354820616Ксилол (смесь изомеров)0,000012000,00023650621Толуол0,000090000,00058610627Этилбензол0,000003000,00054380703Бенз/а/пирен (3, 4-Бензпирен)0,000002187,86467651325Формальдегид0,0115620013,8984492704Бензин нефтяной0,072499000,15311792732Керосин0,380936001,67611842754Углеводороды предельные C12-C190,000857000,001812907Пыль неорганическая >70% SiO22,52700000182,348322908Пыль неорганическая: 70-20% SiO20,3944840014,580129Итого 339,8132

Таблица 4.11

Плата за размещение отходов на этапе строительства

Наименование отходовКласс опасностиНорматив платы за размещение 1 единицы отходовКоличество, м3Плата, руб.Мусор от бытовых помещенийIV248,40,9Пленка полиэтиленовая вышедшая из употребленияV0,44,48Инертные стройматериалыV0,463,31Итого:IV248,468,6935660Компенсационные выплаты за ущерб окружающей природной среде в целом составят 36 298,8 рублей.


4.4 Основные производственные опасности и вредности на проектируемом объекте


По классификации приводимой в ГОСТ 12.0.003-74 «Система стандартов безопасности труда «Опасные и вредные факторы» на объекте строительства существуют следующие опасные факторы.


Таблица 4.12

Источник опасностиПоследствия воздействия1. Подготовительные работы. - расчистка пионерской полосы - сооружение временных дорог и подъездов - строительство дамб, пересыпка болот, расчистка от лесаПопадание рабочих под падающие деревья. Травмы при обрубке сучьев.2. Земляные работы. - рытье траншей - производство рекультивацииВозможность опрокидывания техники при работе на откосах в неровной местности. Возможность засыпки людей при обвале грунта. Поражение электрическим током от проходящих под землей электрокабелей.3. Электросварочные работы - сварка труб - резка трубПоражение электрическим током. Возможны ожоги частей тела от попадания раскаленного металла при сварке. Воздействие ультрафиолетового излучения.4. Монтажные работы - погрузочные работы - разгрузочные работыТравмирование возможно в следующих случаях: - опрокидывание трубоукладчика при работе на откосах - смещение сваренных плетей с инвентарных лежек при несоблюдении правил складирования - обрыв тросов5. Изоляционно-укладочные работыПопадание в глаза пыли и окалины при работе изоляционно-очистной машины. Повышенный уровень звукового давления.6. Контроль качества сварных соединенийОблучение рентгеновскими лучами при контроле. Экспозиционная доза 3 мр/ч на расстоянии 1 м от источника.7. Очистка полости и испытание трубопровода.Опасность травмирования людей при выходе очистного поршня из трубы. Разрыв трубопровода при застревании поршня.Основные виды работ по сооружению нефтепровода проходят на открытом воздухе, сейсмичность региона, по которому проходит трасса нефтепровода, отличается высокой активностью.

Химические факторы обусловлены использованием вредных веществ, характеристика которых приведена в таблице 4.13.


Таблица 4.13

Название веществаПДК вещества мг/м3Класс опасностиПервая помощь при отравленииХарактер токсичного действияВ рабочей зонеВ кг/см2Бензин10054Свежий воздух, покой, 20-30 капель валерианыНаркотическое опьянениеОкись углерода2054Кислородная подушка, тепло, полный покой.токсическое воздействиеАцетон2000,354Свежий воздух, крепкий чайнаркотическое воздействие

При проведении работ в летнее время возможно воздействие биологических факторов: клещей, мошки, комаров.

Психофизиологически опасные и вредные факторы обусловлены проведением работ в местах, удаленных от жилых комплексов, и, следовательно, отсутствием нормальных бытовых условий.


4.5 Перечень выполнения санитарных и противопожарных норм проектирования строительства, правил техники безопасности, законов об охране труда


Для обеспечения пожарной безопасности и соблюдения охраны труда при производстве строительно-монтажных работ весь персонал, связанный со строительством, должен пройти дополнительный инструктаж по безопасным методам ведения работ и выполнять требования:

-СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования»;

-СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство»;

-СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы»;

-СП 12-136-2002 «Безопасность труда в строительстве. Решения по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ»;

-«Правил охраны магистральных нефтепроводов»;

-ПОТ РО 14000-007-98 «Охрана труда при складировании материалов»;

-«Правил техники безопасности при производстве погрузочно-разгрузочных работ на железнодорожном транспорте», Министерства путей сообщения РФ;

-ПОТ РМ-027-2003 «Межотраслевых правил по охране труда на автомобильном транспорте»;

-ОР-15.00-45.21-КТН-004-1-03 «Регламента организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение», Москва, 2003г.;

-РД 09-364-00 «Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах»;

-ВСН 31-81 «Инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов»;

-ВППБ-01-05-99 «Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

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

-ГОСТ 12.3.005-75* «Работы окрасочные. Общие требования безопасности»;

-ГОСТ 12.3.016-87 «Антикоррозионные работы в строительстве. Требования безопасности»;

-ГОСТ 12.1.004-91* «Пожарная безопасность. Общие требования»;

-«Типовая инструкция по общим правилам безопасности при проведении огневых работ на предприятиях нефтепродуктообеспечения (ТОИ Р-112-15-95)»;

-РД 102-011-89 «Охрана труда. Организационно-методические документы»;

-ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации»;

-ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

-АО «ВНИИСТ» «Инструкции и рекомендации по технике безопасности и производственной санитарии для строительно-монтажных работ организаций нефтяной и газовой промышленности»;

-АО «ВНИИСТ» «Инструкции и рекомендации по технике безопасности при общестроительных работах на объектах Миннефтегазстроя»;

-ПБ 10-382-00 «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов» (с изм., внесенными РД 24.090.102-01);

-РД 153-39.4Р-118-02 «Правила испытаний линейной части действующих МН»;

-«Регламент организации производства ремонтных и строительных работ на объектах МН», ОАО АК «Транснефть, 2001г.;

-РД 153-39.4Р-130-2002 «Регламент по вырезке и врезке «катушек» соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключения участков МН».

Безопасные условия и охрана труда определены в Федеральном Законе «Об основах охраны труда в Российской Федерации» от 17.07.99 г. №181.

На время производства работ необходимо выполнять требования безопасности к обустройству и содержанию производственных территорий, участков работ и рабочих мест; при складировании материалов и конструкций; обеспечение электробезопасности, пожаробезопасности при производстве работ.

В ходе строительно-монтажных и пуско-наладочных работ следует неукоснительно выполнять требования безопасности при эксплуатации мобильных машин, средств механизации, ручных машин и инструментов, а также транспортных средств.

На период строительства должны соблюдаться требования безопасности к процессам производства погрузочно-разгрузочных работ, перемещению грузов, при работе автотранспорта.

Запрещается эксплуатация строительных машин, транспортных средств, производственного оборудования, средств механизации, приспособлений, оснастки, ручных машин и инструментов без предусмотренных их конструкцией ограждающих устройств, блокировок, систем сигнализации и других средств коллективной защиты работающих.

Оставлять без надзора машины, транспортные средства и другие средства механизации с работающим (включенным) двигателем не допускается.

При выполнении электросварочных и газопламенных работ необходимо обеспечить выполнение требований безопасности к технологическим процессам и местам производства работ, обеспечить безопасность при ручной сварке, хранении и применении газовых баллонов. Использование баллонов с истекшим сроком освидетельствования не допускается. Запрещается нахождение людей в кузове автомашины при транспортировании баллонов.

При проведении земляных работ запрещается: находиться людям ближе 5 м от зоны максимального движения ковша работающего экскаватора; находиться людям в траншее при появлении продольных трещин в стенках; проезд техники по бровке котлована, траншеи; выдвигать нож отвала бульдозера за бровку откоса; приближаться гусеницами бульдозера к бровке свежей насыпи ближе 1 м.

Применяемые при проведении работ сварочное оборудование, переносной электроинструмент, освещение, средства индивидуальной защиты должны соответствовать требованиям ПУЭ (Правил устройства электроустановок). Запрещается оставлять без надзора электроинструмент, присоединенный к сети, а также передавать его лицам, не имеющим допуска к работе с ним.

Необходимо предусмотреть защиту работников от воздействия вредных производственных факторов.

Лакокрасочные, изоляционные и другие материалы, выделяющие взрывоопасные или вредные вещества, разрешается, хранить на рабочих местах в количествах, не превышающих сменной потребности.

Должны быть созданы соответствующие требованиям охраны труда условия труда на каждом рабочем месте (защитные или страховочные ограждения, защитные и предохранительные устройства, приспособления). Строительные площадки, участки работ и рабочие места, проезды и подходы к ним в темное время суток должны быть освещены.

Работающие должны быть обеспечены санитарно-бытовыми помещениями и устройствами в соответствии с действующими нормами и характером выполняемых работ для обеспечения режима труда и отдыха.

Охрана труда рабочих должна обеспечиваться выдачей администрацией необходимых средств индивидуальной защиты (специальной одежды, обуви и др.). Применяемые спецодежда, спецобувь, каски и другие средства индивидуальной защиты должны иметь сертификат соответствия и подвергаться периодическим контрольным осмотрам и испытаниям в порядке и сроки, установленные техническими условиями на них.

Работающие должны быть обучены безопасным методам и приемам выполнения работ, пройти инструктаж по охране труда с проверкой их знаний. Инструктаж на рабочем месте проводится со всеми работниками подрядной строительной организации: руководителями, специалистами, рабочими.

При выполнении работ в охранных зонах магистрального нефтепровода необходимо получить разрешение на производство работ в охранной зоне, которое выдает Подрядчику Заказчик.

При оформлении разрешения Заказчик разрабатывает мероприятия, обеспечивающие сохранность действующего нефтепровода и его сооружений.

Складские площадки должны быть защищены от поверхностных вод. Запрещается осуществлять складирование материалов, изделий на насыпных неуплотненных грунтах.

В проекте производства работ вопросы техники безопасности, охраны труда и противопожарной безопасности и промсанитарии должны быть проработаны на основе «Решений по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ» СП 12-136-2002.


4.6 Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту, гарантирующие безопасность труда


4.6.1 Обеспечение прочности, герметичности и коррозийной стойкости оборудования

Прочность и герметичность трубопровода обеспечивается:

выбором оптимального диаметра

толщины стенки трубы

рабочего давления

заводских данных на трубу (сертификат качества)

100% контроль качества сварных соединений

испытание газопровода давлением 1,1 Рраб перед вводом в эксплуатацию

Коррозионная стойкость трубопровода обеспечивается изоляционным покрытием, механических повреждений. Защиту трубопровода от блуждающих токов обеспечивает электрохимзащита:

катодная

протекторная


4.6.2 Обеспечение электробезопасности

Электроснабжение строительного участка обеспечивается двумя дизельными электростанциями мощностью 30 кВт. На площадке дизельной электростанции имеется контур заземления из уголка или пруткового железа 50х50х5 мм, и щит заземляется тоже. Во всех вагон - домиках и бытовых помещениях устанавливаются автоматические выключатели типа АП-50-3МТ.


4.6.3 Защитные устройства и знаки безопасности

Вдоль трассы устанавливаются следующие знаки:

через каждый километр и на углах поворотов с указанием оси трубопровода, пикетажа, а так же адреса телефона эксплуатирующей организации

на пересечении авто и железных дорог устанавливаются знаки

К защитным устройствам относятся линейные краны с автоматическим управлением.


4.6.4 Безопасность подъемно-транспортных операций

Безопасность обеспечивается применением соответствующего подъемно-транспортного оборудования (трубоукладчиков, автокранов, плетевозов) с соблюдением правил техники безопасности и применением средств индивидуальной защиты.

Грузоподъемные машины должны быть установлены таким образом, чтобы при подъеме груза исключалась необходимость предварительного его подтаскивания при наклонном положении грузовых канатов и имелась бы возможность перемещения груза, поднятого не менее чем 500 мм выше встречающегося на пути оборудования, груза, бортов подвижного состава.

Расстояние от нижних выступающих частей грузоподъемной машины (не считая грузозахватного органа) до расположенного в зоне ее действия оборудования должно быть не менее 400 мм.

Расстояние от выступающих частей кабины управления до трубопроводов, относительно которых, кабина перемещается должно быть не менее 400 мм.

Установка стрелового самоходного крана должна производиться так, чтобы при работе расстояние между поворотной частью крана при любом его положении и строениями, грузом было не менее 1000 мм.

При необходимости установки стрелового самоходного крана на выносные опоры, он должен устанавливаться на все имеющиеся у крана выносные опоры. Под опоры должны подкладываться прочные и устойчивые подкладки.

Подкладки под дополнительные опоры крана должны являться его инвентарной принадлежностью.


Таблица 4.14

Минимальное расстояние от основания откоса котлована (канавы) до ближайших опор крана при не насыпанном грунте.

ГлубинаГРУНТкотлована (канавы), м.Песчаный и гравийныйсупесчаныйсуглинистыйглинистыйлессовый сухой11,51,251,01,01,023,02,42,01,52,034,03,63,251,752,545,04,44,03,03,056,05,34,753,53,5

.6.5 Меры безопасности при прохождении водных преград

При буксировке плети трубопровода к месту укладки необходимо:

иметь по одному буксировщику в головной и хвостовой части трубопровода;

обеспечить надежность крепления трубопровода к буксирующим плавающими средствам;

не зачаливать шлюпки к трубопроводам.

При протаскивании трубопровода по дну водной преграды с помощью тяговой лебедки необходимо:

надежно прикрепить лебедку к анкерной опоре, рассчитанной на максимальное усилие;

находиться на расстоянии не менее 20 см от тягового и якорного канатов;

использовать систему дистанционного управления лебедкой;

проверить надежность тягового троса, в случае необходимости испытать его на разрывное усилие;

следить за показаниями динамометра лебедки, не допуская перегрузки троса выше расчетной величины;

наматывать трос на барабан лебедки равномерно, без рывков (прикладывать нагрузку к тросу допускается только после того, как будет выбрана вся слабина троса);

обеспечить синхронную работу тяговой лебедки и тормозного устройства.

Во избежание аварии при укладке трубопровода способом протаскивания по дну реки, следует произвести проверочные расчеты с учетом массы трубопровода с грузами, грузоподъемности трубоукладчиков, мощности тяговых средств.

В случае аварийной обстановки (повреждение трубопровода, балласта, обрыв тягового троса, и т.п.) сигнальщик должен немедленно подать сигнал о прекращении укладки трубопровода.


.7


ВВЕДЕНИЕ На современном этапе строительство промысловых и магистральных трубопроводов, как и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности в ц

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2019 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ