Проектирование газопровода «Западно-Варьеганское месторождение - КС-3 «Варьеганская»
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 29 Февраля 2016 в 14:25, дипломная работа
Описание работы
Развитие нефтяной и газовой промышленности дало толчок к
строительству многих тысяч километров трубопроводов от промысловых до
магистральных различных диаметров и назначений.
Новая трубопроводная система создается с учетом самых лучших
достижений в проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов и
обладает высоким уровнем надежности и минимальным воздействием на
окружающую среду
Содержание работы
Введение 6
1 Основная часть 8
1.1 Анализ состояния проблемы и основные задачи отрасли 8
1.2 Физико-географическая характеристика района 12
1.3 Климатическая характеристика района 13
1.4 Инженерно-геологическая характеристика района 14
1.5 Краткая характеристика объекта 18
1.6 Выбор трассы проектируемого газопровода 19
1.7 Технико-экономические характеристики проектируемого
объекта
21
1.8 Характеристика добываемого продукта 30
2 Расчетная часть 32
2.1 Расчѐт свойств транспортируемого газа 32
2.2 Определение толщины стенки трубопровода 34
2.3 Расчет трубопровода на прочность 35
2.4 Проверка трубопровода на недопустимые пластические
деформации 37
2.5 Расчет на устойчивость положения против всплытия 39
2.6 Определение устойчивости откоса траншеи 41
2.7 Гидравлический расчет газопровода 52
2.8 Расчет укладки трубопровода в траншею 56
2.9 Расчет нагрузок и воздействий 60
2.10 Проверка напряженного состояния и устойчивости
трубопровода
64
3 Безопасность жизнедеятельности 65
3.1 Мероприятия по охране труда 65
3.2 Мероприятия по пожарной безопасности 71
4 Экономическая часть 75
4.1 Определение стоимости затрат на строительство объекта 75
5 Заключение 97
Список использованной литературы
Файлы: 13 файлов
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
6
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
ВВЕДЕНИЕ
Трубопроводный
транспорт,
сравнительно
молодой, но
быстро
развивающийся, он служит для транспортировки жидких, газообразных и твердых
видов продукции.
Развитие нефтяной и газовой промышленности дало толчок к строительству
многих тысяч километров трубопроводов от промысловых до магистральных
различных диаметров и назначений.
Новая трубопроводная система создается с учетом самых лучших
достижений в проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов и
обладает высоким уровнем надежности и минимальным воздействием на
окружающую среду.
Большая разветвлѐнность
трубопроводов на участке освоения
газоконденсатных залежей и сложность прохождения трассы – болотисная
местность, тайга, зоны вечной мерзлоты, крайне суровые северные климатические
условия, значительное количество водных препятствий, низкие температуры зимой
и так далее – потребовали применения особых технических решений, что повлекло
за собой повышение требований к этапу проектирования.
Само по себе наращивание сети трубопроводов уже представляет серьезную
научно-техническую проблему, поскольку приходится вести строительство в
крупных масштабах и почти всегда в новых, как правило, необжитых районах с
тяжелой топографией, геологией и климатом. Разумеется, уже сейчас накоплен
большой опыт и найдены удовлетворительные технические решения, но
осуществление их не стало легким делом, а требования повышения экономической
эффективности возросли.
В настоящее время ведется наращивание не только магистральных
трубопроводов, но и важная роль уделяется промысловым и межпромысловым
трубопроводам, так как на них лежит наибольшая ответственность в вопросах
экономической, экологической безопасности.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
7
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Межпромысловые (сборные) трубопроводы транспортируют продукт
прошедший первую ступень очистки, от пунктов подготовки (сбора) до головных
сооружений или газоперерабатывающих заводов.
Так как в настоящее время активно ведется разработка нефтяных и газовых
месторождений в районе крайнего севера, то происходит увеличение подачи
нефти, газа, нефтепродуктов, воды и их смеси от мест их добычи до установок
комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод.
Существующие системы промысловых и межпромысловых трубопроводов не
рассчитаны на увеличение мощности поставки транспортируемого продукта,
поэтому в настоящее время вопрос проектирования и строительства новых
промысловых и межпромысловых трубопроводов достаточно актуален.
Проектирование
газопровода
УПСВ
Западно-Варьеганского
месторождения- КС-3 «Варьеганская» выполняется с целью транспортировки газа
к КС-3 Варьеганского месторождения, повышенной надежности для снижения
рисков вероятности возникновения аварийной ситуации в период эксплуатации.
В ходе дипломного проектирования решается вопрос транспортировки газа
1-ой ступени очистки от УПСВ Западно-Варьеганского месторождения до КС-3
Варьеганского месторождения, с целью дальнейшей транспортировки на
газоперерабатывающий завод.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
8
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
1.1 Анализ состояния проблемы и основные задачи отрасли
Современная
сеть
газопроводов
характеризуется
значительной
протяженностью, большими диаметрами и высоким давлением перекачки.
Повышенные требования к экологической безопасности объектов
газопроводного транспорта обусловливают необходимость обеспечения надежной,
безотказной работы и предупреждения аварий газопроводной системы.
Аварии на межпромысловых газопроводах кроме экономического ущерба
от их простоя, потерь газа, затрат на ликвидацию аварии создают значительную
угрозу для окружающей среды. Кроме того, ущерб от отказов межпромысловых
газопроводов в ряде случаев для поставщиков и потребителей газа значительно
выше ущерба при транспортировке газа. В этих условиях большое значение
приобретают вопросы обеспечения надежности межпромысловых газопроводов,
т.е. способности их объектов выполнять заданные функции в период эксплуатации.
При подземной прокладке газопроводы подвергаются интенсивному
воздействию как внешних факторов, так и воздействию перекачиваемой жидкости,
в результате чего в материале труб и происходят различные физические и физико-
химические процессы, основными из которых являются старение и износ.
Трубопроводы линейной части межпромысловых газопроводов практически
не имеют резерва, и поэтому их отказ может привести к длительному простою всей
системы газопроводов и газоперерабатывающих предприятий.
Обеспечение надежной и безотказной работы межпромысловых
газопроводов, представляет задачу государственной важности, при решении
которой значительное место отводится вопросам качественного проектирования и
капитального ремонта линейной части газопроводов.
Учитывая, что состояние межпромысловых газопроводов должно
соответствовать действующим требованиям промышленной безопасности, оценке
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
9
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
технического состояния газопровода и необходимому ремонту должно уделяться
большое внимание, тем более, что федеральным законом России «О
промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от
21 июля 1997 года межпромысловых газопроводы отнесены к опасным
производственным объектам и подлежат обязательному декларированию
промышленной безопасности.
При подземной прокладке газопровода, на его надежность в процессе
эксплуатации влияет целый ряд факторов:
а) Целесообразные проектные решения
Качество проектных работ зависит от полноты изложения задания на
проектирование, опыта и квалификации проектировщиков, качества и полноты
изыскательских работ, использования достижений и опыта других проектных, а
также строительных и эксплуатационных организаций, принятия более далекого
расчетного срока развития городов, промышленных и сельскохозяйственных
предприятий, расположенных по трассе газопровода, обоснованного выбора труб и
изоляционных покрытий и т.д.
б) Качество материалов, труб и изделий
До 1970 года фасонные изделия трубопроводов были сварными, в основном
полевого изготовления. В течение 1970 – 1975 годов частично применялись
фасонные изделия заводского изготовления, а после 1975 года – только заводского
изготовления.
Изоляция первых трубопроводов была в основном битумной; срок службы
ее по диэлектрическим свойствам составлял около 15 лет. С 1970 года практически
повсеместное применение нашли
пленочные изоляционные покрытия.
Обследования таких покрытий показывают, как правило, наличие подплѐночной
коррозии и снижение адгезионных свойств покрытия уже через 8-10 лет
эксплуатации трубопроводов.
В настоящее время для изготовления труб и фасонных изделий
трубопроводов применяют материалы повышенного качества в соответствии с
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
10
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
нормативными документами, действующими на территории Российской
федерации.
в) Цикличность загрузки газопроводов
Многолетний опыт эксплуатации газопроводов показал зависимость
аварийных разрушений трубопроводов от цикличности их загрузки. При этом
порывы трубопроводов чаще всего происходят при возобновлении перекачки в
период пуска.
г) Старение трубных сталей
Исследования металла труб межпромысловых газопроводов, бывших в
эксплуатации, показали, что при длительной эксплуатации газопроводов
происходит охрупчивание металла труб, т.е. снижается сопротивляемость их
хрупкому разрушению, которая зависит как от срока службы газопроводов, так и
качества трубных сталей. Интенсивность процесса старения эксплуатируемых
трубных сталей при других равных условиях практически прямо пропорциональна
количеству углерода в стали.
В настоящее время для изготовления труб применяют стали марок 14ХГС,
14ГН, 09Г2С и т.д. коэффициент старения примерно в 1,5 раза меньше, чем для
сталей 17ГС, 19Г.
д) Почвенная коррозия и коррозия под действием блуждающих токов
Коррозия газопроводов под действием блуждающих токов и коррозионно-
активных грунтов является наиболее распространенным фактором снижения
надежности и целостности газопроводов. Особую опасность представляют
блуждающие токи электрифицированных железных дорог, вызывающие коррозию
трубопроводов на значительных участках всего за 1 – 2 года. Повреждения под
воздействием коррозионно-активных грунтов происходят за более длительное
время, в зависимости от типа и влажности грунта, а также наличия растворенных в
воде химически активных веществ и т.д.
е) Внутритрубная коррозия
При перекачке добытого газа, особенно сероводородсодержащих,
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
11
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
газопроводы подвергаются внутритрубной коррозии. Интенсивность ее зависит от
содержания сероводорода и различных сернистых соединений, обводнѐнности,
скорости потока, рельефа местности, качества металла трубы. Кроме химического
разрушения происходит сероводородное наводораживание стенок трубы, что в
значительной степени снижает запас пластичности и параметры циклической
трещиностойкости.
ж) Брак при строительстве
Брак при строительстве подземных трубопроводов многообразен и часто
приводит к тяжелым последствиям. При производстве строительно-монтажных
работ должен осуществляться их пооперационный контроль, начиная от входного
контроля на трубы, соединительные детали, сварочные материалы и материалы,
применяемые для противокоррозионного покрытия трубопроводов.
з) Деятельность эксплуатационного персонала и ремонтно-строительных
подразделений
Состояние газопровода во многом зависит от технической оснащенности и
качественного уровня эксплуатации в течение всего периода его существования.
Под этим следует понимать сокращение циклов нагрузки, разработку и
безусловное выполнение технологической карты эксплуатации газопроводов,
наличие и содержание средств автоматики и телемеханики станционной и
линейной
части,
периодичность
и
качество
обслуживания
средств
электрохимзащиты, очистку от воды, воздуха и газов внутренней полости
газопроводов, подготовку к весенне-летнему и осенне-зимнему периоду
эксплуатации, содержание и контроль за состоянием линейной части газопроводов.
Все вышеперечисленные факторы оказывают значительно влияние на
снижение надежности межпромысловых газопроводов.
В данном дипломном проекте рассмотрено проектирование газопровода
УПСВ Западно-Варьеганского месторождения- КС-3 «Варьеганская».
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
12
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1.2 Физико-географическая характеристика района
В административном отношении предполагаемый объект проектирования
газопровод УПСВ Западно-Варьеганского месторождения – КС-3 «Варьеганская»,
расположен в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа -
Югра Тюменской области. Трасса проходит по землям Новоаганского,
Радужнинского участковых лесничеств, частично по землям муниципального
образования г. Радужный.
Ситуационный план участка работ по трассе газопровода представлен на
рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – Ситуационный план
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
13
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1.3 Климатическая характеристика района
Климат района - умеренный континентальный. В целом, для умеренного
континентального климата характерны неравномерно выраженные сезоны года:
зима суровая и продолжительная, лето теплое, но довольно короткое, весна и осень
непродолжительны, со свойственной им неустойчивой погодой. Согласно
классификации
климатического
районирования
для
строительства
(СНиП 23-01-99
*
) рассматриваемая территория относится к I климатическому
району, подрайон IД.
Климатическая характеристика рассматриваемого района приведена по
данным метеостанции Сургут. В данном физико-географическом районе средняя
годовая температура воздуха отрицательная. Зима является преобладающим по
продолжительности временем года. Средняя суточная амплитуда температуры
воздуха наиболее теплого месяца составляет 9,7
0
С. В весенние месяцы
наблюдается интенсивное повышение температуры воздуха. Лето является
коротким временем года, максимальное прогревание воздуха наступает в июле.
Средняя продолжительность безморозного периода составляет 98 суток. Осень
характеризуется преобладанием прохладной пасмурной погоды, осенние месяцы в
целом теплее весенних.
Характеристика температурного режима рассматриваемого района
приведена в таблице 1.1.
Снежный покров появляется в первой декаде октября. Разница в днях между
средними датами появления снега и образования устойчивого снежного покрова
составляет 13 дней. Самая ранняя дата образования устойчивого снежного покрова
приходится на 2 октября, поздняя (95% обеспеченностью) на 7 ноября. Самая
поздняя дата разрушения снежного покрова приходится на 28 мая, ранняя (95%
обеспеченностью) на 15 апреля. В среднем разрушение снежного покрова и
окончательный сход снега происходит в первой - второй декаде мая. В зимний
период средний объем снегопереноса составляет 214 м
3
/м, максимальный объем
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
14
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
равен 564 м
3
/м. Максимальный снегоперенос отмечается при ветрах южного
направления.
Рассматриваемый район относится к зоне достаточного увлажнения.
Основную долю атмосферного увлажнения составляют осадки теплого периода.
Летом в связи с большим влагосодержанием атмосферы преобладают дожди
ливнего характера. В осенне-зимний период наблюдается преимущественно
длительные обложные осадки.
Таблица 1.1 - Характеристика температурного режима
Наименование
Значение
Абсолютная минимальная,
0
С
минус 55
Абсолютная максимальная,
0
С
34
Средняя максимальная наиболее жаркого месяца,
0
С
21,7
Наиболее холодных суток обеспеченностью 0,98,
0
С
минус 48
Наиболее холодной пятидневки обеспеченностью
0,98,
0
С
минус 45
Средняя температура воздуха периода со
среднесуточной температурой меньше 0
0
С
минус 13,8
Средняя температура воздуха периода со
среднесуточной температурой меньше 8
0
С
минус 9,7
Продолжительность периода со среднесуточной
температурой меньше 0
0
С, дни
200
Продолжительность отопительного периода, дни
257
1.4 Инженерно-геологическая характеристика района
В геологическом строении территории изысканий принимают участие
грунты средне-верхнечетвертичного возраста аллювиального происхождения и
современного возраста болотного и техногенного происхождений.
Трасса проходит по суходолам, пересекает заболоченные и отсыпанные
грунтом участки, трассы существующих автодорог и водные преграды.
Суходольные участки покрыты почвенно-растительным слоем мощностью 0,1-
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
15
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
0,2 м.
Геологический разрез трассы газопровода изучен до глубины 4,0-15,0 м и
сложен следующими разновидностями грунтов:
Грунтовая толща разделена на инженерно-геологические элементы.
1)
насыпной грунт (ИГЭ №1) представлен песком мелким средней
степени водонасыщения и насыщенным водой. Мощность насыпных грунтов по
пройденным скважинам составила 0,4–2,5 м. почвенно-растительным слоем
мощностью 0,1-0,2 м;
2)
торф слабо-сильноразложившийся водонасыщенный
(ИГЭ-2)
встречен с поверхности и в основании насыпных грунтов мощностью 0,5–5,1 м;
3)
супесь пластичная (ИГЭ №9) встречена в виде слоя с поверхности по
трассе газопровода. Вскрытая мощность слоя по пройденным скважинам составила
0,5-1,6 м;
4)
песок мелкий средней степени водонасыщения средней плотности
(ИГЭ №13) слагает суходольные участки трасс, подстилая почвенно-растительный
слой. Вскрытая мощность слоя по пройденным скважинам составила 0,3-6,0 м;
5)
песок мелкий насыщенный водой средней плотности (ИГЭ №14)
встречен в виде слоя под болотными отложениями торфа и в нижней части разреза
трасс газопроводов, мощностью 1,0-12,0 м;
На исследуемой территории имеют место процессы заболачивания, а также
морозного пучения.
Развитию заболачивания и торфонакоплению на территории способствует
плоский рельеф и склоновые понижения.
Участки изысканий расположены на территории постоянного избыточного
увлажнения.
Морозное пучение проявляется при наличии увлажненных дисперсных
грунтов в зоне сезонного промерзания-оттаивания. Глубина промерзания зависит
от величины снежного покрова и грунтов, слагающих верхнюю часть разреза. На
исследуемых участках в зоне сезонного промерзания-оттаивания грунтов залегают
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
16
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
насыпные песчаные грунты, торф, песок и супесь.
Нормативная глубина сезонного промерзания при проектировании согласно
п. 2.27 СНиП 2.02.01-83* и п.4 СНиП 2.02.04-88 составляет:
насыпной грунт (песок) - 2.9 метра;
торф -1.3 метра;
песок - 2.9 метра;
супесь - 2.4 метра.
Разделение грунтов на инженерно-геологические элементы выполнено с
учетом их возраста, происхождения и номенклатурного вида.
Классификационные признаки номенклатурных видов грунтов приняты в
соответствии с ГОСТ 25100-95.
На основании буровых и лабораторных работ на участке изысканий
выделено 5 инженерно-геологических элементов, характеристика которых
приводится ниже:
1)
ИГЭ №1 - насыпной грунт представляет собой песок мелкий средней
степени водонасыщения и насыщенный водой;
2)
ИГЭ №2 – торф слабо-сильно разложившийся водонасыщенный;
3)
ИГЭ №9 – супесь пластичная;
4)
ИГЭ№13 – песок мелкий средней степени водонасыщения средней
плотности;
5)
ИГЭ№14 - песок мелкий насыщенный водой средней плотности.
В гидрогеологическом отношении территория месторождения расположена
в пределах Средне-Обского гидрогеологического бассейна подземных вод.
Величина относительной деформации пучения и разновидность грунтов по
величине относительной деформации пучения в соответствии с ГОСТ 25100-95
п.2.19 приведены в таблице 1.2.
Интенсивность сейсмического воздействия (сейсмичность) района
принимаемая на основе комплекта карт общего сейсмического районирования
Российской Федерации - ОСР-97-А (10% вероятность возможного превышения
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
17
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
сейсмической интенсивности) составляет 5 баллов. Сейсмическая активность
(карта В) отсутствует. Район изысканий не является сейсмичным.
Таблица 1.2 - Величина относительной деформации пучения грунтов
Наименование грунтов
Разновидность грунтов
Величина
относительной
деформации
пучения, д.е.
Насыпной грунт песок мелкий:
- средней степени
водонасыщения
-песок мелкий насыщенный
водой
слабопучинистый
среднепучинистый
0,01-0,035
0,035-0,07
Песок мелкий средней степени
водонасыщения
слабопучинистый
0,01-0,035
Песок мелкий насыщенный
водой
среднепучинистый
0,035-0,07
Супесь пластичная
сильнопучинистая
>0,07
Коррозийная активность грунтов по отношению к углеродной стали низкая.
Гидрогеологические условия
участка, характеризуются наличием
поверхностных вод, подземных вод аллювиальных отложений и наличием
подземных вод органических (болотных) отложений, сливаясь все типы вод
образуют единый водоносный горизонт.
Подземные воды приурочены к пескам мелким насыщенным водой и
торфам слабо-сильно разложившимся водонасыщенным.
Воды безнапорные, питание вод происходит за счет инфильтрации
атмосферных осадков и талых паводковых вод. Подъем уровня подземных вод
приходится на весенне-летние месяцы.
Подземные воды аллювиальных отложений смешанного состава по
содержанию бикарбонатной щелочности воды слабоагрессивные, по содержанию
агрессивной углекислоты воды среднеагрессивные, по значению водородного
показателя рН воды слабо-среднеагрессивные по отношению к бетону марки W
4
по
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
18
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
водонепроницаемости.
По отношению к металлическим конструкциям воды среднеагрессивные.
1.5 Краткая характеристика объекта
В данном дипломном проекте рассматривается проектирование и
строительство газопровода, предназначенного для транспортировки попутного газа
от УПСВ Западно-Варьеганского месторождения на площадку КС-3 для
компримирования
и
дальнейшего
транспорта
на
Белозерный
газоперерабатывающий завод.
По назначению линейный и площадочные объекты проектируемого объекта
делятся на:
1)
проектируемые
линейные
объекты
предназначеные
для
транспортировки попутного нефтяного газа с УПСВ Западно-Варьеганского
месторождения;
2)
проектируемые площадочные объекты:
узлы сбора конденсата (УСК) предназначены для предупреждения
образования ледяных пробок в зимнее время, снижения сопротивления от
скопления жидкости, контроля наличия конденсата и его сбора на газопроводах.
камеры запуска и приема средств очистки и диагностики предназначены
для периодической очистки и диагностики внутренней поверхности газопроводов.
узлы учѐта газа (УУГ) предназначены для учѐта транспортируемого
попутного нефтяного газа.
Проектируемый объект относится к опасным производственным объектам,
транспортирующим опасные вещества в количестве, меньшем предельного
количества, установленного приложением 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ "О
промышленной безопасности опасных производственных объектов".
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
19
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1.6 Выбор трассы проектируемого газопровода
Основным критерием выбора трассы приняты оптимизация транспорта
продукта, минимальные капитальные затраты, минимизация ущерба, причиняемого
окружающей природной среде и обеспечение высокой надежности и
безаварийности проектируемых трубопроводов в период эксплуатации.
При выборе трассы были использованы топокартографические материалы,
учтена сложившаяся транспортная схема и существующие коридоры
коммуникаций.
Были рассмотрены два варианта транспорта газа с УПСВ Западно-
Варьеганского месторождения:
1.
Вариант № 1. Транспорт газа на КС- 3 через Северо-Варьегаенское
месторождение общая протяженность 120442 метров.
2.
Вариант № 2. Транспорт газа на КС-3 вдоль автомобильной дороги
г.Радужный – п.г.т..Новоаганск общая протяженность 70900 метров.
При выборе трассы максимально использовались существующие
автодороги для проезда к объектам трубопроводов и минимизировано количество
пересечений с реками, линиями электропередач, автомобильными дорогами и
другими коммуникациями.
Основные преимущества и недостатки вариантов приведены в таблице 1.3.
Основным критерием выбора варианта трассы газопровода является
оптимизация транспорта продукта, минимальные капитальные затраты,
минимизация ущерба, причиняемого окружающей природной среде и обеспечение
высокой надежности и безаварийности проектируемых трубопроводов в период
эксплуатации.
Учитывая преимущество и недостатки рассмотренных вариантов за
основной, принят вариант №2 как наиболее экономичный и обеспечивающий
высокую надежность и безаварийность на весь период эксплуатации газопровода.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
20
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 1.3 - Сравнение вариантов трасс газопровода
Вариант №1
Транспорт газа на КС-3 через
Северо-Варьегаенское
месторождение
Вариант №2
Транспорт газа на КС-3 вдоль
автомобильной дороги г.
Радужный – п.г.т. Новоаганск
Преимущества
варианта
Минимальное прохождение по
землям города Радужный.
Длина участка 11 500 м.
Проложен по кратчайшему
расстоянию,
в
одном
коридоре с существующими
коммуникациями
и
автомобильными
дорогами
(коридорная
система
прокладки). Это позволяет
уменьшить отводимые земли,
минимизировать
убытки
землепользователей,
позволяет
обеспечить
возможность
надзора
за
техническим
состоянием
трубопроводов,
его
оперативное обслуживание и
ремонт.
Недостатки
варианта
Протяженость варианта №2
больше
протяженности
варианта №1 на 49542 м
на участке УПСВ Западно-
Варьеганского месторождения
и
Северо-Варьеганского
месторождения
газопровод
проходит
при
полном
отсутствие
транспортной
инфраструктуры в сложных
инженерно-геологических
условиях
непроходимые
болота 3 типа глубиной более 5
м.
Прохождение трассы
газопровода по землям
населенного пункта города
Радужный длина участка
18 120 м.
Трасса проходит по кратчайшему расстоянию в одном коридоре с
существующими коммуникациями: высоковольтными линиями, автодорогами,
трубопроводами.
Трасса принятого варианта №2 проходит:
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
21
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1.
в районе с. Варьеган расстояние от оси газопровода до границы
с. Варьеган с учетом развития на 25 лет составляет 167 м;
2.
по проектной черте города Радужный расстояние от оси газопровода
до недействующего аэропорта 343 метров, до СОО «Буровик» 234 метров, до
СОНТ Энергетик 295 метров, до жилых зданий 1559 метров.
1.7 Технико-экономические характеристики проектируемого объекта
Проектная мощность проектируемого газопровода УПСВ Западный
Варьеган – 399,5 млн.м
3
/год (1,0945 м
3
/сут), расчетное число рабочих дней в году
принимаем 365 (круглогодичный режим работы).
Газопровод относится к категории – III, классу – IV, рабочее давление –
4,4 МПа. Диаметр трубопровода 720х8.
Общая протяженность проектируемого трубопровода – 70,9 км.
Строительство трубопровода предусматривается осуществлять в одну нитку
в общем коридоре коммуникаций. Укладка трубопроводов выполняется
подземным способом.
Исходя из условий обеспечения сохранности трубопроводов от
механических повреждений, минимальная глубина заложения принята до верха
трубы (или пригруза) на болотах не менее 0,6 м, на минеральных грунтах – до
верхней образующей трубы не менее 0,8 м. Глубина заложения на участке
газопровода, прокладываемого по территории населенного пункта г.Радужный
ПК526+62-ПК709+10 в соответствии со «Специальными техническими условиями
п.2.3.1 принята до верхней образующей трубы или защитного футляра не менее 1,8
м.
На реках и ручьях трубопроводы укладываются на 1,0 м ниже от
естественных отметок дна водоема до верхней образующей трубопровода (или
пригруза).
Выбор материалов, изделий и технических решений производится из
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
22
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
условия обеспечения надежности трубопроводной системы, экономической
эффективности, технологичности строительства.
Обеспечение надежности работы проектируемого трубопровода достигается
прогрессивными техническими решениями, выбором материалов и изделий для
строительства трубопроводов, соответствующих климатическим условиям и
технологическим параметрам эксплуатации.
В дипломном проекте для проектируемого газопровода приняты трубы с
учетом:
1)
нормативных прочностных показателей сталей труб по техническим
условиям;
2)
применение сталей для северных районов;
3)
обеспечения надежности работы трубопровода и требований охраны
окружающей среды;
4)
условий строительства и эксплуатации;
5)
требований СТУ;
6)
отсутствия в составе газа сероводорода.
При выборе труб учитывались климатические характеристики района
строительства, принятые согласно СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» и
материалов изысканий, а именно: наиболее холодной.
Для проектируемого газопровода приняты трубы Ø720х8 электросварные
прямошовные
для
строительства
газопроводов,
нефтепроводов
и
нефтепродуктопроводов в северном и обычном исполнении на рабочее давление
5,4-9,8 МПа ТУ 14-3-1573-96 сталь 17Г1С-У классом прочности не ниже К-52 с
заводским двухслойным
наружным антикоррозионным
полиэтиленовым
покрытием по ТУ 1394-015-05757848-2005.
Технические характеристики принятых труб приведены в таблице 1.4.
Отбраковочная толщина стенки труб
отбр
t
для трубопроводов диаметром
720 мм в соответствии с РД 39-132-94 п.7.5.4.1 составляет 4,0 мм.
Анализируя опыт эксплуатации газопроводов попутного нефтяного газа,
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
23
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
скорость коррозии a составляет в среднем 0,15-0,2 мм/год.
Расчетный срок эксплуатации трубопровода с учетом отбраковочной
толщиной стенки труб, скорости коррозии трубной стали, составит:
лет
20
=
2,
0
0,
4
8
=
a
-
t
Т=
отбр.
нач
Для предупреждения образования ледяных пробок в зимнее время,
снижения сопротивления от скопления жидкости, контроля наличия конденсата и
его сбора на газопроводах предусматривается установка узлов сбора конденсата
(УСК). УСК-1 на ПК29+84, УСК-2 на ПК130+20, УСК-3 на ПК707+82.
Таблица 1.4 - Характеристика конструктивных параметров стальных труб
Наименование
Значение
Давление, кгс/см
2
8,6
Расчетный температурный перепад t+, °С
70
Диаметр, мм
720
Марка стали
17Г1С
R
1
Н
, Н/мм
2
(кгс/мм
2
)
540,0 (54,0)
R
2
Н
, Н/мм
2
(кгс/мм
2
)
390,0 (39,0)
Коэффициент надежности по нагрузке, n
1,1
Коэффициент надежности по назначению трубопровода,
k
n
1,0
Коэффициент надежности по материалу, k
1
1,4
Коэффициент условий работы, m
0,5
Толщина стенки расчетная, мм
4,72
Толщина стенки принятая, мм
8
Расчетный радиус упругого изгиба, м
900
На газопроводе, в точке подключения КС-3 ПК709+10, установлен
коммерческий узел учета газа для учета количества попутного (нефтяного) газа.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
24
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
В проекте предусмотрена очистка внутренней полости трубопроводов от
механического осадка, воды и конденсата в процессе эксплуатации, что
обеспечивает увеличение пропускной способности трубопроводов, снижение
вероятности коррозии.
Содержание внутренней полости газопровода в чистом состоянии и
свободным от отложений является одним из условий для его длительной и
беспроблемной эксплуатации.
Для периодической очистки внутренней поверхности газопровода и пуска
диагностических устройств в проектом предусмотрена установка камер запуска и
приема средств очистки и диагностики (СОД) на диаметры Ду700 производства
ОАО "Салаватнефтемаш" г.Салават.
Схема узла запуска и приема очистного устройства представлена на рисунке
1.2 и на рисунке 1.3.
Технические характеристики камер приема пуска типа БК для газопровода
по ТУ 3683-013-03481263-98:
рабочая среда – газ;
рабочее давление – до 8,0 МПа;
температура эксплуатации от минус 60 до +80 С
0
;
сейсмичность установки до 9 баллов по 12-бальной шкале.
Пикетное расположение приведено в таблице 1.5.
В качестве очистных устройств проектом предусмотрены поршни
Семигор®-ЛC 40 по ТУ 4834-010-05786428-2006 с передатчиком серии Семигор®-
С. Для определения местоположения поршня (поиска ОУ) приемник Семигор®-Р.
Учитывая технологические мероприятия по снижению скорости коррозии
(проведению очисток внутренней полости газопроводов, вывод конденсата и воды
из газопровода посредством узлов сбора конденсата), срок безопасной
эксплуатации газопровода составит 20 лет.
Для удобства обслуживания и ремонта, оперативного и безопасного
отключения отдельных участков трубопроводов, разделения и переключения
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
25
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
потока газа и для уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду
в случае аварии, проектом предусматривается установка отключающей линейной
запорной арматуры на врезках проектируемых трубопроводов, на переходах через
водные преграды и болота Ш типа протяженностью более 500 м, и по трассам в
местах, удобных для обслуживания арматуры.
Таблица 1.5 - Расположение камер пуска, приема очистных устройств
Номер узла
ПК узла
УПСВ Западно-Варьеганского месторождения - точка врезки - КС-3
Узел коммерческий узел учета газа
Узел 1 (УЗТ)
ПК2+65
Узел 2Камера пуска ОУ Ду700
Узел 3 для подключения УСК 4
ПК29+84
Узел 4 для подключения УСК 5
ПК130+20
Узел 5 Камера пуска- ОУ Ду700
ПК318+65
Узел 6 для подключения УСК 3
ПК707+82
Узел 7
ПК708+44
Камера приема ОУ Ду700
В качестве арматуры приняты краны шаровые и задвижки. Арматура на
проектируемых трубопроводах принята равнопроходная на соответствующее
рабочее давление и среду в соответствии с результатами гидравлического расчета.
Запорная арматура принята по каталогам Российских заводов, класса
герметичности «А» по ГОСТ 54808-2011, на технологические параметры
трубопроводов и в соответствии с перекачиваемой средой. Запорная арматура
соответствует климатическим условиям района строительства. Климатическое
исполнение–ХЛ по ГОСТ 15150-69. Задвижки фланцевые поставляются от
производителя в комплекте с ответными фланцами и крепежными изделиями.
По данным заводов-изготовителей срок безаварийной эксплуатации
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
26
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
арматуры составляет не менее 20 лет.
Таблица 1.6 - Расстановка узлов по трассе
Номер узла
ПК установки узла
Узел 1 ( арматура с эл./ приводом)
ПК0+05
Узел 2 (УЗТ)
ПК2+65
Узел 4 (арматура с эл./ приводом)
ПК6+70
Узел 5
ПК12
Узел 6
ПК17+44
Узел 7 для подключения УСК 4
ПК29+84
Узел 8
ПК51+01
Узел 9
ПК56+80
Узел 10 для подключения УСК 5
ПК130+20
Узел 11
ПК244
Узел 12
ПК259+18
Узел 13 Камера приема ОУ Ду700
(арматура с эл./ приводом)
ПК318+65
Узел 14 Камера пуска- ОУ Ду700
( арматура с эл./ приводом
ПК318+65
Узел 15
ПК363+49
Узел 16
ПК479
Узел 17
ПК486
Узел 18 (арматура с эл./ приводом)
ПК526+62
Узел 19
ПК538
Узел 20
ПК600
Узел 21 (арматура с эл./ приводом)
ПК608+15
Узел 22
ПК662
Узел 23
ПК675+40
Узел 24 для подключения УСК 3
ПК707+82
Узел 25
ПК708+44
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
27
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Дипломным проектом предусматривается подземная установка запорной
арматуры Ду700 мм.
Расстановка узлов по проектируемой трассе представлена в таблице 1.6.
Проектируемый трубопровод пересекают существующие трубопроводы.
При
пересечении
коммуникаций
проектируемый
трубопровод
прокладывается ниже или выше пересекаемого трубопровода с обеспечением
расстояния в свету между трубами не менее 350 мм в соответствии с требованиями
п.6.11 СП 34-116-97 и СНиП II-89-80* п.4.13.
При взаимном пересечении проектируемого газопровода с нефтепроводом,
водоводом и автомобильными дорогами проектируемый трубопровод заключается
в защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 5 м в обе стороны от
оси пересекаемой коммуникации.
Схема перехода и конструкция защитного футляра представлена на
рисунках 1.4 и 1.5 соответственно.
Рисунок 1.4 - Схема перехода трубопроводов через автомобильные дороги
Рисунок 1.5 - Конструкция защитного футляра
Земляные работы в полосе, ограниченной расстоянием 0,5 м в обе стороны
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
28
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
от пересекаемых промысловых трубопроводов в соответствии с требованиями
п.3.22 СНиП 3.02.01-87 должны производиться вручную.
Для проезда строительной техники через существующие трубопроводы
устраиваются переезды, конструкция переездов приведена на рисунке 1.6.
Переезд представляет собой насыпь из уплотненного грунта шириной 6 м со
сплошным настилом из бревен Ø18-20 см, скрепленных между собой или укладкой
железобетонных плит поверх насыпи. По краям настила устанавливаются
ограничительные брусья. Поверх настила отсыпается слой минерального грунта не
менее 20 см. Расстояние в свету от настила до верхней образующей пересекаемого
трубопровода должно быть не менее 1,5 м.
Для проектируемого трубопровода предусмотрена заводская изоляция с
двухслойным наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием по ТУ
1394-015-05757848-2005, соответствующая изоляции усиленного типа.
Изоляцию наружной поверхности зоны сварного стыка по трассе
проектируемого
трубопровода,
защитить
манжетой
защитной
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
29
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
термоусаживающейся ТИАЛ-М по
ТУ2293-002-58210788-2004, согласно
технологической карте «Нанесение термоусаживающейся манжеты ТИАЛ-М с
эпоксидным праймером в трассовых условиях» или «Инструкции по изоляции
стальных трубопроводов термоусаживающейся лентой ТИАЛ-М с применением
двухкомпонентного модифицированного эпоксидного праймера ТИАЛ».
Рисунок 1.6 - Схема переезда через коммуникации
Нанесение изоляции производится на сухую, предварительно очищенную,
грунтованную поверхность трубопроводов. Степень очистки поверхности трубы
должна быть не ниже 2.
Для поддержания необходимого температурного режима и продления
времени безопасной остановки трубопроводной системы, нaдзeмныe учacтки
тpубoпpoвoдoв на узлах запорной арматуры, coeдинитeльныe дeтaли и apмaтуpa
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
30
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
тeплoизoлиpуютcя согласно СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и
трубопроводов».
Сocтaв теплоизоляции – маты минераловатные прошивные М1-100-
1.000.500-80 по ГОСТ 21880-94*.
В соответствии с требованиями гл.7 п.10 и гл.8 СП 34-116-97 выполнен
расчет трубопровода на общую устойчивость в продольном направлении и против
всплытия на болотах и обводненных участках. Расчет приведен в ниже (Раздел 2).
Для предотвращения всплытия газопроводов на обводенных участках, для
гарантированной укладки их на проектные отметки, производится балластировка
утяжелителями железобетонными сборными охватывающими для Ø720х8 тип
УБО-720-15 по ТУ 5859-005-54032841-2003.
1.8 Характеристика добываемого продукта
Компонентный состав газа, используемый при расчетах, приведен в таблице
1.7.
Таблица 1.7 – Физические свойства компонентов природных газов
Месторождение
Месторожд
ение
Плотность, кг/м
3
Молярная
масса,
кг/кмоль
при 0
О
С и
0,1013 МПа
при 20
О
С и
0,1013 МПа
Со
став
газ
а (п
о
о
б
ъ
е
му
),
%
Метан СН
4
99,2
0,717
0,669
16,04
Этан С
2
Н
6
0,12
1,356
1,264
30,07
Пропан С
3
Н
8
-
2,01
1,872
44,09
Бутан С
4
Н
10
-
2,307
2,519
58,12
Пентан С
5
Н
12
0,01
3,457
3,228
72,15
Двуокись
углерода СО
2
0,01
1,9768
1,8423
44,01
Азот N
2
0,66
1,2505
1,1651
28,02
Сероводород
Н
2
S
нет
1,5392
1,4338
34,02
Низшая
теплота
сгорания кДж/м
3
35683
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
31
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
В составе газа УПСВ Западно-Варьеганского месторождения сероводород
(H
2
S) отсутствует.
Компонентный состав газа, используемый при расчетах, определен исходя
из смеси газа 1 ступени сепарации (84%).
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
32
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
В соответствии с нормативной документацией СНиП 2.05.06-85 проектом
выполнены следующие расчеты:
а) расчет толщины стенки трубопровода;
б) определение переменных параметров - модуля Юнга и коэффициента
Пуассона;
в) проверка трубопровода на прочность;
г) проверка трубопровода на недопустимые пластические деформации;
д) максимальные суммарные продольные напряжения растяжения от
нормативных нагрузок и воздействий.
Для расчетов применен ряд коэффициентов и технических характеристик в
соответствии с нормативной документацией СНиП 2.05.06-85, а именно:
R
n
1
=540 МПа – минимальное значение временного сопротивления металла
трубы;
R
n
2
=390 МПа – минимальное значение предела текучести металла трубы;
Δ=0,2 – относительное удлинение при разрыве;
m =0,75 – коэффициент условий работы трубопровода;
k
1
= 1,34 – коэффициент надежности по материалу принимаем по таблице 9
СНиП 2.05.06-85;
k
n
= 1,05 – коэффициент надежности по назначению трубопровода,
принимаемый по таблице 11 СНиП 2.05.06-85;
k
2
= 1.15 – коэффициент надежности по материалу, принимаемый по
таблице 10 СНиП 2.05.06-85;
Δt=40 – расчѐтный температурный перепад
2.1 Расчѐт свойств транспортируемого газа
Расчетные формулы и методики расчетов соответствуют отраслевым
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
33
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
нормам технологического проектирования магистральных газопроводов ОНТП–
51–1–85.
Целью данного расчета является определения основных свойств газа:
плотности, молярной массы, газовой постоянной, псевдокритической температуры
и давления, относительной плотности газа по воздуху.
Основные свойства газа, необходимы для выполнения технологического
расчета газопровода.
Исходные данные для проведения расчета приведены в таблица 1.7.
Плотность при стандартных условиях (при 293К и 0,1013 МПа) определим
по формуле аддитивности (сложения):
3
кг/м
0,673
0066
,0
1651
,1
0001
,0
8423
,1
0001
,0
228
,3
0012
,0
1,264
0,992
0,669
n
а
n
ρ
...
2
а
2
ρ
1
а
1
ρ
ст
ρ
(2.1)
Молярная масса:
.
моль
/
кг
144
,
16
0066
,0
02
,
28
0001
,0
01
,
44
0001
,0
15
,
72
0012
,0
07
,
30
992
,0
04
,
16
n
а
n
М
...
2
а
2
М
1
а
1
М
М
(2.2)
Газовая постоянная, где
)К
кмоль
/(
Дж
4,
8314
R
- универсальная газовая
постоянная:
)К
кг
/(
Дж
0,
515
293
,
16
4,
8314
М
R
R
(2.3)
Т.к. в данном газе содержание метана превышает 85%, то
псевдокритическую температуру и давление можно найти по известной плотности
газа при стандартных условиях:
032
,
192
)
673
,0
564
,0
(
24
,
155
)
564
,0
(
24
,
155
Т
СТ
ПК
К
(2.4)
638
,4
)
673
,0
831
,
26
(
1773
,0
)
831
,
26
(
1773
,0
Р
СТ
ПК
МПа
(2.5)
Относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях:
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
34
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
558
,0
206
,1
673
,0
206
,1
СТ
(2.6)
Определяем суточную производительность газопровода при стандартных
условиях:
где k
н
– оценочный коэффициент использования пропускной способности
газопровода, равный k
н
=0,85–0,9.
Принимаем k
н
=0,9.
Суточная производительность газопровода равна
1,0945
Q
м
3
/сут
Вывод: В ходе проведения расчета определены числовые значения
основных свойств газа, необходимых для проведения технологического расчета.
2.2 Определение толщины стенки трубопровода
Для проектируемого газопровода приняты трубы Ø720х8 электросварные
прямошовные
для
строительства
газопроводов,
нефтепроводов
и
нефтепродуктопроводов в северном и обычном исполнении на рабочее давление
5,4-9,8 МПа ТУ 14-3-1573-96 сталь 17Г1С-У классом прочности не ниже К-52 с
заводским двухслойным
наружным антикоррозионным
полиэтиленовым
покрытием по ТУ 1394-015-05757848-2005.
R
n
1
=540 МПа – минимальное значение временного сопротивления металла
трубы;
R
n
2
=390 МПа – минимальное значение предела текучести металла трубы;
Расчетное сопротивление растяжению
(сжатию) металла трубы
определяется по формуле:
МПа
85
,
287
05
,1
34
,1
75
,0
540
H
k
1
k
m
n
1
R
1
R
(2.7)
МПа
24
,
242
05
,1
15
,1
75
,0
390
k
k
m
R
R
H
2
n
2
2
(2.8)
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
35
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Расчетная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:
м
0062
,0
)
4,
4
15
,1
85
,
287
(
2
720
,0
4,
4
15
,1
)
р
n
R
(
2
D
р
n
Н
p
1
H
Н
p
(2.9)
где n
p
– коэффициент надежности по нагрузке;
р
Н
– рабочее давление в трубопроводе; МПа
R
1
– расчетное сопротивление металла трубы, МПа.
D
н
– наружный диаметр трубопровода, м.
В соответствии с сортаментом труб наименьшая толщина стенки
трубопровода DN720 равна 8 мм. Принимает толщину стенки трубопровода равной
0,008 м.
Внутренний диаметр трубопровода равен:
704
,0
008
,0
2
72
,0
2
D
D
вн
н
м
(2.10)
Вывод: В соответствии с сортаментным рядом представленным в
нормативной документации, принимается толщина стенки трубопровода равная 8
мм.
2.3 Расчет трубопровода на прочность
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла
определяется по формуле:
9669
,0
85
,
287
24
,
17
5,
0
85
,
287
24
,
17
75
,0
1
R
5,
0
R
75
,0
1
2
1
N.
пр
2
1
N.
пр
1
(2.11)
Расчетная толщина стенки с учетом влияния осевых сжимающих
напряжений равна:
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
36
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
м
061
,0
4,
4
15
,1
9669
,0
85
,
287
2
72
,0
4,
4
15
,1
nP
1
1
R
2
н
nPD
(2.12)
Принимаем значение толщины стенки δ=8,7 мм.
Проверка трубопровода на прочность производится по условию:
1
2
пр
R
N.
(2.13)
где ψ
2
-коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние
металла труб, определяемый по формуле:
1203
,0
85
,
287
97
,
268
5,
0
85
,
287
97
,
268
75
,0
1
R
5,
0
R
.
75
,0
1
2
1
кц
2
1
кц
2
(2.14)
Максимальное значение отрицательного температурного перепада:
0
1
С
46
,
62
85
,
204717
000012
,0
87
,0
704
,0
35
,7
15
,1
25
,0
85
,
287
E
d
Dв
P
n
25
,0
R
)
(t
(2.15)
Максимальное значение положительного температурного перепада:
0
1
С
88
,
68
85
,
204717
000012
,0
87
,0
704
,0
35
,7
15
,1
25
,0
85
,
287
E
d
Dв
P
n
25
,0
R
)
(t
(2.16)
Проведѐм проверку условия (2.13):
17,24 < 0,1203×287,85
17,24 < 34,63
Условие прочности выполняется.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
37
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Вывод: Для дальнейших расчетов принимаем толщину стенки трубопровода
равной 8 мм.
2.4 Проверка трубопровода на недопустимые пластические деформации
Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления определяются
по формуле:
МПа
6,
193
008
,0
2
4,
4
2
вн
D
P
н
кц
704
,0
(2.17)
где Р = 4,4 МПа – расчетное рабочее (нормативное) давление;
D
вн.
=0,704м – внутренний диаметр трубопровода;
=0,008м, номинальная толщина стенки трубы;
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла
труб:
3783
,0
24
,
242
05
,1
9,
0
75
,0
193,6
5,
0
24
,
242
05
,1
9,
0
75
,0
6,
193
75
,0
1
R
k
9,
0
m
н
кц
5,
0
R
k
9,
0
m
н
кц
75
,0
1
2
2
n
2
2
n
3
(2.18)
Минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода:
см
140162
40
9,
204717
000012
,0
008
,0
2
704
,0
4,
4
3012
,0
24
,
242
05
,1
9,
0
75
,0
1
2
720
,0
9,
204717
t
E
a
2
Dв
p
R
kн
9,
0
m
3
2
Dн
E
n
2
(2.19)
Принимаем для дальнейших расчетов минимальный радиус упругого изгиба
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
38
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
оси трубопровода ρ= 1500 м
Максимальные суммарные продольные напряжения растяжения от
нормативных нагрузок и воздействий
МПа
48
,
55
1500
2
22
,1
9,
204717
40
9,
204717
000012
,0
008
,0
2
704
,0
4,
4
3012
,0
2
Dн
E
t
E
a
2
Dв
Р
)
(
пр
н
(2.20)
Максимальные суммарные продольные напряжения сжатия от нормативных
нагрузок и воздействий:
МПа
94
,
110
1500
2
122
9,
204717
40
9,
204717
000012
,0
008
,0
2
704
,0
4,
4
3012
,0
2
Dн
E
t
E
a
2
Dв
Р
)
(
пр
н
(2.21)
Проведем проверку согласно СНиП 2.05.06-85
n
2
н
R
kн
9,
0
m
)
(
пр
(2.22)
n
2
н
R
kн
9,
0
m
3
)
(
пр
(2.23)
σ
н
пр
(+) = 55,48 МПа
390
05
,1
9,
0
75
,0
R
Kn
9,
0
m
n
2
=309,52 МПа
55,48 < 309,52 – условие выполняется.
σ
н
пр
(-) = - 110,94 МПа.
390
05
,1
9,
0
75
,0
378
,0
R
Kn
9,
0
m
3
n
2
=117,09 МПа.
|-110,94| < 117,09 - условие выполняется.
n
2
н
R
kн
9,
0
m
кц
(2.24)
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
39
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
233,89 < 309,52
Вывод: в ходе проведения расчетов можно сделать вывод, что условия
проверки на предотвращение недопустимых пластических деформаций
выполняются.
2.5 Расчет на устойчивость положения против всплытия
Таблица 2.1 - Исходные данные
Наименование
Ед. измерения
Значение
Тип балластирующего груза
-
УБО 720-15
Длина балластирующего груза
м
1,5
Вес груза P
гр
кг
3650
Объемный вес материала пригрузки
б
кг/м
3
7150
Угол поворота оси трубопровода
градусы/минуты
00'
Радиус упругого изгиба оси трубопровода
м
0
Вес продукта
не
учитывается
Расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод:
q
в
=
4
* Д
фут
2
* g *
в
=
3.14159
4
* 1.28700
2
* 9.81 * 1000 = 12761.93 н/м (2.25)
где
в
= 1000 кг/м плотность воды с учетом растворенных в ней солей.
Расчетная нагрузка от массы трубопровода:
.
/
87
,
5775
)
1111
)
727
,0
787
,0(
970
)
72
,0
727
,0(
7850
)
704
,0
72
,0
((
4
14159
,3
81
,9
95
,0
2
2
2
2
2
2
м
н
q
тр
(2.26)
где 0,95 - коэффициент надежности по нагрузке n от веса трубопровода,
принимаемый по таблице 13 СНиП 2.05.06-85.
Момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке:
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
40
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
4,
1096822
704
,0
72
,0
64
14
,3
64
4
4
4
4
вн
н
D
D
I
м
4
(2.27)
Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе трубопровода для выпуклых кривых:
q
изг
=
8 * E * I
9 *
2
*
3
* 10
4
(2.28)
где E = 206000 МПа - модуль упругости материала трубы.
q
изг
= 0.00 н/м
Нормативная интенсивность балластировки трубопровода:
q
бал
=
1
n
б
* (k
н.в
* q
в
+ q
изг
- q
тр
- q
доп
) *
б
б
-
в
* k
н.в
(2.29)
.
/
11
,
8609
03
,1
1000
7150
7150
)
00
,0
87
,
5775
00
,0
93
,
12761
03
,1(
0,
1
1
м
н
q
бал
Расстояние между осями пригрузов:
5,
3
8609
95
,0
2000
95
,0
бал
гр
гр
q
P
L
м
(2.30)
где 0,95 - коэффициент надежности по нагрузке n от веса трубопровода,
принимаемый по таблице 13 СНиП 2.05.06-85.
Количество грузов на участке:
54
,
32
50
,3
130
гр
L
l
n
(2.31)
Принимаем количество грузов на участке n = 33
Уточненное расстояние между осями пригрузов:
6,
1
33
55
n
l
L
(2.32)
Вывод: В ходе проведения расчета произведен выбор расстояния между
осями пригрузов типа УБО 720-15. Шаг расстановки принят равным 1,6 метров.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
41
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
2.6 Определение устойчивости откоса траншеи
Высота откоса
м
9
H
, уклон - 1:1,5. Характеристики грунта, слагающего
откос: плотность
3
м
т
04
,2
, нормативный угол внутреннего трения
30
n
,
нормативное удельное сцепление
кПа
21
c
n
.
Наклонную часть откоса разделим вертикальными линиями на 5 равных
частей. Таким образом, ширина вертикального элемента
b
будет равна:
м
700
,2
5
9
5,
1
5
H
m
b
Для текущего и последующих вычислений примем ширину вертикального
элемента для наклонной и горизонтальной частей откоса равными между собой -
м
700
,2
b
.
В качестве начального центра вращения
1
0
выберем точку на высоте
м
350
,1
2
700
,2
2
b
над точкой
P
пересечения горизонтальной линии откоса и
серединного перпендикуляра к его наклонной части. Поверхность скольжения
проходит через нижнюю точку откоса и представляет собой часть окружности
радиусом
1
r
и центром в точке
1
0 :
м
008
,
11
r
1
Для всех вертикальных элементов определим:
i
x - расстояние от
вертикальной оси, проходящей через центр вращения
1
0 всех сил, соответственно
удерживающих и смещающих отсек, до середины
i
-го вертикального элемента
отсека грунтового массива;
i
h - среднюю высоту
i
- го вертикального элемента и
i
- средний угол наклона участка окружности, принадлежащего i-му
вертикальному элементу. Вычислим коэффициент устойчивости откоса
st
k .
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
42
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Рисунок 2.1 - Расчѐтная схема определения устойчивости откоса с центром
вращения
1
0
(размеры приведены в мм).
Таблица 2.2 - Расчѐт устойчивости откоса с центром вращения
1
0
.
та
Э
№
Расчѐтные
величины, м
r
x
i
i
cos
r
x
h
i
i
i
i
h
cos
i
cos
1
i
x
i
h
1
-2,400
1,294
-0,218
0,976
-0,282
1,262
1,025
2
0,300
3,354
0,027
1,000
0,091
3,353
1,000
3
3,000
4,742
0,273
0,962
1,292
4,562
1,039
4
5,700
5,368
0,518
0,856
2,779
4,592
1,169
5
8,400
4,865
0,763
0,646
3,712
3,145
1,547
6
10,338
1,059
0,939
0,344
0,995
0,364
1,266
8,588
17,279
7,047
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
43
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таким образом, коэффициент устойчивости откоса
1,
st
k
с центром вращения
1
0
равен:
023
,2
588
,8
047
,7
04
,2
81
,9
21
279
,
17
30
tg
c
tg
k
6
8
7
1,
st
(2.33)
Не изменяя координаты центра вращения в горизонтальной плоскости,
увеличим еѐ высоту на 1,350 м. Данную точку примем в качестве нового центра
скольжения
2
0
. Выполним построение новой поверхности скольжения через
нижнюю точку откоса (см. рис. 4). Полученная поверхность скольжения
представляет собой часть окружности с центром в точке
2
0
и радиусом
2
r :
м
286
,
12
r
2
Рисунок 2.2 - Расчѐтная схема определения устойчивости откоса с центром
вращения
2
0
(размеры приведены в мм)
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
44
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 2.4 - Расчѐт устойчивости однородного откоса с центром
вращения
2
0
та
Э
№
Расчѐтные
величины, м
r
x
i
i
cos
r
x
h
i
i
i
i
h
cos
i
cos
1
i
x
i
h
1
-2,400
1,250
-0,195
0,981
-0,244
1,226
1,020
2
0,300
3,283
0,024
1,000
0,080
3,282
1,000
3
3,000
4,714
0,244
0,970
1,151
4,572
1,031
4
5,700
5,484
0,464
0,886
2,544
4,858
1,129
5
8,400
5,366
0,684
0,730
3,669
3,916
1,370
6
10,868
2,510
0,885
0,466
2,220
1,171
1,775
9,420
19,024
7,326
Коэффициент устойчивости откоса
2,
st
k
с центром вращения
2
0
:
982
,1
k
4,
st
Поскольку с ростом высоты центра вращения имеет место уменьшение
коэффициента устойчивости откоса, в вертикальной плоскости найдѐм такое
положение центра вращения, при котором коэффициент устойчивости откоса будет
минимальным. Для этого, не изменяя координаты центра вращения
2
0
в
горизонтальной плоскости, увеличим еѐ высоту на 1,350 м. Данную точку примем в
качестве нового центра скольжения
3
0
. Выполним построение новой поверхности
скольжения через нижнюю точку откоса (см. рис. 5). Полученная поверхность
скольжения представляет собой часть окружности с центром в точке
3
0
и
радиусом
3
r
:
м
578
,
13
r
3
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
45
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Рисунок 2.3 - Расчѐтная схема определения устойчивости откоса с центром
вращения
3
0
(размеры приведены в мм)
Таблица 2.5 - Расчѐт устойчивости однородного откоса с центром
вращения
3
0
та
Э
№
Расчѐтные
величины, м
r
x
i
i
cos
r
x
h
i
i
i
i
h
cos
i
cos
1
i
x
i
h
1
-2,400
1,214
-0,177
0,984
-0,215
1,195
1,016
2
0,300
3,225
0,022
1,000
0,071
3,224
1,000
3
3,000
4,693
0,221
0,975
1,037
4,577
1,025
4
5,700
5,574
0,420
0,908
2,340
5,059
1,102
5
8,400
5,718
0,619
0,786
3,537
4,492
1,273
6
11,100
3,770
0,817
0,576
3,082
2,171
1,736
7
12,705
0,140
0,936
0,353
0,131
0,049
0,535
9,984
20,768
7,688
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
46
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Коэффициент устойчивости откоса
3,
st
k
с центром вращения
3
0
:
009
,2
k
3,
st
Очевидно, что минимальное значение коэффициента устойчивости
соответствует промежуточному (между
2
0
и
3
0
) положению центра вращения. В
качестве следующего центра выберем точку посередине между центрами
2
0
и
3
0
.
Выполним построение новой поверхности скольжения через нижнюю точку
откоса. Полученная поверхность скольжения представляет собой часть окружности
с центром в точке
4
0
и радиусом
4
r
:
м
931
,
12
r
4
Рисунок 2.4 - Расчѐтная схема определения устойчивости откоса с центром
вращения
4
0
(размеры приведены в мм)
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
47
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 2.6 - Расчѐт устойчивости однородного откоса с центром
вращения
4
0
та
Э
№
Расчѐтные
величины, м
r
x
i
i
cos
r
x
h
i
i
i
i
h
cos
i
cos
1
i
x
i
h
1
-2,400
1,231
-0,186
0,983
-0,228
1,210
1,018
2
0,300
3,252
0,023
1,000
0,075
3,251
1,000
3
3,000
4,703
0,232
0,973
1,091
4,575
1,028
4
5,700
5,532
0,441
0,898
2,438
4,965
1,114
5
8,400
5,556
0,650
0,760
3,609
4,224
1,315
6
11,100
3,258
0,858
0,513
2,797
1,671
1,950
7
12,466
0,001
0,964
0,266
0,001
0,000
0,045
9,783
19,896
7,470
Коэффициент устойчивости откоса
4,
st
k
с центром вращения
4
0
:
975
,1
k
6,
st
Для уточнения
положения центра
вращения,
соответствующего
наименьшему значению коэффициента устойчивости откоса в вертикальной
плоскости, аппроксимируем полученные значения
i,
st
k
в зависимости от высоты
полиномом четвѐртой степени (см. рисунок 2.6).
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
48
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1,97
1,98
1,99
2,00
2,01
2,02
2,03
1,350
2,700
3,375
4,050
Высота над гребнем откоса, м
К
о
э
ф
ф
иц
ие
н
т
уст
о
йч
ив
о
ст
и
kst
Полиномиальный (kst)
Рисунок 2.6 - Изменение коэффициента устойчивости откоса в зависимости
от высоты положения центра вращения.
Из графика (рис. 2.6) определяем высоту центра вращения и
соответствующее ей минимальное значение коэффициента устойчивости откоса:
973
,1
k
м
2,
3
y
min
,st
min
Определим положение центра вращения в горизонтальной плоскости,
соответствующее минимальному значению коэффициента устойчивости откоса.
Для этого, не изменяя высоты (
y
3,200 м), отступим в направлении откоса на
расстояние 1,350 м. Данную точку примем в качестве нового центра скольжения
5
0
. Выполним построение новой поверхности скольжения через нижнюю точку
откоса (см. рисунок 2.7). Полученная поверхность скольжения представляет собой
часть окружности с центром в точке
5
0
и радиусом
5
r
:
м
223
,
13
r
5
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
49
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Рисунок 2.7 - Расчѐтная схема определения устойчивости откоса с центром
вращения
5
0
(размеры приведены в мм)
Таблица 2.7 Расчѐт устойчивости однородного откоса с центром вращения
5
0
та
Э
№
Расчѐтные
величины, м
r
x
i
i
cos
r
x
h
i
i
i
i
h
cos
i
cos
1
i
x
i
h
1
-3,750
1,380
-0,284
0,959
-0,391
1,324
1,043
2
-1,050
3,681
-0,079
0,997
-0,292
3,670
1,003
3
1,650
5,420
0,125
0,992
0,676
5,377
1,008
4
4,350
6,587
0,329
0,944
2,167
6,220
1,059
5
7,050
7,087
0,533
0,846
3,778
5,996
1,182
6
9,750
5,732
0,737
0,676
4,227
3,872
1,480
7
11,965
1,557
0,905
0,426
1,408
0,663
1,505
11,573
27,122
8,280
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
50
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Коэффициент устойчивости откоса
5,
st
k
с центром вращения
5
0
:
104
,2
k
5,
st
Новый центр вращения выберем, отступив от оси
3
2
0
0
(не изменяя высоты
y
=3,200 м) в направлении от откоса на расстояние 1,350 м. Данную точку примем
в качестве нового центра скольжения
6
0
. Выполним построение новой
поверхности скольжения через нижнюю точку откоса (см. рисунок 2.8).
Полученная поверхность скольжения представляет собой часть окружности с
центром в точке
6
0
и радиусом
6
r
:
м
434
,
12
r
6
Рисунок 2.8 - Расчѐтная схема определения устойчивости откоса с центром
вращения
6
0
(размеры приведены в мм)
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
51
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 2.8 - Расчѐт устойчивости однородного откоса с центром
вращения
8
0
та
Э
№
Расчѐтные
величины, м
r
x
i
i
cos
r
x
h
i
i
i
i
h
cos
i
cos
1
i
x
i
h
1
-1,050
1,089
-0,084
0,996
-0,092
1,086
1,004
2
1,650
2,824
0,133
0,991
0,375
2,799
1,009
3
4,350
3,948
0,350
0,937
1,381
3,699
1,067
4
7,050
4,342
0,567
0,824
2,462
3,577
1,214
5
9,750
3,616
0,784
0,621
2,836
2,244
1,611
6
11,557
0,469
0,930
0,369
0,436
0,173
0,919
7,398
13,577
6,824
Коэффициент устойчивости откоса
6,
st
k
с центром вращения
6
0
:
028
,2
k
6,
st
Поскольку значения коэффициента устойчивости откоса слева (т.
6
0
) и
справа (т.
5
0
) от оси
3
2
0
0
больше значения на самой оси, то для уточнения
положения центра вращения, соответствующего наименьшему значению
коэффициента устойчивости откоса в горизонтальной плоскости, можно
использовать график (см. рисунок 2.9).
Рисунок 2.9 - Изменение коэффициента устойчивости откоса в зависимости
от положения центра вращения в горизонтальной плоскости.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
52
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
1,96
2,01
2,06
2,11
2,16
8
9
10
11
12
Горизонтальное расстояние до гребня откоса, м
К
о
э
ф
ф
иц
ие
н
т
уст
о
йч
ив
о
ст
и
kst
Рисунок 2.9 - Изменение коэффициента устойчивости откоса в зависимости
от положения центра вращения в горизонтальной плоскости.
Из графика (рис. 10) определяем минимальное значение коэффициента
устойчивости откоса и соответствующее горизонтальное расстояние от центра
вращения до гребня откоса:
973
,1
k
м8,
9
l
min
,st
min
Таким образом, полученное значение коэффициента устойчивости
минимально как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях, и равно:
973
,1
k
min
,st
Поскольку
2,
1
k
973
,1
k
н
st
min
,st
, то откос является устойчивым.
2.7 Гидравлический расчет газопровода
Принимаем в качестве первого приближения значения λ, Т
СР
и Z
СР
из
первого этапа вычислений: λ=0.0119; Т
СР
=290.5 0К; Z
СР
=0.873.
Определяем значение РК в первом приближении
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
53
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
5
2
2
2
087
,
105
ВН
СР
СР
Н
К
D
l
Т
Z
Q
р
р
3,
2
720
.0
087
.
105
568
.
29
5.
290
873
.0
0119
.0
558
.0
0945
,1
4,
4
р
5
2
2
2
К
МПа.
Определяем среднее давление
К
Н
К
Н
СР
р
р
р
р
р
2
3
2
72
,3
3,
2
4,
4
3,
2
4,
4
3
2
р
2
СР
МПа.
Определяем средние значения приведенного давления и температуры по
формулам
ПК
ПР
р
р
р
и
ПК
ПР
Т
Т
Т
484
.1
638
,4
3,
2
р
ПР
513
.1
032
.
192
5.
290
Т
ПР
Удельная теплоемкость газа:
3
СР
СР
6
СР
3
р
Т
1.
0
р
10
96
.1
Т
10
838
.1
695
.1
С
К
кг
кДж
1
77
.2
5.
290
1.
0
72
,3
10
96
.1
5.
290
10
838
.1
695
.1
С
3
6
3
Р
Коэффициент Джоуля – Томсона
5,
1
10
98
,0
1
2
6
СР
р
i
Т
С
D
649
.3
5.
1
5.
290
10
98
.0
771
.2
1
D
2
6
i
К/МПа.
Рассчитываем коэффициент at, где КСР – средний на линейном участке
общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м
2
·К);
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
54
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
р
ВН
СР
t
С
Q
D
К
225
,0
a
Значение коэффициента теплопередачи КСР для подземных газопроводов
(без тепловой изоляции), следует определять по формулам ОНТП 51-1-85.
Расчетное значение коэффициента теплопередачи можно определить также
по формуле:
9,
0
СР
D
1
К
К
где D – внутренний диаметр газопровода, м;
К
– базовый коэффициент теплопередачи для газопровода диаметром 1 м.
При ориентировочных расчетах допускается принимать:
- для песка
К
=1,1–2,4 Вт/(м2·К);
- для суглинка
К
=1,05–1,65 Вт/(м2·К);
- для смешанного грунта
К
=1,27–1,34 Вт/(м2·К);
Принимаем
К
=1.3 Вт/(м2·К), тогда
649
.1
720
.0
1
34
.1
D
1
К
К
9,
0
9,
0
СР
Отсюда следует:
0.00568
771
.2
558
.0
0945
,1
720
.0
649
.1
225
.0
а
t
км-1
Вычисляем значение средней температуры с учетом теплообмена с
окружающей средой и коэффициента Джоуля – Томсона:
l
a
е
1
1
р
l
а2
р
р
D
l
a
е
1
)
Т
Т(
Т
Т
t
l
а
СР
t
2
К
2
Н
i
t
l
а
0
Н
0
СР
t
t
К
0.
299
58
.
29
00568
.0
е
1
1
72
,3
58
.
29
00568
.0
2
3,
2
4,
4
649
.3
58
.
29
00568
.0
е
1
)
278
303
(
278
Т
58
.
29
00568
.0
2
2
58
.
29
00568
.0
СР
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
55
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Вычисляем уточненные значения приведенной температуры Т
ПР
и
коэффициента Z
СР
557
.1
032
.
192
0.
299
Т
Т
Т
ПК
СР
ПР
Коэффициент сжимаемости газа
ПР
CР
р
Z
0241
,0
1
, где
3
ПР
2
ПР
ПР
Т
0107
,0
Т
78
,0
Т
68
,1
1
8866
.0
557
.1
0107
.0
557
.1
78
.0
557
.1
68
.1
1
484
.1
0241
.0
1
Z
3
2
Ср
Рассчитываем коэффициент динамической вязкости и число Рейнольдса
)1
Т(
30
р
1
)
Т
104
,0
1(
Т
037
,0
)
25
,0
1,1
(
1
10
1,
5
ПР
2
ПР
ПР
ПР
СТ
СТ
6
Па·с
10
3584
.1
)1
557
.1(
30
484
.1
1
)
557
.1
104
.0
1(
557
.1
037
.0
)
673
.0
25
.0
1.
1(
673
.0
1
10
1.
5
6
2
6
ВН
D
Q
75
,
17
Re
Re
307534834
10
3584
.1
794
.0
49
.
33
558
.0
75
.
17
6
Вычисляем коэффициенты λ
ТР
и λ
2,
0
ВН
Э
ТР
D
k
2
Re
158
067
,0
, где k
Э
– эквивалентная шероховатость труб;
для монолитных труб без внутреннего антикоррозионного покрытия принимается
равной 3·10-5 м
010054
.0
794
.0
10
3
2
307534834
158
067
.0
2,
0
5
ТР
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
56
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
2
Г
ТР
Е
05
,1
, где Е
Г
– коэффициент гидравлической эффективности равный
0,95.
01169
.0
95
.0
010054
.0
05
.1
2
Конечное давление во втором приближении
5
2
2
2
087
,
105
ВН
СР
СР
Н
К
D
l
Т
Z
Q
р
р
28
,2
720
.0
087
.
105
568
.
29
0.
299
8866
.0
01169
.0
558
.0
0945
,1
45
.7
р
5
2
2
2
К
МПа
Относительная погрешность определения конечного давления составляет
%
86
.0
100
3,
2
28
,2
3,
2
100
р
р
р
К
К
К
Полученный результат отличается от предыдущего приближения менее чем
на 1 %. Поэтому третье приближение делать не надо.
Вывод: конечное давление газа на входе в компрессорную станцию равно
2,28 МПа, что удовлетворяет технической номенклатуре КС-3.
2.8 Расчет укладки трубопровода в траншею
Цель расчета найти расстояние между трубоукладчиками l, высоту подъема
каждым трубоукладчиком, усилие на крюке трубоукладчиков P и определить
наибольшее напряжение в трубе при его укладке в траншею.
Для укладки плети трубопровода в траншею принято 4 трубоукладчика.
Высота подъема трубы первым трубоукладчиком равна 10 метров.
Определим геометрические характеристики поперечного сечения трубы
Площадь поперечного сечения стенок трубы:
2
2
2
2
вн
2
н
тр
м
0201
,0
)
)
008
,0
*
2
720
,0(
720
,0(
4
)
D
D(
4
F
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
57
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
где Dвн=Dн-2δ=0,720-2*0,008=0,704 м –внутренний диаметр трубы.
Осевой момент инерции:
4
4
4
4
вн
4
н
м
00127
,0
)
704
,0
720
,0(
64
)
D
D(
64
I
Осевой момент сопротивления поперечного сечения трубопровода:
3
н
м
0035
,0
720
,0
00127
,0
*
2
D
I2
W
=
=
=
Площадь сечения внутренней полости трубы:
2
2
2
вн
пр
м
387
,0
4
704
,0
*
4
D
F
Нагрузки на трубопровод
Нагрузками, действующими на трубопровод, являются вес металла трубы,
вес изоляционного материала, вес продукта, отнесенные к единице длины трубы
q=Fтрγст+Fизγиз+Fпрγпр
Весом изоляционного материала будем пренебрегать.
Для определения расчетной нагрузки введем коэффициент надежности,
равный 1,1
)
F
F(
1,1
q
пр
пр
ст
тр
расч
; Н/м.
Расчет провести при отсутствии продукта в трубе при плотности металла ,
из которого изготовлена труба (для стали γст=78500 Н/м) и при заполненной трубе
водой (плотность воды без учета растворенных в ней солей γпр=10000 Н/м).
В соответствии с рекомендациями п.8 СНиП 2.05.06-85* "Магистральные
трубопроводы" плотность воды следует принимать с учетом засоленности и
наличия в ней взвешенных частиц, которые определяются по данным изысканий.
Расчет при отсутствии продукта в трубе
м/
Н
635
,
1735
)
78500
*
0201
,0(
*1
,1
)
F(
1,1
q
ст
тр
расч
0
Используя расчетные формулы, определим
Расстояние между трубоукладчиками l выражаем из формулы расчета
высоты подъема h1
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
58
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
EI
36
l
q
h
4
0
0
расч
1
,где Е-модуль упругости металла, для стали равный 2,06*1011
Па.
м
27
14
,
27
635
,
1735
1,
0
*
00127
,0
*
10
*
06
,2
*
36
q
ЕIh
36
l
4
11
4
расч
0
1
0
Усилие на крюках трубоукладчиков
Н
734
,
48814
27
*
635
,
1735
*
24
25
l
q
24
25
P
0
0
расч
Максимальная высота подъема и высота подъема каждым трубоукладчиком
м
22
,0
00127
,0
*
10
*
06
,2
*
16
27
*
635
,
1735
EI
16
l
q
h
h
11
4
4
0
0
расч
2
max
м
1,
0
м
097
,0
00127
,0
*
10
*
06
,2
*
36
27
*
635
,
1735
EI
36
l
q
h
h
11
4
4
0
0
расч
4
'
1
Максимальный изгибающий момент
Нм
739
,
158159
8
27
*
635
,
1735
8
l
q
M
2
2
0
0
расч
max
Максимальные напряжения
МПа
1,
45
0035
,0
739
,
158159
W
M
max
max
Проверка условия прочности
т
max
45
,0
≤
,
где
МПа
198
440
*
45
,0
45
,0
т
- допускаемое напряжение.
МПа
98
1
≤
МПа
5,1
4
Условие прочности для подъема трубопровода не заполненного водой -
выполняется.
Расчет при заполненной водой трубе
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
59
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
м/
Н
635
,
5992
)
10000
*
387
,0
78500
*
0201
,0(
*1
,1
)
F
F(
1,1
q
пр
пр
ст
тр
расч
1
Используя расчетные формулы, определим
Расстояние между трубоукладчиками l выражаем из формулы расчета
высоты подъема h1
EI
36
l
q
h
4
0
1
расч
1
где Е-модуль упругости металла, для стали равный 2,06*1011 Па.
м
20
≈
9,9
1
635
,
5992
1,
0
*
00127
,0
*
10
*
06
,2
*
36
q
ЕIh
36
l
4
11
4
расч
1
1
0
Усилие на крюках трубоукладчиков
Н
562
,
124846
20
*
635
,
5992
*
24
25
l
q
24
25
P
0
1
расч
Максимальная высота подъема и высота подъема каждым трубоукладчиком
м
23
,0
229
,0
00127
,0
*
10
*
06
,2
*
16
20
*
635
,
5992
EI
16
l
q
h
h
11
4
4
0
1
расч
2
max
м
1,
0
≈
м
102
,0
00127
,0
*
10
*
06
,2
*
36
20
*
635
,
5992
EI
36
l
q
h
h
11
4
4
0
1
расч
4
'
1
Максимальный изгибающий момент
Нм
75
,
299631
8
20
*
635
,
5992
8
l
q
M
2
2
0
1
расч
max
Максимальные напряжения
МПа
6,
85
0035
,0
75
,
299631
W
M
max
max
Проверка условия прочности
т
max
45
,0
≤
,
где
МПа
198
440
*
45
,0
45
,0
т
-
допускаемое
напряжение.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
60
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
МПа
98
1
≤
МПа
6,
85
Условие прочности для подъема трубопровода заполненного водой –
выполняется.
Вывод: Для укладки плети трубопровода длиной 20 метров в траншею
потребуется 4-ре трубоукладчика.
2.9 Расчет нагрузок и воздействий
Расчет нагрузок и воздействий, возникающих при сооружении, испытании и
эксплуатации трубопроводов проводится в соответствии с требованиями п. 8
нормативной документации [39], п. 12.2 [30], [46].
Согласно нормативной документации, при расчете промысловых
трубопроводов должны учитываться нагрузки и воздействия, возникающие при их
сооружении, испытании и эксплуатации.
Нагрузки и воздействия, а также вызываемые ими усилия и напряжения,
установленные нормативными документами на основании статистического анализа
называются - нормативными.
Постоянные нагрузки и воздействия, действующие в течение всего срока
строительства и эксплуатации трубопровода:
Нагрузка от собственного веса металла трубы
Н/м,
457,9
704
,0
720
,0
4
7800
1,1
D
D
4
n
F
n
q
n
q
2
2
2
вн
2
н
м
м
н
м
c.в
c.в
c.в
м
где qм - расчетная нагрузка, Н/м;
qнм - нормативная нагрузка, Н/м;
F - Площадь поперечного сечения стенки трубы, м²;
nс.в, γм
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов
н
об
н
и.п
с.в
из
q
q
n
q
,
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
61
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
где qни.п - нормативная нагрузка от веса изоляционного покрытия, Н/м;
qноб - нормативная нагрузка от веса оберточного слоя, Н/м;
м/
Н
25
,
28
81
,9
960
2
002
,0
720
,0
09
,1
g
t
D
k
q
пи
и.п
н
из
н
п.и
где kиз, tи.п., ρи.п..
Обертывание в проекте не применяется, то qоб не учитываем.
м/
Н
075
,
31
25
,
28
1,1
q
q
n
q
н
об
н
и.п
с.в
из
Давление грунта на трубопровод
м/
Н
26886
9095
,1
17600
8,
0
h
n
q
n
q
ср
гр
гр
н
гр
гр
гр
,
где qгр - давление грунта на трубопровод, Н/м;
nгр, γгр, hдо верха, hср – значения приведены в таблице 3.1.
Гидростатическое давление воды
Определяется весом столба жидкости (уровень грунтовых вод и
«верховодки» по данным инженерных изысканий) над проектируемым
трубопроводом.
м/
Н
1260
0,
1
9810
h
q
q
в
в
н
г.в
в.г
,
где qнв.г – нормативное давление воды на трубопровод, Н/м;
γв, hв – значения приведены в таблице 3.1.
Временными называются нагрузки и воздействия, которые в отдельные
периоды строительства и эксплуатации могут отсутствовать.
Временные длительные нагрузки.
Внутреннее рабочее давление
Внутреннее давление вызывает в стенках трубопровода кольцевые и
продольные напряжения.
При определении напряженного состояния стенки магистрального
трубопровода учитываются только те напряжения, которые влияют на разрушение.
Экспериментально установлено, что к ним относятся кольцевые напряжения от
внутреннего давления
кц
и продольные напряжения
пр
.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
62
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
В качестве расчетной схемы трубопровода принимается тонкостенная
цилиндрическая оболочка. Для тонкостенных конструкций полагается, что
напряжения равны по толщине стенки, рассматриваемого сечения.
Кольцевые
напряжения
(действуют
тангенциально
поверхности
трубопровода):
МПа
55,825
008
,0
2
720
,0
6
10
0,
4
1,1
н
t2
вн
рD
р
n
н
кц
р
n
кц
,
где
н
кц
- нормативное кольцевое напряжение;
nр, – значение приведено в таблице 3.1.
Продольные напряжения (от внутреннего давления в прямолинейном
полностью защимленном подземном или надземном трубопроводе):
МПа
16,748
008
,0
*2
720
,0
*0
,4
*1
,1
3,
0
t2
рD
n
n
n
н
вн
р
н
кц
р
н
прр
р
прр
,
где
н
прр
- нормативное продольное напряжение;
µ - коэффициент Пуассона (коэффициент поперечной деформации), равный
0,3.
Продольные напряжения (от внутреннего перепада температур в
прямолинейном полностью
защимленном подземном или
надземном
трубопроводе):
МПа
-100,8
40
10
1,
2
10
2,
1
t
E
5
5
t
прt
,
где Е - модуль упругости стали, равный 2,1105 МПа;
αt, Δt – значения приведены в таблице 3.2.
Продольное фибровое напряжения от расчетных нагрузок:
МПа
-84,05
748
,
16
8,
100
прp
прt
пр
Нагрузка от веса продукта, находящегося в трубопроводе единичной длины
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
63
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
м/
Н
310,71
)
008
,0
2
720
,0(
9600
4
)
t2
D(
4
q
2
2
ном
н
l
n
l
,
где значение γln приведено в таблице 3.1.
К кратковременным относятся нагрузки и воздействия, действие которых
может длиться от нескольких секунд до нескольких месяцев.
Снеговая нагрузка
Объект проектирования расположен в V районе по весу снежного покрова в
соответствии с требованиями нормативных документов [48].
Нормативная снеговая нагрузка
800
4,
0
10
0,
2
с
р
р
3
с
н
сн
н
с
Н/м2,
где значения рнсн, сс – приведены в таблице 3.1.
Снеговая нагрузка
188,8656
16863
,0
*
800
*
4,
1
В
p
n
q
г
н
c
s
sn
Н/м,
где значения ns, Вг – приведены в таблице 3.1.
Нагрузка обледенения на единицу длины горизонтальной проекции
надземного трубопровода
Объект проектирования расположен во II гололедном районе в соответствии
с требованиями нормативных документов [48]/
Н/м
0,0002
720
,0
8,
0
005
,0
17
,0
3,
1
bkD
17
,0
n
q
н
лед
лед
,
где значения nлед, b, k – приведены в таблице 3.1.
Весовая нагрузка от веса воды при гидравлическом испытании
,м/
Н
317,34
008
,0
2
720
,0
1000
81
,9
785
,0
t2
D
g
785
,0
q
2
2
н
н
воды
воды
где ρводы - плотность воды с учетом растворенных в ней солей 1000, кг/м3.
Вывод: Нагрузки и воздействия на трубопровод рассчитаны с целью их
учета в расчетах: при проверке напряженного состояния и устойчивости
трубопровод; при проверке общей устойчивости трубопровода в продольном
направлении; при расчете эстакады трубопроводов.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
64
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
2.10 Проверка напряженного состояния и устойчивости трубопровода
Проверка напряженного состояния и устойчивости трубопровода
проводится с целью определения прочности в точках поперечного сечения
трубопровода.
Для проверки условий прочности в точках поперечного сечения
трубопровода должно выполняться условие в соответствии с требованиями
нормативной документации [39, 65]:
R
p
p
2
1
2
n
f
пр
2
n
f
кц
2
пр
кц
,
На трубопровод действуют все нагрузки силового нагружения (внутреннее
давление среды, собственный вес трубопровода, транспортируемой среды, вес
грунта, снеговая, ветровая и гололедная нагрузки и т.д.), поэтому значение
принимаем равным.
R
=1,2
R
=1,2261,22=313,464 МПа
Проверяем условие прочности
МПа
71
,
45
4,
4
2,
1
)
66
,
33
(
4,
4
2,
1
75
,
50
)
66
,
33
(
75
,
50
2
1
2
2
2
Вывод: Условие прочности в точках поперечного сечения трубопровода
выполняется.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
65
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
3 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
3.1 Мероприятия по охране труда
Обслуживание проектируемого объекта производит существующий
персонал ОАО «Варьеганнефть», цех НГДУ №2. Существующая численность
персонала по цеху НГДУ №2: оператор по добыче нефти и газа – 62 чел.; оператор
пульта управления в добыче нефти и газа – 5 чел.; электромонтер по ремонту и
обслуживанию электрооборудования – 11 человек. Всего обслуживаются в целом
по цеху НГДУ №2: трубопроводы – 155 км; скважины – 335 шт. АГЗУ – 47 шт. На
территории Западно-Варьѐганского месторождения имеются: операторная (комната
приѐма пищи; санузел с душевой и туалетом, раздевалка, сушилка); столовая;
медпункт. Для питьевых нужд используется привозная вода. В операторной
Западно-Варьеганского месторождения оборудовано АРМ (автоматизированоое
рабочее место) системы АСУТП «Регион-2000».
К санитарно-гигиеническим условиям труда относятся все элементы
производственной среды, в которой протекает трудовой процесс, то есть
метеорологические условия (микроклимат), чистота воздуха, разного рода
производственные излучения, освещение, шум,
вибрация, тяжесть и
напряженность труда.
Для определения общей оценки условий труда по степени вредности и
опасности были использованы данные из других разделов пояснительной записки
данного проекта, а также данные предприятий-изготовителей оборудования.
Классы условий труда определены в соответствии с руководством P 2.2.2006 – 05
«Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового
процесса. Критерии и классификация условий труда» (далее - P 2.2.2006 – 05).
Перечень вредных производственных факторов имеет следующий вид:
химический; микроклимат; освещенность, тяжесть труда; напряженность труда.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
66
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Соответствие рабочих мест требованиям охраны труда определяется в ходе
аттестации рабочих мест, проводимой предприятием, эксплуатирующим
проектируемые объекты в соответствии с приказом Минздравсоцразвития РФ
№569 от 31. 08.2007года «Об утверждении Порядка проведения аттестации
рабочих мест по условиям труда».
Для оценки условий труда на проектируемых объектах приняты следующие
ожидаемые
показатели по каждому из факторов трудового процесса и
производственной среды:
категория работ- I б по СанПиН 2.2.4.548-96;
химический: исходя из того, что проектной документацией на
трубопроводах принята запорная арматура класса герметичности «А» по ГОСТ
54808-2011 и эксплуатация трубопроводов сопровождается незначительными по
массе выбросами загрязняющих веществ в атмосферу, расчет рассеивания
выполнять нецелесообразно. Ввод в эксплуатацию проектируемых объектов не
повлечет за собой ухудшения качества атмосферного воздуха на территории
Западно-Варьеганского и Рославльского месторождений.
показатели тяжести трудового процесса в смену определены по «Методике
оценки тяжести трудового процесса» (приложение 15 руководства P 2.2.2006 – 05)
и приведены в таблице 3.1.
В соответствии с «Методикой оценки напряженности трудового процесса»
(приложение 16 руководства P 2.2.2006 – 05) "допустимый"
(2
класс)
устанавливается в следующих случаях:
когда 6 и более показателей отнесены ко 2 классу, а остальные - к 1 классу;
когда от 1 до 5 показателей отнесены к 3.1 и/или 3.2 степеням вредности, а
остальные показатели имеют оценку 1 и/или 2 классов.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
67
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 3.1 - Общая оценка тяжести трудового процесса
№
Показатели
оператор по добыче
нефти и газа
оператор пульта
управления в
добыче нефти и газа
Значения
Класс
условий
труда
Значения
Класс
условий
труда
1 Физическая динамическая
нагрузка (кг * м)
-
1
-
1
2 Масса поднимаемого и
перемещаемого вручную
груза (кг):
-
1
-
1
3 Стереотипные рабочие
движения (кол-во):
региональная нагрузка
до 5000
1
до 2000
1
4 Статическая нагрузка (кгс*с):
-
1
-
1
5
Рабочая поза
свобод-
ная,
удобная
поза
1
свобод-
ная,
удобная
поза
1
6 Наклоны корпуса
(количество за смену)
до 30
2
до 20
1
7 Перемещение в пространстве
по горизонтали (км):
до 5
2
до 2
1
Окончательная оценка
тяжести труда
2
1
Микроклимат: большинство работников подвергаются в течение года
воздействию как нагревающего, так и охлаждающего микроклимата. Для данного
случая необходимо определить класс условий труда в различных зонах занятости
работника (например, на открытой территории и в производственном помещении)
с учетом продолжительности пребывания на рабочих местах по приложению 17 P
2.2.2006 – 05. Рассчитывается средневзвешенный во времени класса условий труда.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
68
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Средневзвешенный во времени класс условий труда, исходя из их ранжирования
по табл.П.17.3 P 2.2.2006 – 05, определяется следующим образом:
продолжительность пребывания работающих на открытой территории на
рабочем месте составляет 20% рабочей смены. Остальное время проходит внутри
помещений. На открытой территории в теплый период года (3 месяца) класс
условий труда – 2. В холодный период года (10 месяцев) класс условий труда
определяют по таблице 10 P 2.2.2006 – 05 для климатического региона (пояса) II
(III) с учетом использования комплекта средств индивидуальной защиты от холода,
изготовленной в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.4.236-2007.
Среднесуточная температура воздуха холодного периода года минус 9 градусов,
скорость ветра 4,9 м/сек. Расчетная температура воздуха минус 21,2 градуса (-9-
2,5*4,9). По таблице 10 P 2.2.2006 – 05 класс условий труда – 3.4 (по табл.П.17.3 P
2.2.2006 – 05 - 6). В помещении класс условий труда – 1. Средневзвешенный во
времени класс условий труда в холодное время года определяется следующим
образом: (1*0,8+6*0,2)/1=2. Средневзвешенный во времени класс условий труда в
среднем по году определяется следующим образом: (2* 10+2* 2)/12=2.
освещенность: тип и количество светильников выбраны по уровню
нормируемой освещенности, в соответствии с условиями окружающей среды,
разрядом и подразрядом зрительных работ согласно СНиП 23-05-95 и ВСН 34-91.
Предусмотрено стационарное и переносное наружное освещение на узлах с
электроприводными задвижками и переносное освещение на узлах с ручными
задвижками. Организация стационарного
освещения на узлах
без
электроприемников в связи с удаленностью источников электроснабжения
экономически нецелесообразно.
Стационарное наружное свещение
выполнено
светильниками
с
энергосберегающими лампами (ДНаТ-250 Вт) типа ВАД61, а так же прожекторами
ЖО-01 с лампой ДНаТ-400 Вт. Светильники ВАД61 устанавливаются на высоте 3м
на консоль трубной стойки с помощью перфорированного профиля К225,
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
69
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
прожектора ЖО-01 – на прожекторных мачтах, высотой 21 м.
Уровни освещенности для отдельных помещений и наружных установок
представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Показатели освещенности для отдельных объектов
Наименование
Характер
зрительной работы
Разряд и
подразряд
работ
Освещенность,
лк
Емкости, запорная
арматура
-
IX
10
Приборы контроля вне
зданий
-
IХ
50
Блоки БМДА
средней точности
IVг
75
Пожарные извещатели
-
IХ
50
Общая оценка условий труда по степени вредности и опасности
представлена в таблице 3.3.
В соответствии
со статьей 221 «Трудового кодекса РФ», с
«Межотраслевыми правилами обеспечения работников специальной одеждой,
специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты»,
утвержденными Приказом Минздравсоцразвития РФ от 1 июня 2009 г. N 290н, с
приказом Министерства здравоохранения и социального развития Российской
Федерации от 9 декабря 2009 г. N 970н «Об утверждении типовых норм
бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств
индивидуальной защиты работникам нефтяной промышленности, занятым на
работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах,
выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением».
Проектируемое оборудование не является принципиально новым видом
оборудования и обучения новым профессиям не требуется. Подготовка кадров к
обслуживанию
проектируемого
оборудования
должна
осуществляться
непосредственно на предприятии, в предусмотренных для этой цели помещениях.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
70
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Работникам необходимо пройти обучение с целью повышения квалификации, в
результате которого лица, сдавшие экзамены, получают право на обслуживание
оборудования. Работники должны изучить техническую документацию на
соответствующее оборудование, правила работы с ним. Программа повышения
квалификации по специальности должна включать в себя вопросы безопасности
труда в объеме не менее 10% общего объема курса обучения в соответствии с
ГОСТ 12.0.004-90 «Система стандартов безопасности труда. Организация обучения
безопасности труда. Общие положения».
Таблица 3.3 - Общая оценка условий труда по степени вредности и
опасности (класс условий труда)
Факторы
оператор по
добыче нефти и
газа
оператор пульта
управления в
добыче нефти и
газа
электромонтер по
ремонту и
обслуживанию
электрооборудова-
ния
Химический
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
Микроклимат
допустимые
условия труда (2
класс)
оптимальные
условия труда (1
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
Освещенность
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
Тяжесть труда
допустимые
условия труда (2
класс)
оптимальные
условия труда (1
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
Напряженность
труда
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
Общая оценка
условий труда
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
допустимые
условия труда (2
класс)
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
71
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
3.2 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности
Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности разработаны
соответствии с законодательными и нормативными документами:
Федерального закона Российской Федерации от 22 июля 2008г. № 123-ФЗ
«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»;
Федерального закона Российской Федерации от 21 декабря 1994 г. № 69-
ФЗ «О пожарной безопасности».
Система обеспечения пожарной безопасности включает в себя систему
предотвращения
пожара,
систему
противопожарной
защиты,
систему
организационно-технических мероприятий или их комбинацию и содержит
комплекс мероприятий, направленных на выполнение нормативного уровня
безопасности людей и предотвращение опасности причинения вреда третьим
лицам в результате пожара.
Система предотвращения пожара включает в себя:
1) Исключение условий образования горючей среды, которое
обеспечивается следующими способами:
применение негорючих веществ и материалов;
ограничение массы и (или) объема горючих веществ и материалов;
изоляция горючей среды от источников зажигания;
поддержание безопасной концентрации в среде горючих веществ
2) Исключение условий образования в горючей среде (или внесения в нее)
источников зажигания, которое достигается следующими способами:
применение
электрооборудования,
соответствующего
классу
пожароопасной и (или) взрывоопасной зоны, категории и группе взрывоопасной
смеси;
применение быстродействующих средств защитного отключения
электроустановок и других устройств, приводящих к появлению источников
зажигания;
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
72
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
поддержание безопасной температуры нагрева веществ, материалов и
поверхностей, которые контактируют с горючей средой;
применение способов и устройств ограничения энергии искрового разряда
в горючей среде до безопасных значений;
применение искробезопасного инструмента при строительно-монтажных
работах.
Безопасные значения параметров источников зажигания определяются
условиями проведения технологического процесса на основании показателей
пожарной опасности обращающихся в нем веществ и материалов.
Система противопожарной защиты проектируемого объекта включает в
себя:
наличие первичных средств пожаротушения;
автоматические системы обнаружения загораний, аварий;
системы оповещения о пожаре, аварии (ручные пожарные извещатели,
громкоговорящая связь);
противопожарный водопровод (наличие пожарных кранов, пожарных
гидрантов и лафетных стволов).
Организационно-технические мероприятия включают в себя:
разработку и реализацию норм и правил пожарной безопасности,
проведение обучения и инструктажей о порядке обращения с пожароопасными
веществами и материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях
при пожарах;
организацию и обучение работающего персонала правилам пожарной
безопасности на производстве;
разработку мероприятий по действиям администрации, рабочих и
служащих на случай возникновения пожара и организации эвакуации людей.
Вышеуказанные мероприятия предусмотрены при разработке проектной
документации в объѐме, регламентируемом нормативной документацией в области
обеспечения пожарной безопасности.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
73
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Противопожарная защита проектируемого объекта осуществляется силами
личного состава пожарной части, которая размещается в пожарном депо (ГП-32) на
территории г. Радужный и в отдельном пожарном посту, расположенном у
транспортной проходной производства № 2.
Радиус
выезда
пожарных
автомобилей
при
существующем
месторасположении пожарного депо соответствует требованиям пожарной
безопасности (ст. 97, 151 Федерального закона от 22.07.2008 г. 123-ФЗ, п. 37.6 СТО
Газпром НТП 1.8-001-2004 "Нормы технологического проектирования объектов
газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа") и составляет
не более 12 км.
Согласно НПБ 101-95 «Нормы проектирования объектов пожарной охраны»
существующее пожарное депо и отдельный пожарный пост относятся к IV типу.
Пожарное депо и отдельный пожарный пост оснащены 9 автомобилями, из них:
2 автомобиля для порошкового тушения;
6 автомобилей цистерн;
1 пеноподъемник.
Эксплуатирующая организация, перед началом производства работ, обязана
назначить приказом ответственного представителя для осуществления контроля за
выполнением подрядной организацией требований пожарной безопасности.
До начала работ все работники должны пройти инструктаж по пожарной
безопасности. Допуск к работе лиц, не прошедших инструктаж, запрещается.
На месте производства сварочных работ предусмотреть пожарные щиты
ЩПП. Комплектность пожарного щита первичными средствами пожаротушения
определяется строительной организацией в соответствии с действующими
нормативными документами.
Противопожарные мероприятия на месте проведения строительных работ
организовать в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004-91*, Федеральный
закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях
пожарной безопасности". Данные мероприятия отражены в проекте производства
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
74
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
работ (ППР), разработанным подрядной организацией.
Каждый работающий на строительной площадке в случае возникновения
пожара обязан:
а) немедленно сообщить о пожаре в пожарную охрану и дать сигнал тревоги
для местной пожарной охраны и добровольной пожарной дружины;
б) принять меры к эвакуации людей и спасению материальных ценностей;
в) одновременно с действиями, указанными в подпунктах «а» и «б»,
приступить к тушению пожара своими силами с помощью имеющихся средств
пожаротушения.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
75
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Определение стоимости затрат строительства объекта
Для различных видов строительства существует свой состав работ, который
определяется в соответствии с нормативной сметной документацией [].Единые
нормы и расценки на строительные, монтажные и ремонтно-строительные работы.
Каждый вид работ состоит из двух периодов: подготовительного и
основного.
Основной состав работ при строительстве газопровода приведен в
таблице 4.1.
1) Подготовительный период
Включает в себя земленые работы на участке строительства
1.1 Разбивка и закрепление пикетажа, детальную геодезическую разбивку
горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы,
выноску пикетов за ее пределы;
1.2 Расчистка строительной полосы от леса и кустарника, корчевку пней;
1.3 Планировка строительной полосы;
1.4 Устройство временных дорог;
1.5 Строительство временного полевого городка, обеспечивающего
необходимые жилищные, санитарные и культурно-бытовые условия работающим;
1.6 Создание системы связи на период строительства;
1.7 Устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность
производства работ;
1.8 Сооружение переездов через подземные трубопроводы и другие
коммуникации.
2) Основной период
В основной период проводятся следующие работы:
2.1 Сварочно-монтажные работы;
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
76
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
2.2 Изоляционные работы;
2.3 Укладка в траншею трубопровода;
2.4 Проведение испытаний трубопроводов на прочность и герметичность
2.5 Обратная засыпка траншеи;
2.6 Рекультивация земли, вывоз отходов.
4.1.1 Состав работ
Основной состав работ предусмотренных в период строительства
межпромыслового трубопровода принят в соответствии с нормативной сметной
документацией: ГЭСН 81-02-01-2001 Государственные сметные нормативы.
Государственные элементные сметные нормы на строительные и специальные
строительные работы. Часть 1. Земляные работы. ГЭСН 81-02-25-2001
Государственные сметные нормативы. Государственные элементные сметные
нормы на строительные и специальные строительные работы. Часть 25.
Магистральные и промысловые трубопроводы. ЕНиР-2001 Единые нормы и
расценки. Сборник 1 «Земляные работы», Сборник 11. Свайные работы. Сборник
12. Изоляционные работы.
Таблица 4.1 - Состав работ
№
п/п
Наименование
№ п/п
Состав работ
П
о
д
г
о
т
о
витель
н
ы
е
р
а
б
о
т
ы
1
Сборник § Е13-2.
Расчистка трассы от
леса валочно-
пакетирующей
машиной ЛП-19
1
Захват дерева
2
Спиливание и укладка дерева в пачку
3
Перемещение для последующего
пиления
2
Сборник § Е13-7.
Очистка трассы от
порубочных остатков
1
Сбор в кучи сучьев и прочих
порубочных остатков
2
Заготовка материалов для розжига
3
Сборник § Е13-8.
Корчевка пней
1
Подрезка корней у пней средней
крупности и крупных
2
Корчевка пней с перемещением и
окучиванием их на просеке
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
77
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.1
Таблица 4.1 - Состав работ
№
п/п
Наименование
№ п/п
Состав работ
З
емл
я
н
ы
е
р
а
б
о
т
ы
4
Сборник § Е2-1-1.
Рыхление немерзлого
грунта бульдозерами-
рыхлителями
1
Приведение агрегата в рабочее
положение
2
Рыхление грунта с регулированием
глубины рыхления
3
Повороты агрегата
4
Очистка рыхлителя от корней и
налипшего грунта
5
Сборник § Е2-1-5.
Срезка растительного
слоя бульдозерами
1
Приведение агрегата в рабочее
положение
2
Срезка грунта
3
Подъем и опускание отвала
4
Возвращение порожняком
6
Сборник § Е2-1-11.
Разработка грунта в
котлованах
одноковшовыми
экскаваторами,
оборудованными
обратной лопатой
1
Разработка грунта с очисткой ковша
2
Передвижка экскаватора в процессе
работы
3
Переходы экскаватора от котлована к
котловану под опоры линий
электропередач на расстоянии до 50 м
4
Очистка мест погрузки грунта
7
Сборник § Е2-1-34.
Засыпка траншей и
котлованов
бульдозерами
1
Приведение агрегата в рабочее
положение
2
Перемещение грунта с засыпкой
траншей и котлованов
3
Возвращение порожняком
8
Сборник § Е2-1-59.
Трамбование грунта
1
Подготовка электрической трамбовки
к работе
2
Трамбование грунта
9
Сборник § Е2-1-60.
Планировка
площадей, откосов и
верха полотна
насыпей и выемок
1
Копание маячных борозд
2
Срезка грунта между маяками
3
Откидывание грунта
4
Проверка спланированной
поверхности по рейке, шаблону или
на глаз
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
78
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.1
Таблица 4.1 - Состав работ
№
п/п
Наименование
№ п/п
Состав работ
Свар
о
ч
н
ы
е
р
а
б
о
т
ы
10
Сборник § Е22-2-1.
Стыковое соединение
без скоса
кромокодностороннее
(С-2)
1
Включение сварочных машин и
агрегатов и установление режимов
сварки
2
Очистка кромок перед сваркой от
пыли и грязи
3
Сварка соединений
4
Зачистка от шлака промежуточных и
последнего слоев шва
5
Промер шва и клеймение сварных
соединений
11
Сборник § Е22-2-11.
Резка труб без скоса
кромок
1
Подготовка баллонов к работе с
присоединением к ним и продувкой
шлангов
2
Опробование (регулировка) резака
3
Резка труб
4
Отключение шлангов
12
Сборник § Е22-2-14.
Подогрев зон сварки
сварных соединений
труб
1
Зачистка трубы для контроля
термоиндикаторными карандашами
2
Установка асбестовой воронки
(манжета) на трубу
3
Контроль температуры при подогреве
4
Снятие асбестовой воронки после
подогрева
И
золя
ц
и
о
н
н
ы
е
р
аб
о
ты
13
Сборник § Е11-15.
Изоляция мастиками
1
Набрызг и послойное нанесение
мастики на изолируемую поверхность
2
Выравнивание поверхности изоляции
под рейку
3
Проверка толщины изоляции щупом
14
Сборник § Е11-16.
Изоляция фланцевых
соединений
изделиями из
волокнистых
материалов
1
Заготовка, установка и крепление
опор из теплоизоляционных
материалов
2
Резка и подгонка теплоизоляционных
изделий
3
Разметка и пришивка крючков
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
79
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.1
Таблица 4.1 - Состав работ
№
п/п
Наименование
№ п/п
Состав работ
Свайн
ы
е
р
а
б
о
т
ы
15
Сборник § Е12-15.
Погружение свай
ибропогружателями
1
Погружение сваи
2
Контроль за погружением сваи
3
Подтяжка болтов крепления
вибропогружателя к свае-оболочке
4
Выверка положения сваи
Мо
н
т
аж т
р
у
б
о
п
р
о
в
о
д
о
в
16
Сборник § Е26-17.
Подготовка
фланцевых стыков
1
Свертывание фланцев с концов труб
2
Очистка фланцев и резьбы труб от
консервирующей смазки
3
Проверка по внешнему виду
4
Смазка резьбы
5
Навертывание фланцев
17
Сборник § Е26-18.
Очистка труб перед
монтажом
1
Очистка внутренней поверхности труб
банником с покрытием легким слоем
смазки
18
Сборник § Е26-21.
Прокладка
трубопроводов
1
Подъем и установка труб и фасонных
деталей
2
Выверка уклона и крепление труб к
опорам
19
Сборник § Е26-22.
Стыковка труб под
сварку
1
Зачистка фасок
2
Стыковка труб под сварку
3
Проверка положения и поворачивание
при сварке
20
Сборник § Е26-27.
Установка арматуры
1
Подъем арматуры
2
Установка арматуры на линии
трубопроводов
3
Выверка положения и крепление
21
Сборник § Е26-28.
Испытание
смонтированных
трубопроводов
1
Установка заглушек
2
Присоединение пресса к магистрали
3
Наполнение системы водой
4
Производство гидравлического
испытания на установленное давление
с отметкой дефектов трубопроводов
5
Сдача линии
6
Спуск воды
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
80
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
4.1.2 Объем материалов для строительства
Общая протяженность проектируемого трубопровода – 70900 м. Диаметр
трубопровода 720х8, в соответствии с нормативным документом ГОСТ 10704-91.
Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент. масса одного метра
трубы равна 140,7 кг.
Масса трубы:
кг
9926000
70900
7,
140
L
М
М
м
(4.1)
где
м
М - масса одного метра трубы, кг;
L
- общая протяженность проектируемого трубопровода, м
На трубопроводе установлено 7 единиц камер пуска и приема средств
очистки и диагностики Ду 700 мм, масса 1 единицы составляет 275 кг.
Масса КПП СОД:
кг
1925
7
275
a
М
М
сод
кп
1
СОД
КПП
(4.2)
где
сод
кп
1
М
- масса 1-ой единицы, кг;
a - количество КПП СОД, единиц.
На проектируемом трубопроводе, так же установлена запорная и
регулирующая арматура, общее количество составляет 25 единиц. Масса в 1
единицы соответствии с нормативным документом ТУ 3741-003-43179794-2009.
Задвижки стальные клиновые составляет 2610 кг.
Масса запорной арматуры:
кг
54000
25
2160
a
М
М
за
1
ЗА
(4.3)
где
за
1
М - масса 1-ой единицы запорной арматуры, кг;
a - количество, единиц.
Общая масса материалов:
кг
9981925
54000
1925
9926000
М
М
М
М
ЗА
СОД
КПП
т
(4.4)
Дальнейшие расчеты проводятся на общую массу материалов равную 9981
тонну.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
81
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
4.1.3 Трудовые ресурсы
Для производства работ при строительстве газопровода необходимы
строительные кадры и машинисты. Заработную плату принимаем в зависимости от
разряда (по ФЕР 2001-01 Федеральные единичные расценки на строительные
работы. Сборник 1. Земляные работы. ФЕР 2001-25 Федеральные единичные
расценки на строительные работы. Сборник 25. Магистральные трубопроводы
газонефтепродуктов).
Для каждой группы работ указан состав рабочих (их количество и разряд).
В таблице 4.2 приведена заработная плата для всех профессий (кроме
машинистов) с учетом индекса перевода на 1 квартал 2014 г для Ханты-
Мансийского автономного округа (
21
,7
k
).
Индекс перевода принят в соответствии с Письмом №3085-ЕС/08 "О
рекомендуемых к применению в I квартале 2014 года индексах изменения сметной
стоимости".
В таблице 4.2, 4.3 представлен основной список строителей и машинистов.
Приведем расчет на примере лесоруба 2 разряда:
.р
00
,
7798336
21
,7
10000
3,
1
k
S
P
N
ЗП
(4.5)
где N – норма времени в соответствии с ГЭСН 81-02-25-2001 Государственные
сметные нормативы. Государственные элементные сметные нормы на
строительные и специальные строительные работы. Часть 25. Магистральные и
промысловые трубопроводы, чел\час;
P – расценка в соответствии ФЕР 2001-25, рублей;
S – расчетное количество работ, см. таблицу 4.2, м
2
k – коэффициент перерасчета в текущие цены на 1 квартал 2014 года.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
82
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 4.2 – Затраты труда
№
п/п
Наименование
Разря
д
Н
о
р
ма в
р
еме
н
и
,
чел
/
час
Всего
в
р
еме
н
и
,
чел/
час
Расц
е
н
к
и
,
р
.
Ко
эф
фи
ц
и
е
н
т
п
ер
ер
асчета
н
а ц
ен
ы
2
0
1
4
го
д
а
Всего
н
а
1
т
о
н
н
у
,
р
.
Всего
,
р
.
Очистка трассы от порубочных остатков. Расчет на 10000 м
2
территории
1 Лесоруб
2
1,3 13000,00 83,2
7,21
779,83 7798336,00
Корчевка пней. Расчет на 5420
м
2
2
Подсобный
рабочий
2
0,2
975,60
11,5
7,21
14,92
80891,87
Стыковое соединение без скоса кромок, одностороннее (С-2). Расчет на 705
сварных стыков
3
Электросвар
щики ручной
сварки
6
0,5
317,25
47,7
7,21
464,29
327323,00
4
Электросвар
щики ручной
сварки
5
0,5
317,25
41
7,21
133,02
93782,27
Резка труб без скоса кромок. Расчет на 705 стыков
5 Газорезчик
3
0,9
634,50
6,3
7,21
81,76
57641,79
Подогрев зон сварки сварных соединений труб. Расчет на 705 стыков
6
Термист-
оператор
4
0,5
352,50
39,5
7,21
142,40
100390,24
7 Газосварщик
3
0,3
176,25
17,5
7,21
31,54
22238,34
Изоляция мастиками. Нормы времени расценки на 1 м
3
8
Термоизолир
овщик
4
1,3
916,50
90,2
7,21
845,44
596038,44
9
Термоизолир
овщик
3
1,3
916,50
90,2
7,21
1690,89 1192076,89
10
Термоизолир
овщик
2
1,3
916,50
90,2
7,21
1690,89 1192076,89
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
83
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.2
Таблица 4.2 – Затраты труда
№
п/п
Наименование
Разря
д
Но
р
ма в
р
еме
н
и
,
чел/ч
а
с
Всего
в
р
еме
н
и
,
чел/ч
а
с
Расц
е
н
к
и
,
р
.
Ко
эф
фи
ц
и
е
н
т
п
ер
ер
асчета
н
а
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
н
а
1
т
о
н
н
у
,
р
.
Всего
,
р
.
Изоляция фланцевых соединений изделиями из волокнистых материалов. Расчет
на 25 фланцев
11
Термоизолир
овщик
5
0,6
14,50
41,9
7,21
175,22
4380,44
12
Термоизолир
овщик
3
0,6
14,50
41,9
7,21
175,22
4380,44
13
Термоизолир
овщик
2
0,6
14,50
41,9
7,21
350,43
8760,87
Очистка и окрашивание изолируемых поверхностей. Расчет на 705 стыков -
211,5 метров
14
Термоизолир
овщик
3
5,2 1099,80
64
7,21
2399,49 507491,71
Погружение свай вибропогружателями. Расчет на 12 свай
15 Копровщик
6
0,2
2,40
17,8
7,21
25,67
308,01
16 Копровщик
5
0,1
0,60
17,8
7,21
6,42
77,00
17 Копровщик
4
0,1
0,60
17,8
7,21
12,83
154,01
Подготовка фланцевых стыков. Расчет на 25 фланце - 50 стыков
18 Монтажник
4
0,6
30,00
44,7
7,21
193,37
9668,61
19 Монтажник
3
0,6
30,00
44,7
7,21
193,37
9668,61
Очистка труб перед монтажом. Расчет на 211,5 метров
20 Монтажник
3
0,1
21,15
6,7
7,21
4,83
1021,69
21 Монтажник
2
0,1
21,15
6,7
7,21
4,83
1021,69
Прокладка трубопроводов. Расчет на 70500 метров
22 Монтажник
6
1,5 105750,00 20
7,21
216,30 15249150,00
23 Монтажник
4
1,5 105750,00 20
7,21
216,30 15249150,00
24 Монтажник
3
1,5 105750,00 20
7,21
216,30 15249150,00
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
84
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.2
Таблица 4.2 – Затраты труда
№
п/п
Наименование
Разря
д
Н
о
р
ма
време
н
и
,
чел/ч
а
с
Всего
в
р
еме
н
и
,
чел/ч
а
с
Расц
е
н
к
и
,
р
.
Ко
эф
фи
ц
и
е
н
т
п
ер
ер
асчета
н
а
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
н
а
1
то
н
н
у
,
р
.
Всего
,
р
.
25 Монтажник
2
1,5 105750,00 20
7,21
216,30 15249150,00
Стыковка труб под сварку. Расчет на 705 стыков
26 Монтажник
5
1,1
775,50
88,6
7,21
702,69
495394,05
27 Монтажник
3
0,3
176,25
20,1
7,21
36,23
25542,33
Установка арматуры. Расчет на 25 единиц
29 Монтажник
6
5,9
147,50
84
7,21
3573,28
89331,90
30 Монтажник
3
5,9
147,50
84
7,21
3573,28
89331,90
Испытание смонтированных трубопроводов. Расчет на 70500 метров
31 Монтажник
6
0,2 15510,00 17,9
7,21
28,39
2001705,09
32 Монтажник
4
0,2 15510,00 17,9
7,21
28,39
2001705,09
33 Монтажник
3
0,2 15510,00 17,9
7,21
56,79
4003410,18
ИТОГО 81710749,35
Норма времени на оплату труда машинистов приводится в соответствии со
сметными нормами ГЭСН 2001-25.
В таблице 4.3 приведен состав машинистов на период строительства.
Приведем расчет оплаты труда машинистов на примере машиниста 6 разряда.
.р
17
,
552
21
,7
1,
90
85
,0
k
Р
N
ЗП
(4.6)
где N – норма времени в соответствии с ГЭСН 81-02-25-2001 Государственные
сметные нормативы. Государственные элементные сметные нормы на
строительные и специальные строительные работы. Часть 25. Магистральные и
промысловые трубопроводы, чел\час;
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
85
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
P – расценка в соответствии со сметной документацией ФЕР 2001-25,
рублей;
k – коэффициент перерасчета в текущие цены на 1 квартал 2014 года.
Таблица 4.3 – Затраты труда машинистов
№п
/п
Наименование
Разря
д
Ко
л
и
ч
еств
о
Н
о
р
ма в
р
еме
н
и
,
чел/ч
а
с
Расц
е
н
к
и
,
р
.
Ко
эф
фи
ц
и
е
н
т
п
ер
ер
асчета
н
а
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
,
р
.
Расчистка трассы от леса валочно-пакетирующей машиной ЛП-19
1
Машинист
6
1
0,85
90,1
7,21
552,1779
Корчевка пней
2
Машинист
бульдозера
6
1
5,4
72
7,21
2803,248
Рыхление не мерзлого грунта бульдозерами-рыхлителями
3
Тракторист
6
1
0,18
19,1
7,21
24,78798
Срезка растительного слоя бульдозерами
4
Машинист
6
1
0,84
89
7,21
539,0196
Разработка грунта в котлованах одноковшовыми экскаваторами,
оборудованными обратной лопатой
5
Машинист
6
1
8,3
56
7,21
3351,208
6
Помощник
машиниста
5
1
3,5
19
7,21
479,465
Засыпка траншей и котлованов бульдозерами
7
Машинист
5
1
0,77
70,1
7,21
389,1742
Трамбование грунта
8
Землекоп
3
1
2,3
61
7,21
1011,563
Планировка площадей, откосов и верха полотна насыпей и выемок
9
Землекоп
3
1
6,2
97
7,21
4336,094
ИТОГО:
13486,74
ИТОГО на 52500 м
2
708053850
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
86
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
4.1.4 Затраты на транспортировку
Расчет затрат на транспортировку ведется по автомобильному варианту
перевозки грузов.
Перевозка груза автомобильным транспортом из г. Сургута до г. Радужный.
Расстояние по автодороге составляет 372 километров.
Средняя скорость равна 60 км/ч.
Время в пути составляет 6,12 часов.
Объем перевозки – 9981 тонн.
Грузоподъемность 1 машины-тягача 20 т.
Средняя цена 1 тонны груза - 1907 р.
Таблица 4.4 - Эксплуатационные затраты 1 ткм на перевозки разными
видами транспорта, руб/ткм
Вид транспорта
Расстояние перевозки
250
300
350
400
более 1000
Автомобильный
4,3
4,5
4,7
4,9
7,4
*(Данные приведены по в соответствии с методическими рекомендациями.
«Технико-экономические аспекты взаимодействия видов транспорта», уч. пособие
для ВУЗоВ).
Текущие эксплуатационные затраты:
Г
АТ
АТ
АТ
Q
l
С
S
,
(4.7)
где
Г
Q - объем перевозок, т;
АТ
С
- себестоимость перевозки груза автомобильным транспортом,
руб/ткм;
АТ
l
- расстояние перевозки автотранспортом, км.
.р
18193366,8
9981
372
9,
4
S
АТ
Сумма материальных средств в обороте:
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
87
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
365
t
Ц
Q
Ф
ст
Г
,
(4.8)
где Цст - средняя цена одной тонны груза, р.;
t - среднее время доставки груза, часов
.р
39746,26
24
12
,6
365
372
9981
Ф
Затраты по перевозке груза:
Ф
S
S
АТ
,
(4.9)
.р
18233113,1
39746,3
18193366,8
S
Рассчитываем сметную за 1 тонну груза при доставке автомобильным
транспортом.
Данные стоимости транспортировки 1 тонны груза за км принимаем по
данным прайс листов транспортной компании «КИТ» (электронный адрес -
http://tk-kit.ru//).
Средняя стоимость транспортировки груза автотранспортом за 1 км по
данным компании составляет 98,37 рублей.
Стоимость транспортировки 1 тонны груза на расстояние 372 км составит
36593,64 рублей.
.р
1829,682
20
36593,64
m
С
Ц
1Т
(4.10)
где С – стоимость транспортировки груза на 372 км;
m– грузоподъемность одной машины, т;
Рассчитываем сметную цену за весь груз:
.р
18262056,0
9981
20
36593,64
M
m
С
Ц
1Т
(4.11)
где М – общая грузоподъемность конструкций, т.
4.1.5 Машины и механизмы
Для проведения каждого вида работ необходимо определенное
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
88
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
оборудование, машины, машинисты и материалы. Наименование материалов,
машин и оборудования взято из ГЭСН 81-02-25-2001 Государственные сметные
нормативы. Государственные элементные сметные нормы на строительные и
специальные строительные работы. Часть 25. Магистральные и промысловые
трубопроводы. ГЭСН 81-02-01-2001 Государственные сметные нормативы.
Государственные элементные сметные нормы на строительные и специальные
строительные работы. Часть 1. Земельные работы.
Сметная стоимость принята в соответствии с Территориальными
единичными расценками на строительные работы.
В таблице 4.5 приведены все необходимые для ремонта резервуара машины
и механизмы.
Приведем расчет стоимости эксплуатации машин и оплаты труда
машинистов на примере валочно-пакетирующей машины ЛП-19 (код 316600).
.р
06
,
2073
21
,7
5,
132
17
,2
k
Ц
N
Ц
Б
(4.12)
где N – количество, маш.-час;
Б
Ц – базисная цена, рублей;
k
– коэффициент пересчета для эксплуатации строительных машин и
механизмов на 1 квартал 2014 год для Ханты-Мансийского автономного округа
(
21
,7
k
).
Общую стоимость
.р
20730600,0
10000
06
,
2073
S
Ц
Ц
всего
(4.13)
S – расчетное количество работ, см. таблицу 4.5, м
2
;
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
89
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Таблица 4.5 – Машины и механизмы
Шифр
Наименование
элементов
затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
р
ас
х
о
д
р
ес
у
р
с
а ,
р
у
б
Всего
,
р
у
б
МАШИНЫ И МЕХАНИЗМЫ
3316600
Валочно-
пакетирующая
машина ЛП-
19. Расход на
10000 м
2
маш/
час
2,17 132,5 7,21 2073,06 20730600,0
331601
Пила с
карбюраторны
м двигателем.
Расчет на 5420
м
2
маш/
час
1,74
5,09
7,21
63,86
346099,99
90601
Кусторезы
навесные с
гидравлически
м
управлением
79 кВт (108
л.с.). Расчет на
5420 м
2
маш/
час
4,16
80,9
7,21 2426,48 13151533,74
900504
Корчеватели-
собиратели с
трактором 59
кВт (80 л.с.).
Расчет на 5420
м
2
маш/
час
3,25
77,2
7,21 1808,99 9804720,38
060411
Экскаваторы
одноковшовые
электрические
на гусенечном
,5 м
3
. Расчет
на 10000 м
2
маш/
час
6,89
248
7,21 12319,8
123198712,0
0
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
90
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.5
Таблица 4.5 – Машины и механизмы
Шифр
Наименование
элементов
затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а
в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
р
ас
х
о
д
р
ес
у
р
са ,
р
у
б
Всего
,
р
у
б
10312
Бульдозеры на
гусенечном
ходу при
работе на
других видах
строительства.
Расчет на
52500 м
2
маш/
час
3,38
83,1
7,21 2025,13 20251303,80
90200
Грабли
кустарноковы
е навесные
(без трактора).
Расчет на
52500 м
2
маш/
час
3,38
5,2
7,21 126,72
1267229,60
060247
Экскаваторы
одноковшовые
дизельные на
гусенечном
ходу при
работе на
других видах
строительства
0,5 м
3
маш/
час
25,96 116,4 7,21
21786,7
7
217867742,4
0
70148
Бульдозеры
при работе на
других видах
строительства
59 кВт (80
л.с.)
маш/
час
40,04 61,3
7,21
17696,6
0
176965989,2
0
30101
Автопогрузчи
ки 5т. Расчет
на 9981 тонну
маш/
час
0,01 99,89 7,21
7,20
71883,85
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
91
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.5
Таблица 4.5 – Машины и механизмы
Шифр
Наименование
элементов
затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а
в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
р
ас
х
о
д
р
ес
у
р
са ,
р
у
б
Всего
,
р
у
б
100312
Тракторы на
гусенечном
ходу при
работе на
других видах
строительства
79 кВт (108
л.с.). Расчет на
10000 м
2
маш/
час
1,51
83,1
7,21 904,72
9047180,10
120711
Катки
дорожные
прицепные на
пневмоколесн
ом ходу 25 т.
Расчет на
10000 м
2
маш/
час
1,51
39,8
7,21 433,31
4333065,80
021141
Краны на
автомобильно
м ходу при
работе на
других видах
строительства
10 т. Расчет на
9981 тонну
маш/
час
2,07
254,6
5
7,21 3800,57 37933537,63
021243
Краны на
гусеничном
ходу при
работе на
других видах
строительства
25 т. Расчет на
9981 тонну
маш/
час
2,07
128,5
2
7,21 1918,12 19144780,11
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
92
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 4.5
Таблица 4.5 – Машины и механизмы
Шифр
Наименование
элементов
затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а
в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
р
ас
х
о
д
р
ес
у
р
са ,
р
у
б
Всего
,
р
у
б
140406
Вибропогружа
тели
низкочастотн
ые до 3 т.
Расчет ведется
на 12 свай
маш/
час
1,06
103,7
4
7,21 792,84
9514,12
400101
Тягачи
седельные,
грузоподъемн
ость 12 т.
Расчет на 9981
тонну
маш/
час
0,03
218,6
3
7,21
47,29
471998,19
400111
Полуприцепы
общего
назначения,
грузоподъемн
ость 12 т.
Расчет на 9981
тонну
маш/
час
0,03 78,52 7,21
16,98
169516,07
30401
Лебедки
электрические
тяговым
усилием до
5,79 кН
маш/
час
0,01
1,7
7,21
0,12
1,23
340101
Агрегаты
окрасочные
высокого
давления
мощностью 1
кВт. Расчет на
211,5 метров
маш/
час
1,12
6,82
7,21
55,07
11647,91
ИТОГО 654777008,6
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
93
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
4.1.6 Материалы
В таблице 4.6 приведены все необходимые для строительства трубопровода
материалы.
Стоимость материалов, взятых из сметных нормативных документов (ФЕР
2001-01 Федеральные единичные расценки на строительные работы. Сборник 1.
Земляные работы. ФЕР 2001-25 Федеральные единичные расценки на
строительные
работы.
Сборник
25.
Магистральные
трубопроводы
газонефтепродуктов) рассчитываем с учетом коэффициента пересчета на 1 квартал
2014 год для Ханты-Мансийского автономного округа (
21
,7
k
), аналогично
стоимости эксплуатации машин.
Покажем расчет на примере топлива дизельного (код 101-1299):
руб
81
,
4190
21
,7
250
6
093
,0
k
Ц
N
Ц
Б
(4.14)
Расчет общей стоимости проводится исходя из общего количества
потребных материалов.
.р
54480,56
13
81
,
4190
S
Ц
Ц
всего
(4.15)
Таблица 4.5 – Материалы
Ши
ф
р
Наименование
элементов затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
н
а
1
ед
и
н
и
ц
у
,
р
у
б
Всего
,
р
у
б
1
0
1
-
1
2
9
9
Топливо дизельное
из малосернистых
нефтей
т
0,093
6250
7,21 4190,81
54480,56
1
0
1
-
0
3
8
8
Краски масляные
земляные марки
МЛ-0115 мумия,
сурик железный
т 0,00002
3260
7,21
0,47
6,11
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
94
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 5.1
Таблица 4.5 – Материалы
Ши
ф
р
Наименование
элементов затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а
в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
н
а
1
ед
и
н
и
ц
у
,
р
у
б
Всего
,
р
у
б
1
0
1
-
1
7
1
4
Болты с гайками и
шайбами
строительные
т
0,0001
1550
7,21
1,45
18,89
1
0
2
-
8
0
0
9 Доски дубовые II
сорта
м3 0,0008
375
7,21
2,16
28,12
2
0
1
-
0
7
7
4
Конструктивные
элементы
вспомогательного
назначения массой
не более 50 кг с
преобладанием
толстолистовой
стали собираемые
из двух и более
деталей, с
отверстиями и без
отверстий,
соединяемые на
сварке
т
0,0002
590
7,21
0,94
12,17
4
0
3
-
9
0
2
8
Сваи железные
полые с закрытым
нижним концом
м
8
6780
7,21 391070,4 5083915,20
1
0
1
-
0
0
6
9
Бензин
авиационный Б-70
т
0,032
4488,4 7,21 1035,56
13462,33
1
0
1
-
1
2
9
2
Уайт-спирит
т
0,032
6667
7,21 1538,21
19996,76
1
0
1
-
1
7
5
7
Ветошь
кг
5
1,81
7,21
65,25
848,26
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
95
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Продолжение Таблицы 5.1
Таблица 4.5 – Материалы
Ши
ф
р
Наименование
элементов затрат
Е
д
.изм.
Н
о
р
ма
р
ас
х
о
д
а
р
есе
р
са
Базисн
ая ц
ен
а
И
н
д
ек
с пе
р
ев
о
д
а
в
ц
ен
ы
2
0
1
4
г
о
д
а
Всего
н
а
1
ед
и
н
и
ц
у
,
р
уб
Всего
,
р
у
б
1
0
1
-
2
3
5
3
Спирт этиловый
ректификационный
технический
т
0,032
405000 7,21 93441,60
93441,60
1
0
1
-
2
4
6
7 Растворитель марки
Р-4
т
0,008
9420
7,21
543,35
13583,64
1
1
3
-
0
0
2
6
Грунтовка ФЛ-03К
т
0,009
30786 7,21 1997,70
49942,59
1
1
3
-
0
0
7
7 Ксилол нефтяной
марки А
т
0,0159
7640
7,21
875,84
21896,08
1
1
3
-
0
1
2
2
Отвердитель N1
т
0,027
67872 7,21 13212,64
171764,30
1
1
3
-
0
2
2
6
Эмаль ХВ-124
перхлорвиниловая
т
0,027
23086 7,21 4494,15
112353,79
Трубы стальные
09Г2С Ду 720 мм
м
1
1570
7,21 4500,00 317250000,0
ИТОГО 322885750,3
4.1.7 Затраты на строительство
В таблице 4.6 приведены все статьи расходов на строительство и
определена общая сумма затрат на строительство газопровода УПСВ Западно-
Варьеганского месторождения- КС-3 «Варьеганская».
Таблица 4.6 – Затраты на строительство газопровода
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
96
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
Позиция
Единица измерения
Значение
Оплату труда рабочих-строителей
руб
81710749,35
Оплату труда машинистов
руб
708053850
Транспортировка груза
руб
18262056,04
Машины и механизмы
руб
654777008,61
Материалы
руб
322885750,39
ИТОГО
руб
1785689414,39
Графическое изображение затрат на строительство газопровода приведено
на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 – Затраты на строительство газопровода Западно-Варьеганского
месторождения- КС-3 «Варьеганская»
Вывод:
На
строительство
газопровода
Западно-Варьеганского
месторождения- КС-3 «Варьеганская» потребуется 1785689414,39 рублей.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
97
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос проектирования
газопровода Западно-Варьеганского месторождения- КС-3 «Варьеганская».
Дипломный проект решает вопрос транспортировки добываемого газа от Западно-
Варьеганского месторождения на компрессорную станцию КС-3 «Варьеганская» , с
целью дальнейшего транспортирования и переработки на газоперерабатывающем
заводе.
В ходе дипломного проекта проведены расчеты: свойств транспортируемого
газа, оптимальных конструктивных параметров трубопровода с учетом нагрузок и
воздействий, трубопровода на прочность, устойчивости откоса траншеи и т.д.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» рассмотрены вопросы охраны
труда и пожарной безопасности.
В экономической части произведен расчет стоимости строительства
нефтесборного трубопровода.
Полученные в ходе дипломного проектирования результаты можно
применять при дальнейшей разработке проектно-сметной документации при
проектировании нефтесборного трубопровода.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
98
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1
ВСН
004-88. Строительство
магистральных
трубопроводов.
Технология и организация.
2
ВСН 006-89. Строительство магистральных трубопроводов. Сварка.
3
ВСН 39-1.9-003-98. Строительство магистральных трубопроводов.
Конструкции и балластировка.
4
ВСН
008-88. Строительство
магистральных
трубопроводов.
Противокоррозионная и тепловая изоляция.
5
ВСН 009-88. Средства и установки электрохимзащиты.
6
ВСН 011-88. Миннефтегазстрой. Очистка полости и испытание.
7
ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых
трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.
8
ВСН 014-89 Миннефтегазстроя Строительство магистральных и
промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды, М.,1989 г.
9
ВСН 2-144-82. Инструкция по технологии и организации строительства
трубопроводов из труб с заводской изоляцией.
10 ВСН 31-81. Инструкция по производству строительных работ в
охранных зонах магистральных трубопроводов. Министерство нефтяной
промышленности. Уфа. ИИСПТнефть.
11 ГОСТ
12.3.003-86,
«Работы
электросварочные.
Требования
безопасности».
12 ГОСТ 17.4.4.02-84. (Сб. 67). Охрана природы. Почвы. Методы отбора и
подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического
анализа.
13 ГОСТ 24950-81(2003). Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах
линейной части стальных магистральных трубопроводов. Технические условия.
14 ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие
требования к защите от коррозии.
15 Закон РФ “Об охране окружающей Среды”, 2002 г.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
99
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
16 ИН 1394-006-46541379-2002 «Инструкция по технологии и ремонту
мест повреждения базового антикоррозионного покрытия труб с использованием
ремонтных материалов производства ОАО «Гефест-Ростов» в трассовых условиях»
ВНИИСТ
17 ОР-19.000.00-КТН-194-10
Отраслевой
регламент по
очистке,
гидроиспытанию и внутритрубной диагностике трубопроводов после завершения
строительно-монтажных работ
18 Постановлением Совета Министров Российской Федерации № 1404 от
23.11.96 г. «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных
защитных полосах».
19 ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.
20 Правила охраны магистральных трубопроводов.
21 РД 03-496-02 «Методические рекомендации по оценке ущерба от
аварий на опасных производственных объектах».
22 Р 51-31323949-58-2000. Инструкция по применению стальных труб в
газовой и нефтяной промышленности. ООО ВНИИГАЗ. 2000 .
23 РД-03-14-2005. Порядок оформления декларации промышленной
безопасности опасных производственных объектов и перечень включаемых в нее
сведений.
24 РД 08-296-99. Положение об организации технического надзора за
соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального
ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов.
25 РД 153-006-02. Инструкция по технологии сварки при строительстве и
капитальном ремонте магистральных трубопроводов
26 РД-19.100.00-КТН-192-10.
Правила
технической
диагностики
трубопроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации`
27 РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования
магистральных трубопроводов.
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
100
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
28 РД 153-39.4-114-01. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений
на магистральных трубопроводах.
29 РД 153-39.4Р-130-2002*. Регламент по вырезке и врезке «катушек»
соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и
подключению участков магистральных трубопроводов.
30 РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных
трубопроводов.
31 РД-153-39.4-039-99.
Нормы
проектирования
электрохимзащиты
магистральных трубопроводов.
32 СН 452-73. Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов.
33 СНиП 11-01-95. СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве.
34 СНиП 2.05.02-85. Автомобильные дороги.
35 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.
36 СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения. Основания и фундаменты.
37 СНиП
3.05.05-84
(1984)
Технологическое
оборудование и
технологические трубопроводы
38 СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства
работ.
39 СП 12-136-2003 Решения по охране труда и промышленной
безопасности в прооектах организации строительства и проектах производства
работ.
40 СП 12-135-2003 Безопасность труда в строительстве «Отраслевые
типовые инструкции по охране труда
41 ТУ 14-3-1573-96. Трубы стальные электросварные прямошовные
толстостенные диаметром 530-1020 мм с толщиной стенки до 32 мм для
магистральных газопроводов, ВНИИСТ, 1996 г.
42 Федеральный Закон «Об отходах производства и потребления» №89-
ФЗ от 24 июня 1998 г. (с внесенными изменениями и дополнениями).
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
101
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
43 Постановление Правительства РФ от 23.02.94 г №140 «О
рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании
плодородного слоя почвы».
44 Федеральным законом №116 «О промышленной безопасности
производственных объектов»
45 «Методические
рекомендации
по
оценке
эффективности
инвестиционных проектов» (вторая редакция) (утв. Минэкономики РФ, Минфином
РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 N ВК 477)
46 Учебно-методическое
пособие
для
студентов
«Выпускная
квалификационная работа дипломированного специалиста» ОмГТУ-2009
47 ОНТП
51-1-85.
Общесоюзные
нормы
технологического
проектирования. Магистральные газопроводы. Часть 1. Газопроводы. – М.:
Мингазпром, 1985.
48 СТО Газпром 2-2.1-131-2007 "Инструкция по применению стальных
труб на объектах ОАО "Газпром"-М. Стройиздат, 2007.-68c.
49 Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и
устойчивость/ Айнбиндер А.Б., Камерштерн А.Г. - М.Недра,1982,-341 с.
50 Коршак А.А. Проектирование магистральных газонефтепродов /
Коршак А.А., Нечваль А.М.-СПб.: Недра, 2008. - 628 с.
51 ВРД 39-1.10-169-2002. Положение по технической эксплуатации
магистральных газопроводов. - М. Стройиздат, 2002.-115c.
52 Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте
промысловых и магистральных газопроводов. Часть I.: СТО Газпром 2-2.2-136-
2007/ Минэнерго РФ: Введен 01.07.2007. -М. Стройиздат, 2007.-103c.
53 Правила аттестации и основные требования к лабораториям
неразрушающего контроля: ПБ 03-372-00/ Миннефтегазстрой
РФ: Введен
17.05.2000. -М.: Стройиздат, 2000.-64с.
54 Требования к составу и порядку ведения исполнительной
документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов
Ин
в
.
№
по
дп
.
По
дп
ис
ь и да
та
Вз
а
м
.
ин
в
.
№
Изм. Кол.уч
.
Лист. № док
Подп.
Дата
Лист
102
ДП 2068998.37.60.00.00.000.ПЗ
капитального
строительства
и
требования, предъявляемые к
актам
освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического
обеспечения: РД-11-02-2006./ Минстрой России.: Введен 11.02.2006.-М.: Минстрой
России.-, 2006.-42с.
55 Порядок формирования и ведения дел при осуществлении
государственного строительного надзора. РД-11-03-2006./ Минстрой России.:
Введен 11.03.2006.-М.: Минстрой России.-, 2006.-74с.
56 Порядок
проведения
при
осуществлении
государственного
строительного надзора и выдачи заключений о соответствии построенных,
реконструированных, отремонтированных объектов капитального строительства
требованиям технических регламентов (норм и правил), иных нормативных
правовых актов и проектной документации РД-11-04-2006. / Минстрой России.:
Введен 16.02.2008.-М.: Минстрой России.-, 2008.-47с.
57 Инструкция по технологии ремонта мест повреждений заводского
полиэтиленового покрытия труб: РД- 1390-001-2001. / Минстрой России.: Введен
17.04.2002.-М.: Минстрой России.-, 2002.-55с.
Информация о работе Проектирование газопровода «Западно-Варьеганское месторождение - КС-3 «Варьеганская»