Рис. 3.1: Панель управления газовыми горелками

№	Описание
1	Реле давления газа
2	Запальные предохранительные клапаны (верхний и нижний)
3	Электромагнитные клапаны
4	Устройство повторного зажигания
5	Кнопка ручной системы зажигания
6	Горелка



Рис. 3.2: Панель впуска газа CCVT

№	Описание
1	Ручной впускной клапан
2	Фильтр
3	Вентиляционное отверстие
4	Давление
5	Пробка

Термодинамический цикл

Основной вид (схема) CCVT, показывающий компоненты, которые участвуют в термодинамическом цикле, представлен на Рис. 3.3.

Рис. 3.3: Цикл жидкость - пар



В состав этой системы входят следующие компоненты:

Парогенератор, в котором путем нагрева посредством горючего, выпаривается органическая жидкость. Для горения могут использоваться различные виды топлива.

Турбина, которая приводится во вращение энергией расширения пара. Турбина находится на общем валу с генератором.

Конденсатор, который отбирает тепло и в котором пар конденсируется в жидкость, самотеком возвращаясь в парогенератор. Конденсатор работает на принципе естественной тяги. В экстремальных условиях можно использовать вентиляторы. Система в целом герметически закрыта и работает в условиях вакуума. Органическая жидкость, пригодная для данного процесса, используется как рабочая жидкость. С течением времени, примеси в рабочей жидкости могут отделиться от жидкости, находящейся в парообразном состоянии. Эти примеси известны как НКГ (неконденсируемые газы), потому что они накапливаются в конденсаторе и не конденсируются при нормальном режиме работы. Если в конденсаторе накапливается значительное количество НКГ, это мешает нормальной работе конденсатора и снижает мощность CCVT. Средством в данной ситуации может послужить процесс, именуемый «дегазация».

Катодная защита

Система катодной защиты станции задвижек снабжается электроэнергией от местного источника энергии, например, генераторные установки или генераторы Ormat.

Для защиты линейной части газопровода предназначена Катодная защита, основанная на системе наложенного тока.

На крановых узлах газопровода определены места для установки станций катодной защиты. Испытательные станции катодной защиты размещены на пересечениях, объектах, ТПА с интервалом 1 км вдоль трассы газопровода.

На станциях катодной защиты имеются:

- аноды в глубоких скважинах

- трансформаторы/выпрямители

- соединения с газопроводом

- изолирующие вставки для отделения системы катодной защиты берегового газопровода от морских газопроводов и наземных сооружений (ОБТК, станции перекачки, завод СПГ и ТОНЭ)

Из диспетчерской осуществляется контроль системы катодной защиты и выдаются сигналы неисправности.

Для начальной стадии эксплуатации газопровода предназначена временная катодная защита, которая осуществляется за счет использования расходуемых анодов, размещенных с интервалами около 15 км (или крановых узлах).

Электропитание систем катодной защиты осуществляется от локальных источников энергии.

Мониторинг систем станций задвижек

Система управления трубопровода контролирует состояние укрытий станций задвижек по системе диспетчерского контроля и сбора данных. Система обнаружения и подавления пламени внутри укрытия имеет независимую специальную систему управления.

На станциях задвижек имеются приборы для мониторинга параметров процесса в трубопроводе. Станции задвижек оснащаются приборами измерения давления, на некоторых из них установлены приборы измерения температуры и детекторы СОД, их показания выведены в трубопроводную диспетчерскую.

Сигналы тревоги по состоянию трубопровода отражаются на дисплеях трубопроводной диспетчерской через систему диспетчерского контроля и сбора данных и включают:

Тревогу по температуре поверхности трубопровода.

Тревогу по давлению нефти в трубопроводе.

Сигнал от бесконтактного детектора прохождения СОД.

Выработку электроэнергии генератором Ormat.

Состояние системы зарядки аккумуляторов от генераторных установок (СЭЗЦГУ).

Другие энергосиловые блоки будут содержать генераторную установку “Катерпиллар” или получать питание от соседней электростанции.

Рисунок 3.4: Типовая станция задвижек нефтепровода

3.5 Объединенный береговой технологический комплекс и компрессорная станция №1

На ОБТК в состав сооружений газопровода входят следующие производственные объекты:

- КС-1, которая предназначена для повышения давления (сжатия) и охлаждения транспортируемого газа;

- камера приема СОД, которая установлена на линии входа и предназначена для приема СОД из газопровода от берегового примыкания Чайво;

- камера приема СОД, которая установлена на линии входа и предназначена для приема СОД из одной нитки газопровода от платформы ЛУН-А;

- камера приема СОД, которая установлена на линии входа и предназначена для приема СОД из другой нитки газопровода от платформы ЛУН-А;

- камера запуска СОД, которая используется для запуска СОД с КС-1 в 48-дюймовый магистральный газопровод на КС-2.

При нормальной работе газопроводов камеры приема и запуска СОД отключены от процесса. Поток газа в газопроводах направляется по обводным линиям в обход камер приема и запуска.

В комплекс КС-1 входят дожимные компрессоры К-3701 А/В, сжимающие газ пришедший с морских платформ и соединенный с газом ОБТК. Сжатый в дожимных компрессорах газ поступает через охладитель и модуль измерения расхода товарного газа в МГ с давлением 96, 5 бар изб.

Дожимные газопроводные компрессоры модели PCH802 Hitachi - одноступенчатые центробежные электроприводные с регулируемой скоростью агрегаты, рассчитаны на 70% общей нагрузки каждый. Компрессор этой модели рассчитан на производительность 790 200 кг/ч и приводится в действие через одноступенчатый повышающий редуктор с шевронными зубчатыми колесами.

На случай аварии на газопроводе или на ОБТК на линии входа газа перед дожимным компрессором и на линии выхода с КС-1 установлен клапан системы аварийного останова, Во время аварийной ситуации клапан системы аварийного останова разъединяет ОБТК (КС-1) от линей части газопровода.

Охладитель товарного газа охлаждает горячий товарный газ, поступивший из дожимного компрессора до температуры, с которой газ можно транспортировать по газопроводу.

Охладители товарного газа дожимного компрессора представляют собой аппараты воздушного охлаждения с вентиляторами и оребренными трубами. Каждый из них оснащен тремя вентиляторами с регулируемой скоростью на 100% нагрузку и тремя вентиляторами с постоянной скоростью, расположенными в отдельных отсеках.

Охлажденный газ из охладителей товарного газа направляется через модуль измерения расхода товарного газа в магистральный газопровод.

Модуль измерения расхода товарного газа A-3701 предназначен для измерения расхода объединенного газа с технологических линий ОБТК и пильтунских платформ.

Модуль измерения потока газа является точкой, на которой определяется роялти. Модуль имеет две линии измерения, готовых к нормальной работе, каждая на 100% общей производительности. При нормальной работе одна линия является главной, а другая резервной, которая включается во время калибровочных поверок главной линии.

Электроэнергия на КС-1 поставляется из системы распределения электроэнергии на площадке ОБТК. Это переменный ток напряжением 400 В потребляемый при работе ТПА с электроприводом на камерах СОД, а также компрессоров, приборов и т.д.

Таблица 3.3 Расчетные и рабочие параметры дожимных компрессоров на КС-1

Параметр	Расчетный	Рабочий
Тип	Одноступенчатый центробежный
Электропотребление	21000 кВт	18781 кВт
Давление	105 бар изб.	55,3 бар изб. (прием) 96,5 бар изб. (нагнетание)
Температура	+180°C	+17°C (прием) +63.2°C (нагнетание)
Скорость		7520 об/мин
Производительность		1 043 011 м3/ч (790 200 кг/ч)

3.6 Насосная станция НС-1/ ОБТК

На территории объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) располагаются сооружения насосной станции НС-1, в состав которой входят:

- Камера приема СОД;

- Камера пуска СОД;

- Бустерные насосы.

Камеры приема/пуска СОД

Камера приема СОД установлена на НС-1 и предназначена для приема СОД с сухопутного промыслового 20-дюймового нефтепровода. Камера запуска СОД установлена на НС-1 для запуска СОД в 24-дюймовый трубопровод на НС-2.

Бустерные насосы

Бустерные насосы НС-1 перекачивают смесь сырой нефти и стабильного конденсата от ОБТК на ТОНЭ по магистральному нефтепроводу. Каждый из насосов рассчитан на 70% общей производительности трубопровода и снабжен байпасной линией для возврата жидкостного потока, что позволяет насосам работать в режиме рециркуляции при малой производительности.

Бустерные насосы P-3601A/B по конструкции являются горизонтальными многоступенчатыми центробежными насосами, снабженные электроприводом с муфтой, обеспечивающей регулируемую скорость вращения насоса (МсРСк).

Номинальная производительность трубопровода при двух параллельно работающих насосах составляет 1350 м3/ч (203 850 барр/сут).

Давление на приеме насоса соответствует давлению, с которым приходит по трубопроводу нефть с пильтунского месторождения, т.е. 7 бар изб. на границе ОБТК. Расчетные параметры бустерных насосов P-3601A/B приведены в табл. 3.4.



Таблица 3.4 Расчетные и рабочие параметры бустерных насосов P-3601A/B

Параметр	Расчетный	Рабочий
Номинальная производительность (для одного насоса)	675 м3/ч (101 925 барр/сут)
Дифференциальный напор:	76,1 бар
Давление	125 бар изб.	64,6 бар изб.
Температура	-48 - +95°C	4 - 40°C
Подпорное давление	до 80 м
Минимальное подпорное давление	8 м при номинальной производительности	12 м при максимальной производительности 1020 м3/ч

3.7 Компрессорная станция № 2

МГ с ОБТК входит на КС-2, на которой имеются камеры приема и запуска СОД с обходными линиями:

- камера приема СОД установлена для приема СОД из камеры запуска на ОБТК;

- камера запуска СОД установлена для запуска СОД в камеру приема на заводе СПГ.

Закрытая дренажная система предназначена для сбора жидкости из камер приема, запуска СОД и из подсоединенных к ним газопроводов. Из дренажной системы жидкость собирается в промежуточной дренажную емкости.

Дренажная емкость оснащена датчиком уровня для контроля за уровнем жидкости.

КС-2 оборудована двумя дожимными компрессорами. Дожимные компрессоры, каждый на 100% общей производительности, используются, прежде всего, для регулирования давления на приеме путем изменения скорости привода, и, следовательно, давления нагнетания для поддержания давления выдачи газа на завод СПГ.

Дожимные компрессоры необходимы при увеличении производительности газопровода более 34 млн.ст.м3/сут. При производительности газопровода ниже этой величины поток газа может пропускаться в обход компрессоров КС-2.

На КС-2 отсутствует ТПА для аварийного останова газопровода. Отключение КС-2 от газопроводов будет осуществляться закрытием ТПА газопровода по команде диспетчерской трубопровода из ЦДП ОБТК. На КС-2 имеются клапан системы аварийного останова с обводной линией, что позволяет пропускать поток при отключении станции. Клапан системы аварийного останова остается открытым при нормальной работе (компрессоры работают), для предотвращения обратного поступления газа по обводной линии на ней установлен обратный клапан.

Электроснабжение КС № 2

Оборудование на КС-2 снабжается электроэнергией от трех газотурбинных генераторов, мощностью 3,3 МВт при напряжении 10,5 кВ. Кроме того, имеются два аварийных дизель-генератора, каждый мощностью 2 МВт.

Система распределения поставляет электроэнергию мощностью 70 кВт (3-фазный ток, напряжение 400 В) для работы ТПА с электроприводом на камерах СОД, устройств управления бустерными насосами, компрессорами, приборами и т.д.

Электропитание подается к особо важному оборудованию от генератора, работающего на природном газе, и от источника бесперебойного питания (ИБП).

Управление и контроль за работой энергосистемы осуществляется современным микропроцессорным контроллером - программируемым логическим контроллером (ПЛК). Контроллер и программное обеспечение мониторинга осуществляют гибкое управление практически всеми аспектами работы системы:

- отслеживают заряд главной батареи;

- управляют функциями переключения генератора;

- отслеживают и поддерживают заданные параметры воздушной среды в укрытиях;

- отслеживают отказы и тревоги и переправляют особо важные тревоги через ДТБ/SCADA в диспетчерскую трубопровода.

Отказ ИБП, ОВКВ или отказ, который повлек за собой: блокировку генератора после трех попыток пуска, - требует вызова специализированной сервисной организации.

Электрогенераторные установки находятся в укрытии и состоят из следующего энергетического оборудования:

- Электрогенераторы;

- ИБП;

- ДТБ;

- Приборы и контрольное оборудование;

- БДУ;

- Блок катодной защиты.

Каждое укрытие снабжено наружным воздухозабором и вытяжным вентилятором для охлаждения. УЭнО снабжено системой ОВКВ, обеспечивающей обогрев и охлаждение.

Таблица 3.5 Расчетные и рабочие параметры дожимных компрессоров на КС-2

Параметр	Расчетный	Рабочий
Тип	Одноступенчатый центробежный
Номинальная мощность привода	ТУРБИНА 28 МВт
Давление	105 бар изб.	65,4 бар изб.(всасывание) 96,5 бар изб.(нагнетание)
Температура		17°C (всасывание) 66°C (нагнетание)
Производительность	54,6 млн.ст.м3/сут	49,7 млн.ст.м3/сут



3.8 Оборудование завода СПГ

На заводе СПГ расположена камера приема СОД для приема СОД с КС-2 или с КС-1 на ОБТК. Перед входом газа на завод СПГ установлен на линии выхода с КС-1, для отключения газопровода от завода в случае аварий на газопроводе или на заводе СПГ. Во время аварийной ситуации на линии выхода с КС-1 служит первоочередным средством разъединения завода СПГ и трубопровода. Этим на линии выхода с КС-1 управляет система управления и останова завода СПГ.



4. ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ, ИЗОЛЯЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Технические характеристики труб системы газопроводов проекта «Сахалин-2» приведены в таблице 4.1.

Качество стали, из которой изготовлены трубопроводы, по коррозионной стойкости в кислой среде удовлетворяют требованиям стандарта NACE MR-0175 (содержание H2S 100 ppm при 34 бар изб.).

Для защиты газопроводов от наружной коррозии применяются наружные покрытия, стойкие к воздействию внешней среды. Характеристика покрытий для отдельных участков приводится в таблице 4.2.

Таблица 4.1. Технические характеристики труб участков газопроводов

Участок газопровода	Перекачивае-мая среда	Марка стали труб по API 5L	Длина, км	Диаметр, мм (дюймы)	Толщи- на стенки, мм
Морской участок с ПА-А на берег	Газ с ПА-А	X52	45,6	356 (14”)	14,3
Морской участок с ПА-Б на берег	Газ с ПА-Б	X52	71,3	356 (14”)	14,3
Береговая часть с ПА-А и ПА-Б	Газ с ПА-А и ПА-Б	X52	2,7	356 (14”)	14,3
Береговой участок от места примыкания Чайво на ОБТК	Смесь газов с ПА-А и ПА-Б	X60 X65	172	508 (20”)	8,0 9,5 11,4
Магистральный газопровод от ОБТК на НКС-2 и с НКС-2 на завод СПГ	Подготовленная смесь газов с ПА-А, ПА-Б и ЛУН-А	X60 X65 X70	624,74	1200 (48”)	17,6 21,1 25,3 31,8



Таблица 4.2. Характеристика наружных покрытий участков газопроводов

Участки газопроводов	Вид наружного покрытия
Райзеры (стояки) морских газопроводов	Трехслойный полипропилен (ПП)
Участки морских газопроводов без бетонного покрытия	Трехслойный полиэтилен (ПЭ)
Участки морских газопроводов с бетонным покрытием	Битумная эмаль
Береговая часть морского газопровода	Трехслойный полиэтилен (ПЭ)
Сухопутный участок газопровода	Наплавленная эпоксидная смола

Технические характеристики труб магистрального нефтепровода приведены в таблице 4.3.

Коррозионная стойкость трубопровода отвечает требованиям NACE MR-0175. Для защиты наружной поверхности нефтепровода от коррозии применяются покрытия, стойкие в среде, в которой они проложены. На трубопроводах использовано несколько видов покрытий для отдельных секций, которые перечислены в таблице 4.4.

Таблица 1.1 Технические характеристики труб нефтепровода

Секция трубопровода	Среда в трубопроводе	Марка API 5L	Длина км	Наружный диаметр мм (дюймы)	Толщина стенки мм
от ОБТК до ТОНЭ	Нефть	X60; X65	622,99	610 (24 дюйма)	11,4; 13,7

Таблица 4.4 Покрытия трубопроводов

Трубопровод	Покрытие
Стояки морского трубопровода	Трехслойный полипропилен (ПП)
Морской трубопровод (там, где не покрыт бетоном)	Трехслойный полиэтилен (ПЭ)
Морской (трубопровод с бетонным покрытием)	Битумная эмаль
Береговой нефтепровод	Трехслойный ПЭ
Магистральные трубопроводы	Наплавленная эпоксидная смола



5. ТЕХНОЛОГИЯ СВАРКИ ТРУБОПРОВОДОВ

При производстве сварочно-монтажных работ на проекте «Сахалин-2» применялись такие способы сварки, как ручная дуговая сварка, так и полуавтоматическая и автоматическая сварка.

Рассмотрим сварку труб на трассе с применением ручной дуговой сварки и полуавтоматической сварки корневого слоя шва в среде защитных газов.

5.1 Сборка и сварка труб на трассе ручной дуговой сваркой

Сборочно-сварочные работы выполняются в соответствии с требованиями:

- СНиП ЙЙЙ-42-80 «Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы»;

- ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка»;

- API 1104 «Сварка на трубопроводах и сопутствующих сооружениях»

- 1000-S-90-38-S-6021-00 «Сварка береговых магистральных трубопроводов».

Сборке и сварке труб предшествует комплекс организационно-технических мероприятий и подготовительных работ:

- назначение лиц, ответственных за качественное и безопасное ведение работ (прораб, мастер, работник ПИЛ);

- расчистка и планировка полосы отвода и устройство вдоль трассового проезда;

- восстановление и закрепление на местности проектной оси трубопровода;

- вывозка и укладка вдоль трассы секций труб;

- инструктаж членов бригады по технике безопасности;

- размещение в зоне производства работ необходимых машин, механизмов, оборудования и инвентаря;

- получение производственно-технической документации и ознакомление членов бригады с применяемой технологией сварочно-монтажных работ;

- проверка и испытание грузозахватных приспособлений;

- установка в зоне производства работ вагончика для хранения сварочных материалов, инструмента, инвентаря и отдыха рабочих.

Необходимое количество электродов (в расчете на одну смену) должно быть просушено.

Монтажные бригады должны быть обеспечены в установленном порядке технологическими картами сварки, выбор и применение сварочных материалов, допуски при сборке, технология и режимы сварки, сортамента труб, прочностных свойств металла, вида сварного соединения и т.д.

Сборка труб (секций труб, захлестов) производится на центраторах.

Сварочно-монтажные работы допускается выполнять при температуре не ниже 10?С.

При силе ветра более 10 м/с и выпадении осадков применяют инвентарные укрытия.

Разрешается применять технологии сварки только те, которые:

- зафиксированы в технологической карте;

- аттестованы в установленном порядке.

Для обеспечения заданного темпа, ритмичного и качественного выполнения работ, сварку труб выполняют поточно-расчлененным методом.

В составе комплексной бригады, основой которой является организация сварки комбинированным способом, выделяются следующие бригады и звенья:

- подготовительное звено;

- головное звено;

- завершающее звено;

- ремонтное звено.

Подготовительное звено выполняет работы по:

- раскладке звеньев труб вдоль трассы;

- очистке полости труб;

- отбраковке труб с вмятинами, забитыми фасками;

- восстановление забракованных труб (правка вмятин, обрезка концов, подготовка фасок).

Головное звено выполняет следующие работы:

- зачищает кромки труб под сборку и сварку;

- перемещает очередную трубу к стыку и устанавливает её на центратор;

- производит центровку стыка;

- выполняет сварку корневого слоя шва;

- осуществляет зачистку и вышлифовывание неровного рельефа наружной поверхности корневого слоя шва;

- высвобождает и перемещает центратор;

- подвозит технологическое оборудование для начала цикла сборки и сварки следующего стыка.

Завершающее звено выполняет следующие операции:

- производит сварку заполняющего и облицовочного слоя шва;

- производит зачистку каждого слоя шва, а после сварки облицовочного слоя дополнительно зачищает околошовные зоны от брызг;

- осмотр и клеймение стыка.

Ремонтное звено выполняет ремонт сварных стыков после завершения сварки на основании результатов неразрушающего контроля.

Для поддержания бесперебойной работы укрупненной комплексной бригады необходимо:

- подготовить и своевременно выполнить весь комплекс подготовительных работ, предшествующих движению линейного потока (расчистка и планировка полосы отвода, вдоль трассовый проезд, вывозка и укладка вдоль оси труб на лежки, разбивка оси и углов поворота);

- подготовить и наладить четкое, ритмичное обслуживание и жизнеобеспечение членов бригады (питание, обогрев, отдых);

- подготовить и обеспечить членов бригады спецодеждой, средствами индивидуальной защиты;

- подготовить высокопроизводительное и маневренное строительное технологическое оборудование (т/укладчики, бульдозеры, самоходные установки для сварочных агрегатов), а также предусмотреть резерв основных машин и механизмов.

Перед сборкой и сваркой труб необходимо:

- очистить внутреннюю полость труб от грязи и посторонних предметов;

- провести визуальный осмотр поверхности труб и при обнаружении дефектов выполнить необходимый ремонт.

Царапины, риски и задиры глубиной свыше 0,2 мм, но не более 5% от толщины стенки труб устраняют шлифованием, при этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска.

Вмятины на концах труб глубиной до 3,5% от диаметра труб исправляют безударными разжимными устройствами .

Трубы с царапинами, рисками, задирами глубиной более 5% от толщины стенки, вмятинами глубиной свыше 3,5% от диаметра труб или с забоинами и задирами фасок глубиной более 5 мм, ремонту не подлежат.

Кромки труб и прилегающие к ним поверхности (внутреннюю и наружную), необходимо зачистить электрошлифовальной машинкой на ширину не менее 10 мм, до металлического блеска. Подготовленную к центровке и сборке секцию перемещают трубоукладчиком и пристыковывают к нитке трубопровода с зазором. Величина зазоров стыков при сборке приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Величина зазоров стыков при сборке

Способ сварки	Диаметр электрода, мм	Величина зазора при толщине стенки, мм
Ручная дуговая сварка электродами с основным видом покрытия	3,0 - 3,25	2,0 - 4,0

Смещение кромок электросварных труб не должно превышать 20% нормативной толщины стенки, но не более 2 мм. Измерение величины смещения кромок допускается проводить по наружным поверхностям труб сварочным шаблоном.

Непосредственно перед сваркой необходимо произвести просушку кольцевыми нагревателями торцов труб и прилегающих к ним участков шириной не менее 150 мм.

Просушка торцов труб нагревом до температуры 20 - 50 ?С обязательна: при наличии влаги на трубах независимо от способа сварки и прочности основного металла.

После окончания сушки (подогрева) стыка производится сварка первого (корневого) слоя шва электродами, указанными в таблице 5.2.

Таблица 5.2 Марка электродов применяемых для сварки

Электроды	Свариваемые трубы
Назначение	Марка	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Температура и время прокалки электродов Град.С/час.
Для сварки и ремонта корневого слоя шва	LB-52U	3,2	8,0 - 31,8 мм.	250-300/1,0
Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва	FOX EV65	3,2 - 4,0	8,0 - 31,8 мм.	250-300/1,0

Процесс сварки для каждой комбинации диаметра и толщины стенки трубы должен происходить в соответствии с аттестованными техническими условиями, как необходимо для каждого ее применения в полевых условиях. Особое внимание следует обращать на соблюдение параметров сварочного процесса. Существенные важные переменные параметры и другие требования, определенные в стандарте A.P.I. 1104 должны проверяться с частотой, предусмотренной Планом Инспекций и Испытаний (ITP).

Дуга должна зажигаться только в области расплавляемых поверхностей соединения. Случайные брызги металла должны быть удалены в соответствии с требованиями документа Сварные соединения магистрального трубопровода - процедура ремонта.

Зачистка сварных швов посредством абразивных кругов или металлических щеток должна производиться при помощи механизированного ручного инструмента.

Минимальное допустимое расстояние между кольцевыми сварными швами равно номинальному диаметру (ND) или 500 мм в зависимости от того, какая из этих величин больше. Минимальная длина коротких отрезков трубы должна быть не менее ND или 1000 мм. На протяжении любых 10 метров трубопровода не должно быть более трех кольцевых сварных швов.

Рекомендуемые значения сварочного тока приведены в таблице 5.3. Ток постоянный, полярность обратная.

Таблица 5.3 Рекомендуемые значения сварочного тока

Диаметр электродов, мм	Сварочный ток (А) в зависимости от пространственного положения шва
	Нижнее	вертикальное	Потолочное
3,2 4,0	90 - 130 140- 180	80 - 120 110 - 170	90 - 110 150 - 180

После завершения сварки корневого слоя шва необходимо с помощью шлифовальной машинки тщательно очистить его от шлака.

Сварочно-монтажные работы следует производить с использованием инвентарных опор.

Сварку заполняющих и облицовочного слоев шва следует выполнять электродами, указанными в таблице 9.

Минимально допустимое число слоев шва при ручной дуговой сварке трубы с толщиной стенки 10 мм - 2, свыше 10 мм. - 3, толщиной стенки 19,1 мм - 11 (3 облицовочных), 31,8 мм. - 15 (4 облицовочных) слоя.

Незаконченные (прерванные) швы должны иметь как минимум три наложенных прохода, или должны быть заполнены на 2/3 (в зависимости от того, что больше) перед тем, как им можно будет позволить остыть до температуры окружающего воздуха. Незаконченные и законченные швы следует полностью обернуть водонепроницаемым жаростойким (изолирующим) одеялом, чтобы уменьшить скорость охлаждения шва. Перед возобновлением сварки на прерванном шве, он должен быть нагрет до минимальной температуры предварительного нагрева.

Облицовочный шов обычно оставляется так, как он выполнен, за исключением очистки механизированной щеткой, после того как шов остыл до температуры окружающего воздуха, чтобы удалить флюс или поверхностное окисление, образующееся во время процесса сварки. Следует также произвести очистку примыкающих к шву поверхностей, включая удаление брызг металла вручную при помощи напильника. Места начала/окончания швов могут быть осторожно заглажены путем зачистки с тем, чтобы получить ровный и гладкий профиль; не следует производить какую-либо абразивную зачистку поверхности трубы.

Сварные соединения разрешается оставлять незаконченными только на одни сутки после окончания рабочего дня или при остановке работ, если число выполненных слоев шва соответствует таблице 5.4, стык должен быть вырезан и заварен вновь.



Таблица 5.4 Число выполненных слоев шва, при котором стык может быть не закончен

Толщина стенки трубы, мм	Необходимое число слоев при сварке корневого слоя шва электродами с основным видом покрытия
До 10 включ.	Стык заваривается полностью

Заполняющие слои шва должны обеспечить надежное сплавление отдельных слоев шва между собой и проплавление кромок свариваемых труб. После каждого слоя шва обязательно выполнить очистку поверхности шва от шлака. Облицовочный слой должен иметь плавное очертание и сопряжение с поверхностью трубы, без подрезов и других видимых дефектов. Сварной шов облицовочного слоя должен перекрывать основной металл в каждую сторону от шва на 1,5 - 2,5 мм и иметь усиление высотой 1 - 3 мм.

Все швы должны быть идентифицированы путем маркировки на примыкающей поверхности трубы.

5.2 Сборка и полуавтоматическая сварка корневого слоя шва в среде защитных газов

Сборочно-сварочные работы выполняются в соответствии с требованиями:

- СНиП ЙЙЙ-42-80 «Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы»;

- ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка»;

- API 1104 «Сварка на трубопроводах и сопутствующих сооружениях»

- 1000-S-90-38-S-6021-00 «Сварка береговых магистральных трубопроводов»;

- WPS 10 «Процедура сварки»;

- WPS 22. Процедура сварки разнотолщинных труб.

В состав рассматриваемых работ входят:

- обработка торцов труб станком для подготовки кромок;

- предварительный подогрев концов труб;

- сборка труб в плеть с помощью внутреннего центратора и полуавтоматическая сварка первого (корневого) слоя шва проволокой сплошного сечения марки “Pipeliner 70S-G” в среде углекислого газа методом STT.

До начала сборочно-сварочных работ необходимо выполнить комплекс подготовительных работ и организационно-технических мероприятий и подготовительных работ:

- расчистку полосы отвода (в зимнее время) от снега;

- планировку полосы отвода и устройство вдольтрассового проезда;

- вывозку труб и раскладку их вдоль трассы на лежки;

- назначить лиц, ответственных за качественное и безопасное производство сварочно-монтажных работ;

- размещение в зоне производства работ необходимых машин, механизмов, оборудования и инвентаря;

- проверку и испытание грузозахватных приспособлений для подъёма и перемещения труб;

- установку в зоне производства работ вагон-домиков для обогрева рабочих, хранения сварочных материалов, инструмента и инвентаря;

- обеспечить рабочих мест бригады средствами первой медицинской помощи, питьевой водой, противопожарным оборудованием;

- провести аттестацию сварщиков и аттестацию применяемой технологии сварки;

- провести инструктаж по охране и безопасности труда с записью в соответствующих журналах.

Все сборочно-сварочные работы проводить под укрытиями (палатками).

Произвести визуальный осмотр торцов и прилегающих к ним поверхностей труб. При этом трубы не должны иметь недопустимых дефектов и отклонений от геометрических параметров, регламентированных ТУ на поставку. На неизолированной поверхности труб не допускаются:

- трещины, плены, рванины, закаты любых размеров;

- царапины, риски, глубиной более 0,2 мм;

- местные перегибы, гофры и недопустимые вмятины;

- расслоения на концах труб.

Допускается выправление вмятин глубиной до 5 мм и ремонт забоин и задиров фасок труб глубиной не более 2 мм одобренными Компанией методами с последующей проверкой магнитопорошковой дефектоскопией. Замер толщины стенки трубы на участках, подвергаемых зачистке, рекомендуется выполнять с помощью ультразвукового толщиномера.

Концы труб с забоинами и задирами фасок глубиной более 2 мм или вмятинами глубиной более 5 мм должны быть вырезаны.

После вырезки участка трубы с недопустимыми дефектами механизированной газовой резкой производится машинная подготовка кромки до гладкого состояния путем снятия слоя металла приблизительно толщиной 0,5 мм. После шлифовки подготовленные кромки труб на расстоянии не менее 100 мм от кромки должны обследоваться визуально и методом магнитопорошковой дефектоскопии, чтобы убедиться в отсутствии дефектов. Если обнаружены более серьезные дефекты, то должна производиться полная повторная подготовка кромки и повторная проверка методом магнитопорошковой дефектоскопии. Восстановление дефектов методом сварки не допускается. При вырезке более чем на 100 мм от первоначальной длины производится контроль подготовленной кромки методом МП и УЗК.

Все сварочные материалы должны быть аттестованы для применения, отвечать требованиям к качеству их изготовления, сварочно-технологическим характеристикам и обеспечивать требуемый уровень прочностных и вязкопластических свойств сварных соединений.

Электроды с основным видом покрытия не требуют прокалки в случае поставки в вакуумной упаковке. При поставке в обычной упаковке (картонные коробки, обтянутые полиэтиленовой пленкой) электроды следует прокалить при температуре +350 град. в течении 2-х часов с последующим размещением в термостатах (термопеналах). Сварочные электроды в вакуумной упаковке применяются без прокалки. Прокаленные электроды должны быть промаркированы.

Проволока сплошного сечения зарубежного производства марки “Pipeliner 70S-G” поставляется в кассетах с рядовой намоткой в двойной упаковке “полиэтилен + картонная коробка“. Проволока должна выдаваться в количестве, необходимом для односменной работы.

В качестве защитного газа применяется 100% углекислый газ. Технические характеристики газа должны соответствовать требованиям, представленным в таблице 5.5.

Таблица 5.5 Технические характеристики газа

Содержание СО2 (не менее)	Влажность газа (не более)	Точка росы
99,5 %	0,0066 %	- 40 °С

Трубы, подлежащие сварке, должны иметь разделку в соответствии ТУ на их поставку и WPS-10. Схема разделки труб приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1: Форма заводской разделки кромок труб

Раскрытие кромок - 70є ± 5є

Непосредственное соединение на трассе разнотолщинных труб одного и того же диаметра допускается при условии, если разность толщин стенок стыкуемых труб не превышает 1,6 мм или 15% толщины (что меньше).

Сварка соединений труб, разнотолщинность (S3/S1) которых превышает пределы, оговоренные выше, осуществляется:

- путем непосредственного соединения специально обработанных свариваемых торцов (при разнотолщинности не более 1,5). Разнотолщинность свариваемых торцов после механической обработки не должна превышать 1,5. На рисунке 5.2 приведен типовой вариант обработки соединяемых стыков труб одинакового диаметра, но с разной толщиной стенки;

- путем вварки между ними катушки промежуточной толщины шириной не менее диаметра трубы (508 мм) или переходных колец, изготовленных в заводских условиях (при разнотолщинности более 1,5).

Рисунок 5.2: Вариант обработки торцов разнотолщинных труб

S1 - толщина тонкостенного элемента;

S2 - толщина свариваемого торца толстостенного элемента;

S3 - толщина стенки толстостенного элемента;

Разнотолщинные трубы следует собирать на наружных центраторах. Контроль разнотолщинных сварных соединений следует осуществлять радиографическим (100%) и ультразвуковым (100%) методами.

Одиночные трубы укладывают на берме траншеи на инвентарные лежки на расстоянии не менее 1,5 м от бровки траншеи. Расстояние от грунта до нижней образующей трубы, размещенной на лежках, должно быть не менее 500 мм. Предварительный подогрев концов труб перед сваркой корневого слоя шва методом STT произвести до температуры не менее 100 град. индукционным подогревателем. Замер температуры осуществлять не менее чем 3-х точках по периметру стыка на расстоянии 10-15 мм от торцов труб.

При сборке стыков труб с одинаковой толщиной стенки смещение кромок труб не должно превышать 15 % нормативной толщины стенки, но не более 1,6 мм. Измерение величины смещения кромок допускается проводить по наружным поверхностям труб шаблоном. Смещение кромок должно быть равномерно распределено по периметру стыка.

При сборке заводские швы (продольные) следует смещать относительно друг друга не менее чем на 100 мм и располагать в верхней половине периметра свариваемых труб.

Подготовленную к центровке и сборке трубу перемещают к нитке трубопровода трубоукладчиком с использование мягкого полотенца и состыковывают с зазором, численное значение которого при сварке определяется по таблице 5.6.

Таблица 5.6 Значение зазора при сварке

Диаметр сварочной проволоки, мм	Величина зазора при толщине стенки, мм
1,14	2,5 - 4,0

Процесс сборки включает в себя следующие операции:

- очистка внутренней полости труб от попавших внутрь грунта, снега и т.п. загрязнений;

- зачистка до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхность трубы на ширину не менее 25 мм с помощью электрошлифмашинкой с металлической щеткой;

- центровка кромок труб внутренним центратором;

- полуавтоматическая сварка методом STT.

После окончания центровки выполняется полуавтоматическая сварка первого корневого слоя шва проволокой сплошного сечения марки “Pipeliner 70S-G” диаметром 1,14 мм. Полуавтоматическая сварка осуществляется при использовании специализированного комплекта оборудования для сварки методом STT, выпускаемый фирмой “Lincoln Electric“. Процесс сварки методом STT производится на постоянном токе обратной полярности (DC+). Направление сварки - “на спуск“.

Рекомендуемые параметры режима полуавтоматической сварки методом STT представлены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 Рекомендуемые параметры режима полуавтоматической сварки

Пространс. положение сварки	Наиме нование слоя	Тип тока и полярность	Скорость подачи проволоки, дюйм/мин (см/мин)	Напря жение на дуге, В	Свароч ный ток , А	Скорость сварки, см/мин	Расход газа, л/мин	Подво димая теплота, кдж/см
для 0-1	Корне вой	DC+	95 - 115 (229 - 292)	17-21	90-115	11-14	14-19	8-10
для 1-5			120 - 150 (305 - 381)	14-19	130-165	19-24		6-8
для 5-6			120 - 150 (305 - 381)	14-18	145-185	14-19		8-10

Угол наклона горелки - 30-45 (0-1 час), 25-40 (1-5часов), 0-15 (5-6 часов).

Пиковый ток - 400-420 А. Базовый ток - 45-55 А.

Перед началом сварки необходимо установить:

- скорость подачи проволоки на механизме подачи сварочной проволоки, учитывая, что регулятор скорости подачи проволоки отградуирован в американских единицах измерения скорости (в дюймах в минуту);

- значения пикового тока и базового тока на источнике питания;

- расход газа на редукторе газового баллона, специально предназначенные для сварки методом STT редукторы не имеют расходомера, так как предварительно настроены на необходимый расход газа на заводе-изготовителе.

Сварка осуществляется без прихваток. Сварка корневого слоя шва ведется двумя сварщиками. В месте начала выполнения корневого слоя шва вторым сварщиком (положение 0 час) необходимо полностью вышлифовать первые 1-2 см шва, выполненные первым сварщиком и далее зачистить шлифкругом до минимально возможной величины верхнюю часть шва на длине не менее 2 см.

В месте выполнения «замка» вторым сварщиком (стыковка в положении около 6 час. корневого слоя шва, выполняемого с разных сторон. трубы) следует отшлифовать до минимально возможной толщины участка стороны корневого слоя шва на длине не менее 2 см, выполненный первым сварщиком.

Освобождать жимки внутреннего центратора разрешается после завершения сварки корневого слоя шва.

Интервал времени между окончанием сварки корня шва и началом сварки первого заполняющего слоя не более - 6,5 мин. В случае превышения указанного интервала времени осуществить подогрев стыка до температуры +100-150 град.

Перед выполнением первого заполняющего слоя шва электродами с основным видом покрытия необходимо зачистить шлифкругом корневой слой шва снаружи трубы.

Дальнейший процесс сварки выполняется по технологии описанной в п. 5.1.

Состав бригады для выполнения полуавтоматической сварки корневого слоя и ручной дуговой сварки заполняющих и облицовочного слоев на трассе представлен в таблице 5.8.

Таблица 5.8 Состав бригады для выполнения сварки

Наименование профессии	Разряд	Количество, чел.; при толщине стенки трубы, мм
		8,0	9,5	11,4
Звено по подготовке кромок труб
Машинист трубоукладчика	6	2	2	2
Оператор машины для обработки кромок	5	2	2	2
Помощник оператора	5	2	2	2
Звено для полуавтоматической сварки корневого слоя шва труб методом “STT”
Машинист трубоукладчика	6	1	1	1
Машинист бульдозера	6	2*	2*	2*
Машинист трактора	6	1	1	1
Машинист сварочного агрегата	5	2	2	2
Электросварщик полуавтоматической сварки	6	2	2	2
Монтажник наружных трубопроводов	6	1	1	1
	4	1	1	1
	3	1	1	1
	2	1	1	1
Звено для дуговой сварки заполняющих и облицовочного слоев шва
Машинист сварочного агрегата	5разряд	1	1	1
Электросварщик ручной сварки	6разряд	4	4	6
Итого:	23	23	25

Схема производства работ по сборке и сварке труб в нитку на трассе представлена в приложении 2.



6. АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ НА УЧАСТКАХ ПЕРЕСЕЧЕНИЯ С ТЕКТАНИЧЕСКИМИ РАЗЛОМАМИ, АВТОМОБИЛНЫМИ ДОРОГАМИ И ВОДНЫМИ ПРИГРАДАМИ

6.1 Пересечение трассы трубопроводов с тектоническими разломами

Маршрут трассы наземного трубопровода проекта «Сахалин-2» пересекает 21 тектонический разлом. Тектонические разломы являются участками повышенной опасности, образовавшимися в результате смещения земной коры в ходе произошедших землетрясений. Карта пересечения тектонических разломов трубопроводами представлена на рисунке 2.1 (Приложение 1). Для того, чтобы обеспечить максимальную надежность трубопровода на этих участках, к работе были привлечены ведущие иностранные и российские специалисты. На основе созданных учеными математических моделей были выбраны оптимальные варианты пересечения трубопроводом всех участков. Каждый такой переход уникален по сложности и инженерным решениям, которые проработаны самым тщательным образом.

При проектировании были рассмотрены варианты решений относительно наземной прокладки трубопроводов, также были проанализированы, с учетом стремления по возможности избегать таковых, с тем, чтобы выполнить общие требования к проекту, а именно подземную прокладку трубопроводов.

Были проведены необходимые испытания на соответствие техническим условиям для концепции подземной прокладки трубопроводов на участках переходов через тектонические разломы. Грунт и/или пенопласт и другие материалы, которые окружают трубу, прошли аттестацию, включая проверку их механических характеристик и износостойкость.

При проектировании пересечений трубопроводов с разломами использовалась современная практика устройства переходов путем укладки трубопровода по проектным отметкам в траншею с пологими откосами и рыхлым грунтом обратной засыпки материалами, обеспечивающими трубопроводу возможность перемещаться в траншее пересекающей разлом при внезапных подвижках грунта. Специальный анализ и лабораторные испытания проводились с тем, чтобы учесть возможное промерзание грунта.

Концепции специальных траншей основаны на принципе, что в случае землетрясения трубопровод сможет двигаться и, не повреждаясь, приспосабливаться к смещению разлома. Это означает, что во время движения разлома трубопровод должен быть в состоянии поглотить эти смещения, перемещаясь без образования чрезмерных деформаций, и, следовательно, не подвергая опасности структурную целостность трубы. Для того, чтобы достичь этого, материал обратной засыпки вокруг трубы, в траншее, должен легко сжиматься и таким образом уменьшать фрикционное взаимодействие вокруг трубы.

Чтобы утверждать, что поведение трубопровода соответствует результатам анализа напряженного состояния, специальная траншея не должна замерзать, так как обледенение приводит к изменению механических свойств материала обратной засыпки. Кроме того, циклическое замерзание и оттаивание могут привести к нежелательным деформациям трубы или образованию местных напряжений. Для предотвращения замерзания внутри траншеи необходимо контролировать два важных фактора:

- Отсутствие воды.

- Тепловое равновесие.

Первый фактор контролируется путем строительства сухих траншей; второй путем установки изоляционных плит поверх трубопроводов и внутри траншеи. Цель специальных траншей - обеспечить безопасность трубопровода в случае расчетного землетрясения.

Предусмотрены следующие основные технические решения:

- Для освобождения в поперечном направлении, трубопровод уложен в специальные водонепроницаемые траншеи с пологими откосами, наполненные безусадочным, легко перемещаемым наполнителем, защищенным от промерзания теплоизоляцией. Сверху слой защищается грунтом или песком. В качестве лёгкого заполнителя используется керамзит. Траншеи имеют 2-х уровневую систему внутреннего водоотвода.

- Откосы траншеи устланы технической тканью (геотекстилем) для предотвращения попадания естественного грунта и камней в траншею.

- Для предотвращения попадания атмосферных осадков в лёгкий наполнитель, которые могут изменить его свойства, керамзит заключен в оболочку из водонепроницаемого материала. В этих целях перед отсыпкой песчаной подушки водонепроницаемый материал уложен на дно и откосы траншеи, края которого после засыпки лёгкого наполнителя взаимно перекрыты с нахлёстом 1м и закреплены оцинкованными анкерами, тем самым, образуя водонепроницаемую оболочку, после чего сверху траншею засыпают щебнем.

- Для минимизации глубины промерзания грунта и керамзита в зимний период над траншеей предусмотрена укладка теплоизолирующего материала. В качестве теплоизоляционного материала применены изолирующие плиты из полистирола.

Для отключения участков трубопроводов в местах пересечения трассы с тектоническими разломами, установлены узлы запорной арматуры. При этом запорная арматура установлена по обе стороны разлома или группы разломов.

6.2 Пересечение трассы трубопроводов с водными преградами

При проектировании пересечений трассы трубопроводов с водными преградами были рассмотрены возможности применения следующих технологий устройства переходов через реки:

- Надземная прокладка (с помощью мостов-трубопроводов);

- Горизонтально-направленное бурение (ГНБ);

- Открытый мокрый метод строительства перехода (подводная прокладка в траншее, прорываемой без отвода реки);

- Открытый сухой метод строительства перехода (прокладка в траншее, прорываемой через сухое русло).

Подробное описание данных методов строительства переходов через реки приводится ниже.

Надземная прокладка (т.е. с помощью мостов-трубопроводов)

Преимущества надземной прокладки заключаются в том, что при этом нарушение дна и берегов водотока является минимальным и, кроме того, строительство такого перехода не мешает ходу рыбы. Другим - косвенным, но тем не менее существенным аргументом в его пользу является возможность гораздо более раннего, чем в случае подземного трубопровода, выявления случайной течи. Наилучшая мировая практика показывает, что надземная прокладка трубопроводов через реки, каналы и ручьи применяется очень редко и только в тех конкретных случаях, когда подземная прокладка является нецелесообразной. В качестве примера можно привести прокладку через очень узкий глубокий канал (глубиной более 30 м и шириной менее 30 м) с высокой вероятностью размывания дна на очень большую глубину (например, существующие в пустыне водосборные бассейны эпизодического паводка, вызываемого проливными дождями). Однако на Сахалине наличие широких пойм и меандров требует устройства мостов длиной несколько километров с опорами, которые, вероятно, иногда придется устанавливать прямо в русле реки. Сложность строительства, по всей вероятности, приведет к увеличению продолжительности отрицательного экологического воздействия, а также, из-за появления дополнительных препятствий в русле, вызовет увеличение риска размыва по сравнению со строительством подземных переходов.

Другие негативные факторы, по которым надземная прокладка не является подходящим вариантом, перечислены ниже:

Колебания температуры окружающей среды (день - ночь, лето - зима, з...