Разработка технологии проведения работ по сооружению перехода магистрального газопровода через малые водные преграды
Изучение малых водных преград и их влияния на процесс строительства. Анализ вариантов перехода газопровода через реки, озера и другие водные преграды. Разработка технологии, которая позволит минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 23.12.2023 |
| Размер файла | 2,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
3.3 Выбор необходимого оборудования и материалов
Для успешной реализации такого проекта необходимо правильно выбрать оборудование и материалы, учитывая особенности местности и условия строительства.
Одним из ключевых аспектов при выборе оборудования является его способность справиться с вызовами, связанными с преодолением водных преград. В данном случае, требуется обеспечить надежность и безопасность газопровода, а также минимизировать воздействие на окружающую среду.
Для преодоления малых водных преград применяются различные технические решения, включая прокладку газопровода под дном реки или озера, использование подводных трубопроводов или применение специальных мостовых конструкций.
При выборе материалов для строительства газопровода необходимо учитывать их прочность, коррозионную стойкость и возможность работы в условиях водной среды. Одним из наиболее распространенных материалов для магистральных газопроводов является сталь, так как она обладает высокой прочностью и стойкостью к коррозии. Также применяются полиэтилен, стеклопластик и другие материалы, в зависимости от конкретных требований проекта.
Важно отметить, что выбор оборудования и материалов должен соответствовать требованиям нормативных документов и стандартов, а также учитывать экологические аспекты и потребности местных сообществ.
В свете растущего спроса на энергию и необходимости диверсификации источников энергоснабжения, строительство магистральных газопроводов через малые водные преграды становится все более актуальным. Правильный выбор оборудования и материалов является неотъемлемой частью успешной реализации таких проектов, обеспечивая надежность, безопасность и эффективность работы газопровода.
Для строительства перехода газопроводов через малые водные преграды требуется определенное оборудование. Основные необходимые компоненты и оборудование:
1. Буровая установка.
2. Плавучие платформы.
3. Специальные трубы и соединительные элементы.
4. Подводные сварочные аппараты.
5. Подводные роботы и оборудование для инспекции.
6. Защитные конструкции.
Буровая установка необходима для прокола подводной части водного преграды. Буровая установка обеспечивает прокол траншеи под водой, что позволяет проложить газопровод.
Плавучие платформы используются для обеспечения рабочей площадки над водной поверхностью. Плавучие платформы позволяют строителям работать над установкой и монтажом газопровода.
Специальные трубы и соединительные элементы используются для соединения участков газопровода. Это может включать в себя сварку или использование специальных соединительных элементов, которые обеспечивают надежное соединение.
Подводные сварочные аппараты необходимы для сварки газопровода под водой. Эти аппараты обеспечивают качественное соединение между участками газопровода.
Подводные роботы и оборудование для инспекции производятся для осмотра и проверки качества соединений и участков газопровода под водой. Подводные роботы оснащены камерами и другими инструментами, чтобы обеспечить надежную проверку.
Некоторые малые водные преграды могут требовать дополнительных защитных конструкций для обеспечения безопасности газопровода. Это может включать в себя использование каркасов, оболочек или других устройств для защиты газопровода от возможных повреждений.
При выполнении погрузочно-разгрузочных работ применяются современные технические средства, такие как пневмоколесный кран КС-4574А (Рисунок 8) и трубоукладчики ТР12.22.01, которые оснащены сертифицированными и испытанными грузоподъемными приспособлениями. Для перевозки материалов используются различные транспортные средства, включая бортовые автомобили, самосвалы, а также специализированный плетевоз ПВ-96 для перевозки труб. Для доставки гусеничной техники к месту назначения применяется трейлер ЧМЗАП-9990. Важно отметить, что строительные бригады обеспечены надежной двусторонней радиосвязью с диспетчерским пунктом, чтобы обеспечить эффективную коммуникацию и координацию работ.
Рисунок 8 - Пневмоколесный кран КС-4574А
Рисунок 9 - Экскаватор Hitachi ZX130-5G
При проведении земляных работ будет задействована высокотехнологичная техника, включая экскаватор Hitachi ZX130-5G (Рисунок 9), инновационную буровую установку Vermeer Navigator D33x44 и мощный бульдозер Т-170. Для эффективной транспортировки грунта выбран надежный и производительный самосвал Камаз-6520.
4. Расчеты и проектирование основных элементов технологии
4.1 Исходные данные для расчета
Для данной выпускной квалификационной работы рассмотрен участок магистрального газопровода, эксплуатация которого производиться подводным переходом МГ409 методом строительства наклонно-направленного бурения.
В таблице 2 приведены основные технические характеристики исследуемого трубопровода.
Таблица 2 - Технические характеристики магистрального газопровода
|
ННаименование параметра |
Обозначение |
Величина |
Ед. изм. |
|
|
Диаметр газопровода |
Dн |
530 |
мм |
|
|
Расчетное рабочее давление |
Р |
5,4 |
МПА |
|
|
Минимальное значение временного сопротивления металла, класс прочности К56 |
Rn1 |
МПА |
||
|
Минимальное значение предела текучести металла трубы, класс прочности К56 |
Rn2 |
МПА |
||
|
Относительное удлинение при разрыве, марка стали 17Г1С, класс прочности К 52 |
5 |
0,2 |
% |
|
|
Коэффициент условий работы трубопровода, по категории В |
m |
0,6 |
||
|
коэффициент надежности по материалу принимаем |
k1 |
1,4 |
||
|
коэффициент надежности по назначению трубопровода, для нефтепровода условным диаметром менее 1000 мм |
k2 |
1,1 |
||
|
Протяженность подводного участка |
L |
100 |
м |
|
|
Ширина реки |
Bм |
40 |
м |
|
|
Максимальная глубина реки |
Hм |
3,2 |
м |
|
|
Марка стали |
13Г1СУ |
|||
|
Временное сопротивление разрыву |
в |
510 |
МПа |
|
|
Предел текучести |
т |
360 |
МПа |
|
|
коэффициент надежности по металлу трубы |
Кн |
1,4 |
||
|
толщина изоляционного покрытия |
и.п. |
2,5 |
мм |
4.2 Расчет параметров для наклонно-направленного бурения
На первом этапе пробуривается пилотная скважина, которая служит направляющей для последующего прохода трубопровода. Диаметр пилотной скважины обычно составляет не более 20 см. Для бурения используется струйная шарошка, которая с помощью гидравлической энергии бурового раствора размывает породы. При пилотном бурении применяются различные системы навигации, позволяющие контролировать траекторию скважины от входа до выхода.
На втором этапе производится расширение скважины до нужного диаметра. Расширение осуществляется двумя способами: вперед и назад. После достижения необходимого диаметра, внутрь скважины протаскивают барабанный расширитель, имеющий такой же диаметр, как и трубопровод. После этого скважина калибруется и очищается от возможных препятствий, которые могут находиться внутри расширенной скважины. Режущие элементы на концах барабанного расширителя позволяют удалить вывалы, которые могут затруднять движение расширителя по скважине.
Определим необходимый диаметр ствола скважины по следующей формуле:
,
,
где - наружный диаметр заизолированного трубопровода.
Третий этап - протаскивание трубопровода. Головная часть протаскивателя подсоединяется к бурильным трубам, проходящим через скважину до буровой установки. Протаскиватель имеет шарнирное соединение, которое позволяет головной части изгибаться, чтобы трубопровод мог пройти внутрь скважины. Кроме того, протаскиватель оснащен режущей головкой спереди, чтобы при столкновении с препятствием внутри расширенной скважины бурильные трубы могли вращаться, а режущая головка могла удалить препятствие и обеспечить проход трубопровода по скважине.
Согласно СП 36.13330.2012 толщину стенки газопровода можно вычислить следующим образом:
,
где - коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, 1,1;
- внутреннее давление в газопроводе;
- наружный диаметр газопровода;
- расчетное сопротивление материала, рассчитываемое по формуле:
,
где - нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается = SB = 510 Мпа;
m - коэффициент условий работы трубопровода, 0,825;
- коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали, 1,4;
- коэффициент надежности по назначению, для трубопровода диаметром 530 мм и внутренним давлением 5,4 Мпа, 1,1;
Рассчитаем расчетное сопротивление материала по формуле:
,
Определим толщину стенки по формуле:
,
Минимальная толщина стенки труб, производимых Ижорским трубным заводом в соответствии с ТУ 14-3-1270-2009, установлена на уровне 7 мм. Это значение остается неизменным после округления.
С целью предотвращения аварийных ситуаций и недопустимых пластических деформаций магистральных газопроводов проведем проверку по следующему ряду условий:
,
,
где - максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;
- кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления;
- нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается = = 360 МПа;
Вычислим продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий:
,
где - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода равен 1000Ду [2];
- коэффициент Пуассона, m=0,3 [2];
- коэффициент линейного расширения металла, ;
- модуль Юнга, 2,06*1011 Па;
Для данного участка расчетный температурный перепад при минимальной температуре зимой равен:
,
Для данного участка расчетный температурный перепад при среднемесячной температуре в июле равен:
,
Определяем кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки внутреннего давления с целью проверки деформации:
,
,
,
,
,
,
Условия выполняются.
Определим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы по следующей формуле:
,
,
Продольные напряжения
,
,
Продольные напряжения для положительного температурного перепада вычислим по формуле:
,
,
,
,
Определим продольные напряжения для отрицательного температурного перепада:
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
Отсюда следует, что условие выполняется. В результате чего можно сделать вывод, что магистральный газопровод устойчив к деформациям.
4.3 Расчет параметров продольного профиля скважины
Для оценки границ и минимальной протяженности участка ННБ, возможных запасов на плановые деформации русла и глубины разведочного бурения, необходимо определить продольный профиль скважины. Построение профиля скважины основано на данных предварительных изысканий и рекогносцировочного обследования участка перехода.
Необходимые для расчета данные представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Исходные данные для расчета параметров продольного профиля скважины
|
ННаименование параметра |
Обозначение |
Величина |
Ед. изм. |
|
|
ширина в границах береговых бровок |
B |
55 |
м |
|
|
ширина реки в межень |
BM |
40 |
м |
|
|
максимальная глубина реки в межень |
HM |
3,2 |
м |
|
|
высота берега над меженным уровнем максимального |
h1 |
1,1 |
м |
|
|
высота берега над меженным уровнем минимального |
h2 |
0,9 |
м |
|
|
крутизна (уклон) береговых откосов в урезах воды (при меженном уровне) высокого берега |
m1 |
1,47 |
м |
|
|
крутизна (уклон) береговых откосов в урезах воды (при меженном уровне) низкого берега |
m2 |
1,778 |
м |
Определим основные параметры схематизированного русла.
Вычислим ширину по дну следующим образом:
,
,
По следующей формуле рассчитаем ширину на уровне береговых бровок:
,
,
Превышение берегов над глубоководным участком дна определим по следующим формулам:
,
,
,
,
Продольный профиль скважины представлен двумя наклонными прямолинейными отрезками на входе и выходе из скважины, а также двумя сопряженными с ними криволинейными отрезками и горизонтальной вставкой между ними. Важно отметить, что высота в точках сопряжения прямолинейных и криволинейных отрезков составляет не менее 4 метров от поверхности земли, что позволяет обеспечить эффективную стыковку участка наклонно-направленного бурения с смежными линейными участками перехода.
Радиус криволинейных отрезков принимается равным R = 1400DN. Длина горизонтального отрезка принимается равной Lг = bA, но не менее 30DN.
Уровень земли в точках сопряжения прямолинейных и криволинейных отрезков профиля скважины определяется так, чтобы обеспечить минимальную толщу грунта над сводом скважины не менее 6 метров. В таблицу х сведены параметры продольного профиля (высоты кривых Hk; длины кривых Lk максимальные углы кривых определяют в зависимости от диаметра газопровода Dн, а также высот H1 и H2. В таблице 4 собраны параметры продольного профиля.
Таблица 4 - Параметры продольного профиля скважины
|
ННаименование параметра |
Обозначение |
Величина |
Ед. изм. |
|
|
Высоты берегов |
H1,H2 |
м |
||
|
Высота кривых |
Hk |
м |
||
|
длина кривых |
Lk |
м |
||
|
диаметр газопровода |
Dн |
м |
||
|
Длина продольного профиля |
Lпр |
м |
||
|
Длина газопровода/скважины |
L |
м |
||
|
Максимальные углы кривых |
м |
Исходя из полученных значительных отклонений берегов от глубоководного участка дна, мы применили метод линейной интерполяции для определения параметров продольного профиля скважины. В результате этого анализа были получены следующие значения для высокого берега:
,
Для низкого берега следующий ряд величин:
,
На основании избыточных высот берегов над глубоководным участком дна, мы использовали метод линейной интерполяции, чтобы определить параметры продольного профиля скважины. Для высокого берега, мы учли длину участков и от точек входа и выхода на берегах до горизонтальной вставки, учитывая минимальные значения наклонных прямолинейных отрезков и .
На основе полученных данных общая длина участка ННБ будет составлять:
,
,
Для данной схемы трассировки, значения запасов на плановые деформации русла (отклонение береговых склонов) РА определяются на основе данных, приведенных в таблице 5, на уровне схематического дна
Таблица 5 - Проектные деформации русла на уровне схематизированного дна
|
ППараметр |
Ед. изм. |
Величины |
||||
|
DR |
мм |
530 |
720 |
820 |
1020 |
|
|
РА |
м |
94 |
110 |
117 |
131 |
з представленных выше данных следует, что величины на уровне береговых бровок будут составлять:
,
,
,
,
4.4 Расчет границ разведочного бурения
Для определения границ разведочного бурения используется метод, основанный на привязке к условному горизонту (уровню воды) и предварительному продольному профилю скважины. Границы разведочного бурения назначаются на глубине не менее 7 м ниже предварительного профиля и не менее 13 м от поверхности дна в самом глубоком участке русла. На криволинейных участках профиля граница разведочного бурения повышается относительно своего низкого положения на величину h, которая определяется приближенно по следующей формуле:
,
Значения h при R = 1400 Dn занесены в таблицу 6.
Таблица 6 - Значения h для магистральных газопроводов различного диаметра
|
х |
м |
50 |
100 |
150 |
200 |
250 |
300 |
|
|
Dn |
мм |
1020 |
||||||
|
м |
68 |
93 |
127 |
140 |
322 |
332 |
||
|
Dn |
мм |
820 |
||||||
|
м |
11 |
49 |
81 |
174 |
253 |
287 |
||
|
Dn |
мм |
720 |
||||||
|
м |
21 |
59 |
104 |
159 |
201 |
253 |
||
|
Dn |
мм |
530 |
||||||
|
м |
15 |
76 |
117 |
146 |
197 |
226 |
На границах склонов прямых и изогнутых участков (участки входа и выхода).
,
Необходимо выполнить бурение разведочных скважин на определенных позициях и на глубинах, превышающих уровень воды.
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
4.5 Расчет параметров магистрального газопровода на участке входа в скважину
На границах наклонных прямолинейных и криволинейных участков (участки входа и выхода), необходимо обеспечить условия, при которых трубопровод будет испытывать минимальные напряжения. Это особенно важно при трассировке подходного участка по радиусу окружности. На таком участке, максимальные напряжения в трубопроводе на подходном участке к скважине должны быть сведены к минимуму.
Для этого необходимо учитывать особенности грунта и геометрию трассы, чтобы обеспечить оптимальные условия для безопасного функционирования трубопровода.
При трассировке подходного участка по радиусу окружности необходимо учитывать максимальные напряжения, возникающие в трубопроводе на подходном участке к скважине. Эти напряжения должны соответствовать определенному условию, чтобы обеспечить безопасную работу системы.
Для достижения оптимальных значений напряжений на опорах и выравнивания изгибающих моментов до заданной величины, задаются определенные относительные расстояния до опор. Эти значения оптимизированы и приведены в таблице 7 в виде безразмерных параметров.
Таким образом, при трассировке подходного участка по радиусу окружности, необходимо учитывать оптимальные значения относительных расстояний до опор, которые обеспечат соответствие максимальных напряжений в трубопроводе заданному условию.
Таблица 7 - Значения безразмерных параметров
|
n1 |
n2 |
r0 |
r1 |
r2 |
mn |
m1 |
m2 |
z1 |
z2 |
||
|
-0.507 |
0.75 |
0,192 |
0,436 |
0,371 |
0,0184 |
-0,0312 |
-0,0312 |
0,034 |
0,0324 |
-0,0363 |
Длину изогнутого участка магистрального газопровода определим по следующей формуле:
,
где - момент инерции сечения трубопровода, который вычисляется по формуле:
,
,
- угол входа трубопровода в скважину,
;
- угол наклона спусковой дорожки,
;
- вес единицы длины трубопровода с изоляцией,
;
,
По нижеприведенным формулам вычислим расчетные параметры изгиба магистрального газопровода:
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
Последующим действием вычислим напряжения при изгибе трубопровода:
,
где - осевой момент сопротивления сечения трубопровода, вычисляемый по следующей формуле:
,
,
,
На изогнутом участке поддерживаются напряжения в пределах допустимых значений, что обеспечивается использованием двухопорной роликовой системы.
4.6 Расчет тяговой нагрузки на газопровод
Выталкивающая сила, действующая на трубопровод, изолированный внутри бурового раствора.
,
где - плотность бурового раствора,
;
,
Вес воды (балласт) в единице длины магистрального газопровода:
,
где - плотность бурового раствора,
;
,
Вес единицы длины трубопровода, заполненного водой и находящегося в буровом растворе, вычисляем по формуле:
,
,
Формула для определения силы сопротивления перемещению трубопровода в вязкопластичном буровом растворе на единицу длины:
,
,
Первый расчетный участок профиля, простирающийся на длину L1, представляет собой прямолинейный сегмент, где трубопровод вступает в скважину.
По следующей формуле рассчитаем усилие на прямолинейном участке:
,
где - коэффициент трения при движении трубопровода в скважине,
;
,
Определим параметр F:
,
где - расчетный радиус кривизны для дуговых участков, используемых при сооружении объектов методом ГНБ, определяется по следующей формуле:
,
,
,
Последующим действием определим параметр А:
,
,
Параметр G вычислим по формуле:
,
.
Усилие на криволинейном участке вычислим по следующей формуле:
,
,
Третий расчетный отрезок представляет собой прямолинейный сегмент длиной . Усилие на данном участке составляет:
,
Таким образом, максимальное тяговое усилие для протаскивания рабочего трубопровода составляет 108,55 кН. Для обеспечения максимальных усилий при протаскивании трубопровода в скважину рекомендуется использовать буровую установку с коэффициентом запаса не менее 1,25. В данном случае, для выполнения работ выбрана установка Tracto-Technic Grundodrill 13X/15X, которая обладает усилием протаскивания в 147 кН.
Рассчитаем площадь поперечного сечения магистрального газопровода:
,
,
По нижеизложенной формуле произведем проверку магистрального газопровода на недопустимые пластические деформации:
,
Суммарные напряжения при протаскивании определим по следующей формуле:
,
,
Проверка трубопровода на пластические деформации, которые превышают допустимые значения выполняется.
4.7 Расстановка опор и кранов-трубоукладчиков перед протаскиванием
Высота размещения оси трубопровода над поверхностью земли на опорах определяется с использованием следующей формулы:
,
,
Определение допустимого расстояния между опорами на основе их грузоподъемности осуществляется с использованием следующей формулы:
,
,
Вычислим прогиб магистрального газопровода между опорами:
,
,
Допустимая длина консоли составляет:
,
,
Длина прямолинейного участка трубопровода от точки ввода в скважину до роликовой опоры определяется по формуле
,
.
Определим расстояние от опоры до точки максимального подъема трубопровода на трубоукладчике по нижепредставленной формуле:
,
,
Максимальная высота подъема трубопровода на заданном протяжении вычисляем по следующей формуле:
,
,
Заключение
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы была разработана технология проведения работ по сооружению перехода магистрального газопровода через малые водные преграды. Эта технология представляет собой комплекс мероприятий, направленных на обеспечение безопасности и эффективности строительства таких переходов.
В процессе исследования были изучены различные методы и технические решения, применяемые при строительстве газопроводов через водные преграды.
Были проанализированы особенности территории, гидрологические условия, грунтовые характеристики и другие факторы, которые могут влиять на выбор оптимального метода строительства.
На основе проведенного анализа была разработана технология, которая включает в себя следующие этапы: предварительное проектирование, подготовительные работы, монтаж конструкций перехода, испытания и ввод в эксплуатацию.
Каждый этап предусматривает строгое соблюдение технических норм и правил, а также контроль качества работ.
Разработанная технология имеет ряд преимуществ. Во-первых, она позволяет минимизировать воздействие на окружающую природную среду, так как предусматривает использование специальных экологически чистых материалов и методов строительства.
Во-вторых, она обеспечивает высокую надежность и долговечность перехода, что является ключевым фактором для безопасности эксплуатации газопровода.
Таким образом, разработанная технология проведения работ по сооружению перехода магистрального газопровода через малые водные преграды является эффективным инструментом для строительства подобных объектов.
Она позволяет снизить риски и обеспечить качественное выполнение работ, что в свою очередь способствует развитию газовой инфраструктуры и обеспечению энергетической безопасности.
Список использованных источников
1. Велиюлин И.И., Александров В.А., Гуслиц В.М., Филатов А.А., Усманов Р.Р. Обеспечение надежности функционирования газопроводов, продолженных через малые водные преграды // Территория Нефтегаз. 2018. №4. С. 68-72.
2. Велиюлин И.И., Александров В.А., Поляков В.А., Александров Д.В. Оценка технического состояния подводного перехода при изменениях проектного положения руслового участка трубопровода // Территория Нефтегаз. 2018. №1-2. С. 40-43.
3. Ходзинская Анна Геннадиевна, Зоммер Виктор Леонидович Гидравлические исследования донных регуляционных устройств // Вестник МГСУ. 2019. №4 (127). С. 464-472.
4. Велиюлин И.И., Хасанов Р.Р. Влияние разных типов изоляционных покрытий на устойчивость газопроводов к стресс-коррозионным процессам // Территория Нефтегаз. 2019. №1-2. С. 52-56.
5. Ряховских И.В., Богданов Р.И., Кашковский Р.В., Подольская В.В., Сахон А.В., Игошин Р.В. Повышение эффективности противокоррозионной защиты поврежденных участков магистральных газопроводов с использованием ингибированных систем изоляционных покрытий // Вести газовой науки. 2019. №3 (40). С. 118-126.
6. Полевые магистральные трубопроводы /руководство по эксплуатации. - М.:Воениздат, 1982. ? 224 с.
7. Кузнецов А.И., Щипакин А.А. Методические рекомендации по определению оптимальной потребности в автомобилях и автокранах при расчете сил и средств на развертывание полевого магистрального трубопровода Ульяновск: УфВАТТ, 2001. ? 71 с.
8. Кузнецов А.И., Елькин А.В. Сборник рисунков и схем по дисциплине «Полевые трубопроводы» -- Учебное пособие. -- Ульяновск: УфВАТТ, 1999. -- 66 с.
9. Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Нефтегазовый комплекс России: состояние, проекты, международное сотрудничество. - Новосибирск, 2011
10. Косолапов А. Ф., Елькин А. В., Прохоров А. А. Сборно-разборные трубопроводы из современных композитных материалов // Молодой ученый. -- 2014. -- №9. -- С. 168-172.
11. Устройство оборудования полевых магистральных трубопроводов (учебное пособие). Ульяновск: УВВТУ,1998
12. СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия / Госстрой России. - М: ГУП ЦПП, 2003. - 44с. 12. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М: ГУП ЦПП, 2001. - 60с.
13. ВСН 51-3-85. Проектирование промысловых стальных трубопроводов. -М. Мингазпром СССР, 1985 - 40с.
14. СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М: ГУП ЦПП, 2001. - 75с.
15. СТП-001-05. Нормы и правила проектирования, строительства и эксплуатации металлических сборно-разборных трубопроводов.
16. ТУ 14-3-1128-2000. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные для газопроводов газлифтных систем и обустройства газовых месторождений. Технические условия.
17. СНиП 3.04.03-85 «Защита строительных конструкций от коррозии»
18. ГОСТ 23118-99 «Конструкции стальные строительные. Общие технические условия»
19. СНиП 11-01-95 Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений
20. СП 11-101-2003 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений»
21. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», утверждёнными Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ (№ ВК 477 от 21.06.1999 г.)
22. ГОСТ 12. 0. 003 - 74.ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
23. ГОСТ 12. 1. 003 - 83 (1999) ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.
24. ГОСТ 12. 1. 012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.
25. ГОСТ 12. 1.004 - 91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования (01. 07. 92).
26. ГОСТ 12. 1. 007 - 76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности (с изм. 1990г.).
27. ГОСТ 12. 1. 038-82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Исследование главных вопросов комплексной механизации строительства участка газопровода. Выбор и обоснование используемых строительных, транспортных машин и оборудования, расчет их производительности. Разработка технологических схем проведения работ.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 29.07.2013Состав и назначение объектов магистрального газопровода, устройство подводного перехода. Классификация дефектов и ремонта линейной части газопроводов. Виды работ при ремонте газопровода с заменой труб. Определение объема земляных работ и подбор техники.
курсовая работа [218,1 K], добавлен 11.03.2015Основные этапы проектирования газопровода Уренгой-Н. Вартовск: выбор трассы магистрального газопровода; определение необходимого количества газоперекачивающих агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения и пылеуловителей. Расчет режимов работы газопровода.
курсовая работа [85,1 K], добавлен 20.05.2013Обоснование целесообразности проведения расчета максимально возможной производительности магистрального газопровода. Проверка прочности, гидравлический расчет трубопровода, определение числа насосных станций. Расчет перехода насоса с воды на нефть.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.02.2021Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.
дипломная работа [109,9 K], добавлен 02.09.2010Расчет производительности магистрального газопровода в июле. Определение физических свойств на входе нагнетателя. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода. Оценка мощности газоперекачивающего агрегата.
курсовая работа [807,7 K], добавлен 16.09.2017Сведения о деятельности ОАО "Томскнефть" ВНК. Трубопроводная система транспортировки нефти. Анализ аварийности. Предотвращение аварийных разливов нефти. Расчет затрат на строительство защитного кожуха. Профессиональная и экологическая безопасность.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 07.10.2016Инженерные решения по обеспечению надежности эксплуатируемых подводных переходов. Методы прокладки подводных переходов трубопроводов. Определение устойчивости против всплытия трубопровода с учетом гидродинамического воздействия потока воды на трубу.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 24.01.2013Определение оптимальных параметров магистрального газопровода: выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей; расчет количества компрессорных станций, их расстановка по трассе, режим работы; гидравлический и тепловой расчет линейных участков.
курсовая работа [398,9 K], добавлен 27.06.2013Географическое положение, климатическая характеристика трассы газопровода Владивосток-Далянь. Расчет толщины стенки трубопровода, проверка ее на прочность, герметичность и деформацию. Проведение земляных и сварочно-монтажных работ в обычных условиях.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 16.03.2015Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода. Расчет свойств перекачиваемого газа. Определение расстояния между компрессорными станциями и их оптимального числа. Уточненный тепловой, гидравлический расчет участка газопровода между станциями.
контрольная работа [88,8 K], добавлен 12.12.2012Определение выталкивающей силы воды на единицу длины газопровода. Расчет коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода. Нагрузка от упругого отпора газопровода при свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости.
контрольная работа [36,3 K], добавлен 01.02.2015Основные понятия и способы сварки трубопроводов. Выбор стали для газопровода. Подготовка кромок труб под сварку. Выбор сварочного материала. Требования к сборке труб. Квалификационные испытания сварщиков. Технология и техника ручной дуговой сварки.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 25.01.2015Разработка технологии изготовления фланцевого соединения труб системы газопровода. Выбор конструкции фланца в зависимости от рабочих параметров и физико-химических свойств газа. Описание детали, эскиз заготовки; маршрутная технология изготовления фланца.
курсовая работа [723,9 K], добавлен 30.04.2015Характеристика трассы газопровода - п. Урдом Архангельской области. Описание проектируемой системы газоснабжения района. Гидравлический расчет газопровода. Автоматизация шкафного регуляторного пункта. Монтаж газопровода, его испытание после прокладки.
дипломная работа [893,3 K], добавлен 10.04.2017Диагностика магистральных газопроводов. Подготовительный этап проведения ремонта. Расчет толщины стенки трубопровода. Основные этапы ремонтных работ: земляные, очистные и изоляционно-укладочные, огневые работы. Контроль качества выполненных работ.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.05.2014Систематизация причин образования твердых и жидких накоплений в полости действующего газопровода. Способы очистки полости действующего газопровода. Устройства для отвода жидкости из полости газопровода. Устройства стационарные и периодического действия.
лекция [1,1 M], добавлен 15.04.2014Теоретическое применение законов гидроаэромеханики для оценки параметров сети. Проектирование схемы газопровода и построение характеристики трубопровода. Модель расчета и описание характеристик движения газа. Порядок выполнения расчётов и их анализ.
курсовая работа [121,7 K], добавлен 20.11.2010Продукция нефтегазового сектора как стратегический товар для Казахстана. Техника безопасности при строительстве и эксплуатации газопровода-отвода "Рудный-Аманкарагай". Мероприятия, уменьшающие и исключающие воздействия на окружающую природную среду.
дипломная работа [244,2 K], добавлен 31.12.2015Гидравлический расчет газопровода высокого давления. Расчет истечения природного газа высокого давления через сопло Лаваля, воздуха (газа низкого давления) через щелевое сопло. Дымовой тракт и тяговое средство. Размер дымовой трубы, выбор дымососа.
курсовая работа [657,8 K], добавлен 26.10.2011
