Технология ремонта подводного перехода через Камское водохранилище газопровода Ямбург-Тула II

Основными документами при проведении пооперационного контроля являются: СниП 3.01.01-85 "Организация строительного производства", СниП 3.01.04-87 "Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов", СниП 3.01.03-84 "Геодезические работы в строительстве", СниП III-42-80* "Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы" [23].

При подготовке композитных материалов к ремонту должен проводиться пооперационный контроль технологических операций (визуальный осмотр материалов, входной контроль, проверка сертификатов и срока годности материалов, подготовка материалов к работе, качества нанесения клеевого состава на композитную ленту перед ремонтом).

Визуальный контроль установленных муфт выполняют водолазы. При этом оценивается качество установки муфты на трубе после ремонта, а именно:

- форма торцов муфты (на торцах муфты не должно быть перекосов, витки намотанной ленты не должны выступать за пределы торца);

- степень отвердения клеевого состава определяется не менее, чем в 6-ми точках по периметру трубы. Качество отвердения определяется нажатием усилием руки металлического стержня с тупым концом на слой клея расположенного по краям муфты. Клеевой состав считается отвердевшим при условии отсутствия визуально наблюдаемых вмятин глубиной свыше 0,5 мм.

2.4.3 Контроль качества изоляционных работ

Контроль качества изоляционных работ выполняется в строгом соответствии с требованиями "Инструкции по подводному ремонту дефектов нефтегазопродуктопроводов с применением композитных муфт" [14]

Приемочные испытания изоляционного покрытия газопровода включают в себя:

- визуальный контроль;

- определение толщины покрытия;

- определение агдезии покрытия к стали.

Визуальный контроль нанесения изоляционного и наружного защитного слоев выполняют водолазы. При этом определяется сплошность покрытия, качество en нанесения на поверхность трубопровода (отсутствие мест пропусков, гофр морщин, отвисаний и расслоений покрытия). Толщина покрытия определяется с использованием магнитных толщиномеров без нарушения сплошности покрытия, не менее, чем в 4-х точках по окружности трубопровода. Адгезию покрытия к стали определяют не ранее, чем через сутки после нанесения покрытия.

После проведения приемочных испытаний покрытия результаты испытания заносятся в рабочий журнал и оформляются в виде технического паспорт или сертификата на защитное покрытие.

2.4.4 Контроль качества балластировки

При производстве приемке работ по балластировке трубопровода должны быть выполнены требования проекта производства работ, СниП 2-05-06-85* и СниП III-42-80* [23].

При выполнении работ осуществляется входной, операционный и приемочный контроль. Материалы, средства и устройства, не соответствующие требованиям проекта, должны быть отбракованы в установленном порядке.

Приемочный контроль балластировки включает в себя проверку:

- количества установленных утяжелителей;

- расстояние между утяжелителями.

Соответствие выполненных работ должно быть оформлено актом приемки работ, подписанного представителями заказчика и подрядчика.

2.5 Приемка отремонтированного газопровода и ввод в эксплуатацию

После проведения ремонта трубопровода, восстановления футеровки, установки грузов, замыва и засыпки котлована, отремонтированный участок сдается по акту с оформлением всех документов в соответствии с требованиями действующих норм и правил: СНиП 3.01.04-87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения», СНиП 2.05.06-85* «Магистральные газопроводы», СНиП Ш-42-80* «Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы», СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы», ВРД 39-1.10-006-2000* «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» и др. [23].

Приемка отремонтированного участка газопровода в эксплуатацию производится только после окончания всех работ, предусмотренных проектом, подключения системы ЭХЗ, восстановления опознавательных знаков, выполнения рекультивации.

При приемке отремонтированного газопровода в эксплуатацию необходимо соблюдать действующее законодательство и нормативные требования по вопросам приемки объектов в эксплуатацию.

Отремонтированный участок газопровода принимается в эксплуатацию по акту рабочей комиссией Состав рабочей комиссии, назначается приказом по филиалу ООО «Пермтрансгаз» в следующем составе:

- председатель рабочей комиссии:

- главный инженер ЛПУМГ

- члены рабочей комиссии:

- начальник линейно-эксплуатационной службы;

- представитель отдела ПОЭМГ и ГРС;

- эксперт по промышленной безопасности;

- представитель подрядной организации;

- представитель технического надзора;

- представитель ЗУ ГТЦ ООО «Газнадзор».

Акт о приемке газопровода в эксплуатацию должен быть утвержден руководителем ООО «Пермтрансгаз».

Подрядная организация, производившая ремонт представляет рабочей комиссии следующую документацию в объеме, предусмотренном СНиП Ш-42-80*[26] и ВСН 012-88, часть П [28]:

- реестр исполнительной документации;

- перечень организаций, участвовавших в производстве ремонтно-строительных работ, с указанием видов выполняемых ими работ и фамилий инженерно-технических работников, непосредственно ответственных за выполнение этих работ;

- журнал замечаний и предложений по ведению строительно-монтажных работ;

- приказ о назначении органа технадзора;

- список аттестованных водолазов ;

- журнал водолазных работ;

- схема работ по установке ПКСМ;

- заключения по проверке качества установки муфты и изоляции физическими методами контроля;

- журнал производства земляных работ;

- журнал изоляционных работ;

- ведомость отступлений от проекта и согласование этих ситуаций с проектной организацией;

- сертификаты, технические паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, конструкций и деталей, применяемых при производстве ремонтных работ;

- акты входного контроля материалов;

- акты приемки отдельных видов работ и элементов газопровода;

- акты на скрытые работы;

Вся вышеперечисленная документация после окончания работы комиссии должна храниться у заказчика.

Акт о приемке газопровода в эксплуатацию является основанием для ввода участка газопровода в работу. Датой ввода объекта в эксплуатацию считается дата подписания акта.

По завершению работ по ремонту участка и оформлению актов, эксплуатационная организация делает запрос на подачу газа в ЗУ ГТЦ ООО «Газнадзор».

Главный инженер ООО «Пермтрансгаз» и ООО «Газнадзор», после проверки исполнительно-технической документации дают разрешение на увеличение давления газа для вывода подводного перехода на проектную мощность перекачки.

3. Расчетная часть

3.1 Расчет трубопровода

Исходные данные:

Наружный диаметр трубы: D_н = 1420мм.

Толщина стенки: д = 18,7 мм.

Материал трубы: сталь Х70 ТУ-14-3-1450-87, Харцизский трубный

завод, , [13]

Расчетное давление газа: Р=7,4 МПа

3.1.1 Расчет общей устойчивости трубопровода

При обтекании потоком жидкости подводный трубопровод подергается силовому воздействию, составляющие которого можно условно разделить на две группы: постоянные (сила лобового сопротивления и подъемная сила) и переменные (продольные и поперечные), обуславливающие колебания трубопровода. Расчет выполняем в соответствии со СНиП 2.05.06-85*[9].

Условие общей устойчивости положения в общем виде в соответствии с [9] и [30] запишется:

, (1.1)

где k_УС - коэффициент запаса устойчивости на сдвиг, в соответствии

с [31], страница 67;

Б - вес балласта на единицу длины трубопровода;

Q - вес единицы длины труб с учетом продукта, изоляции

и футеровки;

к_УВ = 1,15 - коэффициент запаса устойчивости против всплытия [9];

P_А - выталкивающая сила на единицу длины трубопровода,

сила Архимеда;

P_У и P_УП - вертикальные составляющие силового

гидродинамического потока на трубу в процессе монтажа муфт

(подъемные силы), соответственно постоянная и переменная;

q_И - расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора

при свободном изгибе трубопровода в вертикальной плоскости;

f_ТР - коэффициент трения трубы о грунт;

P_Х и P_ХП - силы лобового сопротивления на единицу длины

трубопровода, соответственно постоянная и переменная.

Рисунок 1.12 - Составляющие силового воздействия потока на трубу, расположенную в траншее

Нагрузки и воздействия

Постоянные нагрузки:

1) Нагрузка от собственного веса металла трубы

q_м = n_c.в ·q_м^H = n_c.в· г_м· р·(D_H²-D_ВH²)/4; , (1.2)

где q_м и q_м^H - соответственно расчётная и нормативная нагрузки;

n_c.в - коэффициент надёжности по нагрузкам от действия собственного

веса, при расчете на продольную устойчивость и устойчивость

положения - равный 0,95;

г_м - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы (для

стали г_м = 78500 Н/м³).

Толщина стенки трубы д определяется расчетом. В нашем случае принимаем принятую в проекте толщину стенки трубы д=17,5 мм.

Тогда D_ВH = 1420 - 2·18,7 = 1382,6 мм;

При n_c.в = 0,95 q_м = 0,95·78500·3,14·(1,420² - 1,3826²)/4 = 6135,136 Н/м.

2) Нагрузка от собственного веса изоляции

q_из = n_c.в ·q_из^H = n_c.в·(р/4)·(D_из² - D_H²)·с_из ·g , (1.3)

где q_из и q_из^H - расчётные и нормативные нагрузки от веса изоляционного

покрытия;

D_из - диаметр трубопровода с изоляционным покрытием;

D_H - наружный диаметр трубопровода без изоляционного покрытия;

с_из - плотность изоляционного материала (с_из = 1055 кг/м³);

g - ускорение свободного падения.

q_из=0,95^.3,14/4^.(1,426²-1,420²)^.1055^.9,81=131,796 Н/м.

3) Нагрузка от собственного веса футеровки

q_фут = n_c.в ·q_фут^H= n_c.в ·г_фут·р (D_тр²-D_из²)/4 , (1.4)

где г_фут - удельный вес деревянной футеровки, равный 7600 Н/м³;

D_из - наружный диаметр изолированного трубопровода

(D_из=1,426 м);

D_тр- наружный диаметр изолированного и офутерованного

трубопровода.

D_тр= D_из+2·д_ф , (1.5)

где д_ф = 30 мм - толщина футеровочных реек.

По формуле (1.5)

D_тр = 1,426 + 2·0,03 = 1,486 м;

Тогда q_фут = 0,95·7600·3,14·(1,486²-1,426²)/4 = 990,261 Н/м

4) Выталкивающая сила

Расчётная выталкивающая сила воды q_в , действующая на трубопровод определяется в соответствии с [9] по формуле

, (1.6)

где D_нар - диаметр заизолированного и офутерованного трубопровода;

г_в- удельный вес воды с учётом растворенных в ней солей, равный

9,802^.10³ Н/м³ [32];

H/м.

5) Нагрузка от упругого отпора при свободном изгибе

Расчётная нагрузка q_И, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу дна траншеи и определяемая для вогнутых участков по формуле

 , (1.7)

где Е₀ - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

I - момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом

участке, см⁴;

в - угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости

(в радианах);

с- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

Модуль упругости стали Е₀ = 206000 МПа.

Осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы I определяется по формуле

, (1.8)

где D_из - диаметр трубопровода с изоляционным покрытием

(D_из=142,6см);

D_вн- внутренний диаметр трубопровода (D_вн=138,26 см).

Тогда

см⁴.

Угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости определяется в соответствии с рельефом дна подводного перехода. Для нашего участка ремонта газопровода в=2є=0,03489 рад.

Минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода находится из условия прочности по СНиП 2.05.06-85* [9], но для ориентировочного и быстрого определения в соответствии с [33] можно использовать соотношение

с_мин=1000·D_у , (1.9)

где D_у - условный диаметр трубопровода, D_у=1,4м.

с_мин=1000·D_у=1000·1,4=1400 м.

Тога по формуле (1.7) находим

Н/м

Временные нагрузки:

Нагрузка от веса продукта, находящегося в трубопроводе единичной длины

q_пр = n_пр ·q_пр^H , (1.10)

где n_пр - коэффициент надёжности по нагрузке от веса продукта, при расчёте на продольную устойчивость и устойчивость положения n_пр = 0,95.

Для природного газа

q_пр^H = 10^-2 ·р · D_ВН² , (1.11)

где р=7,4 МПа - рабочее давление в газопроводе.

q_пр^H = 10^-2·7,4·138,26² = 1414,571 Н/м.

По формуле (1.11) q_пр = 0,95^. 1414,571 = 1343,843 Н/м.

Расчет общей устойчивости

Расчётный вес единицы длины трубопровода в воздухе Q с учётом изоляции, футеровки и продукта перекачки при расчёте на продольную устойчивость и устойчивость положения (n_пр = 0,95):

Q = q_м+ q_из+ q_фут + q_пр , (1.12)

Q = q_м+ q_из+ q_фут + q_пр = 6135,136+131,796+990,261+ 1343,843 =8601,036 Н/м,

Балластировка ремонтируемого трубопровода в русловой части подводного перехода осуществляется кольцевыми железобетонными грузами, жёстко фиксируемыми на трубопроводе.

Характеристики утяжелителя 2-УТК-1420-24-2:

· масса комплекта в воздухе 8240 кг = 80834,4 Н;

· ширина 2,4 м.

Вес балласта в воде должен определяться с учетом выталкивания его водой:

, (1.13)

где г_Б - удельный вес материала пригрузки, равный для железобетонных

пригрузов 23^.10³ Н/м³.

г_Б - удельный вес воды с учётом растворенных в ней солей,

равный 9,802^.10³ Н/м³ [32];

k_УВ - коэффициент надежности устойчивости положения

трубопровода против всплытия, принимаемый равным 1,15 для

переходов через реки и водохранилища шириной свыше 200 м.

Тогда по формуле (1.13), учитывая, что по проекту пригруза располагались вплотную, находим

Н/м.

Горизонтальная составляющая Р_х силы лобового сопротивления на единицу длины трубопровода

Р_х=С_х ·( г_в/2) ·(V_ТР)² ·D_н , (1.14)

Коэффициент лобового сопротивления С_х и подъемной силы С_у рекомендуется определять в зависимости от числа Рейнольдса [32], определяемого по формуле

, (1.15)

где х_ТР - скорость потока, на уровне уложенного трубопровода, м/сек;

D _Н = 2,08 м - наружный диаметр забалластированного

трубопровода ;

н - коэффициент кинематической вязкости воды, определенный по таблице 2.1 [5] для температуры воды на глубине 22 м в июле месяце [34], как 1,14·10^-6 м/с².

Рисунок 1.13 - Расчетная схема распределения скоростей потока в подводных траншеях

В соответствии с методикой, предложенной в [31] расчетная скорость потока в траншее определяется согласно схемы (рисунок 1.13) по эмпирической формуле

, (1.16)

где х₁=0,9 х_ДОН - скорость потока в траншее на уровне дна

реки, м/с;

х_ДОН =0,3м/с - придонная скорость потока [34];

х₂ - донная скорость в траншее, м/с;

У = 2,3м - глубина до оси трубопровода от линии дна транзитного

потока;

h_Т = 4,8м - глубина траншеи.

Тогда х₁=0,9·х_ДОН =0,9·0,3=0,27 м/с.

По графику рисунка 3.7 [31] для заданных параметров траншеи m=3 и b_Т/h_Т = 5/4,8 = 1,04 (здесь b_Т = 5м - ширина траншеи по дну) находим безразмерное отношение х₂/х_ДОН = -0,19.

Донная скорость в траншее определяется как х₂= -0,19·0,3 = -0,057 м/с.

Подставляя найденные результаты в формулу (1.16) получим:

м/с

Тогда:

Для шероховатых (футерованных и забалластированных) трубопроводов при 2·10⁴ < Re =54736,8 <10⁵ коэффициент С_х =1,2 согласно [31].

Тогда постоянная горизонтальная составляющая силы лобового сопротивления на единицу длины трубопровода по формуле (1.14)

Р_х = С_х ·( г_в/2) ·(V_ТР)² ·D_Н =1,2·(9,802·10³/2) · 0,03²·2,08=11,03 Н/м.

Вертикальная составляющая гидродинамического воздействия на единицу длины трубопровода Р_у определяется по формуле

Р_у = С_у·(г_в/2)·(V_ТР)² ·D_Н , (1.17)

В соответствии с рекомендациями [31] для практических расчетов значение коэффициента подъемной силы С_у следует определять по графику рисунка 3.10 [31], принимая S/D_Н= 1,5/2,08 =0,71 и С_УS(S=0)=0,6, получим С_у = 0,048.

Р_у = С_у·(г_в/2)·(V_ТР)² ·D_Н =0,048·(9,802·10³/2) · 0,03²·2,08=0,44 Н/м.

Переменная гидродинамическая сила определяется по формулам

Р_уп = С_уп·(г_в/2)·(V_ТР)² ·D_Н , (1.18)

Р_хп = С_хп·(г_в/2)·(V_ТР)² ·D_Н , (1.19)

где С_уп - коэффициент переменой подъемной силы для трубопроводов, расположенных в подводных траншеях;

С_xп - коэффициент лобового сопротивления для трубопроводов, расположенных в подводных траншеях.

По рекомендациям [31] для трубопроводов, расположенных в траншее в зоне отрицательных и положительных скоростей и по причине небольшого значения расчетной скорости, в практических расчетах С_уп и С_xп можно не учитывать.

Коэффициент трения трубы о грунт f_ТР= 0,55 в соответствии с [35].

Окончательно подставляя найденные значения в формулу (1.1) определяем коэффициент запаса устойчивости на сдвиг:

Условие выполняется.

Вывод

Большой запас устойчивости объясняется тем, что при проектных расчетах на устойчивость трубопровода была выбрана схема, когда трубопровод еще не заглублен в траншею и находится на дне потока. При этом вертикальные и горизонтальные составляющие (как постоянные, так и переменные) гидродинамического потока в десятки раз выше, чем в нашем рассматриваемом случае (в связи с увеличением скорости потока, набегающего на трубу).

Следовательно: работы по монтажу полимеркомпозитных муфт при ремонте газопровода без остановки перекачки газа не должны вызвать осложнений в эксплуатации трубопровода.

3.1.2 Расчет колебаний размытого участка

Размытый участок во время проведения ремонтных работ по установке полимеркомпозитной муфты и изоляции газопровода будет испытывать колебания под воздействием набегающего потока (рисунок 1.14). Наиболее опасным режимом колебаний будет резонансный, при котором собственные частоты с частотой переменной гидродинамической силы. Амплитуда колебаний при этом резко возрастает и напряжение в стенке трубы достигает значений, при которых становятся возможными разрушения труб.

Рисунок 1.14 Схема к расчету колебаний размытого участка

Расчет производим в соответствии с методикой, изложенной в § 9.4 [30].

При 10⁴ < Re =54736,8 <10⁵ колебания будут происходить в до критическом режиме обтекания (Re < 2·10⁵), при котором частота переменной гидродинамической силы определяется числами Струхаля Sh = 0,2 и Sh = 0,4 [30].

Определяем резонансные частоты по формулам:

n_соб1 = 0,2·[V_ТР/D_Н] и n_соб2 = 0,4·[V_ТР/D_Н] , (1.20)

где V_ТР - расчетная скорость потока, набегающего на трубу;

D_Н - диаметр забалластированного трубопровода.

Тогда n_соб1 = 0,2·[V_ТР/D_Н]= 0,2·[0,03/2,08]= 0,0029 Гц.

n_соб2 = 0,4·[V_ТР/D_Н]= 0,4·[0,03/2,03]= 0,0058 Гц.

Определяем круговые частоты собственных колебаний по формуле

щ_рез=2·р· n_соб , (1.21)

щ_рез1=2·р· n_соб = 2·3,14·0,0029 = 0,0182

щ_рез2=2·р· n_соб = 2·3,14·0,0058 = 0,0364

Определяем коэффициенты упругих концевых закреплений по формуле

, (1.22)

Присоединенную массу m_ПР определяем по формуле

, (1.23)

где м - коэффициент присоединенной массы, определяемый по графику

рисунка 9.13 [30], м = 1,05;

m - масса единицы длины трубы с учетом изоляции и футеровки.

m = (Q+Б-P_A)/ q =(8601,036+17173,942-16991,12)/9,81=895,4 кг;

тогда кг;

k₀ - коэффициент постели грунта при сжатии k₀ = 10 Н/см³ [30].

Подставляем найденные значения в формулу (1.22) определяем:

По графику рисунка 9.15 [30] при известных г₁ и г₂ находим (вl)₁ = 4,3 и

(вl)₂ = 4,2.

Имея ввиду, что коэффициент находим при соответствующих щ_рез1 и щ_рез2 значения:

;

.

По найденным выше значениям (вl)₁ = 4,3 и (вl)₂ = 4,2 получаем:

l₁= (вl)₁/в₁ =4,2/0,15·10^-3=28·10³ (см) =280 м;

l₂= (вl)₂/в₂ =4,3/0,22·10^-3=19·10³ (см) =190 м

Следовательно при длине размытого участка 190 - 280 м происходят резонансные колебания, которые, как правило, приводят к разрушению колеблющегося участка.

В нашем случае принимая ввиду, что глубина траншеи (с учетом 1,5 м под нижней образующей) от дна до оси забалластированного трубопровода равна в среднем 2,5 м, и учитывая крутизну откосов подводных траншей для песков неоднородного зернового состава в соответствии со СНиП III-42-80* [26] m=1:2,3, длина размытого во время проведения работ участка (ПК 7+09, смотри лист чертежей №4) составляет:

L = 2·(2,3·2,5)+10 = 21,5м < l₂ =190 м

Длина размытого во время проведения работ участка трубопровода меньше критической длины, при которой возможны резонансные колебания.

Вывод

Таким образом, этим расчетом мы определили собственные частоты колебаний трубопровода с учетом упругих концевых закреплений, подтвердили устойчивость ремонтируемого участка газопровода под действием набегающего потока во время проведения работ по установке полимеркомпозитных муфт, а в частности - невозможность возникновения резонансных колебаний при заданных условиях.

3.1.3 Прочностной расчет ПКСМ

В качестве материала для изготовления ПКСМ используется гибкий анизотропный рулонированный стеклопластик (ГАРС), который после его установки на трубу можно рассматривать как оболочку с заданными свойствами.

Приведем расчет напряженно-деформированного состояния цилиндрической оболочки при симметричном нагружении. Расчет выполняем в соответствии с методикой, изложенной издании авторов Бородавкин П.П., Синюков А.М. "Прочность магистральных трубопроводов" [36].

Требуется определить толщину стенки цилиндрической оболочки средним диаметром 1,44 м при заданном коэффициенте запаса прочности 36; рабочем давлении Па 6 и поправочном коэффициенте, учитывающем краевой эффект k^*=1,8 36.

Материал оболочки обладает следующими механическими характеристиками 37: ; ; ; ; ; ; .

Толщину стенки цилиндрической оболочки средним диаметром 1,44 м определяем в соответствии с [36] по выражению:

, (1.24)

где k* = 1.8 коэффициент, учитывающий краевой эффект;

- коэффициент запаса прочности;

a - безразмерный коэффициент, определяемый по формуле

в соответствии с таблицей №1 стр.57 [36];

R - средний радиус цилиндрической оболочки;

p - давление газа в трубопроводе.

Подсчитаем величину по выражению:

, (1.25)

Константы по выражению (1.25) в соответствии с [36] составляют:

;

;

;

;

.

Подсчитаем коэффициент k, входящий в выражение (1.25)по формуле:

, (1.26)

Здесь N - осевая сила, определяемая в соответствии с 36 как

, (1.27)

Где F - площадь поперечного сечения трубопровода,

_ПРN - продольное осевое напряжение в трубопроводе и для

прямолинейных и упруго изогнутых участков определяемое

в соответствии с 9 как:

, (1.28)

Здесь: n_t - коэффициент надежности по температуре, равный 1

в соответствии с 9;

_t - коэффициент линейного расширения металла труб,

равный 1,2х10^-5 1/С в соответствии с 9;

Е - модуль упругости, равный 2,06х10⁵ МПа 9;

t - расчетный перепад температур;

- коэффициент Пуассона, равный 0,3 9;

р - давление газа в трубопроводе, равное 7,4 МПа;

D_вн - внутренний диаметр газопровода;

- толщина стенки газопровода, равная 18,7мм.

Определяем расчетный перепад температуры t по формулам 9:

и , (1.29)

Здесь R₁ - расчетное сопротивление металла трубы растяжению, определяемое по 9 как:

, (1.30)

где m₀ = 0,75 - коэффициент условий работы для I категории

трубопроводов 9;

k₁ =1,4 - коэффициент надежности по материалу 9;

k_Н = 1,1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

R_1Н = _вр=588,4 МПа - нормативное сопротивление металла

трубы разрыву 33.

Находим по формуле (1.30)

МПа

Тогда по формулам (1.29)

С

С

Определяем напряжения в стенке трубы по выражению (1.28):

Здесь D_вн - внутренний диаметр газопровода, равный

мм.

Площадь поперечного сечения трубопровода определяется как 35 :

м².

В расчет осевой силы принимаем наибольшее значение продольного осевого напряжения в трубопроводе и тогда:

МПа.

Окончательно находим коэффициент

Подсчитаем величину по выражению (1.25):

.

Отсюда толщина полимеркомпозитной спиральной муфты:

.

В нашем случае при установке полимеркомпозитной спиральной муфты подводного применения, толщина ее составляет: 1,6+ 0,1 мм. - толщина композитной ленты (гибкий анизотропный рулонированный стеклопластик - 1 слой); не менее 0,8 мм. - толщина слоя клеевого состава.

Тогда при количестве слоев гибкого анизотропного рулонированного стеклопластика, равном 8 в соответствии с рекомендациями 14 общая толщина ПКСМ составляет:

h^* = (1,6+ 0,1)8+ 0,87 = 18,4+ 0,8 мм.

h*=18,4 мм. h=17,7 мм.

Общая толщина ПКСМ больше расчетной (найденной). Условие по прочности выполняется.

Вывод

Полученная величина h позволяет утверждать, что при достигнутом в настоящее время уровне прочностных характеристик стеклопластиков имеется реальная возможность применения композиционных материалов для изготовления несущих элементов линейной части трубопровода даже столь большого диаметра, как рассмотренный.

Расчетами мы действительно проверили правильность назначения количества витков гибкого анизотропного рулонированного стеклопластика, равного 8 виткам, в соответствии с "Инструкцией по подводному ремонту дефектов нефтегазопродуктопроводов с применением композитных муфт".

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Общие положения

Производство работ в водоохранной зоне водохранилища необходимо вести соблюдая требования "Положения о водоохранных зонах водных объектов и прибрежных защитных полосах на территории Российской Федерации" [40].

Все мероприятия по охране окружающей среды при ремонте подводных переходов должны быть выполнены в соответствии с требованиями:

- закона «Об охране окружающей среды» (от 11.12.91 г., N 2061-1);

- положения «О порядке осуществления государственного контроля за использованием и охраной земель в РФ» (от 23.12.93 г., N 1362);

- СНиП III 42-80;

- ВСН 014-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов, Охрана окружающей среды»;

- ВСН 010-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы»;

- РД 51-2-95 «Регламент выполнения экологических требований при размещении, проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов»;

- постановлений местных органов власти по охране природы и рациональному использованию природных ресурсов в регионах;

- мероприятий и требований, разработанных в рабочем проекте;

Рабочим проектом при производстве подводных земляных работ должны быть предусмотрены мероприятия по обеспечению требований правил охраны поверхностных вод:

- к качеству воды водного объекта в створе 500 м ниже места производства работ, т. е. увеличению содержания взвешенных веществ не более 0,25 мг/л к фону для водоемов высшей категории рыбохозяйственного использования, к которой относится река Кама;

- исключению отвалов грунта в местах нереста рыб;

- исключению подводно-технических работ в период нереста рыб.

Подрядная организация, выполняющая ремонт подводного перехода газопровода, несет ответственность за соблюдение решений по охране окружающей среды, предусмотренных проектом.

До начала работ рабочие и ИТР должны пройти инструктаж по соблюдению требований охраны окружающей среды при выполнении строительно-монтажных работ.

В составе проекта предусмотрены следующие мероприятия по охране окружающей среды:

- все строительно-монтажные работы проводятся в пределах полосы отвода;

- подъездные дороги, вдольтрассовые технологические проезды устраиваются с учётом требований по предотвращению повреждений сельскохозяйственных угодий;

- проведение рекультивационных работ на всех нарушенных землях.

В водоохранной зоне реки и в охранной зоне коммуникаций запрещается размещение складов горюче-смазочных материалов, стоянок, заправок топливом, моек и ремонта автотракторной техники.

Городок строителей, должен располагаться за пределами охранной зоны коммуникаций, он должен быть оборудован мусоросборниками для строительных и бытовых отходов и мусора, емкостями для сбора отработанных ГСМ.

При этом должно быть исключено:

- разлив горюче-смазочных материалов, смол и других материалов;

- загрязнение территории отходами производства;

- попадание сточных вод, топлива, масла в проточную воду;

- возгорание растительности из-за работы неисправных технических средств.

При техобслуживании, заправке, ремонте плавучих средств запрещается загрязнение водоемов остатками топлива, масел и обтирочными материалами.

При организации подводных земляных работ землесосными установками проектом должно быть предусмотрено обязательная транспортировка плавучими шаландами извлекаемого из под воды грунта в береговые отвалы расположение которых проектные организации согласовывают с региональными организациями речного флота, рыбного хозяйства и другими заинтересованными ведомствами.

С грунторазрабатывающих средств в воду не должны попадать топливо, масло, производственные и бытовые отходы.

При выборе места для складирования грунта в береговые отвалы должно быть исключено попадание его в водоемы при колебаниях уровня воды, поверхностных стоках, волнении. Для этого могут служить овраги, болота, малопригодные для сельскохозяйственных работ пойменные участки, намечаемые по согласованию с землепользователями.

Не допускается изъятие грунта для обратной засыпки из дна реки на участке подводного перехода. Такие действия могут привести к изменению руслового режима реки и не предусмотренному проектом воздействию на подводный трубопровод.

При выполнении берегоукрепительных работ и планировке берегового откоса при устройстве временного причала запрещается сталкивать плодородный грунт и строительные отходы в русло реки.

В целях максимального сокращения вредного влияния процессов производства строительно-монтажных работ на окружающую среду в проекте предусматриваются мероприятия, обеспечивающие в процессе строительства охрану воздушного бассейна, водных ресурсов, снижение уровня шума.

Классификация мероприятий по охране окружающей среды в процессе производства строительных работ и факторы эффективности мероприятий приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Мероприятия по охране окружающей среды

Наименование мероприятий	Факторы эффективности мероприятий
	экологические	экономические
Своевременное и качественное устройство временных подъездных дорог (до начала строительства). Транспортирование мелкоштучных материалов в контейнерах. Сокращение сроков производства земляных работ Максимальное сохранение зелёных насаждений в пределах полосы отвода Завершение всех работ качественной уборкой и благоустройством территории с восстановлением растительного покрова	Уменьшение площади разрушаемой естественной поверхности с растительным покровом, предотвращение воздушной и водной эрозии, снижение вторичного пыления и загрязнённости воздуха. Уменьшение содержания взвешенных веществ в водоеме Уменьшение процессов воздушной и водной эрозии Уменьшение воздушной и водной эрозии грунтов, снижение загрязнения окружающей среды	Снижение затрат на эксплуатацию транспорта, погрузо-разгрузочные работы и сокращение потерь перевозимых грузов. Снижение себестоимости земляных работ Снижение сметной стоимости строительства Повышение качества застройки

4.2 Виды и уровни воздействия газопровода на окружающую среду

4.2.1 Воздействие в период эксплуатации

Основными источниками выбросов в газовой промышленности являются газоперекачивающие агрегаты компрессорных станций и дожимных компрессорных станций, станции охлаждения газа, газотурбинные установки, газоперекачивающие заводы, котельные, факельные установки.

В период нормальной эксплуатации участок газопровода не является источником выделения загрязняющих веществ в атмосферу, поскольку газопровод конструктивно представляет собой герметическую систему, заглубленную в грунт.

4.2.2 Воздействие в период проведения ремонтных работ

Проведение работ по ремонту сопровождается определенным уровнем воздействия на экологию прилегающего района. Негативному воздействию подвергаются:

- воздушный бассейн района расположения объекта;

- поверхностные и подземные воды;

- почвенно - растительный покров;

- животный и растительный мир водоема.

Уровень загрязнения атмосферного воздуха является важным показателем негативного воздействия на окружающую среду.

Для проведения работ задействован определенный парк транспортной и строительно-монтажной техники. Основными источниками выявления загрязняющих веществ в атмосферу являются работающие двигатели. Основные загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферу: оксид углерода, диоксид азота, сажа, сернистый ангидрит, углеводороды (бензин, керосин).

Для выработки электроэнергии будет задействована передвижная дизельная установка. При ее эксплуатации вместе с отработавшими газами в атмосферу будут выбрасываться следующие загрязняющие вещества: оксид углерода, оксиды азота, сажа, диоксид серы, углеводороды (нормируются по керосину), формальдегид, бензапирен.

Виды и объёмы образующихся отходов

Особенности обращения с отходами в период капитального ремонта участка газопровода заключаются в следующем:

- время воздействия на окружающую среду ограничено сроками проведения работ;

- отсутствует длительное накопление отходов, так как вывоз отходов в места захоронения и утилизации производится в процессе производства строительных работ.

Образование отходов на этапе эксплуатации происходит эпизодически, лишь в момент технического обслуживания или ремонта. Сбор и вывоз этих отходов должен осуществляться служащими аварийно-ремонтных бригад непосредственно по окончании проводимых работ.

В процессе капитального ремонта участков газопровода предполагается образование следующих видов отходов:

- отходы изоляционных материалов;

- твердые бытовые отходы;

- жидкие бытовые отходы;

- фильтры замасленные отработанные;

- ветошь обтирочная замасленная;

- отработанные масла.

Расчёт количества образующихся отходов должен быть выполнен в соответствии с РД 153-39.4-115-01 «Удельные нормативы образования отходов производства и потребления при строительстве и эксплуатации» [41].

Утилизация отходов

На площадке должны быть отведены специально обустроенные места для временного хранения отходов до момента отправки их на переработку на другое предприятие или на объект размещения отходов. Площадки для временного хранения отходов должны быть оборудованы таким образом, чтобы свести к минимуму загрязнение окружающей среды. При сборе отходов должна производиться их сортировка по классам токсичности, консистенции, направлениям использования.

Временный городок строителей будет оборудован биотуалетом. Сбор фекалий будет производиться в контейнер-септик. Для сбора твердых бытовых отходов следует применять металлические контейнеры с крышкой.

Вблизи ремонтируемого объекта должен быть обеспечен прием нефтесодержащих, хозяйственно-фекальных сточных вод и мусора с плавучих технических средств. Отработанные масла должны храниться в закрытых емкостях на металлических поддонах, исключающих попадание загрязнителей в грунт, с последующим вывозом для сдачи на переработку.

Одноразовые защитные костюмы водолазов, используемые для защиты водолазного снаряжения в период установки муфты и изоляционных работ, а также не остатки клеевых составов и тара собираются в специальную герметичную емкость и отправляются для сдачи на переработку.

4.2.3 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

Газопровод представляет собой герметичную систему, поэтому разработка специальных мероприятий по сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу нецелесообразна. В период ремонта участка газопровода основным вкладчиком в загрязнение атмосферы является речной транспорт и строительная техника. Проектом предусматривается соответствие выбросов загрязняющих веществ отработавшими газами ГОСТ 17.2.2.05 - 97 [23].

4.3 Воздействие на экологическое состояние водоема

4.3.1 Краткая гидробиологическая и ихтиологическая характеристика Камского водохранилища

4.3.1.1 Зоопланктон

К настоящему времени в Камском водохранилище зарегистрировано 167 представителей животного планктона [4]. Около половины состава приходится на долю креветок (74 формы). В восьмидесятых годах в планктоне стала отмечаться пелагическая личинка донного моллюска D.polymorpha. массовыми являются два десятка широко распространенных озерно-прудовых видов: E.graciloiders, E.gracilis, E.velox, M.leuckarti, A.viriidis, C.vicinus и др.

Наибольшее видовое разнообразие определяется температурным режимом и приходится на летне-осенний период. В пространственном отношении качественно более богат средний участок, а русловая зона на всем протяжении водоема всегда беднее прибрежных мелководий.

Как и видовое разнообразие, массовость в развитии зоопланктеров связана с теплым временем года и приходится в разные годы на лето и первую половину осени.

Из участков наиболее бедным по количественному развитию животного планктона является верхняя часть, сохраняющая черты речного режима. Показатели численности и биомассы зоопланктона среднего и нижнего участков либо близки, либо первенство их в разные годы меняется.

Средняя биомасса зоопланктона в нижнем участке Камского водохранилища по данным многолетних наблюдений составляет 1,007 г/м³ .

4.3.1.2 Зообентос

Бентическое сообщество Камского водохранилища включает более 140 видов, из которых 84 относится к личинкам хирономид, 24 - к олигохетам, 22 - к моллюскам. Среди прочих немногочисленных видов отмечены пиявки, изоподы, личинки поденок, ручейников, стрекоз, жуков, прочих двукрылых [4].

Средняя биомасса бентосных организмов в Камском водохранилище изменяется по годам незначительно, но в отдельные, чаще всего многоводные годы, годы наблюдается резкий спад биомасс донных сообществ.

В среднем участке водохранилища глубоководную и сильно заиленную русловую часть на всем протяжении населяет однородное сообщество первичных консументов: L.hoffmeisteri+Ch.plumosus+P.amnicum. На этом участке возрастает роль вторичных консументов (Pr.ferrugineus и Pr.choreus).

Средняя биомасса зообентоса в нижней части Камского плеса по данным многолетних наблюдений составляет 7,14 г/м².

4.3.1.2 Ихтиофауна

Ихтиофауна нижней части Камского водохранилища представлена 25 видами, относящимися к 9 семействам - осетровые, сельдевые, щуковые, окуневые, карповые, тресковые, вьюновые, подкаменщиковые, хариусовые. Наиболее многочисленны здесь такие виды как плотва, лещ, ерш, уклея, тюлька. Обычны язь, судак, щука, налим, чехонь. Немногочисленны жерех, синец, густера, елец, пескарь, голавль, белоглазка. Постепенно возрастает численность судака и стерляди. Единично попадаются в уловах карась, линь, красноперка, верховка, таймень, подкаменщик [4].

В основном осталось прежним в данном районе распределение рыб по глубинам и биотопам. В глубоководных участках доминируют лещ и судак (по весу), ерш (по численности); в пелагиали - тюлька, уклея, чехонь, молодь окуня и судака; в прибрежье - плотва и окунь, а в отдельные сезоны - лещ, судак, уклея. Налим встречается в уловах редко и преимущественно в холодное время, но численность его в последние годы возрастает. Участились случаи попадания стерляди. Повсеместно наблюдается увеличение численности судака. В промысловых уловах продолжает доминировать лещ (до 60-75 % общей добычи), несмотря на повсеместное снижение его численности. Из других объектов промысла можно отметить судака, плотву, щуку, налима.

По срокам созревания местные виды рыб располагаются в следующем порядке: тюлька нерестится на втором году жизни; уклея, плотва, окунь, щука, налим достигают половой зрелости в 3-4 года; язь, судак - в 5-6 лет; жерех и лещ - в 6-8 лет. Большинство рыб Камского водохранилища относится к весенненерестующим, не считая налима, размножающегося в середине зимы.

Продолжительность икрометания рыб в нижней части водоёма составляет около 40 дней, а с учётом тюльки - даже до 60 дней. Первыми при прогревании воды до 4-5 градусов приступают к нересту щука и язь. В зависимости от гидрометеоусловий года, но чаще в середине мая (при температуре 7-12 градусов) нерестится окунь. За ним при прогреве воды до 8-13 градусов происходит икрометание плотвы. В третьей декаде мая - начале июня нерестится лещ (температура воды 12-16 градусов). В течение июня выметывает икру чехонь, густера, уклея. До середины июля - тюлька.

Рыбопродуктивность нижней части Камского водохранилища составляет 30-50 кг/га. Промысловый лов рыбы в районе проведения строительных работ не ведётся, развит любительский лов.

4.3.2 Расчет ущерба

Река Кама относится к рыбохозяйственным водоемам высшей категории водопользования. При выполнении работ по капитальному ремонту подводного газопровода Ямбург-Тула II гидрофане реки Кама будет причинен ущерб в результате образования зоны повышенной мутности и нарушения естественных условий обитания и воспроизводства [4].

Влияние гидромеханизированных работ на гидрофауну зависит от уровня водохранилища, глубины и ширины участка, скоростей течения, а также от гранулометрического состава и количества поступающих в водоем взвесей.

Ущерб определяется на основании "Временной методики оценки ущерба, наносимого рыбным запасам в результате строительства, реконструкции и расширения предприятий и других объектов и проведения различных видов работ на рыбохозяйственных водоемах" [42].

Расстояние выноса частиц, попадающих в водоем при засыпке щебенки из самовыгружающихся шаланд, определяется с учетом гранулометрического состава грунта согласно [42] по формуле

, (4.1)

где H - средняя глубина участка водоема, м;

V_СР - скорость течения, м/с;

с - гидравлическая крупность частиц (0,002 мм).

Тогда м.

Площадь зоны мутности определяется по формуле

, (4.2)

где L - расстояние выноса частиц, м;

B - ширина шлейфа мутности, м.

Тогда м².

Объем замутненного водотока определяем по формуле

, (4.3)

где S - площадь замутненного водотока, м²;

H - средняя глубина, м.

Тогда м³.

Концентрация взвеси после смешения ее с осевым потоком (г/м³) и распределение поля мутности рассчитывается согласно [43]: по формуле:

, (4.4)

где q - производительность по грунту, зависит от применяемого

гидромонитора, м³/с;

а - коэффициент смешения;

Q - расход воды в реке, равный 1640 м³/с [34];

K_Р - естественная концентрация взвеси в водоеме, мг/л;

K_СТ - концентрация взвеси в потоке, мг/л, определяемая как:

г/м³,

здесь 1,6 т/м³ - плотность грунта;

9 - процент содержания в грунте мелких фракций размерами

0,1 - 0,05 мм [34];

10⁶ - коэффициент перевода тонн в граммы.

Коэффициент смешения а определяется по формуле:

, (4.5)

где e - основание натурального логарифма;

L - расчетный створ выноса частиц;

б - коэффициент, учитывающий гидравлические условия в реке и определяемый по формуле

, (4.6)

где s - коэффициент, зависящий от места впуска стока s=1,5 [43];

f - коэффициент извилистости f=1,0 [43];

Е - коэффициент турбулентности диффузии, определяемый по формуле

, (4.7)

здесь V_СР и H -обозначение то же, что в формуле (4.1).

Тогда

;

;

По формуле (4.1) находим концентрацию взвеси после смешения ее с осевым потоком

г/м³

Зона распространения взвеси считается ущербной [43], если концентрация взвеси в зоне более, чем на 0,25 г/м³ превышает естественную мутность, то есть в данном случае концентрация взвеси значительно превышает естественную мутность воды в Камском водохранилище, равную 18 г/м³ [34].

Гибель организмов зоопланктона наблюдается на расстоянии до 150 - 300 м. Основная масса зоопланктона концентрируется в 5 - 10 метровом слое от поверхности воды. Объем воды, в котором ожидается гибель зоопланктона определяется по формуле

, (4.8)

где H_Г - слой воды, в котором концентрируется зоопланктон, м;

В - ширина шлейфа мутности, м;

L_Г - расстояние гибели зоопланктона, м.

Тогда м³

Ущерб, обусловленный гибелью донных кормовых организмов, зоопланктона рассчитывается по формуле

, (4.9)

где n - биомасса зоопланктона, г/м³, бентоса, г/м²;

- коэффициент перевода биомассы кормовых организмов

в продукцию [45];

- коэффициент перевода продукции кормовых организмов

в ихтиомассу [45];

- коэффициент использования кормовой базы рыбой [45];

F - площадь загрязнения, м²;

T - продолжительность или кратность воздействия в проектных

условиях;

T₁ - то же в водоеме-аналоге;

10^-6 - множитель перевода граммов в тонны.

Тогда:

т

т

Ущерб, обусловленный потерей нерестовых площадей, по расчетам ФГУ "Камуралрыбвод" составляет 0,24 тонн.

Общая величина ущерба, наносимого рыбным запасам Камского водохранилища при ремонте подводного перехода Ямбург-Тула II в натуральных величинах потерянной рыбопродукции определяется как сумма ущерба, обусловленного гибелью донных кормовых организмов, зоопланктона и потерей нерестовых площадей, и составит 0,548 тонн.

...