- •ЗАВЕРЕНИЕ проектной организации
- •Введение
- •1 Реквизиты документов, на основании которых принято решение о разработке проектной документации
- •2 Исходные данные и условия для подготовки проектной документации.
- •2.1 Задание на проектирование
- •2.2 Отчетная документация по результатам инженерных изысканий
- •2.3 Правоустанавливающие документы на объект капитального строительства
- •2.6 Документы о согласовании отступлений от положений технических условий.
- •2.7 Разрешение на отклонения от предельных параметров разрешенного строительства объектов капитального строительства.
- •3.1 Рельеф
- •3.2 Климатические условия
- •3.3 Гидрологические условия
- •3.3.1 Гидрологические условия берегового участка
- •3.3.2 Гидрологические условия прибрежного участка
- •3.4 Геологические условия
- •3.4.1 Геологическое строение
- •3.4.2 Гидрогеологические условия
- •3.4.3 Сейсмичность площадки работ
- •3.4.4 Специфические грунты
- •3.4.5 Неблагоприятные процессы и явления
- •4 Описание вариантов маршрутов прохождения линейного объекта по территории района строительства, обоснование выбранного варианта трассы.
- •5 Сведения о линейном объекте с указанием наименования, назначения и месторасположения начального и конечного пунктов линейного объекта.
- •5.1 Начальная точка проектируемой газотранспортной системы
- •5.2 Конечная точка проектируемой газотранспортной системы
- •5.3 Протяженность маршрутов транспортировки газа
- •5.4 Перечень проектируемых компрессорных станций по трассе проектируемого МГ
- •5.5 Назначение линейного объекта
- •6 Технико-экономическая характеристика проектируемого линейного объекта.
- •6.1 Категория проектируемого линейного объекта
- •6.2 Протяженность и пропускная способность проектируемого линейного объекта
- •6.3 Сведения об основных технологических операциях линейного объекта
- •7 Дополнительные сведения.
- •7.2 Сведения о категории земель, на которых располагается объект капитального строительства.
- •7.3 Сведения о размере средств, требующихся для возмещения убытков правообладателям земельных участков, - в случае их изъятия во временное и (или) постоянное пользование.
- •7.4 Сведения об использованных в проекте изобретениях, результатах проведенных патентных исследований.
- •7.5 Сведения о наличии разработанных и согласованных специальных технических условий.
- •7.6 Сведения о компьютерных программах, которые использовались при выполнении расчетов конструктивных элементов зданий, строений и сооружений.
- •8.1 Общие положения
- •8.2 Технологические решения
- •Система диагностики состояния газопровода
- •8.3 Площадка ДОУ
- •8.4 Трубы и соединительные детали
- •8.5 Прокладка газопровода на береговом участке
- •8.6 Прокладка газопровода на подводном участке
- •8.7 Пересечение береговой линии
- •8.8 Переходы через коммуникации
- •8.9 Переходы через обводненные участки
- •8.10 Переход через патрульную автомобильную дорогу
- •8.11 Сведения об опасных участках на трассе трубопровода и обоснование выбора размера защитных зон
- •8.12 Очистка полости, шаблонирование и испытание газопровода
- •8.13 Строительные конструкции
- •8.14 Защита от коррозии берегового участка морского газопровода Ду1200 от технологической площадки ДОУ до береговой линии.
- •8.15 Защита от коррозии подводного участка газопровода.
- •8.16 Определение продолжительности строительства.
- •8.17 Система электроснабжения.
- •8.18 Сети связи
- •8.19 Автоматизированная система управления технологическими процессами
- •8.20 Система автоматической пожарной сигнализации, пожаротушения и контроля загазованности
- •8.21 Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре
- •8.22 Система оповещения персонала о сигналах ГО и ЧС, радиофикации, громкоговорящей распорядительно-поисковой и двусторонней диспетчерской связи
- •8.23 Система промышленного видеонаблюдения
- •8.24 Локальная система оповещения
- •8.25 Описание и обоснование конструктивных решений зданий и сооружений, включая их пространственные схемы, принятые при выполнении расчётов строительных конструкций
- •8.25.1 Перечень проектируемых зданий и сооружений
- •8.25.2 Здание служебно-эксплуатационного блока
- •8.25.3 Здание ремонтно-механической мастерской
- •8.25.4 Здание КПП
- •8.25.5 Здание Электросистем
- •8.25.6 Резервуар-накопитель дождевых сточных вод
- •8.25.7 Блок-бокс дизельной электростанции
- •8.25.8 Блок-бокс понижающего трансформатора
- •8.25.9 Установки КНС дождевых сточных вод
- •8.25.10 Установка очистки дождевых сточных вод
- •8.25.11 Выгреб
- •8.25.12 Резервуар противопожарного запаса воды
- •8.25.13 Мачты прожекторные с молниеотводом
- •8.25.14 Мачты 12 м для системы промышленного видеонаблюдения
- •8.25.15 Мачта системы локального оповещения
- •8.25.16 Кабельный канал для прокладки сетей электроснабжения
- •8.25.17 Анализаторный блок-бокс
- •8.25.18 Местная панель управления блочного исполнения
- •8.25.19 Мачты 35 м для системы промышленного видеонаблюдения
- •Перечень принятых сокращений
|
0 |
|
|
2 |
39 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
вварки катушек с характеристиками (толщиной, маркой стали) как у труб, к которым будет осуществлена стыковка на сварке. Длина «захлестной» катушки принята не менее одного диаметра трубы. Стыки с обеих сторон от катушек будут являться захлестными.
Общее описание подводного участка трассы проектируемого трубопровода представлено в томе 3.1 0284.034.001.П.0004-ТКР1 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030100RU-02)
Раздел 3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения» Часть 1 «Технология трубопроводного транспорта».
Общее описание берегового участка трассы проектируемого трубопровода представленовтоме 3.7.1 0284.034.001.П.0001-ТКР7.1(W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030701RU- 02)Раздел3«Технологическиеиконструктивныерешениялинейногообъекта.Искусственные сооружения» Часть 7 «Линейная часть газопровода. Береговой участок».
Система диагностики состояния газопровода
Основная цель системы диагностического обследования морского газопровода – обеспечение бесперебойного транспорта газа, в соответствии с плановой производительностью морского газопровода при безаварийной его работе и с минимизацией издержек от рисков природного и техногенного характера.
Для осуществления внутритрубной диагностики на площадке ДОУ установлены камеры запуска внутритрубных устройств.
Техническое диагностирование морского газопровода выполняют эксплуатирующие и специализированные организации.
Техническое диагностирование (обслуживание) морского газопровода разделяют на функциональное (плановое) диагностирование после завершения строительства в течение первого года эксплуатации, специальное и тестовое диагностирование.
Первую внутритрубную диагностику следует проводить после завершения строительства.
Периодичность проведения внутритрубной диагностики трубопровода (участка трубопровода) установлена стандартами эксплуатирующей организации.
Процедура проведения внутритрубного технического диагностирования определена в ГОСТ Р 55999.
8.3Площадка ДОУ
В проекте предусмотрена площадка ДОУ, состоящая из технологической и производственно-эксплуатационной площадки.
На технологической площадке ДОУ (на каждой нитке) предусматриваются:
−камеры запуска ДОУ, с концевым затвором и механизмом его открытия и закрытия, блокировки и сигнализации;
−байпасы аварийных кранов с продувкой на каждой нитке
−фильтр мультициклонного типа;
Общая пояснительная записка |
37 |
|
0 |
|
|
2 |
40 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
−технологическая обвязка камеры запуска ДОУ (подача газа на проталкивание ДОУ 16", на свечу опорожнения камеры 3", уравнительная линия 4", предохранительный клапан 2", локальная вентиляция 2");
−тройник на врезке байпаса в газопровод с решеткой для предотвращения застревания поршня;
−продувочная свеча для продувки камеры и сброса газа с площадки ДОУ;
−свеча безопасности для автоматического сброса газа с участков между входным и выходным отсеченным краном;
−системы контроля прохождения ВТУ с помощью сигнализаторов на камере;
−линии трубопроводов подвода и сброса давления из полостей кранов;
−щит управления узлом запуска с выводом на него сигналов от датчиков прохождения поршней и управлением арматуры в узле;
−опоры под трубы;
−площадки обслуживания;
−электроснабжение;
−молниезащита;
−охранная сигнализация;
−расходомер газа;
−входные 28" и выходные 48"отсечные краны;
−анкерный блок;
−ВЭИ.
На четырех входных газопроводах диаметром 28" предусмотрена установка кранов безопасностииизолирующихмонолитных вставок(ВЭИ)накаждой нитке.На двухвыходных газопроводах диаметром 48" предусмотрены по два крана безопасности и ВЭИ на каждой нитке.
В границе площадки ДОУ предусмотрены анкерные блоки, которые воспринимают продольные нагрузки, возникающие в трубопроводах.
КонструкцияанкерныхблоковприведенавтомеW-EN-ENG-PRU-RPD-857-040303RU- 02 "Здания, строения и сооружения, входящие в инфраструктуру линейного объекта. Площадка ДОУ. Конструктивные и объемно-планировочные решения. Анкерный блок. Текстовая и графическая часть".
Проектируемые газопроводы 48" имеют постоянный внутренний диаметр 1153 мм и равнопроходную запорную арматуру.
На ответвлениях от основных трубопроводов 48" номинальный диаметр которых составляет свыше 0,3 номинального диаметра основного трубопровода, применены тройники с решеткой, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.
Общая пояснительная записка |
38 |
|
0 |
|
|
2 |
41 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
Узлы запуска запроектированы из труб, соединительных деталей, запорнорегулирующей арматуры (ЗРА), камер, соединенных между собой при помощи сварки и фланцевых соединений (для расходомеров, фильтров, предохранительных и регулирующих кранов).
На площадке ДОУ будут выполняться следующие операции:
−Запуск в морской газопровод диагностических и очистных устройств с использованием камер запуска;
−Открытие/закрытие подачи газа в морской газопровод;
−Подготовка (механическая очистка) газа перед транспортировкой через морской газопровод;
−Измерение расхода газа.
Оборудование и трубопроводы на площадке ДОУ располагаются надземно на опорах преимущественно на расстоянии 1,8 м от поверхности земли до оси трубы. Далее в сторону моря (по ходу газа) до анкерных блоков трубопровод опускается в землю отводами и следует в подземном исполнении.
Чертежи технологической части площадки ДОУ представлены в томе 3.7.2
0284.034.001.П.0001-ТКР7.2 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030702RU-02) «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения. Линейная часть газопровода. Береговой участок. Графическая часть».
8.4Трубы и соединительные детали
На береговом участке морского трубопровода от площадки ДОУ до точек соединения с трубопроводом 32” предусмотрено 4 нитки газопроводов 28" внутренним диаметром 654,2 мм, научастке от площадки ДОУ до береговой линииуреза воды (граница береговогоучастка) предусмотрено 2 нитки газопроводов 48" внутренним диаметром 1153 мм. Рабочее давление на береговом участке 22,1МПа.
Выбор толщины стенки трубы DN1200 для берегового участка выполнен согласно СТУ в соответствии с требованиями п. 8.4.4.3 ГОСТ Р 54382.
Для сооружения газопроводов DN1200 приняты стальные электросварные прямошовные трубы из стали класса прочности SAWL 485FD с пределом прочности 570 МПа и пределом текучести 485 МПа.
Выбор толщины стенки трубы DN700 согласно СТУ определен по критерию сопротивления внутреннему давлению. Окружные напряжения, возникающие в трубе от давления газа, должны быть менее 0,67 от предела текучести стали труб.
Для сооружения газопроводов DN700 приняты стальные электросварные прямошовные трубы из стали класса прочности L485М с пределом прочности 570 МПа и пределом текучести 485 МПа.
Расчеты газопровода по вышеуказанным состояниям приведены в томе 3.7.3
0284.034.001.П.0001– ТКР7.3 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030703RU-02). Результаты расчетов приведены в п.4.
В томе 3.3 0284.034.001.П.0004-ТКР3 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030300RU-02)
Раздел 3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные
Общая пояснительная записка |
39 |
|
0 |
|
|
2 |
42 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
сооружения» Часть 3 «Обоснование толщины стенки труб и параметры конструкций ограничителей лавинного смятия» представлено обоснование толщины стенки газопровода на морском участке принятой равной 34,6 мм. Ограничители лавинного смятия на данном участке не предусматриваются.
НаплощадкеДОУ,атакженаучасткепримыканиякплощадкеДОУ(примернов140м от ограды) принята труба 1235х41мм с повышенной толщиной стенки по сравнению с расчетной, исходя из условия возможности сварки с соединительными деталями и запорной арматурой.
На всем береговом участке трубопровода DN1200 до перехода с толщины стенки 34,6 мм на толщину стенки 41,0 мм применяются трубы с наружным бетонным покрытием толщиной 60 мм. В месте выполнения захлеста участков протаскивания трубопровода со стороны ТУС и со стороны ДОУ применяются две трубы 48” с толщиной стенки 34,6 мм без наружного бетонного покрытия.
Трубы приняты с заводским наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием толщиной 4,2 мм:
─первый слой − грунтовочный на основе термоплавких порошковых композиций толщиной не менее 0,15 мм;
─второй слой − адгезив на основе гранулированных термостабилизированных полиолефиновых композиций толщиной не менее 0,2 мм;
─третий слой − основной защитный на основе термо-, светостабилизированных полиэтиленовых композиций высокой плотности.
Изоляция зон сварных стыков предусматривается термоусаживаемыми манжетами. Необетонированный участок трубопровода в месте сварного стыка двух труб с бетонным покрытием заполняется полиуретаном высокой плотности после установки термоусаживаемой манжеты.
Для защиты термоусаживаемых манжет на участках трубопровода без бетонного покрытия (толщина стенки труб 41,0 мм, а также при выполнении захлеста участков протаскивания трубопровода со стороны ТУС и со стороны ДОУ) принят скальный лист/лента по ТУ 2246-001-96017324-2010 или аналог.
Покрытия подземных отводов 28” и 48” выполнены термоусаживаемыми манжетами с общей толщиной 2,5 мм. Для защиты покрытия отводов принят скальный лист/ленту по ТУ
2246-001-96017324-2010 или аналог.
Для надземных трубопроводов предусмотрено лакокрасочное покрытие толщиной не менее 320 мкм.
Допустимые отклонения наружного диаметра труб DN1200, овальности, кривизны, а также габаритные размеры труб должны соответствовать разделу 9.5.12 ГОСТ Р 54382.
Для снижения гидравлического сопротивления газопровода трубы внутренним 48” предусмотрены с внутренним гладкостным покрытием, нанесенным в заводских условиях.
Общая пояснительная записка |
40 |
|
0 |
|
|
2 |
43 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг» |
|
|
Таблица 8.1 |
– Результаты расчета толщины стенки труб 28" и 48" |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Временное |
Предел |
|
Коэффициент |
|
|
Наружный |
Рраб., |
сопротив- |
Класс |
Толщина |
|||
текучес- |
запаса / Класс |
||||||
ление |
местоположе- |
стенки труб, |
|||||
диаметр, мм |
МПа |
ти, |
безопасности |
||||
разрыву, |
ния |
мм |
|||||
|
|
σт, МПа |
газопровода |
||||
|
|
σв, МПа |
газопровода |
|
|||
|
|
|
|
|
|||
711,2 |
22,1 |
570 |
485 |
КМ2 |
0,67 |
28,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1222,2 |
22,1 |
570 |
485 |
КМ2 |
Средний |
34,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Нормативный температурный перепад в металле стенок труб принят равным разнице между максимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода и составляет ∆t=39,4о.
Углы поворота в вертикальной и горизонтальной плоскостях газопроводов 48" осуществляются за счет радиусов упругого изгиба труб.
Минимальные радиусы упругого изгиба газопровода 48" исходя из условия прочности для продольных и эквивалентных напряжений при температурном перепаде ∆t=39,4о составляют:
1222,2х34,6 – 3000м
Расчеты газопровода из условия прочности для продольных и эквивалентных напряжений приведены в томе 3.7.3 W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030703RU-02 (0284.034.001.П.0001– ТКР 7.3).
Контроль качества сварных соединений трубопроводов 48”, включая трубопроводы на площадке запуска ДОУ, предусмотрен методами неразрушающего контроля в объеме:
─100% визуально-измерительный контроль;
─100% АУЗК.
Контроль качества сварных стыков трубопроводов площадки запуска ДОУ (за исключением трубопроводов 48”), а также на участках четырех ниток газопроводов 28”от технологическойплощадкидоточексоединенияструбопроводом32”предусмотренметодами неразрушающего контроля в объеме:
─100% визуально-измерительный контроль;
─100% контроль радиографическим методом;
─100% магнитопорошковая дефектоскопия;
─УЗК – в дополнение к радиографическому контролю для уточнения характеристик и размеров дефектов при неоднозначных результатах измерений.
Контролькачествазамыкающихстыков, выполненныхручнойсваркой,предусмотрен:
─100 % визуально-измерительный контроль;
─100 % УЗК;
─100 % контроль радиографическим методом;
─100 % магнитопорошковая дефектоскопия.
Общая пояснительная записка |
41 |