Обоснование выбора маршрута прохождения газопровода и границ охранной зоны присоединяемого газопровода, а также сооружений на нем

Согласно принципиальной схеме газоснабжения данным проектом предусматривается прокладка следующих трубопроводов:

• газопровода Г3 высокого давления II категории, давлением 0,6 МПа (изб.), расчетное давление 0,6 МПа; температура плюс 5…11 °С, диаметром 89х6 мм, 57х6 мм от ограждения площадки ПСП до здания котельной (поз.38 по ГП). Протяженность сетей газоснабжения Г3 по площадке ПСП составляет 300 м;
• газопровода ТГ31 высокого давления II категории, давлением 0,6 МПа (изб.), расчетное давление 0,6 МПа; температура плюс 5…11 °С, диаметром 57х6 мм, от узла трубопроводов на пикете ПК1+91,1 (ПК2+61,8) до подогревателей нефти. Протяженность сетей газоснабжения ТГ31 по площадке ПСП составляет 100,4 м;

Продувочные газопроводы согласно принципиальной схеме предусматриваются для следующих трубопроводов:

• на газопроводе Г3 в узле ответвления на печи, диаметр продувочного газопровода 45х3 мм, высота продувочного газопровода не менее 6 м от уровня земли. При выводе газопровода на ремонт, объем сбрасываемого газа составит 10,5 м³;
• на газопроводе Г3 возле котельной, диаметр продувочного газопровода 45х3 мм, высота продувочного газопровода не менее 6 м от уровня земли (на 1 м выше конька крыши котельной). При выводе газопровода на ремонт, объем сбрасываемого газа составит 1,2 м³.

Расстояния между продувочными газопроводами в узле ответвления на печи и продувочным газопроводом на Г3 возле котельной  — 65 м.

Количество фланцевых соединений на проектируемых газопроводах:

• на газопроводе Г3 — 8 шт.;
• на газопроводе ТГ31 — 2 шт.

Газопроводы прокладываются надземно на опорах с учетом их теплового удлинения. Расстояния от газопровода до совместно проложенных на эстакаде коммуникаций принимаются из условий монтажа, осмотра и ремонта, но не менее 100 мм в свету.

Высота эстакады не менее 0,5 метра. Прокладка газопроводов в местах прохода людей предусматривается на высоте не менее 2,2 м (п. 5.13 СП 42-102-2004). При переходах через автодороги газопровод прокладывается на высоких опорах при этом расстояние в свету от верха автодороги до низа строительной конструкции не менее 6,0 м (п. 5.13 СП 42-102-2004).

Расстояния между неподвижными опорами, приняты согласно п. 5.16 СП 42-102-2004 и составляют: для газопроводов диаметром DN 50, 80 — не более 100 м.

Расчет длины пролета между подвижными опорами приведен в приложении Г.

Расчет длины пролета проектируемых газопроводов выполнен в соответствие с ГОСТ 32388-2013 «Технологические трубопроводы».

Согласно гидравлического расчета к проектированию сетей газоснабжения приняты трубопроводы диаметрами 89х6, 57х6 мм.

Расстояние между подвижными опорами согласно расчета составляет:

• для трубопровода 89х6 мм — 5,0 м;
• для трубопровода 57х6 мм — 4,0 м.

Проектируемые внутриплощадочные газопроводы прокладываются по совместным технологическим эстакадам с уклоном не менее 0,002 по ходу движения газа. Строительные конструкции под внутриплощадочные газопроводы в комплекте в томе 4 данного проекта.

Диаметры газопроводов определены из условий создания при максимально допустимых пределах давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы газоснабжения. Гидравлический расчет газопроводов приведен ниже.

Во избежание замерзания в период отрицательных температур, проектируемые газопроводы предусмотрены с электрообогревом и в тепловой изоляции.

Маршрут прохождения газопроводов по территории площадки ПСП определен размещением площадочных сооружений с учетом общих коридоров коммуникаций.

При выборе материала труб и изделий для трубопроводов учитывались рабочие параметры и свойства транспортируемой среды, свойства материалов (прочность, хладостойкость, стойкость против коррозии) и отрицательная температура окружающей среды (для трубопроводов, расположенных на открытом воздухе).

За расчетную отрицательную температуру воздуха при выборе материалов и изделий для газопроводов принята:

• температура наиболее холодной пятидневки района с обеспеченностью 0,92 (минус 46 °C) для трубопроводов надземной прокладки, предназначенных для непрерывного режима работы (так как рабочая температура стенки трубопровода, находящегося под давлением, отрицательная и положительная);
• абсолютная минимальная температура района строительства минус 57 °C для трубопроводов надземной прокладки, предназначенных для периодического режима работы (так как температура стенки трубопровода, находящегося под давлением и вакуумом, может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха).

Газопровод Г3 высокого давления II категории.

По площадке ПСП газопровод Г3 прокладывается диаметром 89х6 мм от ограждения площадки ПСП до узла ответвления на подогреватели нефти П-1,П2; от узла ответвления газопровод Г3 прокладывается диаметром 57х6 мм до здания котельной. За начало трассы газопровода Г3 диаметром 89х6 мм принята точка подключения к внеплощадочному газопроводу на границе площадки ПСП.

Место подключения — подводящий газопровод диаметром 89х6 мм на границе площадки ПСП. Давление газа в точке подключения — 0,6 МПа.

Давление в газопроводе в точке подключения определено на основании технических требований на блок ГРПБ. Расчетное давление в газопроводе — 0,6 МПа.

На вводе проектируемого газопровода на площадку ПСП последовательно установлены: изолирующее фланцевое соединение и запорная арматура — кран шаровый стальной фланцевый DN 80, PN 16.

Газопровод ТГ31 высокого давления II категории.

По площадке ПСП газопровод ТГ31 прокладывается диаметром 57х6 мм от узла ответвления газопровода Г3 до подогревателей нефти П-1, П-2.

На вводе проектируемых газопроводов ТГ31 в подогреватели нефти П-1, П-2 предусмотрены шаровые краны с электроприводом. Алгоритм работы данных кранов рассмотрен в томе 5.7.1.1.

Гидравлический расчет газопроводов Г3 и ТГ31 выполнен в соответствии с требованиями

СП 42-101-2003 п. 3.21-3.40 и приведен в таблице ниже (

Таблица 3).

Гидравлический расчет газопровода высокого давления Г3

Расчет газопроводов на прочность включает определение толщин стенок труб и соединительных деталей трубопроводов по рабочему давлению. Расчетный срок безопасной эксплуатации проектируемых газопроводов и расчет толщины стенки выполнен в приложении Б. Назначенный и расчетный срок службы газопроводов составляет 20 лет.

Трубы, проектируемые на открытом воздухе, предназначены для эксплуатации при минимальной температуре окружающей среды (наружного воздуха) от минус 60 °С и выше.

Сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю с целью выявления наружных дефектов всех видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов.

Допуски по геометрическим размерам, отклонениям по диаметру, овальности поперечного сечения элементов газопроводов, взаимному не совмещению свариваемых изделий не должны превышать норм, предусмотренных нормативно-технической документацией.

Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.

Визуально-измерительный контроль качества сварных соединений производится в соответствии с требованиями государственных стандартов и нормативно-технических документов.

Стыковые соединения стальных надземных газопроводов Г3 и ТГ31 подлежат контролю физическим методом в объеме 5% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком.

Стыковые соединения стальных надземных газопроводов на участках переходов над автодорогами I-III категорий подлежат контролю физическим методом в объеме 100% от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком.

После окончания монтажных работ и укладки на опоры газопроводы должны быть испытаны на герметичность воздухом.

Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства работ. Очистку полости внутренних газопроводов следует производить перед их монтажом продувкой воздухом.

Продувка надземных газопроводов (диаметром до 219 мм) на опорах осуществляется без пропуска очистного устройства скоростным потоком (15-20 м/с) воздуха.

Согласно СП 62.13330.2011 испытание газопроводов произвести пневматически:

• газопровод Г3 высокого давления II категории с рабочим давлением Р = 0,6 МПа — испытательное давление 0,75 МПа в течение 1 часа;
• газопровод ТГ31 высокого давления II категории с рабочим давлением Р = 0,6 МПа — испытательное давление 0,75 МПа в течение 1 часа.

Результаты испытания на герметичность считают положительными, если в течение испытания давление в газопроводе не меняется, то есть не фиксируется видимое падение давления манометром класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также жидкостным манометром падение давления фиксируется в пределах одного деления шкалы.

По завершении испытаний газопровода давление снижают до атмосферного, устанавливают автоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы и выдерживают газопровод в течение 10 мин под рабочим давлением (давление испытания газопровода на герметичность составляет 0,6 МПа). Герметичность разъемных соединений проверяют мыльной эмульсией.

Перед производством антикоррозионных покрытий поверхность газопроводов необходимо очистить от окислов металлов.

Для защиты от атмосферной коррозии наружной поверхности трубопроводов, арматуры и оборудования под теплоизоляцией применяется следующая система покрытий общей толщиной 240 мкм:

• эпоксидная грунтовка — один слой толщиной 140 мкм;
• эпоксидное покрытие — один слой толщиной 100 мкм.

Для исключения условий выпадения конденсата и для поддержания необходимой температуры газа, прокладка газопроводов предусматривается с саморегулирующим греющим кабелем и в тепловой изоляции.

В качестве тепловой изоляции для проектируемых газопроводов принято:

• для трубопроводов DN 50, DN 80 цилиндры теплоизоляционные из минеральной ваты на синтетическом связующем марки 150 ГОСТ 23208-2003.

Покровный слой — тонколистовая оцинкованная сталь ОЦБ-ПН-НО толщиной 0,5 мм ГОСТ 14918-80.

Опознавательная окраска, установка предупреждающих знаков и маркировочных щитков участков газопровода производить в соответствии с ГОСТ 14202-69.

Применяемая в проекте запорная стальная арматура имеет класс герметичности затвора А по ГОСТ Р 54808- 2011, климатическое исполнения — для холодного климата с установкой на открытых площадках — ХЛ1 (по ГОСТ 15150-69).

Согласно ПУЭ зоны в радиусе 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений являются взрывоопасными зонами.

Для газопровода согласно «Правил охраны газораспределительных сетей», установленных постановлением Правительства Российской Федерации №870 от 20.11.2002 г. предусматривается охранная зона вдоль трасс наружных газопроводов — в виде территории, огражденной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метра с каждой стороны газопровода.

Для проектируемых газопроводов диаметрами DN 80, DN 50, DN 40 применяются трубы стальные бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8732-78 из стали марки 09Г2С ГОСТ 19281-2014 класса прочности К48. Трубы отвечают требованиям СП 42-102-2004, класс прочности К48.

Механические свойства применяемых труб представлены в таблице ниже (Таблица 5). Сортамент труб представлен в таблице ниже (Таблица 4).

Сортамент труб

Механические свойства труб

Дополнительные испытания: ударная вязкость для основного металла труб и деталей трубопроводов на образцах КСU (при температуре испытания минус 60 °С) не менее 39,2 Дж/см2 — для трубопроводов с толщиной стенки ≤ 12 мм.

Трубопроводы свариваются встык с установкой в необходимых местах соединительных деталей (отводов, тройников). На вводе в котельную установлено изолирующее фланцевое соединение.

Согласно ПУЭ зоны в радиусе 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений являются взрывоопасными зонами.

Для газопровода согласно «Правил охраны газораспределительных сетей», установленных постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2002 г. предусматривается охранная зона вдоль трасс наружных газопроводов — в виде территории, огражденной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метра с каждой стороны газопровода.

На подводящем газопроводе к котельной на наружной стене здания на высоте 1,0 м устанавливается отключающая стальная фланцевая арматура и изолирующее фланцевое соединение.

На вводе газопровода в котельную внутри помещения устанавливаются термочувствительный запорный клапан, перекрывающий подачу газа при достижении температуры воздуха в помещении котельной 100 °С и быстродействующий запорный клапан.

Согласно п.16.31 СП 89.13330.2012 в котельной предусмотрены выводы сигнализации на диспетчерский пункт при:

• — достижении загазованности помещения 10 % нижнего предела взрываемости природного газа;
• — при достижении концентрации в помещении котельной 20 мг/м3 угарного газа.

При выполнении этих условий выполняется автоматическое включение аварийной вентиляции в котельной и отключение подачи топлива в котельную.

Снижение давления газа до требуемого перед горелками котлов осуществляется газорегуляторной установкой (ГРУ). В ГРУ предусматриваются две нитки редуцирования газа (рабочая и резервная) с установкой фильтра, узла учета расхода газа, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольных измерительных приборов (КИП) на каждой нитке.

На отводе газа к каждому котлу устанавливается запорная арматура, клапаны электромагнитные быстродействующие, термозапорный клапан и узел учета расхода газа.

Горелки котлов оборудуются отключающей арматурой, двумя располагаемыми последовательно предохранительными клапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности затворов предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой.

Горелки оборудованы блоком газовых клапанов с устройством контроля герметичности и автоматикой управления и контроля работой горелки.

Предохранительные сбросные клапаны обеспечивают сброс газа при превышении номинального рабочего давления после регулятора не более чем на 15 %; верхний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать номинальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25 %.

Точность срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) составляет ±10 % заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРУ. Предохранительные сбросные клапаны (ПСК) обеспечивают открытие при превышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15 %.

Газопроводы внутри помещения котельной имеют свободный доступ к фронту котлов и горелкам котлов.

Газопроводы внутри котельной оборудованы продувочными трубопроводами от наиболее удаленного от места ввода участка газопровода, а также от отвода газоиспользующей установки перед последним по ходу газа отключающим устройством. Высота продувочного трубопровода составляет не менее 1 м от кровли котельной, диаметром не менее 20 мм. На продувочном трубопроводе установлен штуцер с краном для отбора проб.

Диаметры газопроводов определяются из условия создания, при максимально допустимых перепадах давления газа, наиболее экономичной и надежной эксплуатации системы