Проектирование строительства газопровода-отвода

 

Вставить транспортную схему рис 4.9                                                                                      

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.14 Телемеханизация линейных сооружений

В соответствии с  проектной документацией телемеханизации подлежит крановый

узел № 47 Ду700мм.

В объем телемеханизации кранового узла № 47 Ду700мм входит:

– сигнализация положения крана № 47 и кранов байпасной обвязки;

– дистанционное управление краном № 47 и кранами байпасной обвязки.

Контроль давления газа (по месту) осуществляется манометром типа МП4-У. Измерение давления газа производится датчиком избыточного давления, взрывозащищенного исполнения типа PC-28Ех, с выходным токовым сигналом 4…20 мА.

Манометры и датчики избыточного давления устанавливаются в отборные устройства на стояках отбора давления газа.

Обвязка байпасных и свечных кранов питающим газом осуществляется путем его отбора от соответствующих отборных устройств, установленных на стояках отбора газа

На крановом узле № 47 проектной документацией предусмотрено выполнить:

– подключение электропневмогидравлического узла управления ЭПУУ-6-4 на КУ;

– установку соединительной коробки;

– прокладку кабельных линий по площадке от устанавливаемых приборов до

соединительной коробки;

– прокладку кабельных линий от соединительной коробки до КП ТМ.

Узел управления ЭПУУ-6-4 предназначен для дистанционного и местного (ручного)

управления операциями по открытию и закрытию кранов с рабочим давлением до 10,0 МПа и одновременной сигнализацией крайних положений запорного органа шарового крана

осуществляется посредством встроенного в ЭПУУ указателя положений. Проектной

документацией к установке принят электропневмогидравлический узел управления ЭПУУ-6-4 во взрывобезопасном исполнении с видом взрывозащиты “взрывонепроницаемая оболочка”, маркировка взрывозащиты IE×dIIAT3.

Для сбора информации и централизованной передачи данных в КП ТМ на крановой

площадке устанавливается соединительная коробка КСВ-1.

Для передачи всех требуемых сигналов телемеханизации от соединительных коробок КУ до

существующих КП ТМ проектной документацией предусмотрено выполнить прокладку линий связи кабелями марки КВБбШв 27×1.5. Кабели телемеханики следует проложить в траншее согласно требованиям ПУЭ издание 7 п.2.3.14, п.2.3.15.

Для обеспечения резервного питания в спецификации предусмотрено две аккумуляторные

батареи типа SONNENSCHEIN F412/85F10.

Присоединения защитных проводников к корпусам датчиков, коробкам соединительным и

броне кабелей телемеханики выполнять при помощи болтовых соединений с защитой контакта от коррозии и раскручивания.

 

4.15  Электрохимическая защита

Проектные решения по защите от электрохимической коррозии приняты в соответствии с

требованиями СНиП 2.05.06-85*, ГОСТ Р 51164-98, СТО Газпром 9.2-003-2009.

Существующая система электрохимической защиты газопровода-отвода к ГРС-1

г. Волжский на участке км0,0–км3,7 данной проектной документацией не изменяется.

Капитальный ремонт системы электрохимической защиты участка газопровода-отвода

предусматривает:

- установку контрольно-измерительных пунктов (КИП);

– монтаж реостатного блока совместной защиты БСЗ(Р) 1/25-У1 на КИП, устанавливаемом

на проектируемой электроизолирующей вставке;

- установку маркерных накладок.

В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 и СТО Газпром 9.2-003-2009

подключение контрольно-измерительных пунктов предусмотрено выполнить по трассе

газопровода-отвода, по трассе газопровода-отвода с маркерными накладками, у ограждений

крановых узлов, на электроизолирующей вставке. В зависимости от места подключения к монтажу предусмотрены следующие типы КИП:

- КПЭХЗ (СТЕКОН) 2-1-П-4/0-К;

- КПЭХЗ (СТЕКОН) 2-1-МП-12/0-К;

– КПЭХЗ (СТЕКОН) 2-1-ИП-8/4-К.

Местоположение контрольно-измерительных пунктов представлено в таблице

Сделать таблицу № 17

Подключение КИП к газопроводу-отводу осуществлять двужильными кабелями ВБбШв 2×6

через клеммную панель согласно схемам соединений, представленным на чертеже рабочей

документации 348.Р-04.03.02.01-ЭХЗ лист 6. Соединительные кабели должны иметь маркировку, соответствующую схеме соединений. Присоединение кабелей к газопроводу-отводу выполнить термической сваркой с использованием паяльно-сварочных стержней марки ЭХЗ-1150. Прокладку соединительных кабелей от КИП до точек подключения осуществлять по верхней образующей газопровода-отвода с креплением монтажной лентой ЛМ5-УХЛ2 с шагом 1 м.

Для измерения поляризационного потенциала все контрольно-измерительные пункты

оборудовать медно-сульфатными электродами сравнения типа СМЭС-2ВЭ. Контрольно-

измерительный пункт, устанавливаемый по трассе газопровода-отвода с маркерными накладками, оборудовать индикатором коррозионных процессов ИКП 10-012.

Электроды сравнения СМЭС-2ВЭ установить в грунт ниже уровня промерзания так, чтобы

дно корпуса и датчик потенциала находились на уровне нижней образующей газопровода-отвода и на расстоянии 0,1 м от его боковой поверхности, при этом плоскость датчика должна быть перпендикулярна оси трубопровода.

Индикатор коррозионных процессов ИКП 10-012 установить на корпусе электрода

сравнения СМЭС-2ВЭ индикаторами наружу с последующим креплением нейлоновой кабельной стяжкой CV-550×8. Перед установкой индикатора удалить с внешней пластины консервационную смазку с помощью растворителя (ацетон, бензин, спирт и т.д.). Изъять грунт с места установки индикатора, удалить твердые включения, размочить водой и смазать жидким грунтом поверхность внешней пластины до верхней образующей корпуса индикатора. Индикатор разместить в месте установки и присыпать грунтом. Залить грунт водой и произвести окончательную засыпку с промежуточной трамбовкой грунта. Кабель с разъемом вывести в КИП. Произвести инициализацию индикатора. Инициализация заключается в подключении индикатора к анализатору ИКП ООО “Завод газовой аппаратуры “НС”. Запрещается проведение инициализации индикатора до его установки, так как это может существенно повлиять на точность измерения скорости коррозии. Инициализацию проводить только в день установки индикатора.

Согласно ГОСТ Р 51164-98, установку КИП производить над осью газопровода-отвода со

смещением от нее не далее 0,2 м от точки подключения к газопроводу-отводу контрольного

кабеля. После завершения монтажа КИП промаркировать и привязать к трассе газопровода-

отвода. Для закрепления КИП в грунте следует использовать бетонирование.

Для привязки данных внутритрубной дефектоскопии на отремонтированном участке

газопровода-отвода предусмотрено выполнить восстановление маркеров расстояния. Места

установки маркеров представлены в таблице 17.__

Маркерные накладки 450×450мм изготовить из стальной электросварной прямошовной

трубы Ду700мм. Изготовленные накладки установить попарно на верхней образующей трубы

вдоль оси газопровода-отвода на расстоянии 10 м от контрольно-измерительного пункта по ходу движения газа и на расстоянии 0,1 м одна от другой, с креплением липкой полиэтиленовой оберткой “Полилен-ОБ” к поверхности газопровода-отвода в два слоя. Зазор между прилегающей пластиной и трубой не должен превышать 4 мм.

Проектной документацией предусмотрено произвести защиту проектируемого газопровода-

отвода к ГРС-1 г. Волжский от существующей установки катодной защиты УКЗ № 84,

расположенной на территории ГРС-1, через блок БСЗ(Р) 1/25-У1.

Присоединение выводов кабелей от КИП к газопроводу-отводу выполнить в соответствии со

схемой, представленной на чертеже рабочей документации 348.Р-04.03.02.01-ЭХЗ лист 5.

Пассивную защиту газопровода-отвода настоящей проектной документацией предусмотрено

выполнить посредством использования труб с заводским наружным трехслойным

полиэтиленовым покрытием усиленного типа.

Нарушенное изоляционное покрытие на узлах подключения средств ЭХЗ к газопроводу-

отводу подлежит восстановлению. При присоединении кабеля к трубопроводу узел

присоединения покрыть лентой термоусаживающейся ТЕРМА-РЗ и лентой термоусаживающаейся ТЕРМА-Р. Толщина восстановленного изоляционного покрытия должна соответствовать существующему покрытию.

На период эксплуатации газопровода-отвода измерительные клеммы на панели контрольно-

измерительного пункта следует замкнуть коммутирующими разъемными перемычками, а

силовые – силовыми перемычками. На период проведения измерений измерительные перемычки снять.

Молниезащита

В соответствии с данной проектной документацией молниезащите подлежат крановые узлы

№№ 46, 47 Ду700мм.

Защищаемые объекты газопровода-отвода к ГРС-1 г. Волжский в соответствии с

требованиями РД 34.21.122-87 имеют II категорию молниезащиты с надежностью не менее 0,95 от прямых ударов молнии. Параметры молниезащиты рассчитаны в соответствии с требованиями РД 34.21.122-87.

Проектной документацией по завершении ремонтных работ предусмотрено выполнить:

– установку на защищаемых объектах одиночных стержневых молниеотводов для защиты от

прямых ударов молнии;

– устройство заземления для каждого стержневого молниеотвода.

Молниеприемник и токоотвод закрепить на опоре СВ 110-5 хомутом.

Устройство заземления опоры молниеприемника выполнить в соответствии с чертежом

 Защитные заземления выполнить  из оцинкованных материалов.

 

4.17 Технологическая связь

Существующая система связи на участке км0,0–км3,7 газопровода-отвода к ГРС-1

г. Волжский данной проектной документацией не изменяется.

В ходе проведения работ по капитальному ремонту участка газопровода-отвода проектной

документацией предусмотрено выполнить переукладку вдольтрассовой кабельной линии связи на участке ПК0+00–ПК9+40 кабелем ЗКПБ 1×4×1.2 на расстоянии 9 м слева от проектируемого газопровода-отвода.

Кабель связи проложить в траншее на глубине не менее 1,2 м слева от оси газопровода-

отвода на расстоянии 9 м. Прокладку кабеля связи на участке ПК0+00–ПК9+40 выполнить в

соответствии с чертежом рабочей документации 348.Р-04.03.02.01-СС лист 2.

Соединения кабельной вставки с существующим кабелем связи выполнить с помощью

кабельных муфт ТУМ-КС-2Ма производства ООО “КСС-КОНТАКТ”. В месте монтажа муфт

установить замерный столбик и шаровый маркер линии связи 1401-XR EMS II.

 

  4.18 Контроль качества

Контроль качества строительства трубопровода с укладкой в траншею должен соответствовать требованиям следующих документов:

СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства»;

СНБ 1.03.04-2000 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения»;

СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве»;

СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы»;

ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ» Часть I, II;

Контроль качества должен охватывать весь комплекс работ  с обязательным пооперационным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ требованиям проектной и нормативной документации.

Приборы и инструменты (за исключением простейших шаблонов) должны быть заводского изготовления и иметь утвержденные в установленном порядке паспорта, подтверждающие их соответствие требованиям государственных стандартов и технических условий.

Допустимые среднеквадратичные погрешности следует при построении геодезической разбивочной основы принимать: угловые измерения ±2 мин; линейные измерения минус 0,001; определение отметок ±50 мм.

В качестве средств измерений при контроле геодезической разбивочной основы применяют: теодолиты, нивелиры, линейки нивелирные, ленту мерную и отвесы.

Приемка труб, деталей и узлов трубопроводов, запорной и распределительной арматуры производится организацией-получателем или специализированной службой входного контроля в присутствии представителя организации получателя в процессе получения труб от заводов-изготовителей и других поставщиков по месту разгрузки продукции с транспортных средств или после транспортировки ее от мест разгрузки на площадки складирования.

Каждая партия труб должна иметь сертификат завода-изготовителя, в котором указывается номер заказа, технические условия или ГОСТ, по которым изготовлены трубы, размер труб и их число в партии, номера плавок, вошедших в партию, результаты гидравлических и механических испытаний, заводские номера труб и номер партии.

Все детали, узлы трубопроводов и элементы запорной арматуры должны иметь технические паспорта.

По результатам освидетельствования комиссия составляет акт, в котором указывают число освидетельствованных труб, число труб, признанных годными для использования при сооружении газонефтепроводов, подлежащих ремонту, и число полностью отбракованных труб. В последнем случае в акте комиссия должна указать возможность их дальнейшего использования в народном хозяйстве. В акте должны быть указаны причины, в результате которых трубы потребовали ремонта или пришли в негодность.

Контроль качества земляных работ при укладке трубопровода в траншею производится по следующим параметрам:

• отклонение оси траншеи от прямой на длине  42,6м (100Д);
• глубина траншеи;
• ширина траншеи по низу на прямолинейных участках;
• ширина траншеи по низу на криволинейных участках;
• отклонение дна траншеи от проектного положения по вертикали;
• изменение фактических радиусов кривизны траншей на участках поворота горизонтальных кривых;

- отметка верха насыпи при засыпке.

При укладке трубопровода в траншею проверяются:

• параметры расстановки трубоукладчиков;
• сохранность изоляционного покрытия;
• состояние и положение уложенного трубопровода.