Реконструкция участка газопровода - отвода Чусовой -Березники - Соликамск 2

                                                     Оглавление
      Аннотация...............................................................................................................4
Введение...................................................................................................................5
Глава1. Краткая характеристика объекта и местные условия строительства.........................................................................................................8
1.1Общие данные.............................................................................................8
1.2Организационная структура строительства.............................................8
1.3Организационно - технологическая подготовка строительства............10
Глава 2. Технологический часть.......................................................................12
1.1 Расчет параметров многокомпонентной газовой смеси.......................12
2.2 Выбор конкурирующих вариантов транспорта газа по газопроводу.15
2.3 Определение числа КС и расстояние между ними................................17
2.4 Механический расчет газопровода..........................................................20
2.5 Проверка прочности и устойчивости трубопровода..............................23
Глава3. Основные строительно-монтажные работы линейной части.......24
3.1 Инженерная подготовка строительной полосы .....................................24
3.2 Расчистка строительной полосы от лесорастительности......................24
3.3Земляные работы .......................................................................................28
3.4Сварочные работы......................................................................................25
3.4.1Ручная электродуговая сварка кольцевых стыков труб......................25
3.4.2Односторонняя автоматическая сварка под флюсом на базах типа ССТ-ПАУ.........................................................................................................47
3.6Монтаж гнутых труб на углах поворота..................................................51
3.7Монтаж кранового узла.............................................................................51
3.8Монтаж магистрального газопровода......................................................53
3.9Изоляционно-укладочные работы монтаж захлестов.............................53
Глава4 Строительство переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия...............................................................................62
4.1Конструктивные схемы подводных трубопроводов..............................62
4.2Балластировка газопровода......................................................................65
4.3Прокладка трубопровода под автомобильной дорогой.........................67
4.4Расчет перехода под автомобильной дорогой........................................68
4.5Расчет на прочность защитного кожуха..................................................69
4.6 Расчет мощности установки горизонтального бурения........................72
4.7 Очистка внутренней полости...................................................................75 4.8Схемы очистки внутренней полости трубопровода...............................75
Глава 5. Экономическая часть...........................................................................77
        5.1 Расчет годовых затрат...............................................................................77
5.2 Расчет капитальных вложений.................................................................80
5.3 Планирование показателей по труду и заработной плате.....................81
5.4Расчет плана материально-технического обеспечение...........................87
5.5 Основные технико-экономические показатели......................................94
5.6 Расчет экономической эффективности проекта.....................................97
Глава6 Охрана окружающей среды...................................................................99
6.1 Мероприятия по охране окружающей среды при земляных работах.99
6.2Охрана труда.............................................................................................105
Заключение...........................................................................................................112
Список литературы.............................................................................................115
		






                                           Аннотация
      Тема данной дипломной работы: "Реконструкция участка газопровода - отвода Чусовой -Березники - Соликамск 2"
      В данной работе рассмотрена реконструкция участка газопровода «Чусовой -Березники - Соликамск 2», выполнение общестроительных,сварочно-монтажных,земляных, изоляционно-укладочных работ, переходы трубопроводов через различные естественные и искусственные препятствия, и решение конструктивных задач.
      Дипломная работа выполнена на листах формата А4, содержит 28таблицы, 17 рисунков. В дипломной работе использована различная литература по нефтегазовой отрасли, ведомственно-строительные нормативные документы (ВСН) и СНиПы.
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
     
     
     
     
     
                                            Введение
      Газовая промышленность России - одна из самых молодых и быстро прогрессирующих отраслей топливной промышленности. По запасам природного газа и его добыче Россия занимает 1-е место в мире. На долю России приходится более 1/3 мировых запасов газа.
      Новые достижения геофизических и геохимических методов разработки позволили увеличить оценки мировых запасов газа до 600 трлн. м3.
      Сейчас в мире накопилось много доказательств преимущества многократного технологического и экономического использования газа перед другими видами органического топлива.
      Рассматривая газовую промышленность с точки зрения воздействия на окружающую среду, следует заметить, что современный технический уровень технологии и технологического оборудования не позволяют исключить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу.
      Основные центры переработки природного газа расположены на Урале (Оренбург, Шкапово, Альметьевск), в Западной Сибири (Нижневартовск, Сургут), Поволжье (Саратов), на Северном Кавказе (Грозный). Комбинаты газопереработки тяготеют, как правило, к источникам сырья, месторождениям и крупным газопроводам. В отличие от нефти природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу отправлять потребителю. В России действует единая система газоснабжения, которая включает разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов, компрессорных установок (для сжатия газа и подачи его под давлением), подземных газохранилищ и других сооружений. Эта система позволяет ликвидировать колебания в его поступлении. Вблизи крупных потребителей (Москва, Санкт-Петербург и т.д.) созданы подземные хранилища газа, куда летом, когда потребности в газе ниже, закачивают газ.
      Добыча, переработка и транспортировка газа сосредоточена в крупнейшей корпорации - ОАО "Газпром", которая является самой крупной в мире газодобывающей структурой. В 2003 г. "Газпром" добыл 540 млрд. м3.
      Трубопроводы - единственный способ для перекачки больших объемов газа. В России их протяженность составляет около 140 тыс. км. Функционируют следующие системы газоснабжения: Центральная, Поволжская, Уральская, многониточная система Сибирь - Центр.
      В Пермском крае «СТРОЙГАЗМОНТАЖ» ведет реконструкцию газопроводов-отводов «Чусовой-Березники-Соликамск» от магистрального газопровода «Н.Тура-Чусовой-Пермь» (I и II пусковой комплекс), которая позволит повысить надежность газоснабжения потребителей этого региона.
      Заказчик: ЗАО «Газпром инвест Юг»
      Протяженность газопровода: 180 км (нитки №2)
      Диаметр трубы: DN 1420 мм
      Давление: 5,3 МПа
      Окончание строительства: 4 квартал 2014 года
      Газопроводы-отводы «Чусовой-Березники-Соликамск» были введены в эксплуатацию в 1970-х — 80-х годах. Их реконструкция предполагает строительство двух новых газопроводов параллельно действующим ниткам. Соответственно демонтаж старых газопроводов планируется после завершения строительства новых. 
      Летом 2012 года «СТРОЙГАЗМОНТАЖ» приступил к работам на линейной части второго пускового комплекса. В районе поселка Гремячинск Пермского края смонтирована трубосварочная база, на площадку строительства мобилизовано свыше 100 единиц строительной техники и более 260 человек. Первый пусковой комплекс включает строительство 180 км газопровода параллельно второй нитке действующего газопровода «Чусовой-Березники-Соликамск», переход через автодорогу г.Александровск - Малая Вильва, г. Березники - Чусовой,  сооружение подводных переходов через реки Косьва, Вильва, Усьва и Яйва. Завершить работы по строительству 2-го пускового комплекса планируется в 4 квартале 2013-го года.
      Данный проект представляет собой ряд инженерных решений выполненных в соответствии со всеми требованиями ГОСТ, СНиП.
      Протяженность участка составляет 180 км. Пропускная способность составляет30 млрд.м3/год.
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
     Глава 1. Краткая характеристика объекта и местные условия строительства
                                           1.1 Общие данные
      Реконструируемые газопроводы - отводы "Чусовой - Березники -Соликамск 2" (Ч-Б-С 2) проходят по территории Соликамского, Усольского, Александровского, Кизельского, Губахинского, Гремячинского, Чусовского районов Пермской края.
      Рельеф местности плавный, местами холмистый. Климат имеет следующие параметры:
      - средняя минимальная температура воздуха в году - 26 оС;
      - средняя максимальная температура воздуха в году +39 оС;
      - барометрическое давление 0,1 МПа;
      - ветры преобладают южного направления зимой и западного летом;
      - максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь 7,3 м/с;
      - минимальная из средних скоростей ветра по румбам за июль 4,1 м/с.
      Грунты, в основном, суглинистые и супесчаные, реже песчаные, на болотах – торфяные грунты. Температура грунта на глубине заложения оси газопровода 278,65 К. Глубина промерзания грунта 1,5 м.
      Строительство объекта: "Реконструкция газопроводов - отводов Чусовой - Березники -Соликамск 2" предусматривает строительство линейной части газопровода и его сооружений.
      
      1.2 Организационная структура строительства
      Заказчиком строящегося объекта "Реконструкция газопровода - отвода Чусовой -Березники - Соликамск 2" является ЗАО "Газпром инвест Юг", Генподрядчиком ООО "Стройгазмонтаж" подрядчиком ОАО "Специализированное управление №2".
      ОАО "Специализированное управление №2" выполняет работы всего комплекса в целом. Для выполнения работ специализированного характера (вырубка леса, электроснабжение линейных потребителей частично, телемеханизация линейной части, инженерно-технических средств охраны (охранная сигнализация крановых площадок), технологическая связь, кабельная линия связи), будут привлечены специализированные организации.
      ОАО "Специализированным управлением №2" будет создан комплексный участок строительства в состав которого войдут подразделения, выполняющие следующие виды работ:
      - общестроительные;
      - строительство подъездных дорог;
      - благоустройство территории;
      - подготовка полосы строительства;
      - погрузочно-разгрузочные;
      - сварочно-монтажные работы по поворотной сварки комплексом СТТ-ПАУ;
      - раскладка труб по трассе;
      - неповоротная сварка на трассе;
      - монтаж переходов и ликвидация технологических разрывов ;
      - монтаж технологических захлестов;
      - земляные;
      - изоляционно-укладочные;
      - балластировка трубопровода;
      - изоляция захлестов и ремонт захлестов;
      - разработка и засыпка траншеи;
      - строительство переходов;
      - монтаж крановых узлов;
      - изоляция и покраска крановых узлов;
      - монтаж средств ЭХЗ
      - строительство вдолътрассовой ВЛ;
      - специальные;
      - гидроиспыпания и осушки трубопровода.
      
      
      1.3 Организационно - технологическая подготовка строительства
      До начала производства строительно-монтажных работ на объекте ОАО "СУ №2" согласовывает проект производства работ с заказчиком, генподрядчиком и эксплуатирующими организациями. Кроме этого, необходимо:
      - предоставить пакет разрешительной документации всем заинтересованным организациям;
      - до начала работ получить в установленном порядке разрешение на производство работ от заказчика согласно ВСН 012-88 ч.2.;
      - до начала работ получить в установленном порядке разрешение на производство работ в охранной зоне магистрального газопровода согласно "Правила охраны магистральных трубопроводов" с дополнением, утв. от 23.1 І.94г, №64
      - до начала работ получить в установленном порядке разрешение на производство работ в охранной зоне действующих коммуникаций согласно РД 102-011-89;
      - до начала производства работ получить разрешение на начало работ от территориального подразделения ООО "Газпром газнадзор";
      - оформить акт-допуск (согласно СНиП 12-03-2001), согласованный с эксплуатирующими организациями, дающий право на производство строительно-монтажных работ на территории действующих коммуникаций. Все работы выполнять при наличие наряда- допуска и в присутствии представителей заинтересованных организаций;
      - назначить приказом ответственных лиц из числа ИТР за проведением входного контроля МТР, строительного (операционного и приёмочного) и экологического контроля, и учета объемов вредных воздействий на окружающую среду, образования и размещения отходов;
      - заключить договор купли-продажи лесных насаждений;
      - до начала работ по испытанию газопровода получить согласование у уполномоченных природоохранных организаций на пользование водными объектами для забора воды на гидроиспытания участков газопровода;
      - согласовать порядок и сроки проведения работ с органами по санитарному и природному надзору, землепользователями и получить письменное разрешение на производство работ;
      - известить о начале, сроках и месте производства работ Приуральское управление Ростехнадзора и службу строительного контроля (технического надзора) заказчика с представлением графика производства работ.
      
      
      
      










         

         
                                   Глава 2. Технологический часть
        
      Исходные данные:
      Технологический расчет газопровода выполняется исходя из следующих исходных данных:
      - абсолютное давление газа в начале участка Р_н=7.45 МПа;
      - годовой расход газа Q=30 млрд м^3;
      - протяженность газопровода L=180 км;
      - абсолютное давление газа на входе в первую КС Р_н=5.3 МПа;
      - абсолютное давление газа в конечной точке газопровода Р_к=5.3 МПа;
      - среднегодовая температура газа на входе первой КС Т=+10?.
      2.1 Расчет параметров многокомпонентной газовой смеси
      По газопроводу транспортируется природный газ Уренгойского месторождения. Состав газа представлен в табл. 2.1
Состав газа    
                                           Таблица 2.1
Газ
Метан, СН4
Этан, С2Н6
Пропан, С3Н8
Н-Бутан, С4Н10
Углек.газ, CO2
Азот, N2
xt, %
98.63
0.12
0.02
0.1
1.01
0.12
Некоторые параметры компонентов транспортируемого газа представлены в таблице 2.2
Параметры компонентов газа            
                     Таблица 2.2
№ п/п
Газ
µ, кг/моль
Ткр, К
Vкр, м3/кг
zкр
1
Метан
16.043
190.5
6.17
0.288
2
Этан
30.07
306
4.92
0.285
3
Пропан
44.097
369.6
4.6
0.281
4
Н-Бутан
58.124
425
4.39
0.274
5
Угл. Газ
44.011
305
2.14
0.274
6
Азот
28.016
126
3.2
0.290

      Молекулярная масса газовой смеси определяется по формуле:
      M=?_(i=1)^n??x_i?M_i ?,                              (2.1.1)
      где x_i – концентрация i-го компонента газа;
      M_i – молярная масса i-го компонента газа.
       M=(98.63?16.043+0.12?30.07+0.02?44.097+0.1?58.124+1.01?44.011+0.12?28.016)/100=
       =16.4043 [кг/кмоль].
      Определяем газовую постоянную транспортируемого природного газа:
      R=R ?/M=8314/16.4043=506.82 [Дж/(кг?К)],                                   (2.1.2)
      где R ?_?=8314 [Дж/(кмоль?К)] - универсальная газовая постоянная.
      Плотность природного газа ?_c, транспортируемого по магистральному газопроводу при стандартных условиях (Рс = 0.1013 [МПа] и Tc = [293.15] К), следует определять по следующей формуле:
      ?_c=(M?P_c)/(R?T_c?z_c ),                                                      (2.1.3)
      гдеzc - коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях, определяемый как:
      Z_с=1-[?_(i=1)^n??x_i?b_i^0.5 ?]^2                                          (2.1.4)
      
      Z_c=1-[0.9863?0.0436+0.062?0.0894+0.034?0.1288+0.0198?0.1783+0.0012?0.0728+0.011?0.0173]^2=0,998
      
      ?_c=(16.4043?0.1013??10?^3)/(8.314?293.15?0.998)=0.6832[кг/м^3 ]
      
      Относительную плотность природного газа по воздуху ? определяют по формуле:
      ?=?_с/?_в =0.6832/1.20445=0.57,                                              (2.1.5)
      где  ?_в=1.20445 [кг/м^3 ]– плотность воздуха при стандартных условиях.
      Коэффициент сжимаемости Zприродных газов при   давлениях до 25 [МПа] и температурах  250? 400 [К]  вычисляется по формуле:
      Z=1+A_1 P_пр+А_2 Р_пр^2,                                                 (2.1.6)
      где
      А_1=-0.39+2.03/Т_пр -3.16/(Т_пр^2 )+1.09/(Т_пр^3 )=-0.39+2.03/1.527-3.16/?1.527?^2 +1.09/?1.527?^3 =-0.11;
      А_2=0.0423-0.1812/Т_пр +0.2124/(Т_пр^2 )=0.0423-0.1812/1.527+0.2124/?1.527?^2 =0.015;
      P_пр=Р/Р_пк =0.1013/4.62=0.022;                                        (2.1.7)
      Т_пр=Т/Т_пк =293.15/192.03=1.527;                                       (2.1.8)
      Критическое давление и критическая температура природного газа определяются по формулам:
      P_пк=?_(i=1)^n??x_i?P_(?кр?_i ) ?                                                       (2.1.9)
      P_кр=0.9863?4.5988+0.0012?4.88+0.0002?4.25+0.001?3.784+0.0101?7.386+0.0012?3.39=4.62 [МПа]
      T_пк=?_(i=1)^n??x_i?T_(?кр?_i )                                                      (2.1.10)?
      T_кр=0.9863?190.555+0.0012?305.83+0.0002?369.82+0.001?425.14+0.0101?304.2+0.0012?126.2=192.03 [К]
      Z=1-0.11?0.022+0.015??0.022?^2=0.998;            (2.1.11)
      Динамическую вязкость ?, Па?с, природных газов  при давлениях до 25 [МПа] и температурах  250  ? 400 [К]  вычисляется  по формуле:
      µ=µ_0?(1+B_1 P_пр+В_2 Р_пр^2+В_3 Р_пр^3 ),                         (2.1.12)
      где
      µ_0=(1.81+5.95?T_пр )??10?^(-6)=(1.81+5.95?1.527)??10?^(-6)=1.09??10?^(-5);
      B_1=-0.67+2.36/Т_пр -1.93/(Т_пр^2 )=-0.67+2.36/1.527-1.93/?1.527?^2 =0.048;
      B_2=0.8-2.89/Т_пр +2.65/(Т_пр^2 )=0.8-2.89/1.527+2.65/?1.527?^2 =0.044;
      B_3=-0.1+0.354/Т_пр -0.314/(Т_пр^2 )=-0.1+0.354/1.527-0.314/?1.527?^2 =-0.0028;
      µ=1.09??10?^(-5)?(1+0.048?0.022+0.044??0.022?^2-0.0028??0.022?^3 )==1.091??10?^(-5) [Па?с],
      
      Определение производительности газопроводов:
      Q_n=K_и??_(i=1)^n?(q_i??_i ) ??10?^(-3),                                   (2.1.13)
       - пропускная способность газопровода;
      ?i–продолжительность рассматриваемого периода (год, квартал);
      Ки – коэффициент использования пропускной способности,
      q_i=(30??10?^3)/(0.9604?365)=85.58[(млн.м^3)/сут]
      
      2.2 Выбор конкурирующих вариантов транспорта газа по газопроводу
      В настоящее время на газопроводах применяются в основном полнонапорные (степень повышения давления более 1.4) центробежные нагнетатели номинальной мощности 10 МВт и более. Существуют 2 типа приводов для ЦБН природного газа – электропривод и газотурбинный привод. В связи с учетом географического расположения проектируемого участка газопровода и экономичности, выгоднее использовать типы ГПА с газотурбинным приводом. Для заданной производительности по мощностному ряду и числу ГПА, больше подходят следующие типы ГПА: ГПА-10 серии «Урал», ГПА-Ц-16 серии «Урал», ГТН-25 серии «Урал», следовательно, они и выбираются в качестве конкурирующих вариантов.
      Для дальнейшего расчета будут необходимы следующие величины, характеризующие типы ГПА:
      1) номинальная объемная производительность, Qн [млн. м3/сут.];
      2) абсолютное давление на входе в нагнетатель, Pвс [МПа];
      3) абсолютное давление на выходе из нагнетателя, Pвых [МПа];
      4) тип нагнетателя.
      Величины характеризующие типы ГПА, сведены в табл.2.3
Величины характеризующие типы ГПА   
                                   Таблица 2.3
Тип ГПА
Двигатель
Мощность,
МВт
Производительность,
млн м3сут-1
Степень сжатия
Давление на выходе из КС,
МПа
ГПА-10, «Урал»
ПС-90ГП3
10
16
1.4
7.45
ГПА-16, «Урал»
НК-16СТ
16
35
1.4
7.45
ГПА-25, «Урал»
ПС-90ГП-25
25
50
1.4
7.45
      
      Количество ГПА для одной КС определяется по формуле:
      n_ГПА=q_i/Q_н ;                                                          (2.2.1)
      гдеQн - номинальная объемная производительность одного ГПА.
      Расчет ведется для конкурирующего варианта: ГПА-Ц-16
      n_ГПА=85.58/35=2.45;
      Окончательно принимается nГПА=3 шт.
      Для других конкурирующих вариантов, результаты вычислений по формуле (1.2.1) сведены в таблице 2.4.
Результаты вычислений конкурирующих вариантов          
        Таблица2.4           
Тип ГПА
Двигатель
Количество работающих
ГПА, шт.
Принимаемое
количество
ГПА, шт.
Принимаемое
количество резервных
ГПА, шт.
ГПА-10, «Урал»
ПС-90ГП3
5.35
6
2
ГПА-Ц-16, «Урал»
НЦ-16/76-1,44
2.45
3
1
ГПА-25, «Урал»
ПС-90ГП-25
1.71
2
1

      В качестве конкурирующих вариантов по диаметру для линейной части газопровода, выбираются варианты с учетом пропускной способности газопровода. Величины сведены в таблице 2.5.
Конкурирующие варианты    
                                       Таблица 2.5
      Номер варианта
      Диаметр трубопровода, мм
      Количество ниток, шт.
      1
      1220
      1
      2
      1220
      2
      3
      1420
      1
      Из конкурирующих вариантов, наиболее рациональным вариантом является газопровод с наружным диаметром 1420 [мм], одной ниткой, тремя агрегатами ГПА-Ц-16 и одним резервным.
      
      2.3 Определение числа КС и расстояние между ними.
      Приближенный расчет количества КС произведен из условия обеспечения проектной производительности газопровода согласно [1] .
      Пропускная способность газопровода определяется по формуле:
      (2.3.1)
      гдеQп – проектная производительность, млн. м3/сутки;
      n – количество ниток;
      d – внутренний диаметр трубы, мм;
      Рн, Рк– абсолютные давления в начале и конце участка газопровода, соответственно, МПа; степень сжатия КС принята ? = 1.44 (номинальное значение выбранного типа нагнетателя);
       – относительная плотность газа по воздуху;
      Тср– средняя по всей протяженности участка температура транспортируемого газа, которую следует принимать на 10 – 15 оС выше расчетной среднегодовой температуры грунта [1], Тср=5,5+10=15,5 [оС];
      Zср– средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа;
      ? – коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;
      Среднее значение давления газа в газопроводе определяют по формуле:
      ;                                         (2.3.2)
      гдеРн =7.5 [МПа] – давление в начале участка газопровода,
      Рк =5.3 [МПа]  –давление в конце участка.
      Р_ср=2/3?(7.45+?5.3?^2/(7.45+5.3))=6.44[МПа];
      Т_ср=Т_ср^гр+10=5,5+10=15,5[?]=288.65[K];
      Коэффициент сжимаемости определяют по формуле:
      Z=1+A_1 P_пр+А_2 Р_пр^2;                                            (2.3.3)
      где:
      А_1=-0.39+2.03/Т_пр -3.16/(Т_пр^2 )+1.09/(Т_пр^3 )=-0.39+2.03/1.5-3.16/?1.5?^2 +1.09/?1.5?^3 =-0.118;
      А_2=0.0423-0.1812/Т_пр +0.2124/(Т_пр^2 )=0.0423-0.1812/1.5+0.2124/?1.5?^2 =0.016;
      Р_пр=Р_ср/Р_кр =6.44/4.62=1.4;              Т_пр=Т_ср/Т_кр =288.65/192.03=1.5;
      Z=1-0.118?1.4+0.016??1.4?^2=0.87;
      Динамическую вязкость [Па?с], природных газов при давлениях до 25 [МПа] и температурах 250  ? 400 [К] вычисляется по формуле:
      µ=µ_0?(1+B_1 P_пр+В_2 Р_пр^2+В_3 Р_пр^3 ),                            (2.3.4)
      где
      µ_0=(1.81+5.95?T_пр )??10?^(-6)=(1.81+5.95?1.5)??10?^(-6)=1.075??10?^(-5);
      B_1=-0.67+2.36/Т_пр -1.93/(Т_пр^2 )=-0.67+2.36/1.5-1.93/?1.5?^2 =0.046;
      B_2=0.8-2.89/Т_пр +2.65/(Т_пр^2 )=0.8-2.89/1.5+2.65/?1.5?^2 =0.05;
      B_3=-0.1+0.354/Т_пр -0.314/(Т_пр^2 )=-0.1+0.354/1.5-0.314/?1.5?^2 =-0.003;
      µ=1.075??10?^(-5)?(1+0.046?1.4+0.05??1.4?^2-0.003??1.4?^3 )=1.239??10?^(-5) [Па?с],
      Расчет произведен для третьего варианта, т.е. для однониточного трубопровода с наружным диаметром 1420[мм]. Остальные варианты рассчитываются аналогично.
      Число Рейнольдса определяется по формуле:
      ;                                    (2.3.5)
      ;
      Коэффициент гидравлического сопротивления вычисляют по формуле:                                         ;                                                  (2.3.6)
      где - коэффициент сопротивления трения:
      ;
где: К– эквивалентная шероховатость труб, для электросварных труб без внутреннего гладкостного покрытия, принимается К= 0,03 [мм];  [1]
      Е –коэффициент гидравлической эффективности, для трубопровода без внутреннего гладкостного покрытия, оснащен устройствами периодической очистки внутренней полости, то принимается Е = 0,95;
      ;
      
      Расстояние между КС определяется по формуле:
        l=(n^2?(3.32??10?^(-6) )^2)/(Q_П^2 )?(Р_н^2-Р_к^2)/(Z_ср?Т_ср????)?d^5=(1^2?(3.32??10?^(-6) )^2)/?85.58?^2 ?(?7.45?^2-?5.3?^2)/(0.87?288.65?0.0101?0.57)??1400?^5=154,32[км]
      Количество компрессорных станций определяется по формуле:
      n_КС=L/l=180/154.32=1.17[шт];
      где  L – протяженность участка газопровода;
      l – расстояние между КС;
      Окончательно принимается nКС=2 [шт.].
      Расстояния между станциями равны: 
      l=L/n=180/2=90[км]
      
      2.4 Механический расчет газопровода
      Примем трубу стальную электросварную прямошовнуюэкспандированную из листовой стали  класса прочности К60 с наружным диаметром 1420 мм производства Харцызского трубного завода (ТУ 1381-012-05757848-2005)
      Определение толщины стенки трубопровода и внутренний диаметр.
      Расчетное сопротивление:
      (2.5.1)
      (2.5.2)
      гдеR1н – временное сопротивление на разрыв выбранной стали;
      R2н – предел текучести выбранной стали;
      m – коэффициент условий работы трубопровода;
      k1;k2 – коэффициенты надежности по материалу;
      kн– коэффициент надежности по назначению трубопровода, принят согласно табл.11 [3].
      Расчетную толщину стенки трубопровода d, определяется по формуле:
      (2.5.3)
      гдеn– коэффициент надежности по нагрузке, принят согласно [3];
      P–рабочее давление, МПа;
      Dн– наружный диаметр трубы, мм;
      R_1=(590?0.75)/(1.34?1.15)=287.15 [МПа];
      R_2=(460?0.75)/(1.15?1.15)=260.87 [МПа];
      ?=(1.15?7.45?1420)/(2?(287.15+1.15?7.45))=20.57[мм]
      
      Толщина стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений следует определять из условия:
      (2.5.4)
      гдеy1– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.
      (2.5.5)
      где  sпр.N - абсолютное значение продольных сжимающих напряжений от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
      ?_прN=-?E?t+? (npD_вн)/(2?_н )=-1.2??10?^(-5)?206??10?^3?40+0.25?(1.15?7.45?(1420-2?20.57))/(2?20.57)=
      =-27.09[МПа];
      где ? – коэффициент линейного расширения металла трубы, ? = 1,2·10-5 рад-1,[1]
      Е– переменный параметр упругости (модуль Юнга), Е = 206·103[МПа]; [1]
      Dt–расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой газа и наименьшей температуры при которой фиксируется расчетная схема трубопровода. Расчетный температурный перепад принят ?t=9.8-(-20)=29.8?, т.к. меньше 40°C, то ?t=40?.
      m–коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), для стали m = 0,3 [4, стр.47];
      ?_1=?(1-0.75?((|-27.09|)/287.15)^2 )-0.5?(|-27.09|)/287.15=0.95
      ?=(n?p?D_н)/(2?(R_1??_1+n?p))=(1.15?7.45?1420)/(2?(287.15?0.95+1.15?7.45))=21.62[мм];
      В соответствии с номенклатурой завода принимаем ?_н=22 мм.
      ?н– номинальная толщина стенки, мм
      Внутренний диаметр трубопровода:
      D_вн=D_н-2??;
      D_вн=1420-2?22=1376 [мм];
      
        
      2.5 Проверка прочности и устойчивости трубопровода
      
      Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:
      |?_прN |??_2 R_1,                                               (2.6.1)
      гдеsпр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
      ?2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при сжимающих осевых продольных напряжениях (?прN<0), определяемый по формуле:
      ?_2=?(1-0.75((|?_кц |)/R_1 )^2 )-0.5((?|??_кц |)/R_1 );                    (2.6.2)
      где?кц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:  
                                               ?_кц=(n?p?D_вн)/(2??_н );
      ?_кц=(1.15?7.45?1376)/(2?22)=267.93[МПа];
      ?_2=?(1-0.75?((|267.93|)/287.15)^2 )-0.5?(|267.93|)/287.15=0.12;
      |-27.09|?0.12?287.15
      27.09?34.46,условие выполняется.
     Глава3. Основные строительно-монтажные работы линейной части
      3.1 Инженерная подготовка строительной полосы
      В состав работ по инженерной подготовке строительной полосы входят:
      - восстановление геодезической разбивки и закрепление трассы;
      - расчистка строительной полосы от леса, кустарника, пней и валунов;
      - снятие и складирование в полосе отвода плодородного слоя почвы (рекультивация) на землях сельскохозяйственного назначения;
      - планировка строительной полосы строительства;
      - строительство вдольтрассовых временных дорог и монтажных проездов;
      - устройство временных переездов через существующие коммуникации и водотоки.
      
      3.2 Расчистка строительной полосы от лесорастительности
      Расчистка трассы от лесорастительности и кустарника должна быть выполнена в границах строительной полосы, а на территориях отвода земель под площадки наземного строительства – в границах, установленных проектом.
      К расчистке леса приступают после заключения договора купли - продажи лесных насаждений.
      Выкорчевку пней на сухих участках трасы необходимо производит на всей ширине полосы отвода, а на болотистых участках - только на полосе будущей траншеи газопровода, на остальной части полосы отвода деревья спиливать на уровне земли. Находящиеся на поверхности земли валуны (крупные камни) размер которых вызывает затруднения в работе землеройных механизмов (так называемые "негабаритные" валуны) должны быть удалены с полосы строительства (или с территории площадки).
      3.3 Земляные работы
      Способы производства земляных работ на строительстве магистральных трубопроводов определяются проектом и регламентируются требованиями СНиП по земляным сооружениям, основаниям и фундаментам, а также настоящим разделом ВСН.
      Земляные работы должны производиться с обеспечением требований качества и с обязательным пооперационным контролем всех технологических процессов.
      Параметры земляных сооружений (ширина траншеи или насыпи, глубина выемки, высота насыпи, крутизна откосов) определяются проектом (рабочими чертежами) в соответствии с требованиями СНиП по проектированию.
      К началу работ по рытью траншеи должны быть получены:
      - письменное разрешение на право производства земляных работ в зоне расположения подземных коммуникаций, выданное организацией, ответственной за эксплуатацию этих коммуникаций;
      - проект производства земляных работ;
      - наряд-задание экипажу экскаватора (если работы выполняются совместно с бульдозерами и рыхлителями, то и машинистам этих машин) на производство работ.
      Перед разработкой траншеи следует воспроизвести разбивку ее оси.
      Основание траншеи должно быть выровнено в соответствии с проектом.
      Разработка траншеи должна производиться одноковшовым экскаватором:
      - на участках с выраженной холмистой местностью (или сильнопересеченной), прерывающейся различными ( в том числе водными) преградами;
      - на участках кривых вставок трубопровода;
      - при работе в мягких грунтах с включением валунов;
      - на участках повышенной влажности;
      - в обводненных грунтах (на рисовых полях и орошаемых землях);
      - в местах, где возможно или нецелесообразно использовать роторный экскаватор;
      - на участках, определенных проектом.
      На участках со спокойным рельефом местности, на отлогих возвышенностях, на мягких подножьях и на мягких затяжных склонах гор работы могут производиться роторным траншейным экскаватором.
      Для разработки широких траншей с откосами (в сильно обводненных, сыпучих, неустойчивых грунтах) должны применяться одноковшовые экскаваторы, оборудованные драглайном.
      Траншеи с вертикальными стенками без крепления должны разрабатываться в грунтах естественной влажности с нарушенной структурой при отсутствии грунтовых вод на следующую глубину, м:
      - в насыпных песчаных и гравелистых грунтах - не более 1;
      - в супесях - не более 1,25;
      - в суглинках и глинах - не более 1,5;
      Для рытья траншей большей глубины необходимо устраивать откосы различного заложения в зависимости от состава грунта и его влажности в соответствии с требованиями СНиП по магистральным трубопроводам.
      В глинистых грунтах, переувлажненных дождевыми, снеговыми (талыми) и другими водами, крутизна откосов котлованов и траншей должна быть уменьшена до величины угла естественного откоса. Это уменьшение производитель работ обязан оформить актом. При разработке лёссовидных и насыпных грунтов должно предусматриваться крепление стенок.
      При образовании трещин у бровки траншеи работы должны быть прекращены. На участках, где производятся неотложные работы, допускается делать местное уменьшение крутизны откосов.
      Параметры траншеи в местах переходов через препятствия и подземные коммуникации, а также котлованов под технологические узлы определяются проектом.
      При обнаружении подземных коммуникаций, не значащихся в проектной документации, земляные работы должны быть прекращены, а их дальнейшее продолжение согласовано представителем заказчика с эксплуатирующей организацией с привлечением проектных институтов.
    .......................