Материал: Проектная документация Северный поток 2

Сахнефтегаз Инжиниринг»

Места переездов оборудуются знаками «Осторожно газопровод», и обозначаются сигнальными столбиками в соответствии с ГОСТ Р 50970-2011 «Технические средства организации дорожного движения. Столбики сигнальные дорожные. Общие технические требования. Правила применения».

8.11 Сведения об опасных участках на трассе трубопровода и обоснование выбора размера защитных зон

Линейнаячастьгазопроводанаместности(береговойучасток)должнабытьобозначена знаками закрепления.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения газопровода устанавливаются охранные зоны:

─на береговом участке вдоль трассы в виде участка земли, ограниченной условными линиями, проходящими в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов».

Земельные участки, входящие в охранные зоны трубопроводов, не изымаются у землепользователей и используются ими с обязательным соблюдением требований «Правил охраны магистральных трубопроводов».

В охранных зонах трубопроводов запрещается производить всякого рода действия, могущие нарушать нормальную эксплуатацию трубопровода, либо привести к его повреждению.

Согласно Главе IV «Создание, эксплуатация, использование искусственных островов, установок, сооружений, прокладка подводных кабелей и трубопроводов на континентальном шельфе, особенности проведения указанных работ, а также буровых работ» Федерального закона от 30 ноября 1995 г. № 187-ФЗ "О континентальном шельфе Российской Федерации" (с изменениями и дополнениями) вдоль морского газопровода «Северный поток-2» на территории Российских вод устанавливаются зоны безопасности, которые простираются на 500 метров от осей крайних ниток газопровода.

8.12 Очистка полости, шаблонирование и испытание газопровода

Основные требования к очистке полости и шаблонированию трубопровода должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 54382.

При проведении шаблонирования следует использовать поршни с дисками-шаблонами диаметром 95 % от номинального внутреннего диаметра трубопровода, а также приборытолщиномеры.

Морской трубопровод, включая береговой участок до точки изменения толщин стенок с 34,6 мм на 41,0 мм (примерно в 100 м от ограждения технологической площадки в сторону моря), допускается не подвергать испытанию давлением согласно п.п. 8.2.2.3 ГОСТ Р 54382 при выполнении условий:

•сварные трубы сварены дуговой сваркой под слоем флюса;

Сахнефтегаз Инжиниринг»

•обеспечение контроля за выполнением технических условий в ходе изготовления, сборки и монтажа;

•выполнение требований к заводским испытаниям давлением, изложенным в п.п. 9.5.11 ГОСТ Р 54382;

•гидростатических испытаний давлением всех соединительных деталей в ходе изготовления;

•проведение местных испытаний на герметичность после завершения монтажа и стыковки элементов;

•подтверждение в проектной документации, что режим контроля и проверок для всего трубопровода обеспечивает тот же уровень безопасности, что и испытания системы давлением в отношении размеров определяемых дефектов и т.д.;

•проведение после монтажной сварки неразрушающего контроля сварного шва и околошовной зоны методом АУЗК (п.п. 12.1.9.4 ГОСТ Р 54382);

•проверка герметичности трубопровода DN1200 при помощи аппаратов с дистанционным управлением до ввода в эксплуатацию;

•исследование каждой трубы до монтажа в нитку при помощи сканер-прибора для замера внутренней геометрии и дефектов стенки с устранением недопустимых дефектов;

•обеспечение во время монтажа условий, при которых исключено повреждение трубопровода из-за вмешательства других сторон. Особое внимание в этом случае должно быть уделено дноуглубительным работам, другим методам разработки траншей или повреждениям третьими сторонами, например якорями;

•предотвращение накопления пластических деформаций в трубе после проведения АУЗК более 2%.

Все детали газопровода и сборные изделия из труб должны пройти гидростатические испытания давлением в процессе производства.

8.13 Строительные конструкции

Устройства запуска ДОУ устанавливаются на фундаментах из забивных свай из бетона не ниже класса B20, марок F150, W6.

Надземная часть технологического оборудования, в том числе надземные трубопроводы диаметром от Ду325, краны, газовые фильтры и свечи продувочные размещаются на монолитных железобетонных фундаментах естественного опирания и на забивных сваях из бетона не ниже класса B20, марок F150, W6.

Для перехода через газопроводы и для обслуживания технологического оборудования, предусмотрены металлические переходы и площадки. Площадки собираются по месту в единую конструкцию с помощью сварки из отдельных металлоконструкций, предварительно покрытых слоем цинка толщиной не менее 60 мкм методом горячего цинкования: площадок, стоек, лестничных маршей и ограждений. Для закрепления площадки в проектном положении металлоконструкции стоек и лестничных маршей устанавливаются свайные фундаменты или на фундаменты из сборных железобетонных конструкций.

Блочно-комплектныеустройстваанализаторнойипультаместногоуправленияочистки трубопровода устанавливаются на фундаменты из сборных железобетонных плит.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

Под сборными железобетонными конструкциями предусмотрена подготовка из песчано-гравийной смеси толщиной 100мм.

Для оценки надежности оснований фундаментов выполнены расчеты в соответствие с требованиями СП 22.13330.2011. В качестве нагружений приняты данные, предоставленные производителями.РасчетывыполненывпрограммныхкомплексахSCAD Office, ЛИРА-САПР 2018 и Фундаменты 14.0.

Полученные результаты подтверждают надежность принятых решений. Коэффициент надежности по ответственности сооружений принят в соответствие с ГОСТ 27751-2014 и уровнем ответственности: для «повышенных» γn=1.1; для «нормальных» γn=1.0.

Защита бетонных, железобетонных и металлических конструкций от коррозии предусмотрена в соответствии с требованиями СП 28.13330.2012 «Защита строительных конструкций от коррозии».

Для защиты стальных элементов крепления подземных сооружений к фундаментам предусмотрена их защита битумно-полимерным покрытием, наносимым после установки и выверки оборудования.

Для защиты фундаментов от увлажнения проектом предусмотрена обмазка боковых поверхностей фундаментов, фундаментных балок, стенок приямков, соприкасающихся с грунтом, гидроизоляционной мастикой ТехноНИКОЛЬ №24 по слою холодной битумной грунтовки ТехноНИКОЛЬ №01. Общая толщина гидроизоляционного покрытия принята в соответствии с технологической картой производителя материала.

Для гидроизоляции резервуара применены гидроизоляционные материалы концерна БАСФ.

Сцельюобеспечениянадежнойидолговечнойзащитынадземныхстальныхконструкцийот коррозии проектом предусмотрены следующие антикоррозионные покрытия:

•система защитного покрытия Акрус эпокс С, Акрус полиур общей толщиной 200 мкм.

•защитное покрытие методом горячего цинкования толщиной не менее 60 мкм.

•защитное покрытие болтов методом термодиффузионного цинкования толщиной 40 мкм.

8.14 Защита от коррозии берегового участка морского газопровода Ду1200 от технологической площадки ДОУ до береговой линии.

Для всех подземных стальных трубопроводов предусматривается комплексная защита от коррозии: изоляционным покрытием (пассивная защита) и средствами электрохимической защиты (активная защита).

Для постоянной защиты от коррозии берегового участка предусматриваются две установки катодной защиты (по одной УКЗ на каждую линию). Система катодной защиты выходных трубопроводов двух линий трубопровода от анкерных блоков на площадке ДОУ до береговой линии строится с использованием гибких протяженных анодов, обеспечивая равномерное распределение потенциала на всем их протяжении. Для защиты трубопроводов внутри анкерных блоков и на участках от анкерных блоков до электроизолирующих вставок на площадке ДОУ предусматриваются предусматривается применение корпусных анодов, выполненных на базе электродов из смеси оксидов металлов, упакованных в активатор из коксовой крошки и уложенных горизонтально вдоль анкерных блоков на расстоянии 10 м от оси трубопроводов и на глубине 3,0 м.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

Параметры катодной защиты трубопроводов должны устанавливаться по поляризационным потенциалам.

Предусматривается дистанционный контроль и регулирование параметров постоянной катодной защиты выходных газопроводов средствами АСУ ТП.

Вкачестве временной системы катодной защиты каждого трубопровода предусматривается система защиты с использованием упакованных магниевых расходуемых анодов,устанавливаемых горизонтально на расстоянии 5 м от оси трубопроводов и на глубине

3,0 м.

Втоме 0284.034.001.П.0001-ТКР10.2 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-031002RU-03) Раздел

3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения» Часть 10 «Защита от коррозии» Книга 2 «Береговой участок. Линейная часть» приведены типы анодов, участки их расположения и схемы установки.

8.15Защита от коррозии подводного участка газопровода.

Втечение расчетного срока службы на подводном участке трубопровода помимо пассивной защиты от коррозии в виде внешнего заводского трёхслойного полиэтиленового покрытия толщиной не менее 4,2 мм и изоляции сварных стыков термоусаживающими манжетами, предусмотрена активная коррозионная защита. Для ее обеспечения применяются расходуемые гальванические цинковые аноды браслетного типа. В томе 0284.034.001.П.0004-

ТКР10.1 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-031001RU-03) Раздел 3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения» Часть 10 «Защита от коррозии» Книга 1 «Морской участок» приведены типы анодов, участки их расположения

ишаг расстановки.

8.16Определение продолжительности строительства.

Общая продолжительность строительства объекта, включая линейную часть газопровода, площадку ДОУ с сопутствующими сооружениями, инженерными коммуникациями и сетями, с учетом строительства в подготовительный период временных площадок составляет 3 года. Завершение строительства планируется в 2020 году.

В соответствии с решением Заказчика и графиком строительства в рамках корректировки проектной документации, строительство и ввод объекта в эксплуатацию планируется в 2-а этапа. Данное решение отражено в Изменении №2 к заданию на разработку проектной документации газопровода «Северный поток – 2».

Этап 1 предусматривает строительство площадки ДОУ, одной из ниток А или В (далее - первой нитки) и пусконаладочные работы на них.

Этап2предусматриваетстроительствовторойниткиипусконаладочныеработынаней.

Оба этапа начинаются одновременно. Завершение строительства второй нитки предполагается с учетом автономной эксплуатации объекта «Северный поток – 2» с одной эксплуатируемой ниткой.

Объем работ первого этапа:

-общестроительные и механические работы, включая пуско-наладочные, на производственно-эксплуатационной и технологической площадках ДОУ.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

-весь объем систем электроснабжения, автоматизации и подключения к внешним кабелям электроснабжения и связи Газпрома.

-прокладка первой нитки 48" трубопровода (морской и береговой участки), включая стыковку трубопровода на берегу, надводную стыковку морского участка и гарантийный стык секций трубопровода с толщиной стенки 41мм и 34,6мм, выполненного после пуско-наладочных работ подводного участка.

-гидроиспытания и пуско-наладочные работы первой нитки газопровода от площадки ДОУ до точки изменения толщины стенок с 41,0 мм на 34, 6мм (приблизительно в 100 м от ограждения технологической площадки в сторону моря) и площадки ДОУ (трубопроводы, камеры запуска с трубной обвязкой, запорная арматура и пр.);

-гравийная отсыпка морского участка первой нитки;

-пуско-наладочные работы морского участка трубопровода первой нитки. Результат: первая нитка готова к запуску газа и эксплуатации.

Объемы работ второго этапа:

-прокладка второй нитки 48" трубопровода (морской и береговой участки), включая стыковку трубопровода на берегу, надводную стыковку морского участка и гарантийный стык секций трубопровода с толщиной стенки 41мм и 34,6мм, выполненного после пуско-наладочных работ подводного участка;

-гравийная отсыпка морского участка второй нитки;

-пуско-наладочные работы морского участка трубопровода второй нитки.

Технология транспорта газа представлена в томе 0284.034.001.П.0001-ТКР7.1 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения. Линейная часть газопровода. Береговой участок. Текстовая часть» (W-EN-ENG- PRU-RPD-819-030701RU).