Материал: Проектная документация Северный поток 2

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.

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

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.

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.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

Для обеспечения устойчивого положения против всплытия газопровода DN1200 на участкестолщинойстенки34,6ммприменяютсяобетонированныетрубы.Толщинабетонного покрытия принята 60 мм. Бетонное покрытие имеет следующие характеристики: прочность бетона на сжатие40МПа (28 дней), водопоглощение бетона по объему - не более 5%, плотность бетона2400кг/м3.

Толщина бетонного покрытия по трассе подводного участка трубопровода принята равной 80 мм с плотностью бетона равной 3040кг/м3. Данные значения обеспечивают устойчивость трубопровода на морском дне при воздействии гидродинамических нагрузок, вызванных течением и волнением. В месте надводного соединения (захлёста) для облегчения спускоподъемных операций принимается локальное уменьшение бетонного покрытия (на 60 мм/2400 кг/м3 вместо 80 мм/3040 кг/м3) на протяжении 300 метров до и после места соединения. В месте соединения принимается необетонированной участок длиной 12 м. Устойчивость трубопровода на участке ПК9 – ПК15 обеспечивается отсыпкой из щебня/гравия непосредственно после укладки. На других участках толщина/плотность бетонного покрытия 80 мм/3040 кг/м3 является достаточной для обеспечения устойчивости на дне и в целях предотвращения поднятия трубопровода (выпучивания), приводящих к недопустимым напряжениям в трубопроводе во время эксплуатации. В томе

0284.034.001.П.0004-ТКР3 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030300RU-02) Раздел 3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения» Часть 3 «Расчет устойчивости трубопровода на дне» представлен анализ устойчивости трубопровода на морском дне.

Тройники, отводы и переходы приняты по ИСО 15590-2 «Нефтяная и газовая промышленность - Отводы изготовленные индукционным методом, фитинги и фланцы для трубопроводных транспортировочных системЧасть 2: Фитинги» на давление Рр=22,1МПа.

Фланцы прияты по ИСО 15590-3 «Нефтяная и газовая промышленность - Отводы изготовленные индукционным методом, фитинги и фланцы для трубопроводных транспортировочных системЧасть 3: Фланцы» на давление Рр=22,1МПа.

Минимальный радиус изгиба газопровода из условия прохождения внутритрубных устройств составляет не менее пяти его номинальных диаметров.

Изгибы труб линий входа/выхода в тех местах, где не предусмотрено прохождение внутритрубных устройств, имеет радиус не менее трех номинальных диаметров.

ЗРА принята с заводской антикоррозионной изоляцией.

8.5Прокладка газопровода на береговом участке

Расстояния от оси проектируемых газопроводов до объектов инфраструктуры, населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, линий электропередач высокого напряжения, дорог, зданий и сооружений приняты согласно СТУ.

На всем протяжении газопроводы DN1200 (трасса А и трасса В) проложены в одном техническом коридоре параллельно друг другу.

Расстояние между осями одновременно прокладываемых параллельных ниток трубопроводов 20,0 м, в соответствии с п. 4.3.4 СТУ.

На прибрежном участке и на береговом участке до ПК -37+24 (трасса А) / ПК -37+28 (трасса В) применены трубы с армированным бетонным покрытием.