C 2 Despre Gazoducte [307376]
1. NOȚlUNI INTRODUCTIVE
1.1. GAZELE NATURALE. GENERALITĂȚI
În natură sunt foarte multe substanțe care se prezintă sub forma gazoasă și din cele mai vechi timpuri omul acționează intens pentru descoperirea și îmbunătățirea tehnicilor de folosire a lor.
Gazele combustibile sunt acele gaze care ard și care sunt folosite pentru producerea căldurii.
[anonimizat] a căror moleculă este formată din carbon și hidrogen. [anonimizat] a descompunerii unor resturi animale și vegetale în anumite condiții de temperatură și presiune.
[anonimizat]. [anonimizat], [anonimizat], care, sunt separate în procesul extracției; [anonimizat], cât și gaze dizolvate în țiței.
Toate aceste zăcăminte se exploatează cu ajutorul sondelor. Sondele de gaze nu diferă prea mult de sondele de țiței. Deosebirea constă în aceea că la sondele de gaze coloanele introduse se cimentează până la suprafață. [anonimizat].
[anonimizat], ca: etan, propan, izobutan, pentan etc.
[anonimizat].
[anonimizat], deoarece în anumite condiții de zăcământ antrenează țițeiul să curgă liber pe gaura de sondă.
[anonimizat]-[anonimizat].
A. [anonimizat]/m3, [anonimizat] 0 0C și 760 mm Hg. Densitatea gazului metan la presiune și temperatura normală este de 0,716 kg/m3.
Densitatea gazului metan fiind 0716 kg/m3, densitatea unui metru cub de aer este de 1,2928 kg/m3. Astfel, densitatea relativă a gazului metan în raport cu aerul este:
0,716/1,293=0,554.
Gazul metan având densitatea mai mică decât 1, [anonimizat]
1/0,554==1,8 ori.
B. Starea normală
Starea normală definită de STAS 1665-75 este starea fizică a [anonimizat].
Starea normală fizică este caracterizată prin:
Temperatura normală fizică tn = 0 0C;
Presiune normală fizică:
Pn = 101 325 Pa = 1,01325 bar = 760 mm Hg.
C. Volumul normal
Acesta este volumul unui corp în stare normală și se notează Vn. Volumul normal se exprimă în unități de volum: metru cub sau multiplii și submultiplii acestuia. Unitățile de volum pot fi însoțite de indicele n pentru starea normală. În stare normală fizică 15 m3 se notează: 15 mN3 .
D. Puterea calorică
Prin putere calorică a unui combustibil se înțelege cantitatea de căldură rezultată din arderea completă a unei anumite cantități din acel combustibil. În cazul combustibililor solizi puterea calorică se calculează la arderea unui kilogram, iar în cazul gazelor prin arderea unui metru cub din acel gaz. Puterea calorică se măsoară în kilocalorii și în procesul arderii ea nu poate: fi folosită în totalitate. Când se vorbește despre puterea calorică a combustibililor care conțin în molecula lor hidrogen – în cazul nostru gazele naturale – trebuie sesizat dacă este vorba de puterea calorică superioară sau puterea calorifică inferioară. Dacă la puterea calorică inferioară se adaugă cantitatea de căldură care se pierde la coș și care este conținută de către vaporii de apă evacuați odată cu gazele rezultate din ardere se obține puterea calorică superioară, care este aproximativ 9500 kcal/mN3. În concluzie, diferența dintre puterea calorică superioară si cea inferioară constituie cantitatea de căldură care se pierde la coș.
Difuziunea gazelor
Aceasta este proprietatea lor de a se amesteca cu alte gaze, de exemplu aerul și de a forma un amestec omogen. Difuziunea este rezultatul mișcării continue a moleculelor celor două gaze
Odorizarea gazelor
Gazele naturale nu au culoare și nici miros. Pentru a le recunoaște prezenta, în cazul unor defecțiuni în instalațiile de gaze (coroziuni, neetanșeități etc.), ele se odorizează căpătând astfel un miros specific pătrunzător. În țara noastră se folosește ca odorizant etilmercaptanul care se fabrică în rafinăriile de petrol. Odorizantul nu trebuie să fie vătămător, să fie ușor volatil, să nu provoace coroziunea instalațiilor, să fie greu solubil în apă, să nu reacționeze chimic cu gazele și să fie ieftin.
Temperatura de aprindere a gazelor în aer
Această temperatură este cuprinsă între 650 și 750 0C.
Presiunea gazelor
Dacă în interiorul unui vas cu pereții etanși vom introduce o cantitate de gaz, acesta se va răspândi uniform în tot spațiul și va exercita asupra pereților vasului o anumită presiune uniform repartizată. Această presiune va înregistra aceeași valoare în orice punct de pe pereții vasului respectiv.
Limita aproximativă de explozie a gazelor în amestec cu aerul.
Această limită se înscrie astfel:
Limita, inferioară 5 % volume în amestec;
Limita superioară 15 % volume în amestec.
Arderea
La gazele combustibile produșii principali rezultați sunt: la arderea completă: bioxidul de carbon și apa; la arderea incompletă: oxidul de carbon și apa.
Gazele naturale combustibile care se distribuie pentru uz casnic
Pentru uzul casnic se distribuie 3 feluri de gaze:
1) Gazul metan (GM), extras din zăcămintele subterane și transportat până la locul de consum și aparatele de utilizare prin conducte bine închise.
2) Gazul petrolier lichefiat (GPL) care este un amestec de gaze ce rezulta în ultima treaptă de prelucrare a petrolului și anume acelea care se pot transforma mai ușor în stare lichidă forma sub care se transporta și se distribuie prin butelii la cumpărători.
3) Gazul de sondă (GS), care se extrage din zăcămintele de petrol odată cu petrolul. Aceste gaze se separă din petrolul brut (țițeiul), se curăța de conținutul de benzină ușoară (se dezbenzinează) și de gaze lichefiabile (se fracționează), obținându-se gazele uscate (sărace), care se distribuie prin conducte în localitățile din regiunile petrolifere.
1.2. CONCEPTUL DE GAZODUCT. REȚELE DE DISTRIBUȚIE
Din schelele de extracție gazele sunt dirijate într-un sistem de conducte colectoare până la un punct central, unde sunt supuse unor operații de tratare, măsurare și, dacă este cazul, de comprimare.
De aici gazele pătrund în conductele de transport până la stațiile de predare, de unde sunt preluate de către rețelele de distribuție și conduse în instalațiile de utilizare, spre punctele de consum.
Conductele de transport nu se amplasează pe teritoriul orașelor și satelor, al întreprinderilor industriale, al stațiilor de cale ferată, porturilor fluviale și maritime, al aeroporturilor, pe poduri de cale ferată sau de șosea, în tunelul drumurilor și căilor ferate. Se va prefera amplasarea acestora pe terenuri neproductive sau cu productivitate agricolă scăzută, evitându-se astfel distrugerile de plantații.
1.2.1. CONCEPTUL DE GAZODUCT
1.2.1.1. GAZELE NATURALE IN ROMANIA
Consumul total de gaze naturale al Romaniei in anul 2006 a fost de 17 miliarde metri cubi din care 70% de proveniență internă și 30% din import. Proveniența acestei cantități de gaze naturale este după cum urmează:
Romgaz: 35,89% (6,1 miliarde m3);
Petrom și alții: 34,11% (5,8 – miliarde m3);
importuri: 30% (5,1 – miliarde m3).
Gazele naturale asigură aproximativ 40% din consumul de energie al Romaniei. Rezervele de gaz ale Romaniei sunt estimate la 185 de miliarde de metri cubi.
Aproximativ 62,5% din totalul producției naționale este extrasă pe teritoriul județului Mureș.
Blue Stream este un gazoduct prin care Rusia furnizează Turciei gaze naturale. Gazoductul leagă cele două țări prin Marea Neagră și este format din două conducte paralele. Blue Stream pornește din Izobilny, Rusia, ajunge la litoral in stația de compresare Beregovaya traversează Marea Neagră, ajunge in Turcia in Samsun și se oprește in Ankara. Blue Stream a fost construit de compania rusească Gazprom și cea italiană Eni și are o capacitate de 16 miliarde metri cubi pe an. Gazoductul asigură 65% din necesarul de gaz al Turciei Nord Stream este numele unui proiect care prevede construirea unei conducte de gaze
naturale din Rusia către Germania. Nord Stream va lega portul rusesc Vyborg de portul german
Greifswald, pe o distanță de 1.200 de kilometri, pe sub Marea Baltică. Conducta va intra in funcțiune in anul 2011 și va avea o capacitate anuală de 27,5 miliarde de metri cubi, iar a doua
conductă, paralelă cu prima, care va fi gata pană in 2012, va permite dublarea cantităților
transportate, la 55 miliarde de metri cubi.
Proiectul este gestionat de societatea Nord Stream inregistrată in Elveția și deținută in proporție de 51% de Gazprom. Mai dețin participații companiile germane Wintershall Holdings și E.ON Ruhrgas (cate 20%) și societatea olandeză Gasunie (9%). In proiect ar putea fi cooptată și compania franceză GDF Suez. Mai multe țări, printre care Estonia, Polonia, Suedia și Finlanda sunt ostile proiectului, considerand că acesta prezintă riscuri de mediu. Polonia se teme că va pierde profiturile pe care le obține din tranzitul gazului rusesc
Proiectul Nabucco are drept scop diversificarea surselor de aprovizionare cu energie ale Uniunii Europene, care este dependentă de Rusia, prin construirea unui gazoduct care va porni de la Marea Caspică și va ocoli Rusia. Conducta va avea o lungime de 3.300 de kilometri, lucrările de construcție ar trebui să inceapă in 2010 și gazoductul ar trebui să intre in exploatare in 2012.
Costul estimat inițial al lucrărilor era de aproximativ 4,5 miliarde Euro.. Datorită creșterii prețului petrolului și implicit și al oțelului, estimarea actualizată in luna mai 2008 a ajuns la 7,9 miliarde euro. Proiectul va fi finanțat, in proporție de o treime, de către acționari și de bănci -două treimi.
Proiectul necesită două milioane de tone de oțel, 200 000 de segmente de țeavă de oțel și
peste 30 de stații de comprimare a gazului. In funcție de situație, gazele naturale vor proveni din Iran, Irak, Azerbaijan, Turkmenistan și Kazakhstan. Principalii furnizori de gaze pentru proiect sunt Azerbaidjan și Turkmenistan. In cazul Turkmenistanului, problema este tranzitul pe sub Marea Caspică, in condițiile in care chestiunea granițelor maritime rămane o problemă nerezolvată in zonă, iar pentru rezolvarea acesteia este nevoie de acordul Rusiei.
Companiile interesate de construirea gazoductului sunt Botas (Turcia), RWE (Germania),
OMV (Austria), MOL (Ungaria), Bulgargaz (Bulgaria) și Transgaz (Romania). Pentru acest proiect, contribuția Romaniei stabilită inițial era de aproximativ 850 milioane de euro, plătibili in patru ani. Proiectul prevede tranzitarea Romaniei, pe o porțiune de 460 de kilometri.
Pentru a contracara proiectul, Rusia a demarat un proiect concurent, South Stream, in care a incercat să atragă inclusiv o parte dintre partenerii Nabucco.
South Stream este numele unui proiect care prevede construirea unei conducte de gaze naturale din Rusia către Italia și Austria. Gazoductul va avea o lungime de 900 kilometri pe sub Marea Neagră, între Rusia și Bulgaria, unde se va ramifica o dată către nord-vest spre Austria, apoi către sud, spre Grecia și Italia.
Capacitatea maximă a conductei este similară cu cea a Nabucco, de 31 miliarde de metri cubi. Demararea ei este prevăzută pentru 2015 potrivit presei ruse (inițial era vorba de 2013), iar costul estimat este între 10 și 15 miliarde de Euro. Acționari sunt grupul rus Gazprom și ENI, din Italia.
1.2.1.2. GAZODUCTELE CONCURENTE NABUCCO SI SOUTH STREAM
Conducta Nabucco, ce ar urma sa tranziteze Romania si sa fie alternativa la gazele si reteaua de conducte rusesti, este un proiect prioritar al UE, sprijinit si de SUA, dar care incepe sa fie din ce in ce mai pus in umbra de proiectul South Stream, la care au fost cooptate Bulgaria si
Serbia. Decizia Rusiei, principalul furnizor de gaze pentru continent si unul dintre cei mai mari exportatori de petrol, de a limita, in luna decembrie a anului 2005, furnizarea de gaze catre
Ucraina si implicit catre tarile UE a facut ca in 2006 sa se vorbeasca tot mai insistent despre
gasirea unei alternative care sa ofere Europei independenta energetica fata de resursele rusesti.
Proiectele in acest domeniu au avansat extrem de greu. in prezent, exista trei mari proiecte energetice europene in care este implicata si Romania: Nabucco, Constanta-Trieste si cablul
submarin de transport de energie electrica intre Romania si Turcia.
Proiectul Nabucco
Proiectul Nabucco, alternativa la principalul furnizor de gaze al Europei, Rusia, a demarat in 11 octombrie 2002, la Viena, cand cele cinci tari implicate – Austria, Bulgaria, Ungaria, Turcia si Romania – au semnat un acord de cooperare pentru infiintarea unui consortiu in vederea efectuarii unui studiu de fezabilitate privind crearea unei rute de transport al gazelor naturale. Proiectul Nabucco a fost conceput in Tratatul Cartei Energiei al Parlamentului European si al Consiliului Uniunii Europene in 26 iunie 2003.
Scopul proiectului este diversificarea surselor de aprovizionare cu energie ale UE, prin construirea unui gazoduct care va porni de la Marea Caspica si va ocoli Rusia, care va transporta gaze naturale din Azerbaidjan si alte state din Asia Centrala inspre tarile din vestul Europei, traversand Austria, Ungaria, Romania, Bulgaria si Turcia. Altfel spus, Nabucco ar transporta gazele din zona Marii Caspice si a Orientului Mijlociu catre Turcia, Bulgaria, Romania, Bulgaria si Austria, ajungand astfel pe piata Uniunii Europene. in iulie 2006, comisarul european pentru energie si ministrii de resort din tarile care vor fi traversate de gazoductul Nabucco au semnat, la Viena, un acord privind sprijinul politic si financiar care va fi acordat proiectului, evaluat la acea data la 5,8 miliarde de dolari.
Conducta va avea o lungime de 3.300 de kilometri, iar lucrarile de constructie ar trebui sa inceapa in 2009 si sa fie definitivate in 2012. Punctul de pornire al gazoductului este la Erzurum, in Turcia, unde se intalnesc conductele Baku-Tbilisi-Ceyhan din Azerbaidjan via Georgia si cea din Iran, urmand sa treaca prin Bulgaria, Romania si Ungaria, punctul final fiind la terminalul de la Baumgarten, in Austria. Pe teritoriul Romaniei conducta va trece pe ruta Bechet – Petrosani – Arad (continuata cu Szeged – Ungaria). Conducta trebuia initial sa treaca din Iran spre Europa, prin Turcia si Balcani, dar, in 2006, interesul s-a reorientat spre gazul caspic din Azerbaidjan, Turkmenistan si Kazahstan. In functie de negocierile de dinaintea inceperii efective a lucrarilor, gazele naturale vor proveni din Iran, Irak, Azerbaijan si Kazahstan. Proiectul va fi realizat de o companie mixta, la care societati de gaze din cele cinci state partenere Botas (Turcia), OMV (Austria), MOL (Ungaria), Bulgargaz (Bulgaria) si Transgaz (Romania) au participatii egale. Liderul companiei de proiect este grupul austriac OMV. Pentru acest proiect, contributia Romaniei este de aproximativ 850 de milioane de euro, platibili in patru ani. Costul estimat al lucrarilor depaseste 4,5 miliarde de euro.
Importanta acestui proiect a fost recunoscuta si de Comisia Europeana (CE) prin includerea sa in programul TEN (Trans European Networks), pe lista proiectelor prioritare.
Aceasta includere presupune si finantarea de catre CE a 50% din valoarea de realizare a studiului, restul fondurilor necesare fiind asigurate din sursele proprii ale celor cinci companii.
Consortiul care opereaza gazoductul Nabucco a selectat compania britanica de consultanta Penspen pentru coordonarea lucrarilor de inginerie tehnica ale conductei, care vor incepe in luna ianuarie 2008. in luna decembrie 2007, directorul general al Transgaz, Ioan Rusu,
a spus ca grupul german RWE a primit acordul a patru dintre cei cinci membri ai Nabucco, pentru a participa la proiectul de constructie a gazoductului, si se astepta decizia Turciei, care se opunea includerii companiei franceze Gaz de France.
Diversificarea furnizorilor de titei si gaze a devenit o prioritate a Uniunii Europene, dupa ce, in luna ianuarie 2006, disputa dintre Rusia si Ucraina privind pretul gazelor naturale a afectat livrarile catre Europa, care importa din Rusia 25% din necesarul de gaze naturale. Cu toate ca a demarat in 2002, proiectul a suferit mai multe amanari. Potrivit planurilor initiale, Nabucco urma sa fie functional in 2011.
In toamna anului 2005, intre Austria si Turcia au aparut divergente dupa ce grupul austriac OMV a anuntat ca intentionaza sa infiinteze o companie mixta cu Iranul ca tara furnizoare de gaz pentru Nabucco. Turcia nu a privit cu ochi buni aceasta intentie. Proiectul Nabucco nu a avansat in 2006, mai ales dupa ce vicepresedintele gigantului rus Gazprom, Aleksandr Medvedev, aflat in vizita la Bucuresti in luna iunie, a declarat ca gazoductul nu va putea fi realizat fara implicarea companiei sale. Dupa aceasta declaratie pregatirile pentru demararea constructiei conductei de gaz au fost incetinite.
La 27 iunie 2006, reprezentantii celor cinci state au semnat un acord politic prin care isi exprimau intentia de a continua realizarea acestui deziderat. Cu aceeasi ocazie, ministrii energiei din tarile implicate s-au intalnit cu Andris Piebalgs, comisarul european pentru energie, pentru a semna o declaratie in vederea facilitarii finantarii proiectului. Inainte de a incepe constructia propriu-zisa, statele implicate doresc sa obtina din partea Comisiei Europene unele derogari de la regulile comunitare. Mai precis, vor sa aiba posibilitatea de a incheia contracte de aprovizionare pentru o perioada initiala de la 10 pana la 20 de ani.
Tot in vara anului 2006, Bruxelles-ul considera acceptabila acordarea unor derogari in acest caz: "Nabucco a fost identificat drept unul dintre proiectele cu prioritate pentru retelele europene". "Unele contracte pe termen lung, care, in mod normal, nu sunt permise in virtutea prevederilor directivei referitoare la gaz, ar putea fi acceptate in acest caz", potrivit unor oficiali europeni.
O data ce vor fi incheiate contracte pe termen lung, potentialii investitori si finantatori, inclusiv Banca Europeana pentru Investitii si bancherii privati, vor avea siguranta de care au nevoie pentru a se implica in acest proiect. Banca Mondiala si-a exprimat deja intentia de a finanta prin intermediul IFC participarea Transgaz la constructia conductei de transport gaze naturale Nabucco. Autoritatile romane nu au dat insa niciun raspuns oficial la aceasta propunere.
Compania rusa Gazprom, monopol de stat, si-a intensificat opozitia fata de constructia Nabucco, incercand sa-i atraga pe clientii si investitorii din acest proiect in cel de extindere pana in Turcia a conductei Blue Stream care trece prin Marea Neagra.
Turkmenistan si Kazahstan ar putea fi incluse si ele in proiect, iar intr-un stadiu ulterior, gazele naturale ar putea fi transportate si din Iran si Egipt. Consortiul se afla inca in cautarea unui nou partener cu care sa imparta costurile proiectului, chiar daca nu au ajuns inca la un acord privind procentul din finantare care va fi acoperit prin imprumuturi. Banii pentru imprumut ar putea fi oferiti de Banca Europeana pentru Investitii sau de Banca Europeana pentru Reconstructii si Dezvoltare.
1.2.1.3. START PENTRU GAZODUCTUL TARMUL MARII NEGRE – PODISOR
Compania de transport a gazelor naturale Transgaz se apuca de conducta Tarmul Marii Negre – Podisor, prin care gazele pe care OMV Petrom si ExxonMobil le vor extrage din Marea Neagra vor intra in reteaua continentala de transport BRUA si, mai departe, catre Ungaria, Austria si Vestul Europei, scrie Cotidianul.ro.
Pagina companiei anunta ca: „Societatea Nationala de Transport Gaze Transgaz Medias, titular al proiectului «Conducta de transport gaze naturale zona Tarmul Marii Negre – Podisor» anunta
publicul interesat asupra luarii deciziei privind etapa de incadrare de catre Agentia Nationala
pentru Protectia Mediului in cadrul procedurii de evaluare a impactului asupra mediului si de evaluare adecvata, pentru proiectul «Conducta de transport gaze naturale zona Tarmul Marii Negre – Podisor», propus a fi amplasat in judetele Constanta, Giurgiu si Calarasi“.
Proiectul Deciziei de incadrare si motivele care o fundamenteaza pot fi consultate la sediul autoritatii competente pentru protectia mediului: Agentia Nationala pentru Protectia Mediului.
Draftul deciziei etapei de incadrare este afisat pe pagina web a ANPM (www.anpm.ro), accesand domeniul Reglementari / Acord de mediu / Drafturi acte de reglementare. „Publicul interesat poate inainta comentarii/observatii la draftul deciziei etapei de incadrare in termen de 5 zile de la data publicarii prezentului anunt, pana la data de 28.02.2017“, se mentioneaza in anuntul Transgaz.
Aceasta conducta va prelua gazele pe care consortiul Petrom – Exxon le va extrage din platforma continentala a Marii Negre, din perimetrele concesionate pe zeci de ani, si le vor aduce la tarm.
Studiul de fezabilitate pentru conducta care aduce gazele din larg la tarm este in lucru (va fi finantata in totalitate de Petrom si Exxon), insa nici consortiul, nici Transgaz nu mentioneaza in ce localitate de pe litoral va iesi. Ce este insa clar este ca, de acolo, cade in sarcina Transgaz sa le transporte mai departe, catre Podisor, in Giurgiu, si, de acolo, catre Nadlac si Vestul Europei.
„Proiectul consta in construirea unei conducte de transport de la tarmul Marii Negre pana la Nodul Tehnologic Podisor (jud. Giurgiu), care sa faca legatura intre gazele naturale disponibile la tarmul Marii Negre si coridorul Bulgaria – Romania – Ungaria – Austria. Finalizarea acestui proiect este estimata pentru anul 2020, iar investitiile aferente se ridica la aproximativ 278,3 mil. euro“, este descrierea oficiala a acestui proiect, de pe site-ul Transgaz. Jonctiune cu autostrada gazului finantata de UE De la Podisor, gazele din Marea Neagra intra in gazoductul BRUA, care are si jonctiune cu Bulgaria si Marea Caspica. Reteaua de conducte care va transporta gazele din Marea Neagra si cele care vor veni din Azerbaidjan va avea 530 de kilometri si va costa 550 de milioane de euro. Pentru ca este un proiect strategic pentru Europa, care este menit a scadea dependenta Vestului de gazele rusesti, UE ne da si o parte din bani pentru a-l realiza. 180 de milioane de euro, fonduri nerambursabile, au fost deja aprobate de Bruxelles pentru Transgaz. Restul de 370 de milioane de euro cad in sarcina companiei romanesti. „Proiectul BRUA presupune construirea pe teritoriul Romaniei a unei conducte noi de transport gaze naturale, ce va realiza conexiunea dintre Nodul Tehnologic Podisor si Statia de Masurare Gaze (SMG) Horia, pe directia Podisor – Corbu – Hurezani – Hateg – Recas – Horia, precum si a trei statii de comprimare. Conducta in lungime totala de aproximativ 528 km este proiectata pentru a transporta gaze naturale la o presiune de maximum 63 de bari“, precizeaza reprezentantii Transgaz. 4 miliarde de metri cubi de gaze vor trece anual prin conducta Aici sunt incluse si lucrarile de extindere a capacitatii gazoductului Arad – Szeged, pentru ca 4 miliarde de metri cubi de gaze sa poata trece anual prin acest gazoduct catre Ungaria si, eventual, inapoi. in acest moment, BRUA se afla in faza de elaborare a proiectului tehnic, faza in care urmeaza sa fie stabilit un program detaliat al lucrarilor de executie.
Atat BRUA, cat si Tuzla – Podisor fac parte din strategia de dezvoltare a Transgaz 2015-2023 pentru constructia de gazoducte care sa lege Romania de Vest. Scopul principal al acestora este de a transporta gazul din Marea Neagra, ce va fi extras de ExxonMobil si Petrom, catre Ungaria, apoi, mai departe, catre Vestul Europei. Ca scop secundar, Transgaz urmareste sa lege sistemele de transport gaze dintre Bulgaria si Ungaria, pe teritoriul Romaniei, urmarind inclusiv sa asigure o cale alternativa pentru eventualele importuri ale Romaniei.
Extractia gazelor din Marea Neagra, unde s-au anuntat rezerve estimate de 80-90 de miliarde de metri cubi, va incepe din 2019, sau cel putin asa a anuntat consortiul Exxon – Petrom. La acea data, Romania isi va fi rezolvat problema de securitate energetica si va deveni si un exportator major de gaze. Nu este inca clar ce cantitati de gaze vor ramane in tara si, mai ales, la ce pret.
Cel mai probabil, Exxon – Petrom va vinde in Romania gaze la pretul pietei. Acum, Romania nu are o conexiune reala cu pietele de gaze din vecinatate, in ciuda faptului ca interconectoarele Arad – Szeged, cu Ungaria, si Iasi – Ungheni, cu Moldova, sunt functionale. In realitate insa, restrictiile tehnice fac ca, pe relatia de export catre Ungaria si Moldova, cantitatile ce pot pleca din Romania sa fie insignifiante. Atat gazoductul catre Ungaria, cat si cel catre Moldova au nevoie de investitii de zeci de milioane de euro pentru a le creste capacitatea pe relatia de export.
Romania are un consum intern de gaze de circa 12 miliarde de metri cubi anual, din care aproximativ 15% reprezinta importuri. „Proiectul consta in construirea unei conducte de transport de la tarmul Marii Negre pana la Nodul Tehnologic Podisor, judetul Giurgiu, care sa faca legatura intre gazele naturale disponibile la tarmul Marii Negre si coridorul Bulgaria – Romania – Ungaria – Austria. Finalizarea acestui proiect este estimata pentru anul 2020, iar investitiile aferente se ridica la aproximativ 278,3 mil. euro“, potrivit descrierii oficiale a acestui proiect, de pe site-ul Transgaz. România dispune de peste 3500 km de gazoducte, concentrate mai ales în Depresiunea Transilvaniei, pornind de la zonele de exploatare spre toate centrele urbane mari.
1.2.2. REȚELE DE DISTRIBUȚIE
Conductele de distribuție se montează îngropat pe străzile localităților respective și au în general, configurația acestor străzi. Montajul aerian este admis la traversări de obstacole, precum și în alte cazuri justificate tehnic și economic.Traseele conductelor de distribuție vor fi, pe cât posibil, rectilinii și vor urmări profilul stradal folosind zone mai puțin aglomerate cu alte instalații subterane.
Este interzisă montarea conductelor de distribuție:
sub linii de tramvai și de cale ferată, în lungul acestora;
în canale de orice fel care comunica direct cu clădiri;
sub orice fel de construcții sau pe terenuri destinate construcțiilor.
La intersecții cu linii de tramvai și de cale ferată conductele de distribuție vor fi introduse în tuburi de protecție, care vor depăși cu cel puțin 0,80 m, în ambele părți, limitele instalației sau construcției traversate. La subtraversarea căilor ferate se vor prevedea și vane de sectorizare de o parte și de alta a liniei ferate. Intersectarea conductelor de gaze cu alte instalații subterane sau lucrări la suprafața solului se va face perpendicular pe axul instalației traversate. La intersectări cu alte instalații subterane (telefonice, termoficare, canal, apa, electrice etc.) conductele de gaze, introduse în tuburi de protecție, vor trece pe deasupra acestora, la o distanță de cel puțin 100 mm.
Conductele de distribuție se deosebesc întrucâtva de conductele de transport atât ca material, cât și că mod de execuție. Pe rețelele de distribuție se transportă debite mult mai mici, la presiune medie, redusă, și, în anumite zone, la presiune joasă, ceea ce face ca acestea să fie construite cu diametre mai mici..
Conform reglementarilor în vigoare, distanțele minimale dintre conductele de gaze și alte instalații, construcții sau obstacole, sunt cele din tabelul 2.1.
Notă: Distanțele exprimate în metri se măsoară în proiecție orizontală, intre limitele exterioare ale conductelor sau construcțiilor.
De la piciorul taluzului;
Din axul liniei de cale ferată;
După terminarea montajului, înainte de punerea în funcțiune, conductele de distribuție se vor supune încercărilor preliminare (înainte de coborârea în șanț se vor efectua probele de casă).
După formarea acestor tronsoane se procedează la suflarea cu aer în interior pentru îndepărtarea zgurii și a eventualelor impurități. Încercările se efectuează cu aer comprimat, iar presiunile de încercare vor fi conform tabelului 2.2.
Armăturile, piesele de legătură, precum și orice alte confecții metalice ce se montează, atât pe conductele de transport, cât și pe cele de distribuție se vor executa în uzine sau în ateliere specializate și vor fi însoțite de certificate de calitate.
Sistemul de distribuție, împreună cu instalațiile și echipamentul mecanic aferent, precum și treptele de presiune diferă de la țară la țară, în funcție de: condițiile locale, pozarea conductelor, compoziția gazelor, aparatura de reglare a presiunii, parametrii de funcționare a arzătoarelor și a aparatelor de consum.
Terminologia folosită cu privire la rețele de instalații de distribuție a gazelor naturale este următoarea:
Conducta de transport – conducta prin care gazele sunt aduse de la locul de producere până la stațiile de predare.
Sistemul de alimentare – ansamblul compus din conducte, aparate, instalații de măsurare și accesorii situate între stațiile de predare și coșurile (inclusiv) prin care se evacuează gazele de ardere, destinat să asigure alimentarea cu gaze a consumatorilor dintr-o localitate.
Rețeaua de repartiție = rețeaua alimentată din stațiile de alimentare, destinată să alimenteze stațiile de reglare ale consumatorilor importanți respectiv stațiile de reglare de zonă.
Stația de predare – ansamblul instalațiilor de reducere și reglare a presiunii, de măsurare a debitului, de filtrare și odorizare, prin care gazele din conductele de transport sunt puse la dispoziția întreprinderilor de distribuție din localități sau în unele cazuri – direct unor consumatori importanți.
Stația de reglare-măsurare (fig. 2.2) – ansamblul de aparate, armaturi și accesorii amplasate într-o clădire, prin care se face trecerea și reglarea presiunii, precum și măsurarea debitelor de gaze.
Stația de reglare-măsurare prin care se face trecerea gazelor din rețeaua de repartiție în rețeaua de distribuție.
Stații de reglare de sector, prin care se face trecerea din rețeaua de distribuție direct la un număr anumit de consumatori dintr-un sector sau dintr-un cartier, care vor fi alimentați cu presiune joasă, fără a fi nevoie de montarea unui post de reglare la fiecare abonat în parte din zona sau cartierul respectiv.
Stații de reglare la consumator. Acestea pot fi amplasate pe teritoriul unor consumatori importanți, după robinetul de branșament, prin care se face reglarea presiunii gazelor din sistemul de distribuție la nivelul maxim necesar consumatorului.
Branșament (fig. 2.3) – conducta de legătură care transporta gaz nemăsurat de la o conductă de transport sau, aparținând sistemului de distribuție până la ieșirea din robinetul de branșament, respectiv intrarea în stația sau postul de reglare. Branșamentele de gaze nu se construiesc la diametre de conducte sub 1 țol (25,4 mm). Legătura branșamentelor la conductă de alimentare se realizează prin intermediul dispozitivului teu sau prin legătura directă prin sudură (fig. 2.4).
Robinet de branșament – robinetul montat la capătul branșamentului de la care se poate opri în întregime, alimentarea cu gaze a unui consumator. Branșamentele se execută în exclusivitate numai de către întreprinderile distribuitoare și, indiferent de modul de finanțare, devin mijloacele de bază ale acestora. În aceste condiții, înlocuirea, în caz de avarie, sau orice alte operații de intervenție la branșamente, este de competenta întreprinderii distribuitoare, prin personalul său de specialitate.
Robinet de incendiu – robinetul montat în exterior la intrarea instalației de utilizare în clădiri, de la care se poate opri integral funcționarea gazelor într-un corp de clădire, hala industrială etc.
Post de reglare-măsurare – ansamblul de aparate, armaturi și accesorii, amplasate într-o cabină sau direct pe agregate tehnologice prin care se face reducerea și reglarea presiunii într-o singură treaptă, precum și măsurarea debitelor de gaze.
Postul de reglare – ansamblul de aparate, armaturi și accesorii, amplasat într-o cabină sau direct pe agregate tehnologice, prin care se face reglarea presiunii gazelor. Posturile de reglare se prevăd, de regulă, cu regulatoare cu acționare directă.
Instalație de utilizare – ansamblul de conducte, armaturi, aparate și accesorii, montate în incinta unui consumator în aval de robinetul de branșament, respectiv după robinetul de ieșire din stație sau postul de reglare de la capătul branșamentului, inclusiv focarul și coșul de evacuare a gazelor de ardere.
Instalație exterioară – parte din instalația de utilizare care se găsește în exteriorul clădirilor între robinetul de branșament, respectiv între stația sau postul de reglare și robinetele de incendiu montate la intrarea instalațiilor în clădire.
Instalație interioară – parte din instalația de utilizare, din interiorul clădirilor, între robinetul de incendiu și aparatele de utilizare, inclusiv focarul și coșul de evacuare a gazelor de ardere.
Presiunile de regim, admise în instalațiile de utilizare sunt: medie. Redusă, intermediară și joasă. Alegerea tipului de rețea și a presiunilor maxime de regim se va face pe considerente tehnico-economice pentru fiecare caz în parte, la instalațiile interioare interesând și presiunea nominală la care funcționează aparatele de utilizare.
La instalațiile de utilizare industriale sunt admise:
În instalații exterioare: presiune medie, redusă, intermediară și joasă;
În instalații interioare: presiune redusă, intermediară și joasă.
Aparat de utilizare – sistem mecanic complex destinat să consume, în condiții igienice, economice și de siguranță, gaze combustibile naturale într-un focar sau într-o incintă, prin intermediul arzătoarelor.
Arzător – construcție mecanică destinată să ardă gaze combustibile naturale, în condiții igienice, economice și de siguranță.
Ocolitor – un tronson de țeavă, prevăzut cu robinete de închidere, care face legătura între conducta de intrare și cea de ieșire a unui contor, a unei stații (post) de reglare sau a unui panou de reglare sau de măsurare, permițând scoaterea din circuit a elementului respectiv de instalație și alimentarea directă a consumatorului.
Trepte de presiune. În sistemele de alimentare cu gaze naturale (STAS 8281-76) se folosesc următoarele trepte de presiune:
înalta peste 6 bar; – medie, între 2 și 6 bar;
redusă, între 0,2 și 2 bar;
intermediară, 0,05-0,2 bar;
joasă, 0,05 bar=500 mm H2O.
1.2.3. MATERIALE ȘI COMPONENTE STRUCTURALE
Pentru rețele și instalații de gaze este obligatoriu a se folosi numai materiale și aparate care corespund prevederilor de calitate și de siguranță din standardele și normele în vigoare sau certificatele de omologare.
Materialele care se folosesc pentru executarea și echiparea rețelelor și instalațiilor pentru distribuția gazelor se împart în mai multe categorii, astfel:
Materiale tubulare (țevi);
Materiale de asamblare;
Materiale de etanșare;
Armături.
1.2.3.1. MATERIALE TUBULARE (ȚEVI)
La executarea rețelelor subterane pentru distribuția gazelor, inclusiv a branșamentelor și instalațiilor de utilizare este indicat a se utiliza următoarele categorii de țevi: țevi din oțel trase pentru industria petrolieră, țevi din oțel sudate elicoidal, țevi din oțel sudate longitudinal; țevi din oțel fără sudura pentru instalații; țevi din oțel fără sudură, laminate la cald, comerciale, țevi din oțel fără sudură, trase sau laminate la rece, pentru construcții cu destinație specială.
Instalațiile de utilizare se pot executa atât din categoriile de țevi menționate mai sus, cât și din țevi din oțel trase pentru construcții. Instalațiile aparente cu regim de presiune intermediară sau joasă se execută din țevi din oțel carbon sudate longitudinal. Panourile de măsurare se pot executa din țevi de oțel trase pentru construcții. Se mai pot folosi țevi din oțel sudate elicoidal pentru uz general. Diametrul rețelelor subterane și al instalațiilor de utilizare trebuie ales cu grijă de către proiectant cu ocazia calculelor de dimensionare la întocmirea proiectelor de execuție astfel încât să nu sporească costul lucrărilor în mod nejustificat. Lungimile de livrare sunt menționate în, care indică lungimea cuprinsă între 4 și 8 m. Alte STAS-uri indică lungimea normală cuprinsă între 6 și 16 m. Este de preferat o lungime cuprinsă între 8 și 11 m, deoarece la tronsoanele prea scurte se sporește numărul sudurilor, iar cele prea lungi sunt greu de transportat.
1.2.3.2. MATERIALE DE ASAMBLARE
1.2.3.2.1. FITINGURI
Acestea sunt piese de legătură, tubulare, fasonate (finisate), în general filetate, care se folosesc la asamblarea demontabilă a țevilor metalice, sau armaturilor. În funcție de mărimea presiunii la care lucrează și de diametrul conductelor la care se înșurubează fitingurile se execută fie din fonta maleabilă neagră, fie din oțel.
Fitingurile se execută din fonta neagră sau din oțel zincat. Fitingurile negre trebuie să prezinte suprafețe netede, curate, admițându-se numai mici defecte locale care nu influențează rezistenta pieselor și buna lor utilizare. Stratul de zinc al fitingurilor zincate trebuie să fie uniform pe toată suprafața exterioară și interioară a pieselor. Nu se admit aglomerări grosolane de zinc sau zinc tare, porțiuni neacoperite sau exfolieri ale stratului de zinc. Filetul și suprafața de îmbinare la piulițe olandeze nu se zinchează. Calitatea zincurilor se verifică pe loturi la fabrica producătoare. Verificarea aspectului se face bucată cu bucata asupra tuturor pieselor din lot, înlăturându-se cele necorespunzătoare. Verificarea etanșeității se execută asupra tuturor pieselor din lot. Verificarea dimensiunilor se face asupra a 2 % din numărul bucăților din lot. Verificarea rezistenței la presiunea hidraulică se face asupra a l % din numărul bucăților din lot, însă nu mai puțin de 3 bucăți. Verificarea plasticității se face asupra a 0,3 % din numărul bucăților din lot, însă nu mai puțin de 2 bucăți. Dacă la verificările efectuate numai o singură bucată este necorespunzătoare, se repetă verificarea asupra unui număr dublu de bucăți. Dacă și la aceasta a doua verificare o bucată nu corespunde prescripțiilor standard, lotul se respinge. Lotul respins se poate resorta și prezența a doua oară la verificare. Toate verificările se execută asupra fitingurilor gata filetate, însa înainte de orice acoperire de protecție, în afară de fitingurile zincate, la care verificarea se execută după zincare. Nu se admite remanierea porozităților prin impregnare. Fitingurile din oțel sunt piese de aceeași formă și au aceeași denumire ca și fitingurile din fonta maleabilă. Fitingurile din oțel se execută în mai multe variante: – fitinguri pentru sudare; – fitinguri din oțel forjat; – fitinguri din oțel turnat. O altă categorie de piese de legătură care se folosesc pentru asamblarea diferitelor elemente ale rețelei de gaze o constituie flanșele.
1.2.3.2.2. FLANȘE
Flanșele se deosebesc între ele după: formă, diametru, numărul găurilor de asamblare și diametrul acestora, suprafețele de etanșare etc.
După formă se deosebesc: flanșe rotunde și flanșe eliptice.
În instalațiile de gaze se folosesc adesea și flanșe libere, mai ales la montarea contoarelor volumetrice, fabricate pentru debite de: 50 și 100 m3/h, sau chiar mai mult.
După felul suprafeței de etanșare (fig. 2.7) se deosebesc următoarele tipuri de flanșe: cu suprafețe plane; cu canale triunghiulare; cu prag și degajare; cu canal și pană (nut și feder).
Toate flanșele vor fi prevăzute cu găuri pentru șuruburi.
În rețelele de distribuție a gazelor folosirea flanșelor are un caracter limitat. Ele se construiesc din tabla groasă în atelierele proprii ale întreprinderilor distribuitoare și se folosesc la asamblarea vanelor, contoarelor, pieselor de dilatare, separatoarelor de impurități etc.
Flanșele din rețelele de distribuție sunt solicitate la presiuni relativ mici, până la 6 atm. De aceea cele mai întrebuințate sunt cele cu suprafețe plane, cât mai netede cu putință, similare cu cele din fig. 2.7, a, b. Cele cu prag și canal (fig. 2.7, c, d) se folosesc la presiuni mari.
Pentru etanșare se folosesc garnituri cu proprietăți plastice, astfel încât prin strângerea mecanică să poată imprima și umple toate canalele de pe suprafețele plane ale flanșelor. Garniturile trebuie să reziste la temperatura de regim la care este supusă conductă, să nu se deterioreze în contact cu gazele.
1.2.4. ARMĂTURI
Totalitatea aparatelor, instrumentelor sau dispozitivelor de comandă, de control, de reglare sau de siguranță, montate în instalațiile de gaze reprezintă armaturile. Scopul folosirii lor este de a întrerupe etanș sau de a stabili legătura dintre diferite porțiuni de instalație, de a regla presiunea și debitul gazului și, în general, de a asigura o funcționare normală a întregului sistem de distribuție. În distribuția gazelor, cel mai des folosite sunt armaturile de închidere, de reglare și de siguranță. Din categoria armaturilor care servesc la închiderea circulației gazelor în conducte sau aparate fac parte robinetele. Ele sunt formate din mai multe piese componente și destul de des, în anumite situații, servesc și că armaturi de reglare. Construcția lor se execută – după presiunea la care vor fi supuse în exploatare – din oțel sau fontă.
După forma organului de închidere se deosebesc:
robinete cu sertar (vane);
robinete cu ventil;
robinete cu cep.
1.2.4.1. ARMĂTURI DE ÎNCHIDERE
1.2.4.1.1. ROBINETE CU SERTAR (VANE)
Clasificarea robinetelor cu sertar se face după următoarele criterii:
După materialul corpului: din fontă; din oțel.
După forma sertarului: cu sertar până; cu sertar paralel;
După felul tijei: cu tija ascendentă; cu tija neascendentă.
După forma corpului: cu corp plat; cu corp oval; cu corp rotund.
După elementele de racordare: cu flanșe; cu capete pentru sudare; cu mufe (filetate sau nefiletate).
În fig. 2.8 este reprezentat robinetul cu sertar pană, cu tijă neascendentă a și cu tijă ascendentă b.
Robinet cu ventil
Robinet cu cep (cana)
1.2.4.1.2. ARMĂTURI DE REGLARE
Reglarea presiunii gazului se face treptat, începând de la stația de predare spre punctele de consum, trecându-se de la presiuni mari la presiuni din ce în ce mai mici, astfel încât la ultima treaptă gazul să iasă din postul său din stația de reglare spre consumator la o presiune mereu constantă, indiferent de debitul care se consuma și indiferent de presiunea de intrare a gazului în postul său în stația de reglare.
Ca aparate pentru reglarea presiunii gazelor se folosesc regulatoarele. Se folosesc următoarele tipuri de regulatoare: – regulatoare de presiune pentru debite mici (regulatoare de uz casnic); – regulatoare industriale de presiune.
A. Regulatoarele de presiune pentru debite mici cu acționare directă. Aceste regulatoare sunt destinate să funcționeze cu gaze combustibile naturale (SR 3317:2015) precum și cu alte gaze necorosive lipsite de substanțe lichide sau solide în suspensie.
Regulatoarele de presiune pentru debite mici (fig. 2.11) sunt utilizate, în special, la instalațiile de uz casnic pentru reducerea presiunii din rețelele de distribuție și menținerea ei între limitele de presiune indicate pentru alimentarea aparatelor de utilizare (consum) ale abonaților. Aceste regulatoare cu acțiune directă asigura, în condiții normale de lucru, o funcționare sigură într-un domeniu larg de presiune (150-300 mm H2O).
Gazul intră prin orificiul de intrare prevăzut în corpul 1 și este laminat prin secțiunea dintre scaun și ventil la presiunea de ieșire, care poate fi reglată cu ajutorul arcului 9, comprimat cu dopul filetat 13. Regulatorul se compune dintr-un corp etanș care cuprinde: racordul de intrare și ieșire a gazului. Pe fata superioară a corpului regulatorului se afla o membrană de cauciuc, fixată de corp printr-un capac. Pe capac este prevăzut un ștuț din țeavă pentru evacuarea gazului trecut prin supapa de siguranță în cazul creșterii presiunii în regulator peste limita admisă sau spargerii membranei. După debitul instalațiilor deservite de regulatoare, acestea se pot instala unul sau mai multe (maximum 4 buc) în paralel, astfel încât totalul debitelor nominale ale unui grup, să fie egal cu capacitatea orară de consum a instalației.
B. Regulatoare industriale de presiune (cu acționare indirectă) denumite și pilotate
La aceste regulatoare deplasarea organului de reglare se realizează prin forțe produse de presiunile variabile ale gazelor din servomotor, comandate prin organul de măsurare. Ele se folosesc pentru reducerea presiunii gazelor în conductele de transport sau de distribuție și menținerea presiunii reglate în limitele prescrise pentru instalația de utilizare. Nu sunt prevăzute cu supapa de siguranță.
1.2.4.1.3. SEPARATOARE
Curentul de gaze în drumul parcurs de la locul extracției la consumatori antrenează o gamă întreagă de impurități care necesită măsuri speciale pentru înlăturarea lor. Astfel, pe traseul conductelor de transport sunt vehiculate de către curentul de gaze particule străine, cum sunt: în prima perioadă de exploatare elementele din noroiul de foraj; particule din rocă magazin neconsolidată; vapori de apă; pietre și pământ care provin de la montaj; praf și rugină de pe pereții conductei.
Din cauza acestor inconveniente s-a impus ca în sistemele de distribuție să se monteze separatoare (sifoane) pentru reținerea și evacuarea impurităților. Prin dezvoltarea și modernizarea continuă a localităților urbane, și implicit a arterelor de circulație, s-a îngreunat tot mai mult operația de evacuare a impurităților, care se efectuează sub presiune, fără oprirea sectoarelor din rețea stânjenind circulația autovehiculelor și având un grad scăzut de securitate. Acest fapt impune furnizorului măsuri eficiente de separare și filtrare, astfel că din stațiile de predare gazele să pătrundă curate în sistemul de distribuție. Cea mai simplă construcție de separatoare constă dintr-un tub cilindric de oțel, vertical sau orizontal, cu un diametru de la câțiva zeci de centimetri până la un metru și chiar mai mult. Cel mai vechi și cel mai simplu tip de separator este cel gravitațional (fig. 2.17).
La intrarea în separatorul 1, prin racordul 2, curentul de gaz își micșorează viteză din cauza diametrului mare al separatorului și al racordului 2, curbat în jos. Datorită reducerii vitezei și schimbării direcției curentului de gaze în separator, o parte din impuritățile lichide și solide pe care le conțin gazele se depun pe fundul rezervorului și în mod periodic sunt evacuate prin țeava 4 și ventilul 5.
Pentru depunerea apei și a impurităților pe conductele magistrale pentru transportul gazelor se folosesc alte tipuri de separatoare, și anume, sub forma unor rezervoare montate orizontal, dedesubtul conductelor (2.18).
În rețelele de distribuție se folosesc separatoare (sifoane) de construcție simplă, montate în punctele cele mai de jos, care se evacuează (purjează) în mod periodic.
1.2.4.1.4. FILTRE
Filtrarea este operația care urmează după separare și uscare, având ca scop purificarea gazului de impurități mecanice cu mărimi variabile, începând de la particule grosiere până la cele mai fine. Construcția și echiparea filtrelor cu cartușul filtrant depinde de mărimea granulelor, de presiunea de regim, de debit. Echiparea rețelelor de distribuție cu mecanisme și dispozitive tot mai complexe, cu grad înalt de tehnicitate, impune filtrarea în continuare a gazelor intrate din stațiile de predare ale furnizorului în rețeaua de distribuție.
Filtrele (fig. 2.19) sunt formate dintr-o carcasă metalică în care se introduce un cartuș filtrant, ușor de schimbat din pâsla, țesătura din postav, din material plastic, vată de sticlă, par de cal etc. Montarea filtrelor de praf în rețeaua de distribuție este obligatorie la stațiile principale (de zonă), la stațiile de sector și de la caz la caz – în celelalte stații. Construcția filtrelor poate fi diferită, de la cartușe cu sita cu orificii din ce în ce mai mici – până la câțiva microni – până la cartușe cu postav, par de cal, materiale plastice etc.
1.2.4.1.5. RĂSUFLĂTORI
Răsuflătorile sunt piese care aparțin sistemului de distribuție, amplasarea lor efectuându-se în același timp cu rețeaua subterană de gaze. Prin forma constructivă și modul de amplasare ele servesc la identificarea unor eventuale emanații de gaze, atunci când pe durata exploatării – datorită fenomenului de coroziune sau a altor cauze – în pereții conductei apar pori, fisuri sau rupturi. Răsuflătorile se confecționează din metal. Părțile componente constau dintr-o tijă cu diametrul interior de Φ 2 în (50 mm) și din calota propriu-zisă confecționată din tablă cu grosimea de 3-5 mm și sudată electric la unul din capetele tijei. Ca tipuri de răsuflători se deosebesc: cu cutie și capac din fontă, pentru carosabil; cu căpăcel sudat și orificii laterale, pentru spații verzi; cu calotă pe conducta în carosabil și tijă prelungită în spațiul verde; cu capătul tijei curbat pentru montare în spații verzi; tub de control (fără calota propriu-zisă).
Montarea răsuflătorilor pe rețelele de distribuție se face ținând cont de anumite criterii:
În zonele cu densitate mare de construcții, cu trafic intens, cu aglomerări de alte instalații subterane – canal, apă, electrică, telefoane etc. – Se vor monta răsuflători deasupra sudurilor de poziție, teurilor de branșament, la ramificații, în punctele unde conductele ies din pământ, lângă zidurile imobilelor, la capetele tuburilor de protecție. În aceste cazuri distanța dintre răsuflători nu poate fi mai mică de 8 m.
În zonele fără construcții, fără trafic intens, pe câmp, în zone fără instalații subterane răsuflătorile se vor monta la distanțe ce nu vor depăși 50 m (fig. 2.20).
În anumite zone, pe rețelele subterane se pot monta tuburi de control, în locul răsuflătorilor.
1.2.5. APARATE PENTRU MĂSURAREA DEBITELOR DE GAZE
Măsurarea permite cunoașterea diferenței dintre cantitatea de gaze extrasă și cea livrată consumatorilor, dând indicații prețioase asupra stării în care se află întreaga instalație de transport și distribuție, împreună cu echipamentul mecanic aferent: starea de uzură fizică și morală, întreținerea și exploatarea, pierderile datorite defectelor și refulărilor. Măsurarea cantităților de gaze distribuție se efectuează prin metoda directă și indirectă.
Măsurarea directă a debitelor de gaze
Prin metodele directe se folosesc contoare volumetrice de tip uscat cu membrana și sertar, contoare volumetrice cu supape și contoare volumetrice rotative, toate lucrând la presiunea joasă a gazelor.
A. Contoare volumetrice cu membrana și sertar. Acestea se fabrică în următoarele mărimi:
tip I cu un debit nominal de 3 m3/h (fig. 3.1);
tip ÎI cu un debit nominal de 6 m3/h (fig. 3.2);
tip III cu un debit nominal de 20 m3/h (fig. 3.3).
La contoarele de tip I (3 m3/h), cifrele de pe prima rolă din dreapta indică m3, iar pe cadran sunt date diviziuni pentru dm3. Pe cadran sunt înscrise cifre din 10 în 10 dm3; o rotire completă a acului indicator corespunde la 0,10 m3.
La contoarele de tip 11 (6 m3/h) cifrele de pe prima rolă din dreapta indica 0,001 m3, în continuare fiecare rolă spre stânga indicând de 10 ori mai mult decât rola precedentă. Prima rolă din dreapta, în afara cifrelor, are diviziuni care subdivid fiecare interval între cifre în câte 5 părți egale, fiecare diviziune corespunzând la 0,00002 m3.
La contoarele de tip 111 (20 m3) cifrele de pe prima rolă din dreapta indica 0,01 m3, în continuare, fiecare rolă spre stânga indicând de 10 ori mai mult decât rola precedentă.
Prima rolă din dreapta, în afara cifrelor, are diviziuni care subdivid fiecare interval între cifre în câte 5 părți egale, fiecare diviziune corespunzând la 0,002 m3.
În tabelele 3.1 și 3.2 sunt date dimensiunile și caracteristicile funcționale ale contoarelor volumetrice.
Tabelul 3.1. Dimensiunile contoarelor tip I, II, III.
Tabelul 3.2. Caracteristicile funcționale ale contoarelor volumetrice.
2. TRANSPORTUL NAȚIONAL ȘI INTERNAȚIONAL CU GAZODUCTE
2.1. GAZODUCTELE SISTEMULUI NAȚIONAL
Prima conductă din cadrul sistemului național de transport gaze naturale a fost pusă în funcțiune în anul 1914. SNT a fost conceput ca un sistem radial-inelar interconectat, fiind dezvoltat în jurul și având drept puncte de plecare marile zăcăminte de gaze naturale din Bazinul Transilvaniei (centrul țării), Oltenia și ulterior Muntenia de Est (sudul țării). Drept destinație au fost marii consumatori din zona Ploiești – București, Moldova, Oltenia, precum și pe cei din zona centrală (Transilvania) și de nord a țării. Ulterior, fluxurile de gaze naturale au suferit modificări importante din cauza declinului surselor din Bazinul Transilvaniei, Moldova, Oltenia și apariției altor surse (import, OMV-Petrom, concesionări realizate de terți etc), în condițiile în care infrastructura de transport gaze naturale a rămas aceeași.
Principalele componente ale Sistemului Național de Transport gaze naturale sunt:
13.112 km conducte magistrale de transport și racorduri de alimentare gaze naturale, din care 553 km -conducte pentru transportul internațional al gazelor naturale;
1.119 stații de reglare măsurare gaze naturale;
6 stații de măsurare a gazelor naturale pentru transportul internațional;
3 stații de măsurare a gazelor naturale din import (Isaccea, Medieșu Aurit, Csanadpalota);
5 stații de comprimare gaze naturale cu o putere cumulată de 32 MW (SCG);
1.007 stații de protecție catodică (SPC);
48 stații de comandă vane și/sau noduri tehnologice.
Sistemul Național de Transport este reprezentat de ansamblul de conducte magistrale, precum și de instalațiile, echipamentele și dotările aferente acestora, utilizate la presiuni cuprinse între 6 bar și 63 bar, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producție sau a celor provenite din import și transportul acestora în vederea livrării către participanții de pe piața internă de gaze naturale, export, transport internațional, etc.
Pentru operarea SNT, care se află în proprietatea publică a statului, SNTGN Transgaz SA plătește trimestrial o redevență de 10% din veniturile realizate din activitățile de transport și transport internațional de gaze naturale.
Capacitatea totală proiectată a SNT este de aproximativ 30 miliarde mc/an (excluzând magistralele de transport internațional al gazelor naturale a căror capacitate proiectată cumulată este de 27.7 miliarde mc/an și o capacitate tehnică totală la presiunea actuală de operare de 21.35 miliarde mc/an).
Capacitatea de transport și transport internațional de gaze naturale este asigurată prin rețeaua de conducte și racorduri de alimentare gaz cu diametre cuprinse între 50 mm și 1200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar și 63 bar.
Capacitatea de comprimare este asigurată de 5 stații de comprimare gaze, amplasate pe principalele direcții de transport și care dispun de o putere instalată de cca. 32MW, cu o capacitate anuală de comprimare de 5.5 mld mc.
O analiză asupra principalelor obiective aparținând SNT, din perspectiva duratei de funcționare se prezintă astfel:
Tabel 4: Analiza principalelor obiective aparținând SNT din perspectiva duratei de funcționare.
Deși baza de active este învechită, peste 71% din cei 13.112 km de conducte transport gaze naturale necesitând reabilitare și modernizare, starea tehnică a SNT se menține la un nivel corespunzător ca urmare a faptului că exploatarea să (i) se desfășoară în contextul unui sistem de mentenanță preponderent preventiv, planificat și corectiv și (ii) este susținută de programe anuale de investiții de dezvoltare și modernizare care includ și programele de investiții minimale prevăzute în Acordul de Concesiune.
În prezent SNT are în dotare 1.007 stații de protecție catodică. Protecția catodică reduce considerabil viteza de coroziune a materialului țevii, mărind astfel siguranța în exploatare și, implicit durata de viață a conductelor metalice îngropate. Normele tehnice privind clasificarea și durata normală de funcționare a mijloacelor fixe stabilesc o durată normală de funcționare pentru conductele protejate catodic de două ori mai mare (40-60 ani) decât în cazul conductelor neprotejate catodic. Aproximativ 5,6% din totalul conductelor/racordurilor SNT reprezentând 734 km conducte/racorduri nu sunt protejate catodic, dintre care, pentru 205 km există deja teme de proiectare/proiecte tehnice/contracte de execuție în vederea realizării sistemelor de protecție catodică. Din cele 1.119 stații de reglare măsurare circa 5% au fost în ultimii ani obiectul programelor de investiții, de dezvoltare și modernizare, în timp ce, în scopul de a fi integrate într-un sistem de comandă și supraveghere automată SCADĂ, restul stațiilor de reglare – măsurare încă necesită lucrări de reabilitare sau modernizare.
Din direcțiile de măsurare aflate în exploatare, 948 sunt avute în vedere pentru implementarea sistemului SCADĂ. În perioada 2010 – 2013 s-au parcurs etape ale unor lucrări de reabilitare/modernizare la stațiile de comprimare Șinca, Onești și Dealu Frumos.
Tabel 5- Situația actuală la stațiile de comprimare Șinca, Onești, Siliștea, Vințu și Dealu Frumos.
Toate aceste componente ale SNT asigură preluarea gazelor naturale de la producători/furnizori și transportarea lor către consumatori/distribuitori sau depozitele de înmagazinare.
Puncte de interconectare transfrontalieră
În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin 3 puncte de interconectare transfrontalieră:
UCRAINA
Orlovka (UA) – Isaccea (RO)
Dn = 1000 mm,
Capacitate = 8.6 Mld.mc/an,
Pmax = 55 bar .
Tekovo (UA) – Medieșu Aurit (RO)
Dn = 700 mm,
Capacitate = 4.0 Mld.mc/an,
Pmax = 70 bar .
UNGARIA
Szeged (HU) – Arad (RO)- Csanadpalota
Dn = 700 mm,
Capacitate = 1.75 Mld.mc/an,
Pmax = 63 bar.
Tabel 6 . Caracteristici tehnice ale punctelor de interconectare transfrontalieră.
2.2. GAZODUCTELE SISTEMULUI INTERNAȚIONAL
Activitatea de transport internațional gaze naturale este desfășurată de Transgaz în baza licenței de operare a sistemului de transport gaze naturale nr. 1933/20.12.2013 emisă de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), valabilă până la data de 08.07.2032.
Activitatea actuală de transport internațional al gazelor naturale se desfășoară în zona de Sud-Est a țării (Dobrogea) unde sectorul românesc de conducte existent între localitățile Isaccea și Negru Vodă se include în culoarul balcanic de transport internațional al gazelor naturale din Federația Rusă.
Pe traseul menționat, la nord de localitatea Isaccea există 3 interconectări cu conductele de transport internațional al gazelor naturale similare existente în Ucraina, iar la sud de localitatea Negru Vodă – 3 interconectări cu conductele de transport internațional al gazelor naturale din Bulgaria.
Activitatea de transport internațional gaze naturale este efectuată exclusiv prin conducte dedicate care nu sunt conectate la Sistemul Național de Transport.
Tabel 2 – Conducte dedicate care nu sunt conectate la Sistemul Național de Transport gaze naturale.
Transportul prin cele trei conducte nu se supune în prezent reglementărilor europene privind accesul terților și se desfășoară în baza acordurilor guvernamentale și a contractelor încheiate cu partenerii străini "Gazprom Export" și Bulgargaz EAD.
Transgaz are în vedere rezolvarea tuturor aspectelor contractuale, pentru a oferi pieței întreaga capacitate de transport în condițiile reglementărilor europene.
Operarea de către SNTGN Transgaz SA Mediaș a Sistemului Național de Transport gaze naturale cuprinde în principal activitățile: echilibrare comercială; contractare a serviciilor de transport gaze naturale; dispecerizare și regimuri tehnologice; măsurare și monitorizare calitate gaze naturale; odorizarea gazelor naturale; reglementări, autorizări și licențe – reglementări tehnice și comerciale, activitatea de transport internațional al gazelor naturale.
Societatea poate desfășura complementar și alte activități conexe pentru susținerea obiectului principal de activitate, în conformitate cu legislația în vigoare și cu statutul propriu, dar nu are dreptul de comercializare a gazelor naturale.
Transgaz stabilește împreună cu ANRM un program minim de investiții pentru o perioadă de cinci ani. Programul minim de investiții conține trei categorii de investiții:
investiții pentru dezvoltarea SNT;
investiții pentru modernizarea instalațiilor și echipamentelor aferente SNT;
lucrări de reabilitare și creștere a siguranței în exploatare a conductelor de transport gaze naturale.
Pe lângă acest program minimal de investiții, Transgaz elaborează un program de investiții ce conține, pe lângă obiectivele investiționale prevăzute în programul minimal și alte obiective investiționale privind modernizarea și dezvoltarea SNT astfel cum acestea sunt stabilite în strategia de dezvoltare a companiei pe termen mediu și lung, respectiv în planurile anuale de investiții.
Programul minimal de investiții pentru perioada 2012 –2016 a fost aprobat de Guvernul României în luna septembrie 2012 și a fost inclus în actul adițional nr. 5 la Acordul de Concesiune încheiat între Transgaz și ANRM și publicat în Monitorul Oficial în data de 4 octombrie 2012.
Societatea realizează pe lângă veniturile din activitatea de transport intern și internațional de gaze naturale și alte venituri, din taxe de conectare, din servicii de proiectare, din încasarea penalităților percepute clienților și din alte servicii adiacente prestate.
Calitatea serviciului de transport este o preocupare constantă atât a SNTGN Transgaz SA, cât și a ANRE. În scopul monitorizării calității serviciului de transport gaze naturale pe bază de indicatori specifici și niveluri de performanță minimale, începând cu data de 1 ianuarie 2007 a intrat în vigoare Standardul de performanță pentru serviciul de transport al gazelor naturale aprobat ca Anexa 1 la Decizia ANRE nr. 1361/13.12.2006. Acest standard stabilește obligațiile ce revin operatorului sistemului de transport gaze naturale în relațiile cu utilizatorii SNT, cu solicitanții de acces la SNT și cu ANRE.
SNTGN Transgaz SA este administrată în sistem unitar prin Consiliul de Administrație.
Există o separație între funcția neexecutivă, de control (administrator neexecutiv) și cea executivă (directori) – separație obligatorie, în cazul societăților pe acțiuni ale căror situații financiare anuale fac obiectul unei obligații legale de audit.
Consiliul de administrație a delegat conducerea societății către directorul general al Transgaz. Directorul general al Transgaz reprezintă societatea în relațiile cu terții și este responsabil de luarea tuturor măsurilor aferente conducerii, în limitele obiectului de activitate al societății și cu respectarea competențelor exclusive rezervate de lege sau de Actul Constitutiv, consiliul de administrație și adunarea generală a acționarilor.
Transgaz are în structură entități funcționale (departamente, direcții, servicii, birouri, compartimente, etc.) și entități de producție (9 exploatări teritoriale, o sucursală, sectoare, laboratoare, ateliere, etc.), constituite în baza normelor de structură aprobate de consiliul de administrație.
2.3. PIAȚA GAZELOR NATURALE DIN ȚARĂ ȘI DIN REGIUNE
2.3.1. PIAȚA GAZELOR NATURALE DIN ROMÂNIA
Structura actuală a pieței de gaze naturale din România1 cuprinde:
1 operator al Sistemului Național de Transport – SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAȘ;
6 producători de gaze naturale: Romgaz, OMV Petrom, Amromco Energy, Rafless Energy, Lotus Petrol, Foraj Sonde;
2 operatori de înmagazinare subterană: Romgaz și Depomureș;
41 de operatori economici de distribuție – cei mai mari fiind Distrigaz Sud Rețele SRL și E.ON Gaz Distribuție SA;
41 de furnizori care activează pe piața reglementată de gaze naturale;
45 de furnizori care activează pe piața concurențială de gaze naturale.
1 Planul de Administrare al SNTGN Transgaz SA Mediaș în perioada 2013-2017
Piața internă de gaze naturale are două componente:
segmentul concurențial care cuprinde:
Piața en-gros care funcționează pe bază de: (i) contracte bilaterale între operatorii economici din domeniul gazelor naturale, (îi) tranzacții pe piețe centralizate, administrate de către operatorul pieței de gaze naturale sau operatorul pieței de echilibru după caz, și (iii) alte tipuri de tranzacții sau contracte.
Piața cu amănuntul în cadrul căreia furnizorii vând gaze naturale clienților finali prin contracte la prețuri negociate.
segmentul reglementat care cuprinde activitățile cu caracter de monopol natural, activitățile conexe acestora și furnizarea la preț reglementat și în baza contractelor-cadru aprobate de ANRE.
Creșterea ponderii pieței concurențiale se realizează gradual prin asigurarea accesului pe această piață pentru cât mai mulți participanți, furnizori și clienți finali. Clienții finali își pot alege furnizorul și pot negocia direct contracte de vânzare – cumpărare cu acesta.
Piața gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, de la 10% din consumul total, ajungându-se în ianuarie 2007 la 100% pentru consumatorii industriali.
Pentru consumatorii rezidențiali piața de gaze naturale a fost liberalizată în iulie 2007, în prezent, conform prevederilor Directivei 2009/73/CE, gradul de deschidere al pieței naționale de gaze naturale fiind de 100%.
În decembrie 2012, gradul real de deschidere al pieței era de 54.61%, însemnând că 54.61% din consumatori (în termeni de volum) își aleseseră în mod activ furnizorul fiind consumatori eligibili, restul fiind considerați consumatori captivi2.
2 Strategia Energetică a României 2011- 2035.
Dezvoltarea pieței de gaze naturale interne are în vedere următoarele:
dezvoltarea concurenței la nivelul furnizorilor de gaze;
continuarea implementării unor metodologii de tarifare de tip „plafon”;
stimularea înființării și/sau reabilitării unor zăcăminte de gaze naturale, în scopul creșterii cantităților de gaze naturale din producția internă și limitarea dependenței de import;
diversificarea surselor de import/export.
Transgaz în calitate de operator tehnic al SNT – reprezintă placa turnantă în asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale a țării și în funcționarea corespunzătoare a pieței naționale a gazelor naturale.
2.3.1.1. CONSUMUL ȘI PRODUCȚIA INTERNĂ ÎN PERIOADA 2005 – 2013
Consumul de gaze naturale pe piața din România în perioada 2005 – 2013, exprimat în miliarde mc se prezintă astfel:
Structura consumului de gaze naturale în funcție de consumatori finali în perioada 2005 – 2012:
Producția internă de gaze naturale (mld.mc) în perioada 2005 – 2013 funcție de principalii producători, se prezintă astfel:
În anul 2013, producția internă de gaze naturale ce a intrat în consum a reprezentat ~ 88% din totalul surselor. Gazele naturale sunt produse în proporție de 97.72% de cele două mari companii producătoare Romgaz și OMV Petrom în timp ce diferența de 2.28% este reprezentată de alți producători. Importul de gaze naturale ce a intrat în consum în anul 2013 a reprezentat 12%.
2.3.1.2. SURSELE DE APROVIZIONARE CU GAZE NATURALE ÎN PERIOADA 2005 – 2013
Sursele de aprovizionare pentru acoperirea consumului de gaze naturale (mld.mc) în perioada 2005 – 2013, se prezintă astfel:
2.3.2. PIAȚA GAZELOR NATURALE DIN REGIUNE ȘI POSIBILITĂȚI DE APROVIZIONARE CU GAZE NATURALE. INFRASTRUCTURA ÎN ȚĂRILE VECINE
Tabel 7- Piața gazelor naturale din regiune.
Consumul, importul și producția internă de gaze naturale în țările vecine:
Tabel 8- Consumul, importul și producția internă de gaze naturale în țările vecine.
2.3.3. CONCLUZIILE ANALIZEI PIEȚEI REGIONALE DE GAZE NATURALE
Toate informațiile despre piețele de gaze naturale ale țărilor învecinate indică o dependență semnificativă a acestora de surse de gaze naturale din import. Dacă până nu demult pentru toate aceste țări gazele naturale de proveniență rusească reprezentau unica sursă de aprovizionare, actualmente, prin planificarea și parțial, implementarea unor proiecte noi de infrastructură, țările vecine caută diversificarea acestora în scopul evident al creșterii siguranței în exploatare și nu în ultimul rând al asigurării condițiilor de competitivitate a prețurilor.
Orientarea operatorilor sistemelor de transport gaze naturale din țările învecinate spre crearea de noi capacități de transport transfrontalier sau amplificarea celor existente denotă în mod clar preocuparea pentru o creștere semnificativă a gradului de interconectare într-o zonă a Europei în care încă mai sunt multe de realizat pentru o piață perfect integrată:
Ucraina a realizat recent curgerea în sens invers cu Ungaria și este în curs de implementare proiectul de asigurare a fluxurilor reversibile cu Slovenia;
Ungaria și-a planificat investiții pentru dezvoltarea capacităților de transport gaze naturale între zona de est și cea de vest a țării, dar acordă în același timp o atenție deosebită implementării unui culoar nord – sud care să asigure legătura între Slovacia și Croația.
Șerbia va beneficia de proiectul South Stream, dar prin planificarea interconectărilor cu Bosnia Herțegovina, Bulgaria și România privește și spre surse de gaze naturale, altele decât cele de proveniență rusească.
Bulgăria la rândul său, pe lângă South Stream depune eforturi pentru realizarea interconectorului Grecia – Bulgaria și a unei noi interconectări cu Turcia pentru a putea beneficia de gazele naturale din regiunea Mării Caspice și de a transporta gaze naturale spre piețele central europene.
În tot acest tablou România este țara cu piața cea mai dezvoltată și, mai ales, cu cea mai mică dependență de gaze naturale din import. Adăugând în acest peisaj, pe lângă poziția geostrategică favorabilă, recent descoperitele resurse din Marea Neagră precum și potențialul viitor creat de gazele de șist, România ar putea juca în mod evident un rol definitoriu în regiune.
În acest context infrastructura de transport gaze naturale devine probabil factorul cel mai important, iar Transgaz se află actualmente în fața unei provocări majore: dezvoltarea – în cel mai scurt timp posibil – a unor culoare de transport gaze naturale care să asigure atât gradul necesar de interconectivitate la nivel european cât și potențial suficient de transport gaze naturale pentru valorificarea resurselor pe piața autohtonă și pe cea regională.
2.4. PROGNOZELE 2014-2023
2.4.1. PROGNOZA PRODUCȚIEI INTERNE DE GAZE NATURALE
Pentru perioada 2014 – 2019 prognoza producției interne de gaze naturale are la baza studiul Europe Oil&Gas Market Forecasts to 2019 (BUSSINES MONITOR INTERNAȚIONAL), iar pentru prognoza producție interne de gaze naturale pe perioada 2019 – 2023 s-a păstrat același trend descendent la care s-au adăugat cantitățile de gaze naturale prognozate a fi extrase din bazinul Mării Neagre.
2.4.2. PROGNOZA CONSUMULUI INTERN DE GAZE NATURALE
Resursele de gaze naturale destinate consumului intern provin din producția internă și din importuri. Prognoza provenienței gazului natural pentru consumul intern, în următorii 10 ani, este dificil de realizat, dar există tendința de scădere a producției interne și de mărire a ponderii importurilor.
Cele două surse pot varia semnificativ în funcție de:
evoluția prețurilor gazelor naturale din import;
eventualele conflicte externe;
politicile guvernamentale ale României;
valorificarea resurselor de gaze naturale din Marea Neagră.
Considerente luate în calcul:
Ipotezele în care s-a efectuat această prognoză:
pentru perioada 2014 – 2019 cantitățile de gaze naturale privind consumul au fost publicate în studiul: Europe Oil&Gas Market Forecasts to 2019(BUSSINES MONITOR INTERNAȚIONAL);
pentru perioada 2019 – 2023 se prevede o scădere a livrărilor dată în principal de scumpirea gazelor naturale atât la populație, cât și la industrie, aceasta fiind de cel puțin 1-5 % pe an;
pentru perioada 2019 – 2023 s-a prevăzut scăderea consumurilor tehnologice cu 0,03 % în fiecare an;
scăderea întâlnită la nivelul producției interne va trebui compensată prin aducerea unor cantități de gaze naturale suplimentare din import;
totuși aceste deficite vor putea fi acoperite și/sau din alte surse, surse care pot fi date și la export:
cantități de gaze naturale din Marea Neagră;
cantități de gaze de șist.
nu au fost luate în calcul posibilele exporturi din sursele menționate mai sus.
2.5. SIGURANȚA ÎN APROVIZIONAREA CU GAZE NATURALE
Pentru a răspunde cerințelor Regulamentului European nr.994/2010, Art. 9, Transgaz trebuie să asigure până la 3 decembrie 2014, îndeplinirea tuturor măsurilor necesare pentru ca în cazul afectării "infrastructurii principale" de gaze naturale, capacitatea infrastructurii rămase, determinată în conformitate cu formula N-1, să aibă capacitatea de a satisface cererea de gaze naturale necesară zonei calculate pentru o zi cu cerere maximă de consum (cererea zilnică maximă de consum din ultimii 20 ani).
Obligația de a se asigura că infrastructura rămasă are capacitatea de a satisface cererea totală de gaze naturale menționată mai sus este considerată ca fiind respectată în cazul în care autoritatea competentă, Transgaz, demonstrează în planul de acțiune preventiv că o întrerupere a aprovizionării poate fi compensată în mod suficient și în timp util prin măsuri adecvate bazate pe cererea de pe piață.
În calculul formulei N-1 se ia în considerare următoarele circumstanțe:
mărimea pieței, scenariu clasic de consum;
configurația rețelei;
producția locală de gaze naturale;
capacitatea prognozată pentru noile interconectări;
capacitatea prognozată după optimizarea fluxului reversibil.
Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurii de transport gaze naturale de a satisface cererea totală de gaze naturale a României în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Infrastructura de gaze naturale include rețeaua de transport gaze naturale, inclusiv interconectările, precum și instalațiile de producție, instalațiile GNL și de depozitare conectate la zona luată în calcul.
Capacitatea tehnică3 a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze naturale, disponibile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze naturale, trebuie să fie cel puțin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze naturale pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere excepțional de mare de gaze naturale, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Rezultatul formulei N-1 trebuie să fie cel puțin egal cu 100 %.
Metoda de calcul a formulei N-1:
3 În conformitate cu articolul 2 alineatul (1) punctul 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009, „capacitate tehnică” înseamnă capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul de rețele de transport utilizatorilor rețelei, luând în considerare integritatea sistemului și cerințele de exploatare a rețelei de transport.
Unde:
Definiții privind cererea
„Dmax”: cererea zilnică de gaze naturale (în milioane m³ pe zi) din România pe parcursul unei zile cu cerere excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Definiții privind oferta
„EPm”: capacitatea tehnică a punctelor de intrare (mmc/zi), altele decât cele aferente instalațiilor de producție, instalațiilor GNL și de depozitare, simbolizate prin, și, înseamnă suma capacităților tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să aprovizioneze cu gaze naturale România;
„Pm”: capacitatea tehnică maximă de producție (mmc/zi) înseamnă suma capacităților zilnice maxime de producție ale tuturor instalațiilor de producție a gazelor, capabile să aprovizioneze cu gaze naturale România;
„Sm”: capacitatea tehnică maximă de extracție (mmc/zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din România, ținând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia;
„LNGm”: capacitatea tehnică maximă a instalațiilor GNL (mmc/zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile GNL din România, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară și regazeificarea GNL, precum și capacitatea tehnică de extracție;
„Im”: înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze naturale (mmc/zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a României. În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeași infrastructură de gaze din amonte sau din aval și nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze. RO L 295/18 Jurnalul Oficial al Uniunii Europene 12.11.2010.
Rezultatul formulei N-1 calculat pentru teritoriul României este următorul:
Definiție privind cererea
„Deff” înseamnă partea (în milioane m3 pe zi) din Dmax care, în cazul unei întreruperi a aprovizionării, poate fi acoperită într-o măsură suficientă și în timp util prin măsuri de piață legate de cerere, în conformitate cu articolul 5 alineatul (1) literă (b) și articolul 6 alineatul (2).
Explicații privind valorile utilizate
A) Termeni privind cererea:
Dmax = 72,0 mil.mc/zi,
Deff= 0,0 .
B) Termeni privind oferta (de capacitate):
EPm = 39,38 mil.mc/zi,
Pm = 28,60 mil.mc/zi,
Sm = 27,10 mil.mc/zi,
LNGm = 0 mil.mc/zi,
Im = 23,59 mil.mc/zi.
La determinarea valorii termenului EPm au fost avute în vedere punctele de intrare Isaccea Import, Medieșul Aurit Import și Csanadpalota, după cum urmează:
Notă:
Pentru termenul Pm a fost luat în considerare potențialul de producție nu capacitatea tehnică (70,22 mil.mc/zi). Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea tehnică menționată nemaiputând fi realizată datorită declinului producției interne;
Prezentul document reprezintă o evaluare realizată în cadrul SNTGN Transgaz SA Mediaș;
Calculul oficial al formulei N-1 este apanajul exclusiv al Autorității Competente desemnate să aplice Regulamentul (UE) nr. 994/2010.
2.6. DIRECȚII DE DEZVOLTARE ALE SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT (SNT) PRIN/CU GAZODUCTE
2.6.1. CONSIDERAȚII GENERALE
Structura fizică a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale oferă posibilitatea identificării și constituirii unor culoare de transport care să răspundă atât necesităților privind asigurarea transportului de gaze naturale pentru alimentarea în condiții de siguranță a diferitelor zone de consum din țară cât și creării posibilităților de transfer prin sistemul românesc a unor cantități de gaze naturale din sistemele țărilor vecine că o cerință impusă de liberalizarea piețelor gazelor naturale cât și de reglementările europene.
Sistemul de transport al gazelor naturale din România este format în principal din următoarele culoare de transport:
2.6.2. CULOARUL 1 SUDIC – EST-VEST
În momentul de față, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură:
importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Csanadpalota cu Ungaria la o capacitate de 1,75 mld.mc/an;
preluarea producției interne de gaze din sursele din Oltenia;
alimentarea cu gaze naturale a consumurilor zonelor de Vest și de Sud-București.
Dezvoltarea acestui culoar de transport are în vedere atât creșterea capacității de transport a punctelor de interconectare transfrontalieră cu Ungaria (la 4.4 mld.mc/an la Csanapalota-Horia) și cu Bulgaria (la 1.5 mld.mc/an la Giurgiu-Russe) cât și asigurarea transportului fizic bidirecțional al gazelor de la zăcămintele de gaze din Marea Neagră spre zonele de consum interne și spre punctele de interconectare transfrontalieră ale acestui culoar. Această dezvoltare va presupune atât reabilitarea unora dintre conductele existente ale acestui culoar, precum și construirea de conducte noi și amplasarea de stații de comprimare în anumite locații (Horia, Hațeg, Corbu).
2.6.3. CULOARUL 2 CENTRAL EST-VEST
La momentul actual, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură:
importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Csanadpalota cu Ungaria la o capacitate de 1.75 mld.mc/an;
importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Isaccea cu Ucraina la o capacitate de 8.6 mld.mc/an;
preluarea producției interne de gaze naturale din sursele din Ardeal;
alimentarea cu gaze naturale a consumurilor zonelor de Est și de Vest.
Dezvoltarea acestui culoar de transport are în vedere atât creșterea capacității de transport a punctului de interconectare transfrontalieră cu Ungaria (la 4.4 mld.mc/an la Csanapalota-Horia) cât și asigurarea transportului fizic bidirecțional al gazelor între acest punct și punctul de interconectare transfrontalieră cu Ucraina (Isaccea). În acest scop se impune reabilitarea unora dintre conductele existente ale acestui culoar precum și construirea de conducte noi și amplasarea de stații de comprimare sau amplificarea unora dintre cele existente (Onești, Coroi, Vințu, Hațeg, Horia).
2.6.4. CULOARUL 3 NORD-SUD
În prezent, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură:
importul de gaze naturale prin punctul de interconectare Medieșu Aurit cu Ucraina la o capacitate de 4.0 mld.mc/an;
preluarea producției interne de gaze naturale din sursele din Ardeal;
înmagazinarea gazelor în depozitele interne;
alimentarea cu gaze naturale a consumurilor zonelor de Nord, Central și de Sud-Est-București.
2.6.5. INTERCONECTORUL 4 NORD-VEST
În momentul actual, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar de interconectare se asigură:
transportul gazelor de import din punctul de interconectare Medieșu Aurit cu Ucraina spre punctul de interconectare Csanadpalota-Horia cu Ungaria;
alimentarea cu gaze naturale a consumului zonei de Vest-Oradea.
2.6.6. INTERCONECTORUL 5 SUD-EST
În acest moment, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar de interconectare se asigură:
transportul gazelor de import din punctul de interconectare Isaccea cu Ucraina spre Zona de consum București și depozitele de înmagazinare aferente acestei zone (Bilciurești, Urziceni, Bălăceanca);
alimentarea cu gaze naturale a consumului zonei de Sud-Est-Urziceni.
2.6.7. CULOARUL 6 ESTIC
În momentul de față, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se asigură transportul gazelor naturale din punctul de interconectare Isaccea spre zona de consum Moldova de Nord.
Dezvoltarea acestui culoar de transport are în vedere asigurarea interconectării fizice bidirecționale cu Republica Moldova (în Ungheni). În acest scop se impune reabilitarea unora dintre conductele existente ale acestui culoar precum și construirea de conducte noi și amplasarea de stații de comprimare sau amplificarea unora dintre cele existente (Onești, Gherăiești).
2.6.8. CULOARUL 7 TRANSPORT INTERNAȚIONAL
La momentul actual, prin intermediul conductelor aferente acestui culoar se realizează transportul internațional al gazelor naturale din Rusia, via Ucraina, prin punctul de interconectare Isaccea I+II+III spre Grecia și Turcia, via Bulgaria prin punctul de interconectare Negru Vodă I+II+III.
Dezvoltarea acestui culoar de transport are în vedere realizarea interconectării fizice cu sistemul național de transport al gazelor naturale din România și asigurarea curgerii bidirecționale în punctele de interconectare transfrontalieră Isaccea și Negru Vodă.
2.7. PROIECTE MAJORE
Actualul plan de dezvoltare a sistemului românesc de transport gaze naturale cuprinde proiecte de anvergură menite să reconfigureze rețeaua de transport gaze naturale care, deși extinsă și complexă, a fost concepută într-o perioadă în care accentul se punea pe aprovizionarea cu gaze naturale a marilor consumatori industriali și crearea accesului acestora la resursele concentrate în cea mai mare parte în centrul țării și în Oltenia, precum și la unica sursă de import.
În identificarea proiectelor necesare a fi dezvoltate în sistemul național de transport gaze naturale s-a pornit de la principalele cerințe pe care acesta trebuie să le asigure în actuala dinamică a pieței regionale de gaze naturale.
Având în vedere ultimele evoluții și tendințe în domeniul traseelor de transport gaze naturale la nivel european, este evidentă profilarea a două noi surse importante de aprovizionare cu gaze naturale: gazele naturale din regiunea Mării Caspice și cele recent descoperite în Marea Neagră.
Astfel, proiectele planificate de companie și descrise în cadrul acestui capitol au în vedere:
asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu țările vecine;
crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru a asigura transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare;
crearea infrastructurii necesare preluării și transportului gazelor naturale din perimetrele off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe alte piețe din regiune;
extinderea infrastructurii de transport gaze naturale pentru îmbunătățirea aprovizionării cu gaze naturale a unor zone deficitare;
crearea pieței unice integrate la nivelul Uniunii Europene.
În acest context, este foarte important ca Transgaz să implementeze într-un timp foarte scurt proiectele descrise în cele ce urmează, pentru a conecta piețele central europene la aceste resurse și a se redefini ca un important operator de transport gaze naturale.
Poziția geostrategică și resursele de energie primară pot ajuta România să devină un jucător semnificativ în regiune, însă doar în condițiile în care va ține pasul cu progresul tehnologic și va reuși să atragă finanțările necesare.
În acest sens, prin proiectele propuse pentru dezvoltarea și modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale, prin implementarea unor sisteme inteligente de control, automatizare, comunicații și management al rețelei, compania urmărește atât maximizarea eficienței energetice pe întreg lanțul de activități desfășurate precum și crearea unui sistem inteligent de transport gaze naturale, eficient, fiabil și flexibil.
Managementul rețelei, va putea fi îmbunătățit prin conceptul „Smart energy transmission system”, aplicabil și rețelelor inteligente de transport gaze naturale „Smart gas transmission systems” și care va gestiona problemele legate de siguranța și utilizarea instrumentelor inteligente în domeniul presiunii, debitelor, contorizării, inspecției interioare a conductelor, odorizare, protecție catodică, reacții anticipative, trasabilitate, toate generând creșterea flexibilității în operare a sistemului, îmbunătățind integritatea și siguranța în exploatare a acestuia și implicit creșterea eficienței energetice.
2.7.1. DEZVOLTAREA PE TERITORIUL ROMÂNIEI A SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE PE CORIDORUL BULGARIA – ROMÂNIA – UNGARIA – AUSTRIA
În prezent, la nivel european se află în curs de implementare o serie de proiecte majore care să permită diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a Europei prin transportul gazelor naturale extrase din perimetrele din Marea Caspică spre Europa Centrală:
amplificarea South Caucasus Pipeline;
construirea conductei Trans-Anatolian Pipeline (TANAP);
construirea conductei Trans Adriatic Pipeline (TAP);
construirea interconectorului Grecia – Bulgaria (IGB).
Prin implementarea acestor proiecte se creează posibilitatea transportului unor volume de gaze naturale din zona Mării Caspice până la granița de sud a României.
În aceste condiții se impune adaptarea Sistemului Național de Transport gaze naturale la noile perspective, prin extinderea capacităților de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare ale sistemului românesc de transport gaze naturale cu cel al Bulgariei (la Giurgiu) și al Ungariei (la Nădlac).
În prezent punctele de intrare-ieșire în/din SNT, Giurgiu, respectiv Nădlac sunt legate printr-un sistem de conducte având o durată mare de funcționare, diametre ce nu depășesc 24" și presiuni de proiectare de maximum 40 bar.
Capacitățile de transport existente nu permit vehicularea unor volume semnificative de gaze naturale.
Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria" vizează dezvoltări ale capacităților de transport în sistem între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale și sistemele similare ale Bulgariei și Ungariei, mai precis, constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podișor și SMG Horia.
Acest proiect s-a impus ca necesitate în a doua parte a anului 2013 având la bază următoarele argumente:
deselectarea proiectului Nabucco ca și rută preferată pentru transportul gazelor naturale din regiunea Caspică înspre piețele central europene;
asigurarea unor capacități de transport adecvate între punctele de interconectare transfrontalieră RO-BG și RO-HU, în scopul creșterii gradului de interconectivitate la nivel european;
asigurarea unor capacități de transport pentru valorificarea gazelor naturale din Marea Neagră pe piețele central-europene.
În consecință, proiectul nu a fost prevăzut în TYNDP-ul european pentru perioada 2013 – 2022, dar cu toate acestea, Comisia Europeană a decis în ultimul moment includerea sa pe lista proiectelor de interes comun pentru a acorda o alternativă de diversificare a surselor de aprovizionare statelor membre afectate de deselectarea proiectului Nabucco:
Proiect PCI: 7.1.5;
Proiect propus pentru următoarea listă PCI cu nr: TRA-N-358;
Coridor prioritar: Coridorul Sudic de gaze (Southen Gas Corridor).
În concluzie, proiectul este un proiect PCI și va fi de asemenea inclus în ediția nouă a TYNDP aflată în plin proces de elaborare precum și în următoarea listă PCI care va fi adoptată de Comisia Europeană în anul 2015.
Conform planului de dezvoltare avut în vedere de Transgaz proiectul are drept rezultat asigurarea posibilității fizice de curgere bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și cu Ungaria și constă în realizarea următoarelor obiective:
conductă Podișor-Corbu 32” x 55 bar x 81 km;
conductă Băcia-Hațeg-Jupa- Recaș 32” x 55 bar x 167 km;
trei stații de comprimare gaze (SC Corbu, SC Hațeg I și SC Horia I) cu o putere totală instalată de aproximativ Pinst = 49,5 MW;
conductă Corbu – Hurezani – Hațeg 32” x 55 bar x 250 km;
conductă Recaș–Horia 32” x 55 bar x 47 km;
amplificare stație de măsurare Horia.
La finalizarea proiectului va putea fi asigurată o capacitate de transport gaze naturale spre Ungaria de 4.4 mld.mc/an, respectiv de 1.5 mld.mc/an spre Bulgaria.
Calendarul de dezvoltare al proiectului:
Termen de finalizare: 2019.
Valoarea totală a investiției rezultată din studiile efectuate de Transgaz este estimată la suma de 560 milioane Euro.
Defalcarea costurilor:
Având în vedere statutul de proiect de interes comun, Transgaz intenționează atragerea de finanțare nerambursabilă prin programul Connecting Europe Facility.
În acest sens a fost depusă o aplicație în cadrul primei sesiuni de depunere a cererilor de finanțare în vederea obținerii unui grant pentru studiile de proiectare ale celor trei stații de comprimare incluse în proiect. Valoarea estimată a acestor studii este de aprox. 3 mil Euro, valoarea grantului putând să ajungă la 50% din această sumă.
În continuare se va încerca atragerea de fonduri CEF nerambursabile și pentru lucrări, în cursul sesiunii de depunere a aplicațiilor ce se va derula în 2015. În acest scop se analizează de asemenea, posibilitatea alocării transfrontaliere a costurilor, în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 347/2013.
2.7.2. DEZVOLTAREA PE TERITORIUL ROMÂNIEI A CORIDORULUI SUDIC DE TRANSPORT PENTRU PRELUAREA GAZELOR NATURALE DE LA ȚĂRMUL MĂRII NEGRE
În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importuri de gaze naturale, accesul la noi surse devine o necesitate imperioasă.
Studiile și evaluările realizate până în prezent au evidențiat zăcăminte de gaze naturale semnificative în Marea Neagră.
În aceste condiții dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la țărmul Mării Negre până la granița România-Ungaria reprezintă una din prioritățile majore ale TRANSGAZ.
Proiectul a devenit o prioritate pentru Transgaz, în a doua jumătate a anului 2013, ca urmare a necesității asigurării unor capacități adecvate de transport pentru valorificarea gazelor naturale din Marea Neagră pe piețele central europene.
Este deci un proiect nou care nu a fost inclus în TYNDP 2013-2022 (document elaborat în 2012) și vizează construirea unei conducte de transport de la țărmul Mării Negre până la nodul tehnologic Podișor (jud. Giurgiu) care să facă legătura între gazele offshore disponibile la țărmul Mării Negre și coridorul BULGARIA – ROMÂNIA – UNGARIA – AUSTRIA.
Proiectul va fi inclus în ediția 2015 – 2024 a TYNDP (aflată în curs de elaborare) și va fi de asemenea propus pentru includerea în cea de-a doua listă a proiectelor de interes comun la nivel european.
Proiect propus pentru următoarea listă PCI cu nr: TRA-N-362;
Coridor prioritar: Coridorul Sudic de gaz (Southen Gas Corridor).
Conducta Tuzla – Podișor în lungime de aproximativ 285 km, va fi proiectată la o presiune maximă de 55 bar și va fi telescopică cu diametre de 48” (Dn 1200) și 40” (Dn 1000).
Calendarul estimativ de dezvoltare al proiectului:
Termen de finalizare: 2019 – acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte.
Valoarea estimată a investiției se ridică la suma de 262,4 milioane Euro.
Importanța proiectului la nivelul Uniunii Europene constă în posibilitatea dirijării gazelor naturale offshore spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu – Ruse (cu Bulgaria) și Nădlac – Szeged (cu Ungaria).
În eventualitatea în care, proiectul va fi inclus în următoarea listă a proiectelor PCI ce va fi adoptată în toamna anului viitor, Transgaz va depune o cerere de investiție în vederea accesării unui grant CEF pentru lucrări.
2.7.3. PROIECT PRIVIND INTERCONECTAREA SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT CU CONDUCTELE DE TRANSPORT INTERNAȚIONAL AL GAZELOR NATURALE
Acest proiect este deosebit de important deoarece:
Implementarea proiectului conduce la eliminarea principalelor cauze care au generat demararea de către Comisia Europeană a procedurii de infringement împotriva României, atât pentru încălcarea regulamentului (CE) nr. 715/2009 (printre altele, prin nepunerea la dispoziția pieței a capacității maxime a conductelor de tranzit) cât și pentru nerespectarea regulamentului (EU) nr. 994/2010 (neasigurarea curgerii bidirecționale permanente în punctele de interconectare transfrontalieră);
Contractele de transport aferente capacității totale a firelor I și ÎI de transport internațional al gazelor naturale expiră la 31 dec 2016, respectiv 31 dec 2015, iar în vederea punerii la dispoziția pieței a acestor capacități de transport, prin crearea legăturii între aceste două conducte și sistemul național de transport se asigură accesul mai multor shipperi de pe piața românească și regională;
Proiectul devine necesar și în contextul preluării în sistemul românesc de transport a gazelor naturale recent descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piața românească și pe piețele regionale.
În consecință Transgaz are un interes deosebit în implementarea acestui proiect din următoarele considerente:
pentru a elimina posibilitatea impunerii de către Comisia Europeană a unor penalități financiare extrem de costisitoare;
pentru a-și asigura venituri cât mai substanțiale prin valorificarea acestor capacități, după ce contractele de tip take or pay expiră.
Proiectul fost conceput inițial strict pentru situații de urgență în care fluxurile de gaze naturale dinspre Ucraina sunt diminuate în mod semnificativ sau chiar întrerupte. Pentru situații de asemenea natură, prin investițiile prevăzute, se oferea posibilitatea transportului unor fluxuri de gaze fie dinspre sistemul românesc de transport înspre Bulgaria, fie în sens invers.
Având în vedere cerințele de natură reglementativă și comercială s-a impus necesitatea unei abordări diferite a proiectului, astfel încât, prin implementarea să, acesta să poată asigura fluxuri bi-direcționale între SNT și firul 1 de tranzit în condiții normale de funcționare.
În acest sens soluția tehnică a fost reconsiderată. Prezentăm în cele ce urmează descrierea noii soluții tehnice.
Descrierea proiectului
Proiectul va consta în următoarele:
modernizarea și amplificarea stației de comprimare Siliștea;
modernizarea și amplificarea stației de comprimare Onești;
modificări în interiorul stației de măsurare Isaccea;
reabilitarea tronsoanelor de conductă Cosmești – Onești (66,2 km) și Siliștea – Șendreni (11,3 km).
În prezent Transgaz a demarat studiul de pre-fezabilitate, finalizarea lucrărilor de execuție fiind preconizată în anul 2018.
Termen de finalizare: 2018
Valoarea estimată a investiției se ridică la suma de 65 milioane EURO.
Defalcarea costurilor:
Proiectul face parte din proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Central de transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre " și este inclus pe actuala listă a proiectelor de interes comun.
Menționăm faptul că acest proiect care este inclus în ediția 2013 – 2023 a TYNDP și face parte din prima listă de proiecte de interes comun la nivelul Uniunii Europene:
Proiect PCI: 6.15;
Proiect propus pentru următoarea listă PCI cu nr: TRA-N-139;
Coridor prioritar: NSI EAST.
Având în vedere modificările aduse soluției tehnice s-a solicitat acceptul Comisiei Europene pentru actualizarea fișei tehnice a proiectului.
În ceea ce privește finanțarea, Transgaz intenționează accesarea de granturi CEF în cursul sesiunii de depunere a aplicațiilor din anul 2015.
2.7.4. PROIECT PRIVIND DEZVOLTĂRI ALE SNT ÎN ZONA DE NORD – EST A ROMÂNIEI ÎN SCOPUL ÎMBUNĂTĂȚIRII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE A ZONEI PRECUM ȘI A ASIGURĂRII CAPACITĂȚILOR DE TRANSPORT SPRE REPUBLICA MOLDOVA
Având în vedere necesitatea îmbunătățirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României și ținând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România și Republica Moldova de a oferi capacități de transport spre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asigurați parametrii tehnici adecvați cerințelor de mai sus.
În scopul eficientizării atât a procesului de implementare cât și al obținerii de finanțări în cadrul programelor puse la dispoziție din fonduri europene de dezvoltare regională, proiectul a fost împărțit în două sub-proiecte.
Etapa I – Conductă de transport gaze naturale Gherăești – Lețcani
Această conductă are ca scop asigurarea gazelor naturale pentru zona de consum Iași – Botoșani. La dimensionarea conductei (50 bar și 60 km) s-a avut în vedere și transportul unor volume de gaze pe direcția Ungheni (Republica Moldova).
Valoarea estimată a etapei I este de 33 milioane Euro.
Etapa II – Dezvoltarea capacității de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcția România – Republica Moldova
Descrierea proiectului:
construirea a 2 (două) Stații de Comprimare (Onești, Gherăiești);
construirea conductei de transport gaze naturale Onești – Gherăești, în lungime de 103 Km.
Defalcarea costurilor
Termen de finalizarea a proiectului: 2017
Valoarea totală estimată a investiției este de 110 milioane Euro.
Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată o capacitate de transport de 1.5 mld.mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României și Republicii Moldova.
Menționăm faptul că proiectul este de interes național și a fost inclus în ediția 2015 – 2024 a TYNDP. În ceea ce privește finanțarea ne exprimăm rezerva cu privire la potențiala includere a proiectului pe lista următoare a proiectelor de interes comun, din cauza faptului că proiectul nu aduce beneficii cel puțin pentru două state membre ale Uniunii Europene. În consecință, se intenționează depunerea unor aplicații pentru obținerea cofinanțării din Fonduri Europene pentru Dezvoltare Regională.
2.7.5. DEZVOLTAREA PE TERITORIUL ROMÂNIEI A CORIDORULUI CENTRAL DE TRANSPORT PENTRU PRELUAREA GAZELOR NATURALE DE LA ȚĂRMUL MĂRII NEGRE
În funcție de volumele de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre, pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacității de transport pe culoarul central Isaccea – Șendreni – Onești – Coroi – Hațeg – Horia.
Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:
reabilitarea unor conducte existente ce aparțin SNT;
înlocuirea unor conducte existente ce aparțin SNT sau conducte noi instalate în paralel cu conductele existente;
dezvoltarea a 4 sau 5 stații noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66 – 82,5MW:
SC Onești, amplasată în județul Bacău, în apropierea actualei stație de comprimare;
SC Coroi, amplasată în județul Mureș, în apropierea Nodului Tehnologic Coroi;
SC Hațeg ÎI, amplasată în județul Hunedoara, în apropierea Nodului Tehnologic Hațeg;
SC Horia ÎI, amplasată în județul Arad, în apropierea Stației de Măsurare Gaze Horia;
SC Bățani, amplasată în județul Covasna (opțional).
În prezent Transgaz a demarat un studiu de prefezabilitate privind dezvoltarea Coridorului Central de transport gaze naturale, iar în vederea optimizării și eficientizării atât a procesului de implementare cât și a posibilităților de atragere a unor co-finanțări nerambursabile, Coridorul Central a fost împărțit în trei proiecte prin a căror implementare urmând a se atinge obiectivele stabilite pentru realizarea acestui culoar de transport gaze naturale.
Cele trei proiecte sunt:
1. Interconectarea sistemului național de transport cu sistemul de transport internațional și asigurarea curgerii reversibile la Isaccea (proiectul 7.3 din acest Plan de dezvoltare pe 10 ani al sistemului național de transport gaze naturale).
Proiect PCI: 6.15;
Proiect propus pentru următoarea listă PCI cu nr: TRA-N-139;
Coridor prioritar: NSI EAST.
2. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România – Ungaria:
Proiect PCI: 6.14;
Proiect propus pentru următoarea listă PCI cu nr: TRA-N-126;
Coridor prioritar: NSI EAST.
Proiectul va consta în următoarele:
Conductă nouă de transport gaze naturale Băcia – Hațeg – Horia în lungime de aproximativ 220 km;
Două stații noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.
3. Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia:
Proiect propus pentru următoarea listă PCI cu nr: TRA-N-384.
Coridor prioritar: NSI EAST
Proiectul va consta în următoarele:
Reabilitarea unor tronsoane de conductă;
Înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru și presiune de operare mai mare;
Una sau două stații noi de comprimare gaze naturale.
Termen de finalizare: 2023
Valoarea estimată a investiției se ridică la suma de 544 milioane Euro.
Subliniem încă odată faptul că, realizarea acestui coridor depinde în continuare de evoluția cererii de capacitate, respectiv de rezultatele proceselor de explorare a zăcămintelor de gaze naturale din Marea Neagră sau din alte perimetre on-shore, o decizie finală de investiție putând fi luată doar în momentul în care cererea de capacități suplimentare este confirmată prin acorduri și contracte de rezervare.
Prezentăm în cele ce urmează o sinteză acosturilor și beneficiilor proiectelor prezentate:
Tabel 10 – Balanța costuri –beneficii pentru Proiectele Majore.
2.7.6. BENEFICIILE PROIECTELOR
Prin asigurarea legăturii între surse diferite de aprovizionare cu gaze naturale și piața europeană, proiectele investiționale menționate contribuie la realizarea dezideratelor Uniunii Europene, principalele beneficii ale realizării acestora putând fi sintetizate astfel:
Integrarea pieței de gaze și interoperabilitatea sistemelor de transport gaze din regiune;
Convergența prețului gazelor în regiune;
Eliminarea congestiei în transportul gazelor naturale pe direcția Bulgaria –România – Ungaria
Creșterea flexibilității sistemului european de transport gaze prin realizarea de intreconectări în flux bidirecțional;
Prin interconectarea coridorului BULGARIA – ROMÂNIA – UNGARIA – AUSTRIA cu Marea Neagră se va deschide practic accesul Uniunii Europene spre o nouă sursă de gaze naturale;
Creșterea concurenței pe piața europeană de gaze prin diversificarea surselor, a traseelor de transport și a companiilor active în această regiune;
Creșterea securității aprovizionării cu gaze naturale;
Reducerea gradului de dependență de importul de gaze naturale din Rusia;
Impulsionarea dezvoltării de energie regenerabilă în regiune (în mod special energie eoliană și solară) având în vedere posibilitatea utilizării gazelor naturale ca variantă de rezervă pentru energiile regenerabile, fapt care conduce la creșterea semnificativă a gradului de sustenabilitate a proiectelor propuse.
Tabel 11- Planificare Proiecte Majore pentru perioada 2014-2023.
* Valoarea de 35,5 milioane euro reprezintă investiții comune pentru proiectele 3 și 5 (vezi tabelul 10, pagina 48).
2.8. COMPARAȚIE TYNDP ENTSOG 2013 – 2022 CU PLANUL DE DEZVOLTARE AL SISTEMULUI NAȚIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE 2014 – 2023
Planul de dezvoltare al rețelei europene de transport gaze naturale TYNDP 2013 – 2022 cuprinde următoarele proiecte prioritare ale operatorului național de transport gaze naturale TRANSGAZ:
Interconectare România – Bulgaria;
Integrarea sistemului național de transport gaze naturale cu conductele de transport internațional gaze naturale – reverse flow Isaccea;
Reverse flow Negru Voda;
Reverse flow pe interconectarea România – Ungaria;
Proiectul AGRI (Secțiunea Românească – Conducta Est – Vest).
TYNDP 2013 -2022 este rezultatul unui proces început în primăvara anului 2012 și derulat în mare parte în anul 2012, din aceste considerente nu cuprinde Proiectele majore din Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale 2014 – 2023.
Unele proiecte din TYNDP 2013 – 2022 au fost redefinite în proiectele majore din Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale 2014 -2023, iar cele care se vor încheia anul acesta au fost cuprinse în Programul de Modernizare și Dezvoltare al SNT pentru anul 2014.
Pentru a răspunde cerințelor Uniunii Europene privind garantarea securității eneregtice ca urmare a evidențierii unor rezerve semnificative de gaze naturale în bazinul Mării Negre și a perspectivei pe termen lung privind gazele de șist, Transgaz a cuprins în Planul de dezvoltare al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale 2014 -2023 o amplă strategie de redefinire a rutelor interne de transport gaze naturale în concordanță cu remodelarea fluxurilor de gaze naturale ce se conturează pe termen mediu și lung la nivel național și internațional.
Astfel proiectele propuse în Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale 2014 – 2023 sunt:
Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria;
Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre
Proiect privind interconectarea sistemului național de transport cu conductele de transport internațional al gazelor naturale
Proiect privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord –Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova;
Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Central de transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre.
Deoarece această definire a Proiectelor majore ale SNTGN Transgaz SA a apărut ulterior publicării TYNDP 2013 – 2022, compania a făcut toate demersurile necesare pentru a fi incluse în următoarea ediție a TYNDP la nivelul Uniunii Europene, a cărui elaborare a început în această vară.
2.9. MODALITĂȚI DE FINANȚARE
Orice organizație este obligată să se adapteze mediului în care funcționează, menținându-și în același timp coeziunea internă și reducând la minimum incertitudinea care caracterizează transformările mediului intern și extern. Pentru ca în urma eforturilor de adaptare, organizația să își păstreze identitatea, dezvoltarea sa trebuie planificată cu cât mai mare atenție, iar acest plan trebuie revizuit periodic.
Momentul în care se ia decizia de a se realiza o investiție, indiferent de natură și amploarea ei, este unul de mare importanță în viața organizației, este una dintre deciziile manageriale cele mai încărcate, e răspundere, deoarece investițiile vizează obiectivele strategice ale companiei pe termen lung, dezvoltarea durabilă a acesteia.
În ceea ce privește modalitățile de finanțare avute în considerare pentru realizarea proiectelor majore de dezvoltare a Sistemului Național de Transport gaze naturale în perioada 2014 – 2023, acestea sunt constituite din:
Surse proprii;
Surse atrase.
Valoarea Planului de dezvoltare al SNT în perioada 2014-2023, estimată la 1,5 miliarde euro, va fi acoperită în procent de 35% din surse proprii, ceea ce înseamnă aprox. 525 milioane euro iar 65%, respectiv 975 milioane euro va fi acoperită din surse atrase.
Sursele proprii vor fi constituite în principal din amortismente și profit net repartizat pentru investiții.
Sursele atrase vor fi constituite din sume reprezentând asistență financiară nerambursabilă, fonduri împrumutate de la instituții financiar-bancare, emisiuni de obligațiuni.
Din proiectele majore prezentate în Planul de dezvoltare al Sistemului Național de Transport gaze naturale, proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria – România – Ungaria – Austria" descris în capitolul 7.1, estimat la 560 milioane euro, este cuprins în lista Proiectelor de Interes Comun (PCI) și avut în vedere pentru potențială finanțare prin aplicarea la programul de finanțare Connecting Europe Facility 2014-2020.
Proiectul privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord–Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre Republica Moldova, descris în cap.7.4 și estimat la o valoare de 110 milioane euro este propus de Transgaz pentru finanțare prin fonduri europene din exercițiul financiar 2014-2020.
SNTGN Transgaz SA se preocupă prin eforturi susținute pentru obținerea de asistență financiară nerambursabilă în vederea finanțării celorlalte proiecte de investiții cu impact asupra modernizării, retehnologizării și dezvoltării infrastructurii SNT.
Prin considerarea surselor proprii și surselor atrase ca modalități de finanțare pentru proiectele propuse de Transgaz pentru dezvoltarea SNT în perioada 2014-2023, astfel cum acestea sunt prezentate în capitolele 7.1 – 7.5 s-a urmărit obținerea unui mix de finanțare care să asigure cel mai redus cost în finanțarea programului de dezvoltare.
2.10. SISTEMUL DE COMANDĂ ȘI ACHIZIȚIE DATE – SCADA
O direcție importantă în ceea ce privește îmbunătățirea calității execuției și eficienței activității operaționale a SNTGN Transgaz SĂ Mediaș o reprezintă implementarea Sistemului de comandă și achiziție date (SCADA), care constituie o obligație legală, prevăzută în Art. 130, pct. c. din Legea energiei electrice și gazelor naturale nr. 123/2012.
În calitate de operator tehnic al SNT, societății îi revine obligația de a crește siguranța derulării livrărilor de gaze naturale. În acest sens, SNTGN Transgaz SA a inițiat procedura de implementare, întreținere și dezvoltare a unui sistem de monitorizare, comandă și achiziție de date tip SCADA.
Finalizarea implementării SCADA (realizarea etapei a III a- etapa finală) este extrem de importantă dat fiind faptul că acest sistem informatic va permite:
asigurarea transmiterii, în timp real, a datelor tehnologice (presiune, debit, temperatură, calitate gaze, putere calorifică) la dispeceratul național;
îmbunătățirea capacității TRANSGAZ de a controla și reacționa rapid și eficient la orice risc potențial de întrerupere a activității contribuind la creșterea siguranței operării sistemului național de transport gaze naturale;
asigurarea condițiilor necesare oferirii serviciilor de transport gaze naturale pe termen scurt în punctele de intrare/ieșire în/din sistemul național de transport și derulării contractelor aferente acestui tip de servicii, conform cerințelor Regulamentului (CE) nr. 715/2009.
Prin sistemul SCADA vor fi conectate, din punct de vedere transmitere date/comenzi din/în sistemul național de transport gaze naturale (SNT), următoarele locații fizice:
Dispeceratul Național Mediaș;
Dispeceratul de gaze naturale București;
9 dispecerate ale Exploatărilor Teritoriale;
948 de stații de reglare-măsurare (SRM-uri) – puncte de ieșire din SNT;
106 robinete de linie – situate pe traseul conductelor de transport gaze naturale;
39 de noduri tehnologice;
5 stații de comprimare;
6 stații de tranzit internațional de gaze (2 locații fizice);
2 stații de import gaze – puncte de intrare în SNT.
Valoarea totală a proiectului este de 35.911.221,66 Euro, fără TVA și este derulat cu finanțare nerambursabilă, în proporție de 56,105% din valoarea totală eligibilă, prin Programul Operațional Sectorial „Creșterea Competitivității Economice” – contract de finanțare nr. 5T din 03.07.2012, cod SMIS 37763.
Conform contractului, proiectul SCADĂ urmează a fi implementat în trei Etape, din care 2 Etape au fost încheiate, iar finalizarea etapei a treia și imlicit a proiectului va avea loc la data de 30.04.2015.
2.11. CONCLUZII
România aspiră să devină un pol energetic în estul Europei, un pol nodal în rețelele regionale de transport energie precum și un furnizor de energie.
Cele trei direcții majore în care România trebuie să lucreze și să se dezvolte pentru dobândirea acestui statut sunt prezentate în Pactul pentru Energie încheiat în luna mai 2013 și anume:
Interconectarea rețelelor de gaze naturale și electricitate și crearea infrastructurii fizice și instituționale necesare operării unei piețe lichide de energie;
Dezvoltarea de noi surse autohtone de gaze naturale și integrarea în piețele regionale de energie electrică;
Asumarea politicilor energetice europene, creșterea capacității de negociere în instituțiile UE și colaborarea cu alte state membre în susținerea obiectivelor strategice comune.
Sectorul energetic poate deveni un veritabil "motor de creștere economică". Prin resursele sale semnificative și prin oportunitățile oferite de poziționarea geografică, România își poate asigura un grad ridicat de securitate energetică și integrare regională.
Interconectarea transfrontalieră a rețelelor este astăzi, o prioritate în politica energetică a României.
Orice scenariu de dezvoltare a producției de gaze naturale sau de energie electrică, ori deimport din surse externe necesită o infrastructură adecvată de transport.
În acest sens și pentru a răspunde cerințelor politicii Uniunii Europene în domeniul energiei pentru perioada până în 2023, bazată pe trei obiective fundamentale: siguranță energetică, dezvoltare durabilă și competitivitate, SNTGN Transgaz SA Mediaș a prevăzut în planul de administrare pentru perioada 2013-2017, creșterea nivelului de adecvanță al rețelei de transport gaze naturale în vederea asigurării interoperabilității cu sistemele vecine, dezvoltarea, reabilitarea și modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale, îmbunătățirea eficienței și interconectarea cu sistemele de transport gaze naturale din țările vecine.
Prin realizarea obiectivelor stabilite în Planul de dezvoltare pe 10 ani, 2014 – 2023, Transgaz dorește să devină un operator de transport gaze naturale pe piața internațională a gazelor naturale, cu un sistem național de transport modernizat, inteligent, integrat la nivel european și cu un sistem de management modern aliniat la standardele de performanță și reglementările legislative internaționale.
Pe fondul dependenței semnificative a pieței europene de energie de importul de resurse energetice din Rusia și Orientul Mijlociu, rolul rezervelor de gaze naturale recent descoperite în Marea Neagră este fără îndoială major pentru siguranța energetică a României, pentru consolidarea poziției României ca un jucător important în UE ca producător și exportator de energie, pentru includerea țării pe trasele majore de transport gaze naturale ale Europei și pentru creșterea bunăstării economice a țării în deceniile ce vin.
La orizontul anului 2023, cu interconexiunile necesare, România va avea mai multe opțiuni de import de gaze naturale: prin intermediul terminalelor regionale de gaz natural lichefiat (GNL) din Grecia, Croația și Polonia, piața românească va putea achiziționa gaze din Bazinul Levantin (Mediterană de Est); prin interconexiunea Bulgaria –România va putea fi importat gaz caspic din Coridorul Sudic de Gaz; tot prin Bulgaria ar putea fi importat suplimentar gaz rusesc, prin gazoductul South Stream.
Conștient de această responsabilitate, managementul companiei Transgaz se află astăzi în pragul demarării unuia dintre cele mai mari și importante programe de dezvoltare a infrastructurii de transport gaze naturale din România în ultimii 20 de ani, cu proiecte de investiții estimate la 1,51 miliarde euro, proiecte ce vor avea ca rezultat crearea unor noi culoare de transport esențiale nu numai pentru valorificarea atât pe piața autohtonă cât și pe piețele din regiune a resurselor de gaze naturale recent descoperite în Marea Neagră dar și pentru integrarea României pe marile trasee transfrontaliere ale Coridorului Sud-Est/Nord-Vest al Europei.
Capabilitatea companiei de a se transforma și de a fi pregătită în anii ce urmează să facă față cerințelor generate de resursele gazeifere ale României va fi una din cele mai mari provocări întâmpinată de o companie românească (nu numai de stat) în ultimele două decenii. Abilitatea companiei de a executa acest program de investiții, nu numai că va asigura valorificarea unor resurse economice esențiale pentru bunăstarea României în viitorul apropiat și îndepărtat dar va fi și un litmus test pentru a demonstra investitorilor străini abilitatea României de a crea condiții propice de dezvoltare și atragere a investițiilor străine.
3. NORMELE TEHNICE, TRASEELE ȘI PRESCRIPȚIILE NORMATE PRIVIND GAZODUCTELE
3.1. OBIECTUL ȘI DOMENIUL DE APLICARE
3.1.1. (1) NORMELE TEHNICE
au ca obiect proiectarea și execuția conductelor din oțel, având presiunea maximă de proiectare (pc) mai mare de 6 bar, destinate transportului terestru al
gazelor naturale (în a căror compoziție predomina metanul) uscate, odorizate sau neodorizate; conductele la care se face referire în prezentele NORME TEHNICE, cu caracteristicile definite mai înainte, sunt numite COTG, iar termenul “execuția conductelor” integrează toate activitățile privind construirea, verificarea, probarea și punerea în funcțiune a acestui tip de conducte.
(2) Prevederile NORMELOR TEHNICE au fost formulate pentru COTG a căror pc nu depășește 100 bar; pentru COTG cu pc > 100 bar, soluționarea anumitor aspecte, cum sunt, de exemplu, cele privind evaluarea securității tehnice, impune justificări și documentări suplimentare față de cele prevăzute în prezentele NORME TEHNICE.
(3) Prevederile NORMELOR TEHNICE au fost formulate pentru COTG a căror temperatura de operare (TO) este situată între –30 oC și +60 oC.
(4) Prevederile NORMELOR TEHNICE au fost formulate pentru COTG aparținând tuturor categoriilor de importanta funcțională (conducte magistrale de transport – CMT, conducte magistrale dedicate – CMD, conducte de interconectare – CI, racorduri de alimentare – RA etc.) și tuturor categoriilor și claselor de importantă a construcției.
1.1.2. (1) NORMELE TEHNICE se referă și se aplică la următoarele componente ale COTG:
conductă, îngropata sau amplasată aerian, alcătuită din țevi, coturi, curbe, reducții,
teuri, cruci, flanșe etc. Din oțel îmbinate prin sudare și elementele sistemelor de protecție anticorozivă (pasivă și activă) a COTG;
robinetele/vanele, refulatoarele/descărcătoarele de presiune, separatoarele de lichide și sifoanele amplasate pe traseul COTG prin îmbinări sudate sau cu flanșe;
instalațiile de curățire și inspectare a COTG (gările pentru lansarea și primirea dispozitivelor de tip PIG);
traversările (subterane sau aeriene) de obstacole naturale sau edilitare (cursuri de ape, vai, căi ferate, șosele etc.).
(2) NORMELE TEHNICE nu se referă și nu se aplică la conductele terestre care nu sunt realizate din țevi de oțel, la conductele tehnologice destinate colectării și depozitarii lichidelor evacuate din COTG, la conductele submarine și nici la:
stațiile de comprimare a gazelor;
nodurile tehnologice/stațiile de comandă pentru robinete;
stațiile de reglare, măsurare și reglare-măsurare a gazelor;
stațiile de tratare a gazelor naturale, de deetanizare, de dezbenzinare, de lichefiere sau de regazeificare și de odorizare.
1.1.3. (1) NORMELE TEHNICE se aplică pentru:
proiectarea și execuția COTG noi;
proiectarea și execuția lucrărilor de intervenții, constând în înlocuirea, modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea, transformarea sau consolidarea/repararea COTG existente;
proiectarea și efectuarea operațiilor de cuplare/interconectare/racordare a COTG noi sau
existente;
instituirea zonelor de protecție și de siguranță de-a lungul traseului COTG și încadrarea în clase de siguranță/securitate a COTG noi sau existente;
evaluarea rezistenței mecanice reziduale, determinarea duratei de viață remanente și stabilirea condițiilor de operare în siguranță a COTG existente;
emiterea avizelor în vederea autorizării executării unor construcții sau amplasării unor obiective (industriale sau edilitare) în zona de siguranță a COTG.
(2) Prevederile din prezentele NORME TEHNICE sunt armonizate cu prevederile normelor tehnice privind mentenanța conductelor destinate transportului gazelor naturale, numite în continuare NTMC și cu prevederile Normelor tehnice privind mentenanța sistemelor de protecție catodică a conductelor, numite în continuare NTMPC, aprobate de Autoritatea națională de Reglementare în Domeniul Energiei – ANRE, prin decizia nr. 2453/30.09.2010.
1.1.4. (1) NORMELE TEHNICE se aplică de către:
operatorii COTG;
agenții economici care proiectează și executa COTG și/sau construcții sau obiective (industriale sau edilitare) amplasate în vecinătatea COTG.
(2) Proiectarea și/sau execuția COTG se realizează numai de către agenții economici autorizați, în conformitate cu reglementările în vigoare, de către ANRE.
1.1.5. La elaborarea proiectelor și documentației de execuție a COTG pe baza prezentelor
NORME TEHNICE se vor avea în vedere următoarele:
Accesul la COTG aparținând Sistemului Național de Transport (SNT) se realizează în conformitate cu reglementările specifice în vigoare.
Proiectarea și execuția COTG se realizează după obținerea tuturor acordurilor și avizelor prevăzute de legislația în vigoare.
Verificarea proiectelor pentru COTG se efectuează de către verificatori de proiecte autorizați ANRE (gradul IT) și atestați în conformitate cu reglementările în vigoare.
Avizarea studiilor de prefezabilitate, studiilor de fezabilitate, proiectelor tehnice și caietelor de sarcini pentru execuția lucrărilor se efectuează de către operatorul licențiat pentru transportul gazelor naturale; în cazul operatorilor noi, avizarea proiectelor se face, pe bază de contract, de către un operator licențiat existent.
Echipamentele, instalațiile, aparatele, produsele și procedeele utilizate la execuția, înlocuirea, modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea, transformarea sau consolidarea/repararea COTG trebuie atestate/agrementate tehnic în conformitate cu reglementările în vigoare.
Operatorii noi ai COTG au obligația, în conformitate cu reglementările în vigoare, să încheie un contract de asistență tehnică, pentru urmărirea lucrărilor de execuție a COTG pentru care se solicita autorizația de înființare, realizarea probelor de rezistență mecanică și de verificare a etanșeității, recepția și punerea în funcțiune, cu un agent economic titular al licenței specifice exploatării comerciale a COTG în cauză, care respecta cerințele formulate în documentele legislative în vigoare.
1.2. Documentele legislative și normative de referință
1.2.1. La elaborarea NORMELOR TEHNICE s-au avut în vedere prevederile din documentele legislative prezentate în Anexa 1, precum și din codurile, normativele, specificațiile, instrucțiunile sau prescripțiile tehnice și standardele prezentate în Anexa 2, care constituie documentele de referință ale acestor NORME TEHNICE.
1.2.2. La elaborarea NORMELOR TEHNICE s-au utilizat și informațiile din lucrările de specialitate în domeniu.
1.2.3. La elaborarea documentația privind proiectarea și execuția COTG se pot utiliza atât documentele de referință precizate în Anexele 1 și 2, dar și alte lucrări de specialitate.
1.2.4. Citarea în documentația elaborată pentru proiectarea și execuția COTG a surselor de informare utilizate nu exonerează de răspundere pe autorul documentației, cu excepția cazului în care sursă este un document legislativ sau normativ cu aplicare obligatorie.
1.2.5. Revizuirea, modificarea sau abrogarea documentelor de referință și/sau documentelor legislative, nominalizate explicit în cadrul NORMELOR TEHNICE ca elemente de justificare, motivare sau impunere a unor prescripții, implica, după caz, modificarea sau eliminarea prescripțiilor respective.
1.3 Terminologia, definițiile și abrevierile
1.3.1. Termenii utilizați în NORMELE TEHNICE sunt cei prezentați și definiți în documentele legislative de specialitate; terminologia, abrevierile și simbolurile folosite în cadrul acestor
NORME TEHNICE sunt prezentate în Anexa 3.
3.2. STABILIREA TRASEULUI CONDUCTELOR
3.2.1. CRITERIILE TEHNICE ȘI DE PROTECȚIE A MEDIULUI UTILIZATE LA SELECTAREA TRASEULUI CONDUCTEI
(1) Alegerea corespunzătoare a traseului și elaborarea planului de amplasare pentru COTG reprezintă activități de importanță deosebită, ale căror rezultate influențează substanțial:
efectele pe care COTG le poate avea asupra securității populației și personalului de deservire și asupra prezervării mediului înconjurător;
performanțele tehnice și economice ale COTG (regimul de funcționare, siguranță în exploatare și cheltuielile de execuție, operare și mentenanța).
(2) La alegerea traseului COTG trebuie utilizate cel puțin următoarele criterii:
numărul, mărimea și importanta zonelor și obiectivelor cu aglomerări umane importante (locuințe, birouri și hale de producție, spitale, școli sau grădinițe, spații culturale și de agrement, gări feroviare, autogări și aeroporturi etc.) și volumul estimat al cheltuielilor implicate de garantarea securității oamenilor de-a lungul traseului COTG;
numărul, mărimea și importanta zonelor și obiectivelor de pe traseul COTG care impun măsuri de protecție (în cursul execuției, operării, inspectării și mentenanței COTG) și volumul estimat al cheltuielilor implicate de protejarea acestora sau de devierea traseului COTG pentru evitarea/ocolirea lor; criteriul se va aplica, pe rând, zonelor și obiectivelor (existente sau care se vor dezvolta pe durata normală de utilizare a COTG):
B.1. Protejate prin lege: monumentele naturii, ariile și zonele naturale protejate, siturile arheologice și monumentele istorice etc.;
B.2. Din domeniul resurselor naturale: izvoarele, captările, rezervoarele și instalațiile de tratare și purificare a apei, pădurile și exploatațiile forestiere, exploatațiile miniere subterane sau la suprafață etc.;
C) numărul, mărimea și importanta zonelor și obiectivelor de pe traseul COTG în care se desfășoară frecvent activități importante sau speciale, care pot conduce la interferențe nedorite cu COTG (deformarea, perforarea sau ruperea COTG) și volumul estimat al cheltuielilor implicate de devierea traseului COTG pentru evitarea/ocolirea lor; se vor considera la aplicarea criteriului: exploatațiile și fermele agricole, șantierele de construcții civile și/sau industriale, unitățile și terenurile de antrenament sau poligoanele militare, instalațiile miniere sau de foraj etc.;
D) extinderea și ponderea zonelor de pe traseul COTG cu condiții naturale care impun condiții tehnice speciale privind execuția, operarea, inspectarea și mentenanța COTG și volumul estimat al cheltuielilor implicate de satisfacerea acestor condiții sau de devierea traseului COTG pentru evitarea/ocolirea lor; criteriul se va aplica, pe rând, la:
D.1. Obstacolele naturale și zonele cu relief accidentat: stânci, povârnișuri sau râpe etc.;
D.2. Obstacolele reprezentate de componentele sistemului hidrografic: cursuri de ape, cascade, canale de irigații, iazuri și lacuri etc.;
D.3. Zonele cu risc ridicat de: inundații, alunecări de teren, mișcări seismice;
D.4. Zonele cu sol coroziv (mlăștinos, contaminat cu produse petroliere, chimice sau radioactive etc.), cu sol instabil sau cu frecvență mare a ciclurilor îngheț – dezgheț (care impun lucrări de lestare sau ancorare a COTG sau de consolidare a terenului);
E) numărul și extinderea zonelor sau obstacolelor care trebuie traversate (suprateran sau subteran) de către COTG și volumul estimat al cheltuielilor aferente realizării, utilizării, inspectării și mentenanței traversărilor sau implicate de devierea traseului COTG pentru că
traversările să nu mai fie necesare; se vor considera la aplicarea criteriului traversările de: cursuri de ape, vai, lacuri, canale de irigații, șosele și căi ferate, linii electrice etc.;
F) extinderea zonelor pe care traseul COTG este paralel cu traseul altor conducte, linii electrice, șosele sau căi ferate etc. și volumul cheltuielilor implicate de astfel de paralelisme;
G) categoria de folosință a terenului de pe traseul COTG, situarea în intravilan sau extravilan a acestui teren, numărul proprietarilor de teren afectați de traseu și volumul estimat al cheltuielilor aferente obținerii acordului proprietarilor și ocupării temporare sau definitive a terenului pe care se amplasează COTG;
H) lungimea traseului COTG și diferența maximă de nivel pe traseul acesteia;
I) căile de acces disponibile pe traseul COTG, amploarea lucrărilor de construire sau extindere a unor cai de acces pentru execuția, operarea, inspectarea și mentenanța COTG și volumul estimat al cheltuielilor implicate de asigurarea cailor de acces la COTG pe durata normală de utilizare a acesteia.
J) posibilitățile de asigurare a utilităților (apa, alimentarea cu curent electric, telecomunicații etc.) necesare pentru execuția, operarea, inspectarea și mentenanța COTG și volumul estimat al cheltuielilor aferente asigurării acestor utilități.
(1) Alegerea/Selectarea traseului este o problemă care trebuie soluționata în cazul COTG noi.
(2) Alegerea/Selectarea traseului poate fi realizată și în cazul COTG existente, la care se realizează (pe bază de PT) lucrări de intervenții, constând în înlocuirea, modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea, transformarea sau consolidarea/repararea, dacă raportul de expertiza tehnică și documentația de avizare a lucrărilor de intervenții precizează necesitatea modificării sau devierii totale sau parțiale a traseului existent.
3.2.2. STABILIREA TRASEULUI CONDUCTEI
(1) Stabilirea traseului COTG presupune parcurgerea următoarelor trei etape, diferențiate după conținutul activităților și nivelul de detaliere asigurat:
A) etapa stabilirii coridorului de amplasare și a traseului de referință ale COTG;
B) etapa definitivării traseului COTG, ținând seama de acordurile proprietarilor de teren și de constrângerile impuse de autorități;
C) etapa proiectării în detaliu a traseului COTG.
(2) Pentru soluționarea corespunzătoare a problemei alegerii traseului COTG se recomanda ca în toate etapele să se efectueze consultări cu mediul extern, prin aceasta înțelegând:
A) reprezentanții organizațiilor și organismelor (locale, regionale sau naționale) cu atribuții
legale în domeniul cadastrului, administrării și sistematizării teritoriului, protecției mediului, administrării sistemului hidrografic, administrării sistemelor de transport feroviar și auto din zonele situate pe traseul COTG;
B) conducerile societăților comerciale și/sau instituțiilor de învățământ, de sănătate sau din domeniul socio-cultural situate în vecinătatea COTG;
C) reprezentanții locuitorilor din zonele vecine COTG și/sau proprietarilor de imobile de locuit amplasate în vecinătatea COTG;
D) persoanele fizice sau juridice care sunt proprietarii legali ai terenului care urmează a fi afectat de realizarea COTG.
(3) Consultările cu mediul extern au următoarele scopuri:
A) obținerea hărților, planșelor și planurilor cadastrale privind terenul pe care urmează a fi amplasată COTG, precum și consultarea documentelor de atestare oficială a categoriei de folosință, a situării în intravilan sau în extravilan și a proprietarilor acestui teren;
B) înregistrarea tuturor aspectelor privind impactul realizării COTG asupra populației, activităților umane și mediului înconjurător;
C) consemnarea cerințelor privind măsurile de atenuare a impactului existenței COTG asupra oamenilor și mediului înconjurător, considerarea acestora la elaborarea PT și crearea în acest fel a premizelor obținerii documentelor de avizare, acceptare, aprobare sau autorizare a construirii, punerii în funcțiune și operării COTG.
(1) Stabilirea coridorului de amplasare a traseului COTG cuprinde următoarele activități: A) studierea temei de proiectare, localizarea/poziționarea pe o hartă la scara potrivită a punctelor de capăt (inițial și final) și a punctelor intermediare impuse (obligatorii sau cu poziție fixată) ale traseului COTG și definirea unei arii de interes, incluzând coridoarele în care se pot amplasa variantele posibile ale traseului COTG;
B) consultarea preliminară cu autoritățile cadastrale și procurarea planurilor care detaliază aria de interes;
C) suplimentarea informațiilor din planurile cadastrale privind aria de interes prin consultarea hărților și altor documente disponibile, precum și prin studierea imaginilor fotografice aeriene (obținute prin survolarea zonei cu elicopterul sau prin satelit);
D) configurarea în zona de interes a coridoarelor pentru amplasarea variantelor posibile ale traseului COTG și marcarea acestora pe o hartă la scara potrivită (1:10000; 1:25000; 1:50000 sau, dacă COTG este foarte lungă, 1:100000);
E) aplicarea criteriilor prevăzute de Art. 3.1.1. (2) și stabilirea coridorului care răspunde cel mai bine acestor criterii, respectiv:
E.1. Include un număr minim de zone și obiective cu aglomerări umane importante și, ca urmare, nu implică luarea de măsuri costisitoare privind garantarea siguranței oamenilor;
E.2. Include un număr minim de zone și obiective care impun măsuri de protecție;
E.3. Include un număr minim de zone și obiective în care se desfășoară frecvent activități importante sau speciale, care pot determina intervenții nedorite cu COTG (deformarea, perforarea sau ruperea COTG);
E.4. Cuprinde un număr minim de: zone cu relief accidentat; componente ale sistemului hidrografic sau forme de relief care trebuie traversate; zone inundabile; zone predispuse la alunecări de teren; zone cu risc seismic major; zone cu sol coroziv sau instabil; intersecții cu căile de comunicații etc.;
E.5. Include un număr minim de zone în care se impune că traseul COTG să fie paralel cu traseul altor conducte, cu liniile electrice, cu șoselele sau căile ferate;
E.6. Este alcătuit cu precădere din teren situat cu precădere în extravilan și există premizele ca proprietarii acestuia să își dea acordul pentru ocuparea să temporară sau definitivă în vederea amplasării COTG;
E.7. Asigură distanța minimă între punctul inițial și cel final al traseului COTG și profilul longitudinal cu diferențele de nivel cele mai mici;
E.8. Există căi de acces disponibile și posibilități de asigurare a utilităților (apa, alimentarea cu curent electric, telecomunicații etc.) necesare pentru execuția, operarea, inspectarea și mentenanța COTG.
F) coridorul stabilit se marchează distinct pe harta și se poziționează pe acesta locurile în care vor fi amplasate componentele sau instalațiile asociate COTG (stațiile de protecție catodică, robinetele de secționare etc.), precum și zonele care necesită o cercetare preliminară, prin examinare geomorfologică, prin foraje, prin ridicări topografice etc.
(2) La stabilirea coridorului de amplasare a traseului COTG trebuie avute în vedere următoarele recomandări:
A) posibilitățile de a configura convenabil traseul COTG în interiorul coridorului stabilit sunt în corelație directă cu lățimea acestuia; se recomanda utilizarea unui coridor cu lățimea de aproximativ 1 km, care nu trebuie să fie constantă pe tot parcursul acestuia, putând fi micșorata în zonele cu constrângeri de mediu (aglomerări umane, obstacole naturale sau obiective protejate, trecerea prin defileuri sau văi etc.);
B) principalele zone din interiorul coridorului stabilit pentru care se va prescrie obligatoriu o cercetare preliminară, prin examinare geomorfologică și/sau prin foraje sunt: zonele traversărilor de ape sau de cai de comunicații (rutiere sau feroviare) și zonele cu teren dificil (stâncos, instabil, mlăștinos, coroziv etc.); adâncimea minimă prescrisă a forajelor geotehnice va fi de 6 m, astfel încât să se depășească întotdeauna cu cel puțin 1 m adâncimea de îngropare a COTG;
C) coridorul stabilit trebuie cercetat prin survolare cu elicopterul sau, dacă se obține acordul proprietarilor terenului, prin parcurgerea sa de către patrule terestre instruite pentru a marcă pe harta și a imortaliza prin fotografiere toate particularitățile acestuia.
La stabilirea traseului de referință al COTG se efectuează următoarele activități:
A) configurarea pe coridorul stabilit a variantelor posibile ale traseului COTG, analizarea acestor variante aplicând criteriile prescrise de Art. 3.1.1. (2) și stabilirea traseului de referință, care corespunde cel mai bine cerințelor precizate la Art. 3.2.2. (1) e);
B) analizarea constrângerilor de natură tehnică, procedurala sau patrimoniala existente pe traseul de referință și studierea soluțiilor tehnice și implicațiilor economice determinate de acestea;
C) consultarea cu administrațiile publice locale, cu autoritățile cadastrale, cu organizațiile implicate în protejarea mediului, cu administrațiile cursurilor de apă și cailor de comunicații și cu
proprietarii de teren pentru prezentarea traseului de referință, discutarea soluțiilor tehnice legate de execuția, operarea și mentenanța COTG și negocierea eventualelor condiții privind obținerea
acordului acestora pentru realizarea COTG;
D) întocmirea planului traseului de referință la o scară convenabilă (de preferat, între 1:2000 și 1:10000) și elaborarea variantelor primare ale următoarelor documente: studiul de impact al COTG asupra mediului, dacă se impune pentru obținerea acordului de mediu; planul de divizare în clase de locație a traseului COTG, obținut aplicând prevederile Art. 3.4.1; planul culoarului de lucru la execuția COTG, realizat pe baza prevederilor Art. 3.5.1; planul de definire a zonelor de protecție și a zonelor de siguranță de-a lungul traseului COTG, rezultat prin aplicarea prevederilor Art. 3.6.1.
Etapa proiectării în detaliu a traseului COTG cuprinde următoarele activități:
A) obținerea acordului deținătorilor de teren, examinarea detaliată, prin parcurgerea efectivă a traseului de referință și definitivarea traseului COTG, prin efectuarea eventualelor modificări rezultate, în urma examinării detaliate, ca fiind posibile și cu efecte de simplificare și/sau scurtare a traseului COTG;
B) întocmirea formai finale a planului traseului COTG la o scară convenabilă (de preferat, 1:2000 sau 1:5000) și corectarea/completarea documentelor, elaborate la finalul etapei anterioare, privind: impactul COTG asupra mediului; divizarea în clase de locație a traseului; culoarul de lucru la execuția COTG; definirea zonelor de protecție și a zonelor de siguranță;
C) marcarea pe planul traseului a locurilor în care vor fi amplasate componentele sau instalațiile asociate COTG (stațiile de protecție catodică, robinetele de secționare etc.), a locurilor în care vor fi realizate eventualele amenajări legate de organizarea de șantier pentru execuția COTG (depozite de material tubular și componente, birouri și spații de cazare temporare, depozite de deșeuri, parcări etc.), precum și a zonelor de pe traseu care necesită o cercetare preliminară, prin examinare geomorfologică, prin foraje, prin ridicări topografice etc.
D) analizarea și selectarea soluțiilor tehnice și tehnologice de rezolvare a problemelor legate de constrângerile de pe traseul COTG: aglomerări umane, obstacole naturale, zone cu teren dificil, zone protejate, intersecții, paralelisme, traversări etc.
E) elaborarea unui plan de management al mediului, dacă autoritatea competenta îl solicită, care va detalia toate cerințele în materie de mediu și soluțiile prevăzute pentru satisfacerea acestora în cursul execuției, operării și mentenanței COTG.
Realizarea COTG noi, efectuarea lucrărilor de intervenții la COTG existente, precum și operarea și mentenanța tuturor COTG presupune asigurarea exercitării, în condiții legale, a tuturor drepturilor prevăzute de lege asupra terenurilor și altor bunuri proprietate publică sau proprietate privată a persoanelor fizice sau juridice, precum și asupra activităților desfășurate de persoane fizice sau juridice în vecinătatea traseului COTG.
3.3. DIVIZAREA ȘI ÎNCADRAREA ÎN CLASE DE LOCAȚIE A TRASEULUI CONDUCTEI
(1) Considerarea la proiectare a particularităților zonei în care este amplasată fiecare porțiune a unei COTG impune divizarea și încadrarea în clase de locație a traseului COTG, clasa de locație reprezentând categoria de încadrare (convențională) a ariei geografice de amplasare a unei COTG sau unei porțiuni a acesteia, care se stabilește ținând seama de o serie de criterii specificate privind numărul și apropierea clădirilor sau obiectivelor destinate activităților umane, numărul persoanelor care se afla frecvent în acestea, mărimea și importanța lor socio – economică și care se ia în considerare la prescrierea condițiilor de proiectare, execuție, probare, punere în funcțiune, operare și mentenanța a COTG.
(2) Prima etapă a activității de alocare a claselor de locație consta în împărțirea traseului COTG în unități de clasa de locație, unitatea de clasa de locație (denumită și arie de evaluare a clasei de locație) reprezentând suprafața de teren, cu o lungime continua de 1,6 km, care se întinde pe o lățime de 200 m de fiecare parte a axei longitudinale a unei COTG; planul unei unități de clasa de locație este prezentat în Anexa 7.
(3) La proiectarea lucrărilor de intervenții pe COTG existente se ia în considerare și încadrarea în clase de siguranță/securitate a tronsoanelor adiacente zonei în care se vor efectua lucrările, în conformitate cu prevederile din Anexa 12 a NTMC.
(1) Criteriile pentru încadrarea în clase de locație a COTG sunt cele prezentate în tabelul 3.1.
(2) La divizarea și încadrarea în clase de locație a traseului COTG se vor avea în vedere și următoarele prescripții, complementare criteriilor din tabelul 3.1:
A) marginile/limitele unității de clasa de locație sunt perpendiculare pe axă longitudinală a COTG;
B) divizarea în unități de clasa de locație a traseului unei COTG se va face astfel încât să rezulte unitățile de clasa de locație cu numărul cel mai mare posibil de clădiri și/sau cu cea mai mare densitate a populației;
C) fragmentele de unități de clasa de locație care rezultă la divizarea în unități de clasă de locație a traseului unei COTG se considera că unități de clasa de locație întregi (cu lungimea de 1,6 km);
D) la stabilirea clasei de locație se va considera că fiecare unitate de locuit dintr-o clădire cu mai multe unități de locuit reprezintă o clădire locuită separată;
E) dacă este necesară stabilirea densității populației dintr-o unitate de clasa de locație Dp se vor utiliza informațiile primite de la administrațiile publice locale, rezultatele oficiale ale recensământurilor recente, informațiile din documentele oficiale ale Institutului Național de Statistică sau ale Direcțiilor Județene de Statistică, datele obținute prin investigații directe etc.; în lipsa acestora se poate face o estimare a populației considerând că în fiecare unitate de locuit sunt 3…4 persoane;
F) dacă zona corespunzătoare unei unități de clasa de locație urmează a fi dezvoltată cu certitudine în viitor (în conformitate cu planurile de urbanism și amenajare a teritoriului pentru zona respectivă), prin construirea de clădiri de locuit sau cu destinație industrială, socială sau culturală și sporirea densității populației, la alocarea clase de locație se vor considera aceste dezvoltări;
G) pe traseul COTG trebuie demarcate unitățile de clasa de locație nedezvoltate (cărora li se va aloca clasa de locație 1A), o astfel de unitate fiind definită prin îndeplinirea simultană a următoarelor condiții:
G.1. Are lungimea de cel puțin 400 m (fără limită superioară);
G.2. Nu conține clădiri de locuit, alte construcții destinate activităților umane, locuri de utilitate publică, instalații industriale sau agricole;
G.3. Dezvoltarea ei în viitor este improbabilă.
H) porțiunile din traseul unei COTG situate de o parte și de alta ale unei unități de clasa de locație nedezvoltată se vor considera separat la încadrarea în clase de locație (v. exemplul din Anexa 7);
I) unitatea de clasa de locație care îndeplinește condițiile de încadrare în clasa 1B sau în clasa 2, dar conține o clădire greu de evacuat în caz de urgență (spital, maternitate, grădiniță, azil de bătrâni etc.), se va încadra în clasa de locație 3;
J) dacă două unități de clasa de locație vecine sunt încadrate în clase de locație diferite, limita zonei cu clasa de locație mai mare se va deplasa în interiorul zonei cu clasa de locație mai mică (v. exemplul din Anexa 8) și se va poziționa la cel puțin 200 m față de:
J.1. Cea mai apropiată clădire din unitatea de clasa de locație cu clasa de locație mai mare, dacă aceasta este clasa 2 sau clasa 3;
J.2. Cea mai apropiată clădire cu 4 sau mai multe etaje din unitatea de clasa de locație cu clasa de locație mai mare, dacă aceasta este clasa 4.
Atunci când NORMELE TEHNICE se aplică în scopurile definite de Art. 1.1.3. (1) b)… f) și se face reevaluarea încadrării în clase de locație a traseului unei COTG existente, pentru porțiunile din traseu pe care se constată diferențe între condițiile actuale de atribuire a clasei de locație și condițiile inițiale, existente la momentul proiectării și execuției COTG se va proceda astfel:
SE modifica încadrarea în clase de locație luând în considerare condițiile actuale;
dacă tronsonul COTG aflat pe o porțiune din traseu în care s-a modificat încadrarea în clase de locație face obiectul unor lucrări de intervenții, se vor considera la elaborarea PT pentru aceste lucrări clasele de locație atribuite pe baza condițiilor actuale;
dacă tronsonul COTG aflat pe o porțiune din traseu în care s-a modificat încadrarea în clase de locație nu face obiectul unor lucrări de intervenții, iar clasele de locație atribuite pe baza condițiilor actuale sunt inferioare celor atribuite considerând condițiile inițiale, se va lua decizia menținerii sale în exploatare, fără modificarea condițiilor de operare și cu încadrarea în programele de mentenanța prevăzute de Art. 4.3.1 din NTMC;
dacă tronsonul COTG aflat pe o porțiune din traseu în care s-a modificat încadrarea în clase de locație nu face obiectul unor lucrări de intervenții, iar clasele de locație atribuite pe baza condițiilor actuale sunt superioare celor atribuite considerând condițiile inițiale, se va efectua verificarea stării tehnice a tronsonului COTG, în conformitate cu prevederile Art. 3.5.1, 3.5.4 și 3.5.6 din NTMC și, în funcție de rezultatele acesteia și pe baza evaluării riscului atașat operării COTG în condițiile actuale, se va lua decizia potrivită, în conformitate cu recomandările din Anexa 7.
3.4. CULOARUL DE LUCRU LA CONSTRUIREA CONDUCTEI
(1) Activitățile de execuție a COTG se organizează pe un culoar de lucru demarcat de-a lungul traseului și având dimensiunile și poziția precizate în PT și în documentația de execuție ale COTG.
(2) Terenul corespunzător culoarului de lucru se preda liber constructorului prin grija titularului/beneficiarului investiției având ca obiectiv realizarea COTG.
(3) La marcarea/pichetarea culoarului de lucru pe traseul COTG se vor identifica toate instalațiile și obiectivele subterane și aeriene din spațiul acestuia, iar documentația de execuție va prevedea eventualele lucrări de mutare (temporară sau definitivă) sau de protejare a acestora în vederea execuției COTG.
(1) Lățimea culoarului de lucru pentru execuția COTG îngropate se stabilește prin proiect, în funcție de:
A) diametrul conductei Dec, măsurat la exteriorul învelișului de protecție anticorozivă a tubulaturii;
B) natura și particularitățile de relief ale terenului din zona culoarului de lucru;
C) adâncimea hs a șanțului de amplasare/pozare subterană a COTG;
D) particularitățile tehnologiilor de realizare a lucrărilor și caracteristicile tehnice (gabarit, masa, putere etc.) ale utilajelor și echipamentelor utilizate la execuția COTG.
(2) În cazul aplicării tehnologiei clasice de execuție a COTG îngropate (care are ca principale lucrări: pregătirea culoarului de lucru și săparea șanțului, pregătirea componentelor tubulaturii: țevi, curbe, fitinguri, robinete etc., realizarea operațiilor de sudare și realizarea tronsoanelor tubulaturii, lansarea în sunt a tronsoanelor tubulaturii și asamblarea lor prin sudare la poziție, realizarea probelor de rezistență și etanșeitate ale COTG, acoperirea conductei, refacerea stratului vegetal și fertilizarea solului, marcarea traseului conductei etc.) și utilizării utilajelor și echipamentelor clasice (buldozere, lansatoare, echipamente de sudare manuală cu arc electric și electrozi înveliți), lățimea culoarului de lucru este determinată de necesitatea asigurării unor lățimi convenabile pentru următoarele fâșii/zone/spații ale acestuia:
A) spațiul de lucru destinat manevrării buldozerului pentru acoperirea șanțului;
B) spațiul de depozitare a pământului rezultat din săparea șanțului;
C) spațiul liber de siguranță dintre marginea șanțului și pământul rezultat din săpătura, pentru a se evita surparea marginii șanțului și producerea de accidente de muncă;
D) șanțul în care se amplasează conductă, care trebuie să aibă configurația secțiunii transversale aleasa convenabil în funcție de consistenta solului în care se execută și trebuie dimensionat astfel încât distanța dintre pereții săi laterali și suprafața exterioară a tubulaturii să fie de cel puțin 200 mm, pentru a se evita deteriorarea învelișului de protecție anticorozivă la lansarea și așezarea tubulaturii în acesta;
E) spațiul liber de siguranță dintre marginea șanțului și tubulatura sau tronsonul de tubulatura asamblat;
F) spațiul de lucru ocupat de lansator cu catargul înclinat deasupra tubulaturii;
G) spațiul liber de siguranță dintre primul și al doilea lansator, necesar când unul dintre aceste lansatoare se deplasează pentru a-și schimba poziția pe traseul COTG;
H) spațiul necesar pentru transportarea țevilor și celorlalte componente ale COTG și pentru deplasarea utilajelor și echipamentelor de lucru de-a lungul traseului COTG;
I) spațiul de depozitare a stratului vegetal sau fertil, după caz.
(3) În cazul aplicării tehnologiei clasice de execuție a COTG îngropate și utilizării utilajelor și echipamentelor clasice de lucru, pentru stabilirea lățimii culoarului de lucru, adoptarea dimensiunilor șanțului de amplasare subterană a COTG și normarea lucrărilor privind efectuarea săpăturilor se pot utiliza informațiile sintetizate în Anexa 8.
(4) În cazul aplicării unor noi tehnologii de execuție a COTG (care utilizează echipamente de săpare rotative, prevăd realizarea integrală sau pe tronsoane foarte lungi a tubulaturii la sol, folosind echipamente de șanfrenare în șantier a capetelor țevilor, echipamente de centrare a capetelor țevilor care formează tubulatura, echipamente de îmbinare prin sudare automată a țevilor și componentelor care alcătuiesc tubulatura, corturi cu atmosfera controlată pentru realizarea îmbinărilor sudate și eventualelor tratamente termice postsudare, echipament speciale de acoperire a conductei și de compactare a solului etc.), precum și în zonele de pe traseul COTG în care trebuie realizate lucrări speciale, determinate de amplasarea supraterana a COTG, realizarea de traversări (subterane sau aeriene), construirea stațiilor de protecție catodică sau a gărilor de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG, rezolvarea problemelor privind paralelismul COTG cu alte conducte sau cu linii electrice aeriene etc., culoarul de lucru se va dimensiona astfel încât să aibă lățimea minimă pentru care se asigura spațiul necesar executării în siguranță și la nivelul calitativ cerut a tuturor lucrărilor impuse de realizarea COTG.
(5) În porțiunile în care traseul COTG traversează zone cu vii, livezi sau păduri, se vor prevedea prin proiect, în corelație cu condițiile impuse de proprietarii sau administratorii terenurilor și cu termenele impuse pentru execuția COTG, toate măsurile posibile pentru reducerea lățimii culoarului de lucru și protejarea mediului, cum ar fi:
A) amplasarea culoarului de lucru în spațiile libere dintre plantațiile cu vița de vie sau cu pomi fructiferi sau în spațiile neîmpădurite sau lipsite de vegetație forestieră, astfel încât să se evite defrișarea acestora;
B) efectuarea manuală sau cu utilaje și echipamente ușoare a lucrărilor necesare realizării COTG:
B.1. Acoperirea manuală a COTG și diminuarea lățimii culoarului de lucru cu lățimea spațiului destinat manevrării buldozerului;
B.2. Depozitarea stratului vegetal sau fertil în spațiile libere din livezi, vii sau păduri și diminuarea lățimii culoarului de lucru cu lățimea spațiului cu această destinație;
B.3. Deplasarea prin urmărire a lansatoarelor utilizate la execuția COTG și reducerea cu până la 30 % a lățimii spațiului necesar în acest scop.
3.5. ZONA DE PROTECȚIE ȘI ZONA DE SIGURANȚĂ ALE CONDUCTEI
(1) În conformitate cu prevederile legale în vigoare, pentru protecția și funcționarea normală a obiectivelor/sistemelor din sectorul gazelor naturale, trebuie instituite pe traseul COTG zone de protecție și zone de siguranță.
(2) Zona de protecție și zona de siguranță ale unei COTG se prezintă ca niște fâșii delimitate de-a lungul întregului traseu al COTG, având în orice secțiune transversală structura și dimensiunile caracteristice redate în planul prezentat în Anexa 9.
(1) Zona de protecție a unei COTG este zona din vecinătatea COTG în care se instituie interdicții privind accesul persoanelor, amplasarea construcțiilor și natura activităților care se pot desfășura, cu scopul de a se asigura accesul permanent în vederea operării, inspectării sau0 mentenanței COTG și de a se evita intervențiile sau interferentele externe care ar putea determina funcționarea necorespunzătoare sau deteriorarea COTG.
(2) Zona de protecție a COTG se delimitează de-a lungul întregului traseu al acesteia, de o parte și de alta a axei sale longitudinale, cu ajutorul distanței de protecție Lpr, definită ca fiind distanța minimă, măsurată în orice punct al COTG pe direcția normalei la axa ei longitudinală, care asigura accesul în vederea realizării în condiții normale a activităților privind operarea, inspectarea sau mentenanța COTG și evitarea intervențiile sau interferentele externe care ar putea determina funcționarea necorespunzătoare sau deteriorarea COTG.
(3) Distanțele de protecție Lpr și lățimile zonelor de protecție LZP minime recomandate pentru COTG sunt prezentate în tabelul 3.2.
(4) Principalele interdicții care se aplică în zona de protecție a COTG sunt:
A) nu se pot construi clădiri, nu se pot amplasa magazii, depozite sau obiective sociale sau culturale (parcuri, locuri de agrement etc.) și nu se pot efectua nici un fel de lucrări sau activități care ar putea să afecteze integritatea COTG, chiar dacă au caracter provizoriu sau temporar; fac excepție construcțiile, lucrările și activitățile autorizate de operatorul COTG, realizate în scopul asigurării funcționării corespunzătoare a COTG;
B) nu se pot amplasa tabere de corturi sau amenajări de organizare de șantier;
C) nu se pot instala rețele electrice sau de telecomunicații, cu excepția celor de deservire a COTG;
D) nu se pot planta arbori sau vița de vie, iar vegetația spontană sau plantele cultivate trebuie să respecte prescripțiile din Anexa 9.
Tabelul 3.2. Distanțele de protecție și lățimile zonelor de protecție ale COTG.
a) Dec este diametrul exterior al COTG, măsurat peste învelișul de protecție anticorozivă aplicat pe tubulatură
(1) Zona de siguranță a unei COTG este zona din vecinătatea COTG în care se instituie restricții și interdicții privind accesul persoanelor, amplasarea construcțiilor, natura și amploarea
activităților care se pot desfășura, cu scopul de a se asigura funcționarea în condiții de securitate a COTG și de a se evita punerea în pericol a oamenilor, bunurilor și mediului din vecinătatea COTG; zona de siguranță a unei COTG cuprinde și zona de protecție a acesteia.
(2) Zona de siguranță a COTG se delimitează de-a lungul întregului traseu al acesteia, de o parte și de alta a axei sale longitudinale, cu ajutorul distanței de siguranță Lsg, definită ca fiind distanța cea mai mică dintre COTG și un obiectiv (grupare umană, construcție, componentă de mediu etc.) din vecinătatea acesteia, pentru care riscul asociat prezenței COTG în vecinătatea obiectivului și, respectiv, riscul asociat prezenței obiectivului în vecinătatea COTG se încadrează în domeniul acceptabil.
(3) Distanță de siguranță Lsg se stabilește prin evaluarea riscului asociat proximității COTG – obiectiv, principalele categorii de obiective care trebuie considerate fiind:
A) obiective aparținând sistemului de transport al gazelor naturale: COTG subterane și supraterane; stații de comprimare a gazelor; stații de reglare și măsurare a gazelor; panouri de primire – predare a gazelor; stații pentru comanda vanelor; instalații de uscare a gazelor etc.;
B) obiective aparținând industriei de petrol și gaze și neincluse în categoria precedentă: conducte (subterane și supraterane) pentru transportul țițeiului și produselor petroliere lichide sau gazelor lichefiate; stații de pompare pentru țiței și produse petroliere; instalații și echipamente de foraj și de extracție; parcuri de separatoare/colectare țiței și gaze; depozite centrale și instalații de tratare a țițeiului; stații de uscare, dezbenzinare, condiționare, lichefiere sau deetanizare a gazelor; instalații de epurare/injecție pentru ape reziduale; depozite de gaze petroliere lichefiate și de carburanți; stații de distribuție a carburanților; instalații cu foc deschis și/sau cu risc ridicat de incendiu; facle, coșuri etc.
C) obiective aparținând sistemului de transport al energiei electrice: instalații/ centrale de producere a energiei electrice și a energiei termice în cogenerare (termocentrale, hidrocentrale, centrale nuclear-electrice, centrale electrice de termoficare/cogenerare, centrale eoliene etc.); stații electrice de conexiune/transformare și posturi de transformare; rețele electrice de transport și de distribuție a energiei electrice (linii electrice aeriene – LEA, linii electrice în cablu – LEC etc.);
D) alte obiective: clădiri de locuit; construcții industriale, administrative și social – culturale; construcții ușoare, fără fundații (cu alte destinații decât locuințele); căi ferate; drumuri; unități militare; poligoane de tragere și depozite de explozibili; păduri; balastiere și alte construcții în albia râurilor; depozite de furaje; exploatații miniere subterane sau la suprafață;depozite de gunoaie sau de dejecții animaliere; amenajări portuare; eleștee, amenajări sportive și de agrement; cimitire; diguri de protecție de-a lungul apelor; halde de steril etc.
(4) Principiile de stabilire a distanțelor de siguranță Lsg și valorile prescrise pentru aceste distanțe sunt cuprinse în documentele normative/legislative elaborate de organismele/autoritățile de reglementare din domeniile cărora aparțin obiectivele din vecinătatea COTG; principalele prescripții privind aceste distanțe de siguranță sunt redate în Anexa 10, preluate din ediția anterioară a NORMELOR TEHNICE.
(5) Principiile și particularitățile de efectuare a evaluărilor de risc necesare stabilirii distanțelor de siguranță Lsg, care se aplică atunci când nu se pot asigura valorile Lsg prescrise în Anexa 10 sau când se impune evaluarea riguroasă a influenței COTG asupra siguranței unor obiective (sociale, economice etc.) din vecinătatea acesteia, sunt prezentate în Anexa 11.
PT al COTG trebuie să prevadă și modalitățile de soluționare a problemelor privind paralelismele și încrucișările traseului COTG cu alte COTG, cu conductele aparținând altor sisteme de transport și/sau distribuție, cu liniile electrice, cu componentele sistemelor de canalizare etc.; la soluționarea acestor probleme se vor aplica următoarele prevederi:
(1) Distanța dintre două COTG îngropate, montate simultan în paralel, se stabilește în conformitate cu Anexa 11;
(2) Dacă din motive temeinic justificate și documentate traseul unei noi COTG îngropate este paralel cu traseul unei COTG în funcțiune, cu acordul operatorilor licențiați, se admite că
COTG nouă să fie montată la o distanță, față de COTG în funcțiune, cuprinsă între 0,5 m și 5 m, această distanță fiind măsurată între generatoarele cele mai apropiate de pe suprafețele exterioare ale izolației anticorozive aplicate pe cele două COTG; în această situație se impune că PT al COTG noi să prevadă a se lua în cursul execuției cel puțin următoarele măsuri de siguranță:
A) săpăturile se execută manual;
B) COTG existență se scoate de sub presiune și se protejează conform cerințelor operatorului acesteia;
C) circulația utilajelor grele de construcție deasupra COTG existente se interzice.
(3) Se recomanda evitarea montării supraterane a COTG sub liniile electrice aeriene – LEA. În cazuri excepționale, cu acordul operatorului LEA, se admit astfel de încrucișări, cu condiția luării tuturor măsurilor de siguranță impuse de legislația și documentele normative în vigoare privind construirea LEA; în aceste cazuri, tronsonul de COTG implicat nu trebuie să conțină alte elemente (robinete, refulatoare etc.) la o distanță față de axul LEA mai mică decât 1,5 ori înălțimea de deasupra solului a celui mai înalt stâlp din apropiere, această condiție fiind aplicabilă și elementelor (robinete, refulatoare etc.) supraterane ale COTG îngropate.
(4) Măsurile de siguranță pentru COTG supraterane care traversează sau se apropie de LEA cu tensiuni peste 1 kV sunt prezentate în Anexa 11; se interzice apropierea de LEA cu tensiuni sub 1 kV, la mai puțin de 5m, a COTG supraterane.
(5) COTG subterane trebuie să respecte față de cea mai apropiată fundație sau priza de legare la pământ a unui stâlp LEA o distanță egală cu înălțimea stâlpului deasupra solului; această distanță poate fi redusă până la 5 m, dacă sunt respectate următoarele condiții:
A) grosimea de perete a țevilor este calculată considerând factorul de proiectare Fb = 0,5 (v. Art. 5.2.3);
B) izolația de protecție anticorozivă aplicată la exteriorul COTG este de tip “întărită”;
C) sunt prevăzute măsuri eficiente de drenare a curenților de dispersie (v. Art. 6.2.4);
(6) Cu acordul operatorului LEA, în cazuri de excepție (justificate și documentate) distanța prevăzută la Art. 3.6.4 (5) poate fi redusă până la 2 m, dacă sunt respectate următoarele condiții:
A) grosimea de perete a țevilor este calculată considerând factorul de proiectare Fb = 0,4 (v. Art. 5.2.3);
B) izolația de protecție anticorozivă aplicată la exteriorul COTG este de tip “întărită” sau “foarte întărită”;
C) sunt prevăzute măsuri eficiente de drenare a curenților de dispersie (v. Art. 6.2.4).
(7) Între o COTG îngropata și orice canalizație sau conducta subterană cu altă destinație decât cea pentru gaze, montată în paralel sau în apropiere, se recomanda păstrarea unei distanțe de cel puțin 5 m, măsurată între proiecțiile pe un plan orizontal ale punctelor care definesc gabaritul conductelor vecine în planul respectiv; în cazuri (justificate și documentate) se admite ca această distanță să fie diminuată până la 2 m, cu acordul operatorului conductei subterane cu altă destinație decât cea pentru gaze și cu condiția că grosimea de perete a țevilor COTG să fie e calculată considerând factorul de proiectare Fb = 0,4 (v. Art. 5.2.3).
(8) De regulă, COTG îngropate vor traversă pe deasupra canalizațiile sau conductele subterane cu altă destinație decât cea pentru gaze cu care se încrucișează. În zona de încrucișare cu COTG, pe o distanță Dec/2 +5 m, de o parte și de alta a axei longitudinale a COTG, trebuie respectate următoarele cerințe:
A) canalizația (cablurile electrice, de telecomunicații, etc.) sau conductă cu altă destinație decât cea pentru gaze, trebuie să fie metalică sau îmbrăcată în tub de protecție metalic;
B) distanța între proiecțiile pe un plan vertical ale generatoarei inferioare a COTG și generatoarei superioare a canalizației sau conductei cu care COTG se încrucișează trebuie să fie de cel puțin 0,5 m.
(9) În situația în care o COTG îngropata supratraversează canalizații voluminoase (tuburi premo pentru apa cu diametrul peste 1 m etc.), care nu pot fi amplasate în tuburi de protecție, se prevede introducerea COTG în tub de protecție din oțel și respectarea următoarelor cerințe:
A) COTG este protejată cu tub din oțel, pe o distanță Dec/2 +5 m, de o parte și de alta a axei longitudinale a COTG, iar tubul de protecție asigura evacuarea în atmosferă a eventualelor scăpări de gaze din COTG;
B) distanța între proiecțiile pe un plan vertical ale generatoarei inferioare a COTG și generatoarei superioare a canalizației sau conductei cu care COTG se încrucișează trebuie să fie de cel puțin 0,5 m.
(10) Dacă, din motive justificate și documentate, supratraversarea de către COTG a unei canalizații sau conductele subterane cu altă destinație decât cea pentru gaze nu este posibilă, se poate prevedea în PT ca COTG să subtraverseze canalizația sau conducta subterană cu care se încrucișează, dacă sunt respectate următoarele cerințe:
A) COTG este protejată cu tub din oțel, pe o distanță Dec/2 +5 m, de o parte și de alta a axei longitudinale a COTG, iar tubul de protecție asigura evacuarea în atmosferă a eventualelor scăpări de gaze din COTG;
B) canalizația sau conductă cu altă destinație decât cea pentru gaze prevăzută cu tub de protecție metalic, pe o distanță Dec/2 +5 m, de o parte și de alta a axei sale longitudinale;
C) distanța între proiecțiile pe un plan vertical ale generatoarei superioare a COTG și generatoarei inferioare a canalizației sau conductei cu care COTG se încrucișează trebuie să fie de cel puțin 0,5 m.
3.6. MATERIALE, SEMIFABRICATE, COMPONENTE, STRUCTURARE CONSTRUCTIVĂ ȘI CONFIGURATIVĂ
3.6.1. CERINȚELE TEHNICE GENERALE
(1) Materialele, semifabricatele și componentele utilizate la realizarea COTG trebuie să îndeplinească toate cerințele tehnice care conferă COTG caracteristicile de calitate necesare pentru:
A) operarea în siguranță, cu menținerea riscului tehnic în domeniul acceptabil, pe toată durata normală de utilizare prevăzută în PT;
B) asigurarea mentenabilității impuse de aplicarea programelor de mentenanța prevăzute de NTMC.
(2) Principala cerința tehnică aplicabilă materialelor, semifabricatelor și componentelor utilizate la realizarea COTG o constituie trasabilitatea, care constă în posibilitatea de a stabili cu certitudine, pe baza unor documente datate:
A) furnizorul și caracteristicile de calitate atestate de acesta la livrare;
B) procesele tehnologice (de prelucrare, montare, sudare, tratament termic etc.) aplicate (după livrare, înaintea și în cursul utilizării lor la realizarea COTG) și modificările caracteristicilor de calitate produse de acestea;
C) verificările și încercările la care au fost supuse și rezultatele acestora.
(3) Toate componentele COTG (țevile tubulaturii, coturile, fitingurile, flanșele, robinetele etc.) se vor marca corespunzător, respectând prevederile cu caracter general din prezențele NORME TEHNICE și prevederile specifice din PT.
(1) Semifabricatele și/sau componentele utilizate la realizarea COTG vor fi, de regulă, noi.
(2) La realizarea COTG se pot utiliza și semifabricate și/sau componente aflate în stoc și/sau recuperate din alte COTG în vederea reutilizării, dacă sunt îndeplinite simultan următoarele condiții:
A) este prevăzută în PT această posibilitate;
B) sunt asigurate, la nivelul prescris în PT al COTG, toate caracteristicile de calitate prevăzute pentru semifabricatele și/sau componentele noi.
3.6.2. ȚEVILE
(1) Țevile care se utilizează la realizarea tubulaturii COTG pot fi:
A) țevi din oțel laminate la cald, fără sudură;
B) țevi din oțel sudate longitudinal sau elicoidal.
(2) Țevile care se utilizează la realizarea tubulaturii COTG trebuie să corespundă următoarelor categorii de cerințe tehnice:
A) cerințe tehnice privind compoziția chimică și caracteristicile de rezistență mecanică și plasticitate;
B) cerințe privind caracteristicile de tenacitate;
C) cerințe privind asigurarea sudabilității și comportării la sudare;
D) cerințe privind tehnologiile de fabricare și probare;
E) cerințe privind dimensiunile caracteristice (diametrul exterior De, grosimea de perete Sn și lungimea Lt) și abaterile admisibile de forma și la dimensiunile caracteristice.
A) informații privind domeniul de utilizarea al procedurii, definit prin precizarea valorilor variabilelor esențiale pentru care a fost calificată procedura;
B) informații privind semifabricatele din oțel: producătorul; tipul semifabricatelor și tehnologia de obținere; dimensiunile caracteristice, compoziția chimică și caracteristicile de rezistența mecanică, tenacitate și sudabilitate ale semifabricatelor;
C) informații privind tehnologia de obținere a curbelor sau fitingurilor: pregătirea semifabricatelor; identificarea mașinii/echipamentelor utilizate la fabricare; regimul termic și parametrii de lucru la fabricare; condițiile de încălzire și răcire ale capetelor semifabricatelor; metodele de control/măsurare/înregistrare a temperaturii și parametrilor de regim în cursul fabricării;
D) informații privind tratamentele termice finale aplicate (realizate la sfârșitul procesului tehnologic de fabricare și care conferă curbelor sau fitingurilor caracteristicile mecanice și tehnologice de livrare): tipul tratamentelor și parametrii de regim (temperatura de încălzire tiTT, viteza de încălzire viTT, durata dmTT, de menținere la tiTT și viteza de răcire vrTT sau mediul de răcire); metodele de control/măsurare/înregistrare a regimului tratamentelor termice;
E) informații privind calibrarea, prelucrarea marginilor și protejarea anticorozivă (la exterior și/sau la interior) a curbelor sau fitingurilor;
F) informații privind verificările, încercările și probele care se efectuează pentru atestarea calității curbelor sau fitingurilor și criteriile de acceptare aplicate.
(3) Caracteristicile care trebuie asigurate de curbele și fitingurile destinate realizării COTG se stabilesc prin comparație cu cele garantate de tubulatura din țevi de oțel pe care acestea se montează, aplicând următoarele criterii:
A) precizia dimensiunilor și formei trebuie să asigure, la sudarea cap la cap a curbelor sau fitingurilor (între ele sau cu țevile tubulaturii), încadrarea abaterilor de aliniere în domeniul admisibil, cu limitele Aaf-t = min [0,1sn; 3 mm].
B) rezistenta mecanică, determinată considerând acțiunea presiunii gazelor transportate, trebuie să fie cel puțin egală cu rezistența tubulaturii din țevi (drepte) de oțel în aceleași condiții de solicitare mecanică; deoarece pentru orice COTG (cu caracteristicile debitului de gaze transportate și cu regimul de presiune precizate), cu tubulatura realizată din țevi cu diametrul exterior De și grosimea de perete sn, obținute dintr-o anumită marca de oțel, respectarea acestui criteriu impune, de regulă, utilizarea unor curbe și fitinguri cu grosimi de perete snf > sn, PT și DDE ale COTG trebuie să precizeze modul de prelucrare a marginilor acestor componente în vederea integrării lor în tubulatura COTG;
C) caracteristicile de tenacitate, determinate în condițiile de testare prescrise pentru țevile COTG, trebuie să fie cel puțin egale cu cele prevăzute pentru țevile tubulaturii; aceasta condiție trebuie îndeplinita de toate zonele specifice ale curbelor și fitingurilor (corpul, capetele, îmbinările sudate existente pe semifabricatele din care s-au realizat curbele sau fitingurile și/sau care au fost executate la fabricarea acestora etc.);
D) caracteristicile de sudabilitate și comportare la sudare trebuie să fie asemănătoare celor prescrise țevilor de oțel ale tubulaturii COTG.
(4) La stabilirea condițiilor tehnice privind curbele și fitingurile destinate a fi utilizate la construirea COTG se vor aplica prevederile standardelor SR EN 14870-1,2, SR EN 10253-2, ISO 15590-1,2 și ASME/ANSI B16.9,28,49 și/sau ale altor documente normative cu conținut similar și se vor avea în vedere recomandările sintetizate în Anexa 13 (pentru curbele și coturile fabricate prin deformare plastică), în Anexa 14 (pentru curbele realizate din segmente sudate) și în Anexa 15 (pentru fitingurile de tip teu, cruce sau reducție).
3.6.3. FLANȘELE, ORGANELE DE ASAMBLARE ȘI GARNITURILE DE ETANȘARE
(1) Pe traseul COTG se pot utiliza, acolo unde este necesară și justificată prin PT existenta unor îmbinări demontabile, îmbinări cu flanșe, care au în alcătuire flanșele (montate pe capetele celor două componente ale COTG care trebuie îmbinate), garniturile de etanșare și organele de asamblare (șuruburile sau prezoanele, piulițele și șaibele); dacă îmbinarea este electroizolantă, din alcătuirea acesteia fac parte și elementele de izolare electrică.
(2) Îmbinările cu flanșe de pe traseul COTG trebuie să prezinte siguranță de utilizare, adică să aibă rezistenta mecanică la nivelul celorlalte componente ale COTG și să poată fi menținute etanșe pe toată durata normală de utilizare a COTG.
(3) Flanșele se confecționează din mărci de oteluri compatibile din punctul de vedere al caracteristicilor mecanice și al sudabilității cu otelurile din care sunt realizate componentele COTG cu care flanșele se îmbină prin sudare.
(4) Flanșele, organele de asamblare și garniturile destinate realizării îmbinărilor cu flanșe de pe traseul COTG trebuie obținute prin aplicarea unor proceduri de fabricare calificate, iar specificațiile acestor proceduri trebuie să conțină cel puțin următoarele categorii de informații:
A) informații privind domeniul de utilizarea al procedurii, definit prin precizarea valorilor variabilelor esențiale pentru care a fost calificată procedura;
B) desenul de execuție al componentei la care se referă procedura și informațiile esențiale privind semifabricatele utilizate și tehnologia de fabricare aplicată;
C) informații privind verificările, încercările și probele care se efectuează pentru atestarea calității componentei la care se referă procedura și criteriile de acceptare aplicate.
(5) La stabilirea condițiilor tehnice privind îmbinările cu flanșe de pe traseul COTG se vor avea în vedere recomandările sintetizate în Anexa 16 și se vor aplica prevederile următoarelor standarde sau ale altor documente normative echivalente și/sau cu conținut similar:
A) pentru flanșe: SR EN 1092-1, SR EN 14870-3, SR EN 13480-3, ISO 15590-3 și ASME/ANSI B16.5,47;
B) pentru garniturile de etanșare: SR EN 1514-1…8, SR EN 12560-1…5, SR EN 13480-3; ASME/ANSI B16.20,21;
C) pentru organele de asamblare: SR EN 1515-1,2,3, SR EN 13480-3.
3.6.4. ROBINETELE DE SECȚIONARE, DESCĂRCĂTOARELE DE PRESIUNE ȘI ROBINETELE DE REGLARE
(1) Robinetele care se montează pe COTG în diferite scopuri (izolarea sau secționarea unui tronson al COTG, descărcarea sau reglarea presiunii, deservirea stațiilor de lansare/ primire a dispozitivelor de tip PIG etc.) trebuie alese astfel încât să îndeplinească următoarele cerințe:
A) tipul și configurația robinetului corespunde rolului funcțional pe care trebuie să-l îndeplinească și sunt compatibile cu COTG pe care se montează; pentru COTG care trebuie să permită curățirea și inspectarea interioară periodice cu dispozitive de tip PIG se vor utiliza numai robinete cu secțiune de trecere integrală;
B) diametrul nominal și clasa de presiune nominală ale robinetului trebuie să corespundă condițiilor de solicitare mecanică (presiune, temperatura, forțe și/sau momente care se aplică la manevrare, încărcări suplimentare etc.) în care se utilizează; respectarea acestei cerințe este asigurată, dacă robinetul este proiectat în conformitate cu un cod sau standard recunoscut, de exemplu: SR EN 13445-3; SR EN 12516-1; ASME B16.34;
C) capetele robinetului trebuie să corespundă modului de montare prevăzut în PT al COTG: cu flanșe la ambele capete, cu capete pentru sudare la tubulatura sau combinat (un capăt cu flanșa și un capăt pentru sudare la tubulatura);
D) robinetele care se montează pe COTG îngropate vor fi în construcție monobloc, cu capete pentru sudare și vor avea dispozitivul de manevră amplasat suprateran; robinetele amplasate aerian sau care se montează în cămine pot fi cu capete pentru sudare sau cu flanșe;
E) dimensiunea față-la-față sau cap-la-cap a robinetului trebuie să corespundă distanței de montare care se prevede în PT al COTG;
F) robinetul este în construcție antistatică, adică este fabricat astfel încât rezistența electrică între corpul robinetului și obturatorul/elementul de închidere, respectiv, tijă de legătura a obturatorului cu dispozitivul de manevră, măsurată, pe robinetul uscat, utilizând o sursă de curent continuu cu tensiunea maximă de 12 V, nu depășește 10 K;
G) robinetul prezintă siguranță la foc, demonstrată de producător prin rezultatele încercării de tip la foc, efectuată în conformitate cu prevederile standardului SR EN ISO 10497 sau ale altor documente normative echivalent sau cu conținut similar;
H) robinetul are garantată rezistenta mecanică și etanșeitatea, verificate la livrare prin încercări și probe specifice, realizate în conformitate cu prevederile standardului SR ISO 14313 sau ale altui document normativ echivalent sau cu conținut similar;
I) dacă dimensiunea nominală este DN 200 sau mai mare, robinetul trebuie să fie prevăzut cu puncte de ridicare (corespunzătoare pentru ansamblul integral robinet cu dispozitiv de manevră);
J) robinetul (acționat manual sau dotat cu dispozitiv de acționare) trebuie echipat cu un indicator vizibil care să indice pozițiile deschis și închis ale obturatorului; pentru robinetele cu sertar și cu sfera, maneta și/sau indicatorul de poziție trebuie să fie paralel cu axa COTG atunci când robinetul este deschis și perpendicular pe axa COTG când robinetul este închis.
(1) Robinetele montate pe COTG trebuie realizate prin aplicarea unor proceduri de fabricare calificate, folosind materiale adecvate obținerii caracteristicilor tehnice impuse; principalele prescripții privind calitatea otelurilor folosite la realizarea componentelor sub presiune (turnate sau forjate) ale robinetelor sunt prezentate în Anexa 17.
(2) Robinetele care se montează pe COTG trebuie să aibă caracteristicile de precizie dimensională, de poziție și de forma redate sintetic în Anexa 17.
(3) Pentru fiecare robinet cu caracteristici distincte care se prevede a se monta pe o COTG se va completa și se va include în PT o fisă tehnică, conform modelului din anexa D a standardului SR ISO 14313.
(1) Locurile de amplasare a robinetelor de secționare se stabilesc prin PT al COTG, aplicând următoarele criterii:
A) asigurarea permanentă și rapidă a accesului la robinete;
B) stabilitatea solului și absența pericolelor naturale (alunecări de teren, inundații etc.) care pot determina deteriorarea robinetelor;
C) asigurarea unei distanțe suficiente fata clădirile de locuit, industriale sau de utilitate publică și față de zonele cu densitate mare a prezenței umane, astfel încât să existe posibilitatea evacuării (în siguranță) în atmosferă, în caz de urgență, a unei cantități de gaze;
D) risc minor de deteriorare prin intervenții de terta parte.
(2) Numărul de robinete de secționare care se montează pe o COTG se stabilește considerând distanțele dintre robinete precizate în tabelul 4.1; distanțele din tabelul 4.1 pot fi ajustate (în limitele a 25 % din acestea) pentru a amplasa robinetele de secționare în locuri cu accesibilitate bună și în care se poate efectua operarea lor în deplină siguranță.
Tabelul 4.1. Distanțele maxime dintre robinetele de secționare montate pe tubulatura COTG
(3) De regulă, robinetele de secționare se prevăd la: ramificații, interconectări, gări de lansare/primire PIG.
(4) Prin PT al COTG se poate prevedea amplasarea de robinete de secționare și că măsură de diminuare a riscului tehnic atașat unor zone ale COTG: traversări de cai de comunicație, cursuri de apă navigabile, zone cu densitate mare a populației sau cu obiective sociale sau industriale de importanță majoră etc.
(5) La alegerea robinetelor de secționare și la poziționarea lor pe traseul COTG se vor respectă următoarele reguli:
A) robinetele de secționare importante, cu DN500 sau mai mare, se prevăd cu ocolitor (conducta de by-pass); așa cum se prezintă în Anexa 17, pe ocolitor se montează, între două robinete cu acționare manuală, un descărcător de presiune, prevăzut cu un robinet de descărcare;
B) pe fiecare tronson al COTG cuprins între două robinete de secționare fără ocolitoare se vor monta descărcătoare de presiune prevăzute cu două robinete;
C) diametrele ocolitorului și descărcătorului de presiune se stabilesc în funcție de volumul de gaze ce trebuie evacuat; diametrul ocolitorului nu poate fi mai mic decât al descărcătorului și nu se folosesc descărcătoare de presiune cu diametrul nominal sub DN 50;
D) la COTG cu DN500 sau mai mare, robinetele de secționare și ocolitoarele pe care se montează descărcătoarele de presiune trebuie prevăzute cu fundații din beton armat;
E) PT al COTG trebuie să prevadă:
E.1. Numărul și pozițiile de amplasare ale robinetelor de secționare (cu și fără ocolitoare) și ale descărcătoarelor de presiune;
E.2. Numărul și pozițiile de amplasare ale robinetelor de secționare prevăzute cu dispozitive automate de închidere în caz de avarie;
E.3. Tipul robinetelor de secționare și al robinetelor montate pe ocolitoare și pe descărcătoarele de presiune;
E.4. Sistemul de protecție anticorozivă a robinetelor, necesitatea amplasării pe fundație de beton a robinetelor și sistemul de împrejmuire a locațiilor robinetelor de secționare și descărcătoarelor de presiune.
(1) Robinetele de reglare sau alte componente/echipamente de siguranță adecvate se montează pe COTG acolo unde se impune reducerea presiunii în vederea protejării sistemului de transport din aval, în cazul în care presiunea maximă de operare a acestuia este mai mică decât a sistemului din amonte.
(2) Se recomanda dublarea robinetului de reglare sau a componenței/echipamentului de siguranța cu un robinet de secționare sau cu un dispozitiv de blocare montat într-o buclă de automatizare.
3.6.5. STAȚIILE DE LANSARE/PRIMIRE A DISPOZITIVELOR DE TIP PIG
(1) COTG pentru care se impune prin tema de proiectare a fi godevilabila, ceea ce implică asigurarea unei geometrii interioare adecvate a COTG și prevederea tuturor componentelor care fac posibile introducerea, deplasarea și recuperarea dispozitivelor de tip PIG, necesare pentru curățirea și inspectarea interioară periodice a COTG, trebuie proiectate astfel încât să corespundă următoarelor cerințe tehnice:
A) COTG este prevăzută cu stații fixe sau permite cuplarea unor stații mobile de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG;
B) COTG trebuie să aibă diametrul interior cât mai constant, iar razele curbelor și coturilor de pe traseul COTG trebuie să fie suficient de mari; abaterile admisibile la diametrul interior și valorile minime acceptabile ale razelor de curbura pentru coturile și curbele COTG godevilabile sunt precizate în tabelul 4.2;
C) între două curbe sau coturi succesive de pe traseul COTG trebuie să existe o porțiune rectilinie cu lungimea Lre 3De, De fiind diametrul exterior al tubulaturii COTG;
D) robinetele montate pe traseul COTG trebuie să aibă secțiunea de trecere circulară, cu diametrul identic cu diametrul interior al tubulaturii COTG; abaterile admisibile la diametrul secțiunii de trecere a robinetelor vor fi identice cu cele prescrise pentru diametrul interior al tubulaturii;
E) racordurile de ramificare cu diametrul exterior de > De/3, montate pe tubulatura COTG, vor fi prevăzute cu grătare care să delimiteze și să mențină constantă secțiunea interioară a COTG.
Tabelul 4.2. Abaterile admisibile la diametrul interior și razele minime ale curbelor sau coturilor pentru COTG godevilabile.
4.6.2. (1) Stațiile de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG se construiesc pe baza unor scheme funcționale de tipul celor prezentate pentru exemplificare în Anexa 18 (în conformitate cu recomandările din SR EN 1594).
(2) Distanțele dintre stațiile de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG se stabilesc la proiectarea COTG ținând seama de:
A) diametrul COTG și particularitățile traseului COTG;
B) tipurile de dispozitive de tip PIG care urmează a fi utilizate pentru curățirea și inspectarea COTG;
C) pozițiile pe traseul COTG a stațiilor de comprimare și a stațiilor de reglare – măsurare a gazelor;
D) cantitatea de impurități lichide și solide care se estimează a fi evacuate din COTG la trecerea dispozitivelor de tip PIG
(3) Stațiile de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG trebuie să aibă cel puțin următoarele componente:
A) gara de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG;
B) sistemul, în construcție antiex, de manevrare a dispozitivelor de tip PIG; acest sistem este necesar numai la stațiile care deservesc COTG cu DN 100 sau mai mare;
C) sistemul, în construcție antiex, de introducere/extragere a dispozitivelor de tip PIG;
D) sistemul de robinete pentru operarea stației;
E) ocolitorul COTG și conducta de impuls pentru operarea gărilor, dimensionate astfel încât să asigure în gara un debit suficient de gaze la lansarea/primirea dispozitivelor de tip PIG; se recomandă că diametrul conductei de impuls să fie dci = (1/3…1/4) De;
F) aparatele pentru semnalizarea trecerii dispozitivelor de tip PIG;
G) căile de acces în stație;
H) sistemele de colectare/depozitare/evacuare a impurităților antrenate la trecerea dispozitivelor de tip PIG prin tubulatura COTG, concepute și proiectate în conformitate cu prevederile legislației în domeniile sănătății și securității muncii, prevenirii și stingerii incendiilor și protecției mediului.
(1) Gările de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG trebuie realizate pe baza unor soluții constructive de tipul celor prezentate în Anexa 18 și trebuie dimensionate considerând caracteristicile constructive și funcționale ale dispozitivelor de tip PIG cu care trebuie să opereze.
(2) Componentele gărilor de lansare primire a dispozitivelor de tip PIG trebuie realizate prin aplicarea unor proceduri de fabricare calificate, folosind ca semifabricate tablă, banda, țeava (nesudată sau sudată), elemente forjate etc., realizate din mărcile de oteluri recomandate pentru țevi, coturi, curbe, fitinguri și flanșe (v. Anexele 12…16).
3.6.6. TELECOMUNICAȚIILE ȘI SISTEMUL INFORMATIC DE MONITORIZARE, COMANDA ȘI ACHIZIȚIE DE DATE
(1) Proiectul oricărei COTG va cuprinde soluțiile tehnice privind alcătuirea, construirea și funcționarea sistemului de telecomunicații și sistemului informatic de monitorizare, comanda și achiziție de date, adoptând caracteristicile echipamentelor, aparatelor și instalațiilor aferente COTG astfel încât aceste sisteme să fie compatibile cu și să poată fi integrate în sistemul informatic de monitorizare, comanda și achiziție de date funcțional în cadrul sistemului național de transport al gazelor naturale.
(2) Sistemul de telecomunicații și sistemul informatic de monitorizare, comanda și achiziție de date (sistemul SCADĂ) aferente COTG se proiectează astfel încât să prezinte siguranța în funcționare și fiabilitate ridicată; în acest scop, se recomanda ca la proiectarea acestor sisteme să se aplice principiile accesibilității și redundantei (active/simple și/sau pasive/de comutație).
(3) Sistemul de telecomunicații și sistemul SCADĂ aferente COTG trebuie concepute și proiectate astfel încât să asigure o protecție informatică sigură și să blocheze orice acces neautorizat prin care s-ar pune în pericol integritatea și funcționarea sistemului național de transport al gazelor naturale; în acest scop, se vor aplica prevederile API Standard 1164 sau ale altor documente normative echivalente sau cu conținut similar.
3.7. PROIECTAREA GAZODUCTELOR
3.7.1. ELEMENTE DE CALCUL HIDRAULIC LA PROIECTAREA CONDUCTEI
(1) Calculul hidraulic al COTG este utilizat pentru a determina:
debitul de gaze transportate;
viteza de circulație a gazelor;
căderea de presiune pe traseul COTG.
Pentru efectuarea calculului hidraulic al COTG trebuie cunoscute:
caracteristicile geometrice ale COTG: diametrul interior Di, rugozitatea suprafeței interioare εc, lungimea Lc;
configurația traseului COTG;
numărul și tipul curbelor, fitingurilor și robinetelor montate pe COTG;
compoziția chimică și densitatea relativă δ ale gazelor transportate;
parametrii tehnologici ai gazelor transportate: presiunea absolută a gazelor la intrarea în conductă P1; presiunea absolută a gazelor la ieșirea din conductă P2, temperatura absolută medie a gazelor Ta.
Calculul hidraulic al COTG implică stabilirea, pe baza indicațiilor din Anexa 19 a valorilor următorilor parametri:
coeficientul de neidealitate a gazelor transportate Z, definit prin raportul dintre volumul molar al unui gaz real Vmr raportat la volumul molar al unui gaz ideal Vmi; de obicei se utilizează valoarea mediea acestui coeficient Za , calculată considerând valorile medii ale temperaturii absolute Ta și presiunii absolute Pa ale gazelor transportate și valoarea Zb care reprezintă coeficientul de neidealitate a gazelor în condițiile de referință;
numărul Reynolds Re care exprimă intensitatea procesului de curgere;
coeficientul pierderilor de presiune liniare (prin frecări) f, dependent de Re, Di, εc.
(1) Debitul gazelor transportate Qb în condițiile de referință se determină cu formula:
În care Ra este constantă din ecuația de stare pentru aer, Ră = 287,04 J/ (kg K). Unitățile de măsură ale mărimilor folosite în relația (5.1.1) sunt: Tb (în K); Pb (în Pa); P1 (în Pa); P2(în Pa); Di (în m); δ (-); Lc (în m); Ta (în K); Za (-); f (-); debitul Qb rezultă în ( m3 S/s) pentru starea standard respectiv (m3N/s) pentru starea normală. Formula este valabilă dacă: gazele transportate nu conțin impurități solide și/sau lichide, regimul de curgere a gazelor este staționar, iar curgerea este izotermă.
(2) Condițiile de referință (temperatura absolută de referință Tb; presiunea absolută de referință Pb) care se pot considera la aplicarea formulei pentru debitul gazelor transportate sunt cele care definesc starea standard, adică Tb= 288,15 K (15°C) și Pb= 101325 Pa (1,01325 bară) sau cele care definesc starea normală, adică Tb= 273,15 K (0°C) și Pb = 101325 Pa (1,01325 bară).
5.1.3. (1) Viteza medie (teoretică) wa de curgere a gazelor prin conductă la presiunea și temperatura medii, se poate determina cu formula:
(2) Într-un punct i de pe traseul conductei, viteza de curgere a gazelor wi depinde de temperatura Ti, de presiunea Pi și de coeficientul de neidealitate Zi; ca urmare, viteza wi într-un
Punct de pe traseul conductei, care se poate determina cu formula:
Poate să difere semnificativ de valoarea vitezei medii wa. Se recomandă că valoarea vitezei în oricare punct al unei conducte să nu depășească valoarea de 20 m/s.
Presiunea necesară a gazelor la intrarea în COTG se poate stabili cu formula:
în funcție de presiunea care trebuie asigurată la ieșirea gazelor din COTG P2, de debitul volumetric al gazelor transportate Qb, de lungimea Lc și de modulul de debit al COTG K, definit cu formula:
De regulă, la proiectarea COTG se adoptă o valoare pentru diametrul Di al acesteia, egală cu diametrul Di al COTG existente în sistemul de transport al gazelor naturale și care prezintă caracteristici tehnice echivalente cu COTG care se proiectează. La proiectarea unor sisteme sau rețele noi de COTG, calculul hidraulic poate fi condus astfel încât să rezulte valoarea optimă a diametrului Di din punctul de vedere economic, definită considerând că funcție scop costul realizării și operării COTG și punând condiția ca aceasta să atingă valoarea minimă; diametrul optim pentru o COTG nouă se poate stabili utilizând procedura descrisă în Anexa 20 sau o altă procedură echivalentă.
3.7.2. STABILIREA GROSIMII DE PERETE A ȚEVILOR ȘI VERIFICAREA COMPORTĂRII CONDUCTEI LA SOLICITĂRILE COMPUSE DIN CURSUL EXPLOATĂRII ȘI PROBĂRII
(1) Acțiunile exercitate asupra COTG, în funcție de natură și efectele lor, pot fi:
acțiuni permanente;
acțiuni datorate exploatării;
acțiuni variabile;
acțiuni excepționale sau accidentale;
acțiuni în faza de mentenanță.
Acțiunile permanente sunt:
greutatea proprie a materialului tubular al COTG Gc;
greutatea izolației Giz;
greutatea robinetelor și a altor echipamente montate pe COTG Gech;
greutatea tuburilor de protecție Gt;
presiunea exterioară a pământului asupra COTG îngropate Gp;
În categoria acțiunilor datorate exploatării pi se încadrează presiunea interioară de operare OP MOP pc (v. Anexa 5), considerată ca o acțiune cvasipermanentă.
Acțiunile variabile cuprind:
încărcările exterioare asupra COTG aeriene și supratraversărilor produse de vânt
Vas, zăpadă Zp, chiciură Ch etc.;
încărcările determinate de efectul temperaturii Ție;
sarcinile exterioare mobile de suprafață asupra COTG subterane datorită trecerii mijloacelor de transport Vh, modelate prin presiunea de contact.
Acțiunile excepționale sau accidentale sunt:
A) acțiunea seismică AE;
B) forța ascendenta datorită efectului de flotabilitate în cazul inundațiilor, efectului de lichefiere a solului Ifi etc.;
C) încărcările cu caracter de șoc sau de impact Șiș;
D) deplasările impuse ale conductelor îngropate D, datorită tasărilor diferențiate ale solului său neregularităților suprafeței de contact pe fundurile șanțurilor de pozare a COTG;
E) acțiunile datorate tasărilor sau lunecărilor provocate de mișcarea solului Ltl.
(6) În categoria acțiunilor în faza de mentenanța intra:
A) acțiunea exercitată de utilizarea dispozitivelor de tip PIG (pentru curățirea COTG sau pentru inspectarea stării tehnice a acesteia) Pig;
B) acțiunea exercitată de probă de presiune și etanșeitate pph.
La stabilirea încărcărilor exterioare ce acționează asupra COTG și asupra elementelor de construcții ce le susțin se respectă prevederile din SR EN 1594, SR EN 14161, SR EN 13480-3,6, SR EN 1991-1-4 sau din alte documente normative cu conținut similar.
(1) Grosimea peretelui COTG (în mm) se determina considerând numai acțiunea presiunii interioare a gazelor transportate, cu formulele:
în care: pc este presiunea de calcul (de proiectare) a COTG (în MPa), De – diametrul exterior al COTG (în mm), +. – Coeficientul de calitate al îmbinărilor sudate de pe COTG, Fb – factorul de proiectare de bază, corespunzător clasei de locație, Ft – factorul de proiectare care ține seama de temperatură maximă de operare a COTG, Rt0,5 – limită de curgere minimă specificata a oțelului din care sunt fabricate țevile COTG (în MPa),
este rezistentă admisibilă a oțelului din care sunt fabricate țevile COTG (în MPa); în Anexa 22 sunt precizate semnificațiile mărimilor a, Is, sn, si, sic (în mm) și valorile pentru +, Fb, Ft (adimensionale).
(2) Grosimea necesară a peretelui țevilor în zonele de pe traseul COTG cu condiții speciale (traversări, paralelisme, conexiuni etc.) se determină aplicând formulele (5.2.1), considerând valorile particulare ale factorului de proiectare Fb precizate în Anexa 21.
Grosimea peretelui determinată prin aplicarea formulelor (5.2.1) se consideră validă, dacă este cel puțin egală cu grosimea de perete minimă care se poate accepta pentru realizarea conductelor cu diametrul De (pentru a nu se produce fenomene de cedare prin procese neluate în considerare în etapele de proiectare: pierderea stabilității secțiunii transversale a țevilor, perforarea țevilor prin intervenții de terță parte etc.), ale cărei valori sunt indicate în Anexa 21.
(1) Calculul de verificare a rezistenței mecanice a COTG se face aplicând criteriile stării limite ultime (SLU) și stării limite de serviciu (SLS), ținând seama de efectele combinate ale acțiunilor descrise în Art. 5.2.1.
(2) În Anexa 21 sunt prezentate combinațiile de încărcări la starea limită ultimă (SLU) și factorii de multiplicare a acțiunilor pentru COTG îngropate;
(3) Efectele acțiunilor prezentate în Anexa 21 sunt evaluate cu ajutorul tensiunilor mecanice generate în peretele COTG: tensiunile normale circumferențiale (inelare) ; tensiunile normale longitudinale (axiale) x și tensiunile tangențiale .
(4) Pentru formularea condițiilor de rezistență mecanică a COTG, se calculează tensiunile echivalente, folosind o teorie de rezistență adecvată; se recomandă folosirea teoriei Huber-Hencky-Mises și a următoarei formule de calcul pentru tensiunile echivalente ech:
și a următoarei condiții de rezistență mecanică a COTG:
.
(5) Dacă condiția de rezistență mecanică (5.2.3) nu este satisfăcută, rezultă că grosimea de perete sn obținută prin efectuarea calculelor de predimensionare, bazate pe aplicarea formulelor din grupul (5.2.1), nu este suficientă; se adopta o valoare mai mare a grosimii de perete (din gama standardizată de grosimi de perete pentru țevi – v. Anexa 13) și se repetă calculele de verificare a rezistenței mecanice a COTG.
3.7.3. DIMENSIONAREA ȘI ALEGEREA CURBELOR ȘI FITINGURILOR
Curbele și coturile folosite pentru realizarea schimbărilor de direcție pe traseul COTG sau în instalațiile anexe trebuie dimensionate astfel încât să prezinte rezistenta mecanică echivalentă cu a țevilor pe care se montează.
(1) Grosimile de perete minime ale curbelor și coturilor pe intrados și pe extrados se determină cu relațiile prezentate în Anexa 22, valabile dacă ovalitatea acestora respecta indicațiile de precizie din Anexa 13.
(2) Dacă raza de curbură a cotului sau curbei este rct 3Def, grosimea de perete pe intrados nu trebuie să fie mai mică decât cea dată de Anexa 22.
(3) Grosimea minimă de perete în orice punct al zonei curbate a coturilor sau curbelor nu trebuie să fie mai mică decât cea necesară pentru porțiunea dreaptă a tronsonului care intră în componenta COTG și care lucrează în aceleași condiții.
(4) Calculul de rezistență al curbelor și coturilor cu grosimile minime de perete calculate conform relațiilor din Anexa 22 trebuie să țină seama de faptul că, la solicitarea de încovoiere în planul său normal pe planul lor, au loc intensificări ale tensiunilor cauzate de ovalizarea acestora.
(5) Sub acțiunea presiunii interioare pe zona curbată, cele mai ridicate valori ale tensiunilor mecanice apar pe intrados și cele mai scăzute pe extrados.
(6) Grosimea minimă necesară a peretelui curbelor sau coturilor (care trebuie efectiv asigurată de curbele sau coturile utilizate la execuția COTG), ținând seama de adaosuri și toleranțe, pe intrados și extrados, se determina cu relațiile din Anexa 22.
(1) Curbele realizate din segmente sudate trebuie să respecte următoarele condiții:
A) tensiunile echivalente în peretele COTG sunt mai mici decât 0,4Rt0,5;
B) în situația în care tensiunile echivalente se situează în intervalul (0,1… 0,4) Rt0,5, lungimea fiecărui segment, măsurată pe axa să, nu trebuie să fie mai mică decât diametrul exterior al COTG;
C) pe durata normală de utilizare, COTG nu este supusă unor solicitări ciclice (variabile) sau numărul ciclurilor de solicitare Ncs este redus (Ncs < 7000).
C) presiunea de calcul este mai mică sau cel mult egală cu 2 MPa, în conformitate cu SR EN 13480-3; în cazuri speciale, argumentate și documentate prin PT al COTG și dacă sunt respectate condițiile 5.3.3 (1) a), b), c), curbele din segmente sudate se pot utiliza și la pc > 2MPa;
(2) Presiunea interioară maximă admisă pentru curbele realizate din mai multe segmente, și pentru curbele realizate dintr-un singur segment, care au unghiul 1sc M 22,5°, precum și presiunea interioară maximă admisă pentru curbele realizate dintr-un singur segment, care au unghiul 1sc > 22,5°, se calculează cu formulele din Anexa 22.
(1) Teurile trebuie să aibă grosimea de perete mai mare decât cea a tronsoanelor drepte (cu traseu rectiliniu) pe care se montează, din cauza solicitărilor suplimentare la care sunt supuse.
(2) În conformitate cu SR EN 10253-2 și SR EN 13480-3, grosimile minime de perete ale teurilor se calculează cu formulele din Anexa 22.
(3) Valorile tensiunilor mecanice în pereții teurilor, produse de solicitările compuse la care sunt supuse, trebuie să respecte condițiile de rezistență mecanică la stări limita ca și tubulaturile drepte pe care se montează.
(1) Calculul reducțiilor se face luând în considerare următoarele aspecte generale:
A) reducțiile au zone cilindrice la ambele capete, iar lungimile acestora sunt, în unele cazuri, impuse;
B) trecerea dintre zona cilindrică și zona conică este lina;
C) trecerea dintre zona cilindrică și zona conică cu diametrul mare poate fi rotunjita; în acest caz, grosimea de perete pe zonă adiacentă trecerii de pe porțiunea conică va fi cel puțin egală cu grosimea de perete a zonei cilindrice, iar distanța dintre zona de trecere și capătul efectiv al reducției se va determina cu formulele indicate în Anexa 22;
D) trecerea dintre zona cilindrică și cea conica cu diametrul mic poate fi rotunjita; în acest caz, grosimea de perete a zonei de trecere pe porțiunea cilindrică va fi cel puțin egală cu cea mai mare dintre grosimile de perete minime ale zonelor cilindrică și conică.
(2) Grosimile minime de perete ale reducțiilor și lungimile acestora, pe zonele cilindrice și conică, se determina în conformitate cu SR EN 10253-2 și SR EN 13480-3, folosind formulele prezentate în Anexa 22.
3.7.4. DIMENSIONAREA ȘI ALEGEREA FLANȘELOR ȘI ORGANELOR DE ASAMBLARE
(2) La realizarea COTG se utilizează îmbinări cu flanșe standardizate, având caracteristicile tehnice definite în SR EN 1092-1 sau în alte documente normative echivalente; principalele informații privind flanșele destinate utilizării la COTG sunt prezentate în Anexa 16.
(3) Flanșele standardizate care se folosesc la realizarea COTG se aleg, în funcție de caracteristicile tehnice ale COTG (diametrul exterior De, presiunea maximă de operare MOP sau presiunea de calcul pc, temperatura gazelor transportate și gradul de rezistență al oțelului din care sunt fabricate țevile COTG), din șirurile standardizate de dimensiuni nominale și presiuni nominale.
(4) Dacă zona îmbinării cu flanșe standardizate este supusă numai la acțiunea presiunii gazelor transportate prin COTG, iar MOP pc nu depășește presiunea maximă admisă pentru utilizarea flanșelor f (definită în standardul din care au fost alese flanșele, în funcție de presiunea nominală și de domeniul temperaturilor de lucru ale acestora), nu sunt necesare calcule de proiectare sau de verificare a rezistenței mecanice a flanșelor; așa cum se precizează în SR EN 1092-1, dacă domeniul temperaturilor de lucru este inclus în intervalul [– 10 oC; +50 oC], caz în care se încadrează în mod obișnuit condițiilor de operare a COTG, presiunea maximă admisă pentru îmbinarea cu flanșe are valoarea corespunzătoare presiunii nominale a acestora.
(5) Dacă zona îmbinării cu flanșe standardizate este supusă simultan la presiunea interioară MOP pc (în MPa), la o forță axiala de intensitate Ffl (în N, forța fiind considerată cu semnul plus, dacă solicită la tracțiune îmbinarea, acționând în sensul pierderii etanșeității acesteia și cu semnul minus, dacă solicita la compresiune îmbinarea, acționând în sensul îmbunatățirii etanșeității acesteia) și la un moment încovoietor cu intensitatea Mfl (în Nmm), presiunea maximă admisă pentru îmbinarea cu flanșe pf (în MPa) se determina cu formula recomandată de SR EN13480-3:
în care DG (în mm) este diametrul cercului pe care sunt aplicate forțele de comprimare a garniturii de etanșare a îmbinării cu flanșe (în mod obișnuit, egal cu diametrul mediu al garniturii); după aplicarea formulei (5.3.1), se aleg flanșele standardizate cu presiunea nominală imediat superioară valorii pf determinate.
(6) Dacă la proiectarea COTG se impune utilizarea unor îmbinări cu flanșe nestandardizate, dimensionarea acestora se va face aplicând o procedură de calcul recunoscută, de exemplu, procedura din SR EN 1591-1, din SR EN 1092-1 (Anexa E) sau din SR EN 13445-3.
Garniturile folosite pentru realizarea îmbinărilor cu flanșe trebuie adoptate în funcție de tipul flanșelor, de tipul suprafețelor de etanșare ale acestora, de dimensiunea și de presiunea lor nominale; se vor utiliza prevederile standardelor SR EN 1514 și ASME B16.20,21 sau ale altor standarde sau documente normative.
(1) Șuruburile sau prezoanele și piulițele necesare realizării îmbinărilor cu flanșe se aleg în funcție de presiunea nominală a flanșelor, de tipul garniturilor de etanșare utilizate și de forță axială care trebuie dezvoltată pentru că etanșeitatea îmbinărilor să fie asigurată în condițiile de operare ale COTG.
(2) Șuruburile sau prezoanele și piulițele utilizate pentru îmbinările cu flanșe se confecționează din mărcile de oteluri pentru îmbunătățire cuprinse în SR EN 10269, care trebuie să asigure organelor de asamblare următoarele caracteristici (la +20 oC):
A) limită de curgere minimă specificata Rp0,2 1000 MPa;
B) raportul dintre limita de curgere și rezistența la rupere, Rp0,2/Rm 0,85; se pot acceptă valori Rp0,2/Rm > 0,85, dacă alungirea procentuală după rupere este A5 16 %;
C) energia de rupere la încovoiere prin șoc pe epruvete longitudinale KV 42 J pentru oțelurile nealiate și KV 56 J pentru otelurile aliate, această cerință fiind valabilă numai pentru semifabricatele destinate realizării organelor de asamblare cu diametrul mai mare de 30 mm;
(3) Șuruburile sau prezoanele utilizate la îmbinările cu flanșe din gama PN20… PN420, cu filete până la M45 (inclusiv) trebuie alese din seria normală prevăzută de SR ISO 261, iar dacă filetele sunt M48 sau mai mari trebuie alese din seria fină, cu pas uniform de 4 mm.
(4) Lungimile șuruburilor sau prezoanelor se vor proiecta astfel încât piulițele să fie complet înfiletate pe șuruburi, iar partea filetată a șuruburilor sau prezoanelor să depășească piulițele cu cel puțin 1,5 pași; se poate admite ca fata piulițelor să fie la același nivel cu față frontală filetată a șuruburilor sau prezoanelor (cu diametrul dsp), numai dacă înălțimea piulițelor este cel puțin egală cu 0,8 dsp.
(5) Îmbinările prevăzute cu șuruburi demontabile sau mobile (basculante) trebuie să fie astfel proiectate încât să fie împiedicata slăbirea piulițelor sau deplasarea șuruburilor mobile în timpul funcționarii din poziția lor inițială strânsă.
3.7.5. DIMENSIONAREA ȘI ALEGEREA ROBINETELOR
(1) Robinetele de secționare sau de reglare, montate pe conductele de transport gaze naturale, se aleg conform clasei de presiune (SR ISO 14313, Cap. 7) corespunzătoare tronsonului de COTG pe care sunt amplasate.
(2) Proiectantul va preciza în PT toate cerințele tehnice pe care trebuie să le îndeplinească robinetele, pentru a corespunde funcționării în condițiile de siguranță și de fiabilitate impuse prin TP a COTG.
(3) Pentru alegerea tipului constructiv și stabilirea caracteristicilor dimensionale și de material ale robinetelor se vor aplica prevederile și recomandările sintetizate în Anexa 17.
Proiectarea conductei godevilabile și a stațiilor de lansare/primire a dispozitivelor de tip godevil sau PIG.
(1) COTG pentru care se impune a fi pigabile trebuie proiectate astfel încât să corespundă cerințelor formulate în Art. 4.6.1…4.6.3.
(2) Stațiile de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG care se amplasează pe traseul COTG trebuie să corespundă cerințelor constructive, funcționale și de alcătuire formulate în Art. 4.6.2 și în Anexa 18.
(3) Gările de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG se realizează pe baza unor soluții constructive de tipul celei prezentate în figură A19.2 și trebuie proiectate aplicând procedurile de calcul adecvate recipientelor sub presiune; se recomanda utilizarea unor proceduri de proiectare recunoscute, cum sunt cele din SR EN 13445-3, ASME Code Section VIII; se recomanda aplicarea principiilor moderne de clasificare a tensiunilor mecanice și de proiectare prin analiză.
Dacă gările de lansare/primire a dispozitivelor de tip PIG sunt prevăzute cu capace cu dispozitive de închidere și deschidere rapidă (închideri cu baioneta, dispozitive cu închidere centrală, închideri cu inel, închideri cu jug, dispozitive de închidere cu ușa culisantă etc.), la proiectarea și utilizarea acestora se vor respecta următoarele prevederi, prevăzute în SR EN 13445-5 și în alte documente normative cu conținut similar:
A) organele de închidere trebuie să corespundă unor soluții constructive care împiedică deschiderea nedorită (necomandata, în cazul acționarii automate) a mecanismului de zăvorâre, proiectat astfel încât ruperea oricărui element al acestuia să nu poată provoca ruperea altor elemente de zăvorâre și slăbirea strângerii capacului;
B) dispozitivele de închidere rapidă trebuie proiectate astfel încât:
B.1. Funcționarea lor să nu fie afectată și să nu devină ineficienta datorită conținutului de gaze naturale al gării;
B.2. Să fie protejate împotriva ancrasării și manipulării de către persoane neautorizate;
B.3. Să permită verificarea și intervențiile de mentenanța în cursul funcționării;
C) dispozitivele de închidere rapidă a capacelor trebuie să fie astfel proiectate și amplasate încât, atunci când capacul este închis, să se poată stabili prin observare vizuală de la exterior ca elementele sale de rezistență sunt în stare bună, iar elementele mecanismului de zăvorâre sunt complet cuplate;
D) capacele cu acționare rapidă, strânse cu mecanisme de zăvorâre cu opritor și la care slăbirea completă a strângerii este realizată printr-o rotire parțială sau o deplasare a capacului sau a mecanismului de zăvorâre, precum și toate capacele a căror acționare (în vederea închiderii) nu este manuală, trebuie să fie astfel proiectate încât să fie îndeplinite următoarele condiții:
D.1. Capacul și organele lui de închidere și de fixare să poată fi aduse, în poziția de
Lucru corectă, înainte de punerea sub presiune a gării;
D.2. Să fie împiedicata deschiderea nedorită (necomandata) a capacului în timpul funcționării sau înainte ca presiunea interioară să fi fost redusă la valoarea celei atmosferice;
E) deschiderea organului de închidere trebuie să fie posibilă numai după închiderea dispozitivului de alimentare și deschiderea celui de evacuare și după reducerea presiunii interioare la valoarea presiunii atmosferice; la utilizarea dispozitivelor automate de închidere și deschidere trebuie să se prevadă un sistem de interblocare a operațiilor de alimentare și de evacuare;
F) capacele strânse cu mecanisme sau dispozitive de zăvorâre acționate manual trebuie să fie astfel proiectate încât slăbirea (deschiderea) lor să poată fi efectuată în trepte (realizate constructiv sau cu dispozitive speciale de interblocare), pentru a se verifica lipsa de presiune în gară; acestea trebuie să fie echipate cu dispozitive de avertizare (sonora, optică etc.) pentru a sesiza operatorul dacă la introducerea presiunii în gara dispozitivul de zăvorâre nu a fost adus în poziția corectă de lucru (și, deci, nu se realizează etanșarea capacului) sau dacă la acționarea mecanismului sau dispozitivului de zăvorâre în vederea deschiderii capacului presiunea din gara nu a fost redusă la valoarea celei atmosferice.
G) Toate gările care au capace cu dispozitive de închidere rapidă trebuie să fie prevăzute cu manometre cu cadranul vizibil de la locul de muncă al operatorului.
3.7.6. PROIECTAREA TRAVERSĂRILOR AERIENE ȘI SUBTERANE
(1) Principalele obstacole care sunt traversate de COTG sunt: cursurile de ape (curgătoare, canalele de irigații etc.) și căile de comunicații, de tipul șoselelor sau drumurilor și căilor ferate.
(2) Traversarea obstacolelor de către COTG se poate realiza aerian (suprateran) sau subteran.
(3) Traversările se vor realiza, de regulă, pe direcția normală la obstacolul întâlnit de traseul COTG.
(1) Pentru proiectarea traversării unui curs de apă de către COTG trebuie să fie disponibile următoarele:
A) studiile topografice în zona traversării;
B) studiile hidrologice (debite, viteze, turbidității) ale cursului de apă în zona traversării;
C) studiile geotehnice în albia cursului de apă și pe malurile acestuia, după caz;
D) informațiile privind lucrările hidrotehnice în curs de execuție și care sunt prevăzute în perspectiva în zona traversării.
(2) Alegerea variantei de traversare (subterană sau supraterana) trebuie să aibă la bază un studiu tehnico – economic comparativ al soluțiilor tehnic posibile de realizare a traversării, care să țină seama, pentru fiecare dintre soluțiile avute în vedere, de:
A) dificultățile tehnice și costurile legate de execuția traversării;
B) necesitatea, dificultatea și costurile aferente realizării lucrărilor de stabilizare a malurilor, de traversare a digurilor de protecție, de deviere a cursului apei, de protecție a mediului său altor lucrări hidrotehnice pe care le implica realizarea traversării;
C) durabilitatea traversării, dificultatea și costurile implicate de realizarea lucrărilor de inspectare și de mentenanța pe durata normală de utilizare a traversării.
(3) Traversările cursurilor de apă se proiectează considerând că în aceste zone COTG este încadrată în clasa de locație 3; fac excepție subtraversările executate prin foraj orizontal dirijat, pentru care se considera încadrarea în clasa de locație 4.
(1) La proiectarea traversărilor aeriene ale cursurilor de apă se vor lua în considerare următoarele categorii de date:
A) caracteristicile cursului de apă traversat: regimul de curgere și gradul de stabilitate a albiei (talvegului), configurația malurilor și limitele de inundabilitate, înălțimea liberă care trebuie asigurată sub COTG în perioadele când nivelul apei este ridicat (pentru a fi permisă navigația, deplasarea eventualelor obiecte plutitoare etc.);
B) caracteristicile COTG care traversează cursul de apă: diametrul exterior De, oțelul din care sunt realizate țevile;
C) acțiunile care trebuie luate în considerare la proiectarea traversării: presiunea maximă de operare a COTG MOP, încărcările masice (greutatea țevilor și a învelișurilor de protecție anticorozivă) și cele produse de vânt, zăpada, chiciură etc., încărcările determinate de efectul temperaturii, acțiunea seismică accidentală; acțiunea exercitată de efectuarea probelor de presiune și de etanșeitate.
(2) Soluția constructivă a traversărilor aeriene ale cursurilor de apa poate fi:
A) autoportantă, caz în care COTG îndeplinește concomitent funcția de echipament de transport al gazelor naturale și funcția de structura de rezistență;
B) purtată (rezemată), caz în care COTG îndeplinește cu precădere funcția de echipament de transport al gazelor naturale, iar structura de susținere a acesteia asigură rezistență mecanică și stabilitatea traversării; elementele de construcție pe care se reazemă COTG pot fi de tipul consolelor, grinzilor spațiale cu zăbrele, sistemelor suspendate (recomandate numai la traversările cu deschiderea de peste 100 m), sistemelor hobanate, pilelor, estacadelor, stâlpilor etc.
(3) După alegerea soluției constructive a supratraversării (traversare de tip grindă continuă, traversare suspendată pe cabluri, traversare autoportanta în arc de cerc etc.) și predimensionarea componentelor principale ale acesteia, se realizează calculele de verificare a rezistenței mecanice (capacității portante) și stabilității traversării; calculele se fac aplicând criteriile stării limite ultime (SLU) și stării limite de serviciu (SLS) și considerând combinațiile de încărcări și factorii de multiplicare a încărcărilor din Anexa 21.
(4) La proiectarea și execuția traversărilor aeriene ale cursurilor de apă se vor avea în vedere următoarele recomandări:
A) fundațiile se proiectează în sistem de fundare directă sau indirectă (cu piloți, chesoane, coloane, radiere etc.);
B) la intrarea în și la ieșirea din pământ a COTG la capetele zonei traversării se vor prevedea insule de protecție din beton armat;
C) se va analiza necesitatea de a prevedea pe COTG, în zona traversării, sisteme de compensare a dilatațiilor;
D) pentru poziționarea suporturilor se va proceda încât:
D.1. Dacă cursul de apă traversat are caracter torențial, suporturile nu trebuie amplasate în albia minoră;
D.2. Dacă cursul de apă traversat poate transporta plutitori, deschiderile minime dintre suporți trebuie să fie de 15…20 m, funcție de dimensiunile plutitorilor, dacă cursul de apă este mic și de cel puțin 30 m în cazul cursurilor mari de ape;
D.3. Dacă cursul de apa poate transporta blocuri de gheață, deschiderile dintre suporți trebuie să fie astfel alese astfel încât să se elimine posibilitatea formării zăpoarelor;
D.4. la traversarea canalelor sau cursurilor de ape regularizate trebuie evitată amplasarea pilelor în axul hidrodinamic al căii de curgere;
D.5. În cazul când traversarea este situată în vecinătatea unui pod (de cale ferată sau de șosea) existent, suporturile traversării trebuie amplasați astfel încât să nu obtureze secțiunea de curgere a apei; de regulă, traversările COTG se amplasează în amonte de aceste poduri.
(5) Pentru diminuarea vibrațiilor generate prin acțiunea eoliană la traversările aeriene de tip grindă continua trebuie aplicate următoarele recomandări:
A) mărirea rigidității structurii traversării;
B) micșorarea lungimii deschiderilor și/sau adoptarea unor deschideri inegale;
C) utilizarea amortizoarelor de vibrații;
D) folosirea rezemărilor intermediare cu console;
E) utilizarea de rezemări indirecte suspendate.
(1) La proiectarea traversărilor subterane ale cursurilor de apă se vor lua în considerare următoarele categorii de date:
A) caracteristicile cursului de apă traversat: regimul de curgere (debitele de apă și de solide, nivelurile, vitezele de curgere, regimul ghețurilor) și gradul de stabilitate a albiei (talvegului), navigabilitatea și condițiile de navigație (gabaritele navelor, frecvență și restricțiilor traficului), configurația malurilor și limitele de inundabilitate;
B) caracteristicile COTG care traversează cursul de apă: diametrul exterior De, oțelul din care sunt realizate țevile;
C) acțiunile care trebuie luate în considerare la proiectarea traversării: presiunea maximă de operare a COTG MOP, încărcările masice și cele produse de amplasarea subterană și, eventual, de lestarea COTG, încărcările determinate de efectul temperaturii, acțiunea seismică accidentală; acțiunea exercitată de efectuarea probelor de presiune și de etanșeitate.
D) condițiile de mediu în care se realizează traversarea: natura terenului în care se face pozarea subterană a COTG în zona traversării, existența unor lucrări de protecție a malurilor sau a altor construcții hidrotehnice, necesitatea protejării COTG împotriva unor acțiuni mecanice distructive (ancorarea navelor, căderea accidentală a unor obiecte grele din nave etc.), existența altor traversări în vecinătate, existența unor locuri adecvate de depozitare a materialului excavat, acțiunea unor restricții legate de protejarea fondului piscicol, a florei și faunei subacvatice, prognoza de afuiere a fundului albiei pe perioada de exploatare a COTG (dacă există măsurători), existența unor balastiere în exploatare în amonte sau aval de traversare.
(2) Traversările subterane ale cursurilor de apă se pot executa:
A) prin foraj orizontal dirijat, realizat sub cota de afuiere a albiei cursului de apă, prin procedeele de foraj dirijat recomandate de SR EN 1594 sau prin alte procedee similare;
B) prin așezarea COTG în sunt deschis, sub cota de afuiere, cu sau fără lestare.
(1) Traversarea subterană prin foraj orizontal dirijat a cursurilor de apă se poate utiliza numai dacă relieful și structura geologică a terenului din zona traversării sunt favorabile realizării lucrărilor specifice forajului dirijat;
(2) La subtraversările de ape executate prin foraj orizontal dirijat, raza de curbura minimă admisă pentru COTG RCTR se va determina cu formula:
în care De este diametrul exterior al țevilor COTG (în mm), Eo – modulul de elasticitate longitudinal (Young) al oțelului (în MPa), Ua – rezistența admisibilă a țevilor (în MPa), determinate pe baza prevederilor din Art. 5.2.3. (1), iar Ux – tensiunea longitudinală (în MPa), generată în COTG în cursul vehiculării gazelor naturale la presiunea de calcul pc (în MPa):
Sn fiind grosimea de perete a COTG (în mm).
(1) Dacă traversarea subterană se realizează prin așezarea COTG în sunt deschis, iar greutatea COTG (cu învelișul de protecție anticorozivă aplicat pe țevile de oțel) GTOT este mai mare decât forța ascensională (arhimedică) ce acționează asupra COTG FAR (GTOT > FAR), se poate realiza traversarea fără lestare;
(2) Dacă traversarea subterană se realizează prin așezarea COTG în sunt deschis, iar greutatea COTG (cu învelișul de protecție anticorozivă aplicat pe țevile de oțel) GTOT este mai mică decât forța ascensională (arhimedica) FAR ce acționează asupra COTG (GTOT FAR), se realizează traversarea cu conducta lestată, aplicând următoarele prevederi:
A) greutatea lestului GLEST se stabilește astfel încât să se asigure următoarele valori minime ale coeficientului de lestare kLEST = (GTOT + GLEST)/FARL (FARL – forța ascensională corespunzătoare COTG lestate):
A.1. KLEST = 1,20…1,45 pentru traversarea cursurilor de ape curgătoare;
A.2. KLEST = 1,10 pentru traversarea apelor stătătoare sau terenurilor mlăștinoase;
B) elementele de lestare pot fi din beton armat, din beton armat și beton precomprimat sau din alte materiale prevăzute și justificate prin PT al COTG; la stabilirea materialului de lestare se va lua în considerare și agresivitatea apei traversate;
C) în funcție de rezultatele calculelor privind lestarea, care trebuie realizate urmând o procedură recomandată de un standard sau normativ recunoscut, se optează pentru una din următoarele variante de lestare a COTG:
C.1. Lestarea continua, în care greutatea suplimentară GLEST se aplică sub formă unei cămăși continue de beton armat (sau din alt material adecvat) peste întregul tronson de tubulatură, izolat anticoroziv și protejat mecanic, din zona traversării;
C.2. Lestarea discontinuă, în care greutatea suplimentară GLEST se aplică din loc în loc, sub forma unor elemente de lestare din beton armat (sau din alt material adecvat) pe tronsonul de tubulatura, izolat anticoroziv și protejat mecanic, din zona traversării;
D) rezistența de izolare electrică între COTG și elementele de lestare trebuie să fie mai mare de 2 Mla tensiunea de încercare de 500 V:
(3) Pozarea COTG la subtraversările în sunt deschis se va face de regulă la o adâncime de 50…100 cm sub cota de afuiere generală, considerată de la generatoarea superioară a COTG lestate; în cazul apelor navigabile, la determinarea adâncimii de pozare a COTG în sunt deschis, se va ține seama și de necesitatea evitării deteriorării COTG datorită ancorelor și/sau căderii accidentale de obiecte grele din nave.
După alegerea soluției constructive a subtraversării și predimensionarea componentelor principale ale acesteia, se realizează calculele de verificare a rezistenței mecanice (capacității portante) și stabilității traversării; calculele se fac aplicând criteriile stării limite ultime (SLU) și stării limite de serviciu (SLS) și considerând combinațiile de încărcări și factorii de multiplicare a încărcărilor adecvați soluției tehnice adoptate pentru traversare.
(1) Proiectarea subtraversărilor cailor de comunicație (căi ferate și drumuri publice, private sau de exploatare) se face ținând cont de condițiile impuse de administratorul său proprietarul caii de comunicație respective, cu respectarea tuturor prevederilor legale.
(2) În funcție de importanta caii de comunicație traversate, de lungimea traversării, de caracteristicile tehnice (De, MOP etc.) ale COTG care traversează calea de comunicație și de tehnologia de realizare a traversării (prin procedee de foraj orizontal dirijat, prin pozarea COTG în sunt deschis etc.) se alege modul de realizare a traversării:
A) fără amplasarea COTG în tub de protecție (recomandat, deoarece funcționarea sistemului de protecție anticorozivă activa al COTG nu este afectată);
B) cu amplasarea COTG în tub de protecție.
(3) La proiectarea traversărilor cailor de comunicații se vor aplica următoarele prevederi:
A) lungimea traversării în cazul drumurilor este egală cu lungimea amprizei drumului plus lungimile zonelor de siguranță de o parte și de alta ale acesteia, conform prevederilor legale în vigoare privind regimul juridic al drumurilor;
B) lungimea traversării în cazul unei căi ferate este egală cu lungimea zonelor de siguranță, respectiv 20 m de o parte și de alta a axei căii ferate, conform prevederilor legale în vigoare privind transportul pe căile ferate române;
C) lungimea traversării unei căi de comunicație se poate mări, în funcție de condițiile impuse de administratorul său proprietarul acesteia;
D) izolația conductei aferente traversării unei căi de comunicație trebuie să fie cel puțin de tip „întărită”.
(4) Pentru alegerea modului de realizare a traversării se vor lua în considerare și următoarele recomandări:
A) la subtraversarea căilor ferate, autostrăzilor și drumurilor naționale se prevăd, de regulă, tuburi de protecție; pentru subtraversarea altor categorii de drumuri folosirea tuburilor de protecție este opțională;
B) la subtraversarea cailor de comunicație la care se utilizează metoda forajului orizontal dirijat, cu acordul administratorului sau proprietarului caii de comunicație respective, se poate renunța la tuburile de protecție;
(5) Pentru proiectarea subtraversărilor de cai de comunicație trebuie utilizate proceduri de calcul recunoscute, cum sunt cele recomandate în STAS 9312, în API RP 1102 sau în alte documente normative cu conținut similar; la proiectarea subtraversărilor de cai de comunicație se vor avea în vedere următoarele prevederi:
A) factorul de proiectare Fb va avea valoarea indicată în Anexa 21, potrivit locului în care se situează traversarea și importanței caii de comunicație care se traversează;
B) la proiectare se vor avea în vedere toate acțiunile care intervin asupra COTG în zona traversării, inclusiv cele cu caracter variabil, determinate de circulația vehiculelor pe calea de comunicație traversată și se vor dimensiona componentele subtraversării (COTG și, eventual, tubul de protecție) astfel încât riscul tehnic de cedare a COTG în zona traversării să se situeze în domeniul acceptabil;
C) curbele folosite la traversările cailor de comunicație trebuie să aibă raza rct 5De;
D) la subtraversările realizate în tub de protecție, soluția tehnică adoptată la proiectare trebuie să asigure că nu se va realiza contactul dintre COTG și tubul de protecție; rezistența de izolare electrică între COTG și tubul de protecție trebuie să fie mai mare de 2 Mla tensiunea de încercare de 500 V
E) în zona traversării și de o parte și de alta a acesteia, pe o distanță care se prevede în proiect, dar nu mai mică de 50 m, izolația de protecție anticorozivă a COTG trebuie să fie cel puțin de tip „întărită”.
În cazuri excepționale și foarte bine justificate, pe drumurile deschise circulației publice, altele decât drumurile naționale, COTG pot fi amplasate pe sau sub suprastructura podurilor, viaductelor și pasajelor denivelate, pe baza unei soluții adecvate, prevăzută în PT al COTG și avizată de administratorul drumului; tronsoanele de COTG pozate în acest fel vor avea grosimea de perete dimensionata considerând valoarea factorul de proiectare Fb = 0,4.
3.7.7. CONSOLIDAREA ORIFICIILOR RACORDURILOR DE RAMIFICAȚIE SAU DE CUPLARE
(1) Zonele de pe COTG în care sunt realizate orificii pentru amplasarea unor racorduri de ramificație sau de cuplare/interconectare cu alte COTG au rezistenta mecanică diminuată și trebuie consolidate.
(2) Pentru consolidarea orificiilor pentru racorduri se pot aplica, individual sau în combinație, următoarele soluții tehnice (prezentate în Anexa 24):
A) îngroșarea COTG în zona în care se realizează orificiul pentru racord;
B) îngroșarea racordului la capătul care se sudează pe COTG sau folosirea racordurilor de tip olet (de preferat, de tip weldolet sau swepolet);
C) aplicarea în zona racordului a unui inel sau manșon de consolidare.
(3) După alegerea soluției de consolidare a orificiului, se stabilesc dimensiunile caracteristice ale componentelor care participă la consolidare (țevile COTG, racordul și, eventual, inelul său manșonul de consolidare), aplicând o procedură de calcul adecvată; se pot utiliza procedurile de calcul de consolidare a orificiilor din SR EN 13445-3, SR EN 13480-3, ASME B31.8 sau din alt document normativ recunoscut, cu conținut similar.
(4) La proiectarea COTG se va avea în vedere că distanțele dintre orificiile pentru racorduri să fie suficient de mari, astfel încât fiecare orificiu să fie izolat (să nu existe interacțiuni, cu orificiile vecine, generatoare de concentrări sau intensificări suplimentare ale tensiunilor mecanice în jurul orificiului); condițiile care trebuie respectate pentru că orificiile pentru racorduri de pe COTG să fie izolate, precum și modalitățile de estimare și tratare a interacțiunile dintre orificiile apropiate sunt descrise în SR EN 13445-3, SR EN 13480-3, ASME B31.8 și în alte documente normative cu conținut similar.
3.7.8. VERIFICAREA COMPORTĂRII LA OBOSEALĂ A CONDUCTEI
(1) Dacă tema de proiectare precizează posibilitatea ca COTG să fie supusă în cursul utilizării la solicitări mecanice variabile, determinate de fluctuațiile presiunii de operare OP sau de alte cauze, este necesar să se efectueze calcule de verificare a comportării COTG la astfel de solicitări și de evaluare a riscului de cedare prin oboseală a acesteia.
(2) Verificarea comportării la solicitări variabile a COTG nu se impune, dacă una dintre următoarele condiții este îndeplinita:
A) COTG are toate caracteristicile tehnice (constructive și funcționale) identice cu o COTG existenta, a cărei bună comportare în exploatare a fost verificată și demonstrată;
B) numărul total de cicluri de solicitare variabilă pe durata de funcționare normală a COTG este Nop 1000;
C) variația ciclică a tensiunilor generate în componentele COTG (țevi, curbe și fitinguri, îmbinări sudate sau cu flanșe, robinete etc.) în cursul exploatării este limitată: ∆σ Sc, cu Sc = 47 MPa pentru COTG care conține numai îmbinări sudate cap la cap sau cu Sc = 35 MPa pentru zonele COTG pe care există îmbinări sudate în colț.
(3) Calculele de verificare a comportării la oboseală se bazează, de regulă, pe determinarea deteriorărilor parțiale Do, i, produse de fiecare secvență de solicitare variabilă a COTG, i = 1… ns, sumarea acestora pentru determinarea valorii deteriorării cumulate Dco și verificarea condiției de nedepășire a durabilității la oboseală (de inexistentă a riscului de cedare prin oboseală a COTG):
în care Nop, i este numărul estimat al ciclurilor de solicitare în exploatare, în secvența de solicitare I = 1… n, caracterizată printr-o variație ciclică ZUi a tensiunilor mecanice din componentele COTG, Noad, i – numărul maxim al ciclurilor de solicitare variabilă a componentelor COTG, în condițiile corespunzătoare secvenței i = 1… n, pentru care este garantată comportarea în siguranță (fără riscul de cedare prin oboseala) a COTG, iar n – numărul secventelor de solicitare variabilă a COTG pe durata normală de utilizare a acesteia.
(4) Procedura de verificare a comportării la solicitări variabile a COTG trebuie aleasă dintre procedurile recunoscute, cum sunt cele descrise în SR EN 13480-3, SR EN 13445, BS 7910 sau în alte documente normative cu conținut similar; în Anexa 27 este descrisă o
procedură simplă de verificare a comportării la solicitări variabile a COTG, bazată pe aplicarea metodei categoriilor de calitate, recomandată de standardele anterior precizate.
(5) Dacă la proiectarea COTG se constată că evaluarea comportării la solicitări variabile este esențială pentru garantarea siguranței în exploatare a COTG, calcule de verificare se pot realiză cu proceduri avansate, care țin seama de efectele discontinuităților structurale ale COTG și de existența eventualelor defecte în componentele și îmbinările sudate ale COTG și care au la baza conceptele dezvoltate de mecanică ruperii materialelor; astfel de proceduri evaluează durabilitatea la oboseală a COTG NCOTG prin estimarea și sumarea numărului de cicluri de solicitare necesar pentru amorsarea fisurilor în zonele critice ale COTG NaCOTG și numărului de cicluri de solicitare necesar pentru extinderea/propagarea fisurilor și atingerea stării de cedare prin oboseală a COTG NpCOTG (NCOTG = NaCOTG + NpCOTG). Astfel de proceduri sunt descrise în BS 7910, PD 6493, API Standard 579-1/ASME FFS-1 și în alte documente normative cu conținut similar.
3.7.9. VERIFICAREA COMPORTĂRII CONDUCTEI LA SOLICITĂRILE SEISMICE
(1) Analiza structurilor de tipul COTG supraterane sau îngropate, acționate concomitent în câmp seismic, respectiv, baric, gravitațional, termic și climatic, diferă în mare măsură față de celelalte structuri prin următoarele caracteristici:
A) traseul COTG se desfășoară pe suprafețe geografice mari față de orice altă construcție inginerească finită ca dimensiuni, intersectând uneori o mare varietate de zone vulnerabile din punct de vedere seismic și al condițiilor de sol;
B) natura, presiunea, debitul fluidului vehiculat și riscul potențial asociat;
C) cerințele fundamentale de performanță în timpul și după un seism, așa cum sunt definite în SR EN 1998-4:2007, SR EN 1998-5, SR EN 1998-1:
C.1. Cerința de siguranță a vieții – SV, asigurată prin condițiile de verificare conforme cu SLU în funcție de clasa de importantă și de expunere la cutremur a COTG;
C.2. Cerința de limitare a degradărilor – LD, prin asigurarea a două niveluri de performanță: integritatea structurală totală – IT și nivelul minim de operare – NMO, asigurată prin condițiile de verificare conforme cu SLS.
(2) Metodele, procedeele și tehnicile de analiza la cutremur a COTG îngropate sau aeriene, prezentate în Anexa 28, se aplică în funcție de formele dominante de răspuns în deplasări la acțiunea seismică, tipice pentru COTG, grupate în două categorii pe baza constatărilor în situ:
A) deplasările permanente generalizate ale pământului – DPP, declanșate de cutremur, producând deformații mari pe o arie extinsă, determinate de următoarele tipuri de cedări, specificate în continuare în ordinea gravității și a frecventelor înregistrate în situ:
A.1. Cedarea potențială a mediului de pozare a COTG prin depășirea capacității cortante a pământului în amplasament;
A.2. Instabilitatea pantelor (a terenului în plan înclinat);
A.3. Tasarea și densificarea pământului;
A.4. Lichefierea pământului în amplasament și efectele ce însoțesc acest fenomen: flotabilitatea COTG induse de lichefierea solului, tasarea indusă de lichefiere, variația spațială a lichefierii (DPPS) și dispersia laterală;
A.5. Deplasarea de falie.
B) deformațiile de tranziție ale pământului – DTP la nivel de vibrații seismice, generate de mecanismul de propagare a undelor seismice în amplasament, evaluate în funcție de:
B.1. Tipul și superpoziția formelor dominante de răspuns ale undelor de vibrație ce ajung în amplasament pe durata acțiunii seismice;
B.2. Capacitatea de filtrare a mediului, prin procesele de atenuare și dispersie ale sistemului cuplat interactiv sol – conducta în timpul mișcării seismice tranzitorii.
5.10.2. (1) Pentru proiectarea COTG cu luarea în considerare a riscului seismic trebuie utilizate proceduri specifice, cum sunt cele prezentate în SR EN 1990, SR EN 1991, SR EN 1994 sau în alte documente cu conținut similar, recunoscute.
(2) Pentru a proiecta COTG cu comportare corespunzătoare la solicitările seismice trebuie să se respecte și următoarele recomandări (v. și SR EN 1594 Anexa F):
A) comportarea la solicitările seismice a supratraversărilor și tronsoanelor de COTG amplasate suprateran este influențată pozitiv dacă se asigura caracteristici bune de tenacitate îmbinărilor și elementelor de interconectare a componentelor;
B) la alegerea traseului COTG trebuie să se evite solurile care ar putea determina amplificarea undelor seismice și zonele în care sunt discontinuități majore ale consistenței solului, cu treceri bruște de la sol tare la sol moale;
C) COTG îngropate trebuie plasate în șanțuri supradimensionate și acoperite cu pământ granular afânat, pentru a reduce frecarea între tubulatura și mediul de pozare;
D) dacă traseul COTG trebuie să traverseze râpe sau falii, se va alege soluția de traversare astfel încât tubulatura să nu fie în nici un caz (în eventualitatea producerii unor alunecări de teren) solicitată la compresiune axială;
E) în zonele în care se pot produce mișcări ale terenului trebuie să se evite amplasarea de curbe, fitinguri, îmbinări cu flanșe, robinete etc.
3.8. EXECUȚIA GAZODUCTELOR
3.8.1. ETAPELE PROGRAMULUI TEHNOLOGIC DE EXECUȚIE A CONDUCTEI
(1) Programul tehnologic de execuție care trebuie aplicat pentru construirea unei COTG noi sau pentru realizarea lucrărilor de intervenții pe o COTG existenta cuprinde următoarele etape:
A) Etapa E1: predarea amplasamentului de către proiectant la executant/constructor, în prezența investitorului (proprietar/beneficiar/operator); executantul are obligația de a asigura baza materială necesară marcării traseului COTG, iar la finalizarea activităților aferente acestei etape se întocmește un proces verbal, utilizând formularul din Anexa 23;
B) Etapa E2: asigurarea accesului la culoarul de lucru demarcat de-a lungul traseului și având dimensiunile și poziția precizate în PT și în DDE ale COTG; cuprinde operațiile tehnologice prin care sunt amenajate, pregătite și/sau verificate căile de acces spre culoarul de lucru al COTG;
C) Etapa E3: pregătirea culoarului de lucru, realizării amenajărilor pentru organizare de șantier și aducerii pe culoarul de lucru a utilajelor și echipamentelor necesare realizării COTG;
D) Etapa E4: transportul și depozitarea corespunzătoare a materialului tubular și a componentelor necesare realizării COTG, precum și a materialelor tehnologice destinate realizării COTG (oxigen și gaze combustibile pentru debitare, electrozi, sârme, fluxuri și gaze de protecție pentru sudare etc.);
E) Etapa E5: pregătirea materialului tubular și componentelor COTG în vederea asamblării și realizării tubulaturii; cuprinde operații tehnologice din următoarea gama: fabricarea curbelor prin deformare plastică la rece, prelucrarea prin așchiere a capetelor țevilor și componentelor care se asamblează prin sudare, confecționarea conductelor de ocolire (by-pass), dacă sunt necesare etc.;
F) Etapa E6: asamblarea prin sudare a țevilor și componentelor care alcătuiesc COTG; cuprinde operațiile tehnologice de sudare, dar și operațiile conexe sudării, care afectează capetele țevilor și componentelor care se asamblează prin sudare: curățirea și uscarea, centrarea, preîncălzirea și tratamentul termic postsudare, dacă sunt necesare;
G) Etapa E7: realizarea sistemului de protecție anticorozivă a COTG; cuprinde, după caz, operațiile de aplicare a învelișurilor de protecție anticorozivă la exteriorul țevilor și componentelor COTG, operațiile de completare a învelișurilor de protecție anticorozivă în zonele îmbinărilor sudate dintre țevile și/sau componentele COTG, operațiile de realizare a elementelor sistemului de protecție anticorozivă activă a COTG etc.;
H) Etapa E8: realizarea lucrărilor de săpături; cuprinde toate operațiile necesare realizării șanțului de amplasare subterană a COTG și de depozitare a pământului rezultat din săpături;
I) Etapa E9: lansarea manuală sau mecanizata a sectoarelor sau tronsoanelor de tubulatură în șanțul de amplasare subterană a COTG;
J) Etapa E10: montarea componentelor de tubulatura (robinete etc.) care sunt asamblate prin îmbinări demontabile (de obicei, cu flanșe);
K) Etapa E11: cuplarea în SNT și umplerea cu gaze naturale a COTG; în cazul realizării lucrărilor de intervenții pe o COTG existenta, fără scoaterea din funcțiune a acesteia, această etapă include și operațiile de închidere a tronsonului pe care se fac lucrările de intervenții și de montare a conductei de ocolire (by-pass), prin care se asigura transportul gazelor naturale în cursul efectuării acestor lucrări;
L) Etapa E12: acoperirea șanțului în care este amplasată conducta (umplerea cu pământ a șanțului și compactarea acestuia), refacerea terenului de pe culoarul de lucru și redarea să în folosință (refacerea stratului vegetal, efectuarea de arături și de operații de fertilizare a solului etc.);
M) Etapa E13: marcarea traseului COTG.
(2) Programul tehnologic de execuție a COTG trebuie conceput ca o succesiune de operații aparținând diferitelor etape precizate anterior; conținutul și poziția operațiilor în cadrul programului tehnologic de execuție trebuie stabilite considerând:
A) caracteristicile tehnice ale COTG (diametrul exterior, grosimea de perete, regimul presiunilor etc.) și particularitățile traseului acesteia;
B) calitatea materialului tubular și a componentelor care se utilizează pentru realizarea COTG;
C) utilajele și echipamentele disponibile, corelate cu procedeul tehnologic adoptat pentru efectuarea fiecărei operații.
(3) La elaborarea programului tehnologic de execuție se vor alege soluțiile tehnologice care să asigure toate caracteristicile de calitate impuse prin PT, în condițiile utilizării raționale a resurselor materiale, minimizării duratei de construire a COTG și, respectiv, diminuării impactului efectuării lucrărilor de realizare a COTG asupra mediului înconjurător; se recomandă:
A) efectuarea tuturor operațiilor pe baza unor proceduri calificate, bazate pe procedee tehnologice cu grad cât mai avansat de mecanizare, automatizare și/sau robotizare, care să asigure un nivel constant al calității lucrărilor (fără fluctuații generatoare de imperfecțiuni sau defecte pe COTG);
B) utilizarea procedeelor tehnologice nepoluante și neenergofage pentru realizarea tuturor operațiilor aferente etapelor de construire a COTG;
C) divizarea traseului COTG în mai multe tronsoane, construirea simultană a acestora și cuplarea lor după efectuarea tuturor activităților de verificare și probare care le atestă calitatea;
D) organizarea, desfășurarea și urmărirea lucrărilor de realizare a COTG în conformitate cu un plan al Calității sau cu un Plan de Control al Calității, întocmit de executant/constructor și avizat de investitor (proprietar/beneficiar/operator), corelat cu programul de control al calității stabilit prin PT al COTG.
Activitățile de execuție a COTG se organizează pe culoarul de lucru, dimensionat în conformitate cu prevederile Art. 3.4.1 și 3.4.2.
3.8.2. REALIZAREA LUCRĂRILOR DE SĂPĂTURI
Stabilirea volumului lucrărilor de săpături necesare pentru o COTG îngropata se stabilește considerând următoarele cerințe:
A) COTG se amplasează sub zona de îngheț, la o adâncime minimă de 1 m, măsurată de la suprafața solului și până la generatoarea superioară a învelișului de protecție anticorozivă a tubulaturii;
B) configurația și dimensiunile șanțului de pozare se stabilesc prin PT al COTG, ținând seama de prevederile Art.3.4.1 și 3.4.2;
C) săpăturile pentru realizarea șanțului de pozare a conductei se execută manual sau mecanizat, astfel încât să fie asigurată geometria prevăzută în PT al COTG pentru secțiunea transversală a șanțului;
D) în funcție de adâncime și de tipul solului în care se execută, pereții șanțului de pozare vor fi verticali (sunt cu profil dreptunghiular) sau inclinați/taluzați (sunt cu profil triunghiular sau trapezoidal) și vor fi eventual consolidați, astfel încât să fie complet eliminată posibilitatea surpării lor și producerii de accidente;
E) în locurile de pe traseul COTG în care se vor executa îmbinările sudate la poziție, între segmentele sau tronsoanele de tubulatura formate la sol, se vor realiza în șanțul de pozare, spații cu lărgime suficientă (gropi de sudare la poziție); SR EN 12732 recomanda ca gropile de sudare la poziție să aibă: lungimea lgsp ≥1,5 m, distanță de la fund la COTG hfc ≥0,4 m, iar distanță de la pereții laterali la COTG hplc ≥0,6 m;
F) fundul șanțului de pozare trebuie să fie neted pentru a asigura o așezare/rezemare continuă a COTG; dacă șanțul este realizat în zone cu teren pietros, care ar putea deteriora învelișul de protecție anticorozivă sau dacă diametrul COTG este mare (DN700 sau superior), înainte de lansarea COTG trebuie așternut pe fundul șanțului un strat de pământ cernut sau de nisip, cu grosimea de 10…15 cm;
G) șanțul de pozare trebuie să fie uscat, în caz contrat trebuind luate măsuri de eliminare a apei excedentare înainte de lansarea COTG.
(1) Lucrările de săpături necesare pentru amplasarea subterană a COTG și pentru realizarea traversărilor subterane ale cailor de comunicație (drumuri, căi ferate), lacurilor sau cursurilor de ape, canalelor de irigații, zonelor protejate etc. se pot realiza prin procedeele de foraj dirijat recomandate de SR EN 1594 sau prin alte procedee similare.
(2) Procedeul de foraj dirijat adoptat pentru efectuarea lucrărilor de săpături trebuie să asigure realizarea unui canal subteran continuu, cu traseu controlat, cu dimensiuni suficiente și cu peretele consolidat, care să permită introducerea COTG fără deteriorarea învelișului de protecție anticorozivă și fără generarea în tubulatura a unor tensiuni mecanice de intensitate inadmisibilă.
3.8.3. ASAMBLAREA ȚEVILOR ȘI COMPONENTELOR PENTRU REALIZAREA CONDUCTEI
(1) Țevile și celelalte componente care alcătuiesc COTG (curbe, fitinguri etc.) se pot asambla prin:
A) îmbinări nedemontabile: îmbinări sudate prin topire (cele mai folosite, singurele recomandate pentru COTG îngropate), îmbinări sudate prin presiune;
B) îmbinări demontabile: îmbinări cu flanșe, îmbinări filetate.
(2) Îmbinările dintre țevile și componentele tubulaturii COTG se vor realiza numai pe baza unor proceduri calificate, documentate prin specificații ale procedurilor, care trebuie să cuprindă cel puțin următoarele categorii de informații:
A) informații privind obiectul procedurii și domeniul de aplicare;
B) informații privind calitatea componentelor care se îmbina;
C) informații privind pregătirea componentelor în vederea îmbinării;
D) informații privind procedeul și regimul tehnologic de realizare a îmbinărilor.
(3) Pentru asamblarea țevilor și celorlalte componente ale tubulaturii COTG se folosesc cu precădere îmbinările sudate prin topire, realizate prin următoarele procedee de sudare prin topire (denumite și codificate în conformitate cu prevederile SR EN ISO 4063) sau prin combinații ale acestora:
A) sudarea cu arc electric cu electrozi înveliți – SE (111);
B) sudarea sub strat de flux cu electrod sârma – ȘAF (121);
C) sudarea cu arc electric în mediu de gaz inert cu electrod fuzibil – MIG (131);
D) sudarea cu arc electric în mediu de gaz inert cu sârma tubulară – MIGT (137);
E) sudarea cu arc electric în mediu de gaz activ cu electrod fuzibil – MAG (135);
F) sudarea cu arc electric în mediu de gaz activ cu sârma tubulară – MAGT (136);
G) sudarea cu arc electric în mediu de gaz inert cu electrod de wolfram – WIG/TIG (141);
H) sudarea cu jet de plasmă – SJP (151);
J) sudarea cu flacără de gaze (cu flacăra oxiacetilenică) – SG (311);
K) sudarea cu laser – ȘL (751)
L) sudarea cu fascicul de electroni – SFE (76).
(1) Îmbinările sudate ale COTG se execută numai pe baza unor proceduri de sudare calificate, procedura de sudare reprezentând, în conformitate cu prevederile SR EN 15607, succesiunea specificata de acțiuni care trebuie să fie urmată în cazul executării unei suduri, incluzând referirea la materiale, la pregătire, la preîncălzire (dacă este necesară), la metoda
(procedeul) de sudare și la controlul sudării, la tratamentul termic după sudare (dacă este relevant), precum și la echipamentul de sudare care trebuie utilizat.
(2) Orice procedură de sudare trebuie documentata prin:
A) Specificația procedurii de sudare – WPS, document care prevede în detaliu variabilele corespunzătoare aplicației specifice la care se referă procedura, pentru asigurarea repetabilității;
B) Instrucțiunile de lucru, care reprezintă o specificație simplificată a procedurii de sudare, adecvată pentru utilizarea directă în practică, în care sunt definite valori pentru toate variabilele esențiale aflate sub controlul direct al sudorului și care trebuie utilizate de către sudor la efectuarea operației de sudare.
(3) Fiecare procedură de sudare și specificația acesteia – WPS trebuie calificate; calificarea unei proceduri de sudare are la bază o specificație preliminară a procedurii de sudare – PWPS, care este un proiect de specificație a unei proceduri de sudare, presupusa adecvată de către executant, dar care nu a fost calificată și care se aplică la sudarea probelor necesare pentru calificarea procedurii.
(4) Calificarea unei proceduri de sudare se face în baza unui proces verbal de calificare a procedurii de sudare – WPAR, care cuprinde toate datele relevante despre sudarea probelor necesare pentru calificarea procedurii și toate rezultatele obținute la examinarea și încercarea acestor probe.
(5) Pentru calificarea procedurilor de sudare utilizate la realizarea COTG se poate utiliza oricare dintre metodele prevăzute de SR EN 15607 sau alte metode echivalente; este recomandată metoda prin verificări ale procedurii de sudare, care permite calificarea procedurilor prin realizarea și testarea unor probe sudate standard;
(6) Se recomandă ca specificațiile procedurilor de sudare calificate care se aplică la realizarea COTG să fie întocmite pe formulare de tipul celui prezentat în Anexa A din SR EN 15609-1.
(1) La elaborarea procedurilor de sudare pentru realizarea COTG este necesar ca îmbinările sudate să fie alese dintre tipurile recomandate de SR EN 1708-1, SR EN 29692, ASME B31.8 sau de alte documente normative cu conținut similar; în Anexa 24 sunt prezentate principalele tipuri de îmbinări sudate recomandate pentru realizarea COTG, împreuna cu prescripțiile privind pregătirea marginilor și poziționarea țevilor și/sau componentelor care se sudează;
(2) Domeniul de aplicare al oricărei proceduri de sudare trebuie definit prin precizarea intervalelor de încadrare a condițiilor și parametrilor de regim la sudare pentru care procedura își menține valabilitatea; aceste condiții și parametri de regim, denumite variabile esențiale, deoarece influențează caracteristicile mecanice și/sau metalurgice ale îmbinărilor sudate, sunt (în conformitate cu prevederile SR EN ISO 15614-1 și API Standard 1104):
A) procedeul de sudare și modul de aplicare (manual, mecanizat, automat);
B) materialul de bază – MB (al țevilor și/sau componentelor care se îmbina prin sudare); pentru elaborarea procedurilor de sudare calificate pentru realizarea COTG, se recomandă împărțirea MB în următoarele categorii (în funcție de valoarea limitei de curgere/de extensie convențională minimă specificata Rt0,5):
B.1. Otelurile cu Rt0,5 ≤290 MPa (pentru țevile din mărcile de oteluri L245 și L290, aparținând acestei categorii, se vor utiliza aceleași proceduri de sudare calificate);
B.2. Oteluri cu 290 MPa < Rt0,5 < 450 MPa (pentru țevile din mărcile de oțeluri L360 și L415, aparținând acestei categorii, se vor utiliza aceleași proceduri de sudare calificate);
B.3. Oteluri cu Rt0,5≥450 MPa (pentru fiecare din mărcile de oteluri L450, L485 și L555, aparținând acestei categorii, se vor utiliza proceduri de sudare calificate proprii); pentru MB din categoriile b.2 și b.3 se vor avea în vedere la calificarea procedurilor de sudare și influențele posibile ale stării lor structurale (determinată de tehnologia de fabricare a țevilor și/sau componentelor COTG: R, N, M sau Q – v. Anexa 12) asupra caracteristicilor îmbinărilor sudate; C) configurația îmbinării; modificările în limitele indicate în Anexa 24 ale unghiului rostului de sudare 2r nu se considera ca modificări ale acestei variabile esențiale, în timp ce forma rostului (V, U etc.) definește aceasta variabilă esențială, trecerea de la o formă a rostului la alta implicând o altă procedura de sudare calificată;
D) poziția de sudare; schimbarea de poziție (de exemplu, trecerea de la sudarea cu rotirea țevilor sau componentelor care se sudează la sudarea cu menținerea fixă a acestora impune calificarea unei alte proceduri de sudare);
E) grosimea de perete a elementelor care se îmbina prin sudare; procedurile de sudare trebuie calificate pentru fiecare dintre intervalele de grosimi ale țevilor sau componentelor care se îmbină prin sudare (cap la cap sau în colț) indicate în Anexa 24, în conformitate cu prevederile SR EN ISO 15614-1;
F) materialul de adaos – MA; constituie modificări ale acestei variabile esențiale (care implică calificarea unei noi proceduri de sudare):
F.1. Schimbarea materialului de adaos dintr-o grupă de calitate și/sau dintr-o clasă de rezistență în alta; grupele și clasele MA recomandate pentru sudarea prin topire a țevilor și componentelor COTG sunt redate în Anexa 24, în conformitate cu prevederile SR EN 12732;
F.2. Schimbarea scalei de încadrare a conținutului de hidrogen difuzibil; scalele de încadrare a conținutului de hidrogen difuzibil al MA sunt precizate în Anexa 24, în conformitate cu prevederile SR EN 1011-2;
F.3. Trecerea de la sudarea cu MA la sudarea fără MA sau invers;
G) caracteristicile electrice; schimbarea de polaritate la folosirea curentului continuu sau trecerea de la curentul continuu la cel alternativ constituie modificări ale acestei variabile esențiale;
H) timpul între treceri; creșterea valorii maxime a timpului între realizarea completă a stratului de rădăcină și realizarea stratului următor constituie modificare a acestei variabile esențiale;
I) direcția de sudare; modificarea direcției de sudare la poziție, de la direcția ascendentă la direcția descendenta constituie modificare a acestei variabile esențiale;
J) gazul de protecție și debitul acestuia; modificarea gazului sau amestecului de gaze de protecție, precum și majorarea sau micșorarea sensibilă a debitului gazului sau amestecului de gaze de protecție constituie modificări ale acestei variabile esențiale;
K) fluxul de protecție; modificarea fluxului de protecție constituie modificarea acestei variabile esențiale și impune calificarea unei noi proceduri de sudare;
L) viteza de sudare vs; modificarea domeniului recomandat pentru vitezele de sudare constituie modificarea acestei variabile esențiale și impune calificarea unei noi proceduri de sudare, mai ales în cazul în care energia liniara de sudare ELs nu se mai încadrează în intervalul de admisibilitate [0,75ELsc; 1,25ELsc], ELsc fiind energia liniara utilizată la sudarea probelor cu care s-a calificat procedura, calculată conform prevederilor SR EN 1011-1; M) preîncălzirea; micșorarea valorii minime specificate a temperaturii de preîncălzire constituie o modificare a acestei variabile esențiale;
N) tratamentul termic post sudare; introducerea unui tratament termic post sudare sau schimbarea parametrilor de regim ai tratamentului existent constituie modificări ale acestei variabile esențiale și impun calificarea unor noi proceduri de sudare;
(3) Stabilirea temperaturii de preîncălzire și a temperaturii între treceri la sudare reprezintă o problemă importantă, de a cărei soluție depinde în măsura esențială calitatea îmbinărilor sudate ale COTG; la rezolvarea acesteia se vor avea în vedere următoarele:
A) stabilirea temperaturii de preîncălzire și a temperaturii între treceri la sudarea COTG trebuie să aibă la bază o procedură recunoscută: se recomanda utilizarea procedurilor din SR EN 1011-2, BS 5135 sau din alt document normativ cu recunoaștere similară;
B) deoarece realizarea preîncălzirii la sudarea țevilor și componentelor din alcătuirea COTG este dificilă, trebuie preferate tehnologiile de sudare fără preîncălzire;
C) dacă se aplică preîncălzirea, se vor respecta toate prevederile din SR EN ISO 13916 privind măsurarea temperaturii de preîncălzire, temperaturii între treceri și temperaturii de menținere a preîncălzirii.
(1) Executantul COTG trebuie să aibă proceduri calificate de remediere/reparare prin sudare a îmbinărilor sudate care prezintă defecte.
(2) Specificațiile procedurilor de reparare prin sudare trebuie să conțină (pe lângă datele specifice procedurilor de sudare) și următoarele informații:
A) tipurile, dimensiunile și localizarea (rădăcina sau suprafața CUS, linia de fuziune, ZÂT etc.) defectelor care pot fi reparate prin aplicarea procedurii;
B) modul de pregătire în vederea reparării prin sudare a locurilor în care s-au depistat defecte ale îmbinărilor sudate;
C) particularitățile aplicării procedurii în cazul defectelor depistate în zone ale îmbinărilor sudate care au fost anterior reparate prin sudare;
D) cerințele privind calificarea sudorilor, supravegherea lucrărilor de reparare prin sudare și atestarea calității reparațiilor.
Personalul implicat în realizarea lucrărilor de sudare pentru executarea COTG trebuie să îndeplinească toate cerințele legale privind calificarea și certificarea; se vor respecta integral cerințele din documentele legislative și normative ale ANRE și din standardele SR EN 287-1, SR EN 1418, BS 4515-1 și SR EN ISO 14731.
3.8.4. LANSAREA CONDUCTEI
(1) Lansarea COTG în șanțul de amplasare subterană se poate realiza numai după ce s-au efectuat:
A) operațiile de asamblare prin sudare (la sol) a țevilor și componentelor care alcătuiesc segmentele sau tronsoanele tubulaturii COTG;
B) operațiile de verificare a calității îmbinărilor sudate și operațiile de remediere a eventualelor defecte ale acestor îmbinări;
C) operațiile de completare a învelișurilor/izolației de protecție anticorozivă în zonele îmbinărilor sudate dintre țevile și/sau componentele COTG și verificarea continuității izolației;
D) lucrările de săpături și de pregătire a șanțului pentru pozarea COTG.
(2) Lansarea în sunt a segmentelor sau tronsoanelor de COTG asamblate la sol se execută pe baza unei proceduri calificate, care trebuie să conțină cel puțin următoarele informații:
A) numărul și caracteristicile tehnice ale utilajelor speciale (lansatoarelor) necesare;
B) măsurile care trebuie luate pentru a se evita deteriorarea învelișului de protecție anticorozivă a COTG în cursul lansării;
C) distanțele dintre lansatoare și razele de curbare minime admisibile ale tronsoanelor de COTG la începutul, pe parcursul și la sfârșitul procesului de lansare; modul de stabilire a acestor date este prezentat în Anexa 25.
3.8.5. CUPLAREA CONDUCTEI
(1) COTG nouă sau care a fost supusă unor lucrări de intervenții trebuie să se cupleze/ conecteze cu COTG din cadrul SNT, COTG cu care se face cuplarea putând fi:
A) scoasă din funcțiune (deconectata de sistemul de transport căruia aparține și, că urmare, nepresurizată);
B) aflată în funcțiune (conectată la sistemul de transport căruia aparține și, ca urmare, presurizată).
(1) Pentru cuplarea/conectarea unei COTG noi sau care a fost supusă unor lucrări de intervenții cu o COTG scoasă din funcțiune trebuie utilizată una din următoarele soluții tehnice sau o altă soluție adecvată:
A) secționarea COTG cu care se face cuplarea, montarea pe aceasta a unui fiting de cuplare (teu, cruce etc.) și realizarea îmbinării (prin sudare sau cu flanșe) între fiting și COTG nouă;
B) perforarea COTG cu care se face cuplarea și conectarea COTG noi în zona orificiului realizat, consolidat corespunzător deschiderii acestuia și condițiilor funcționale ale sistemului de transport din care fac parte COTG;
C) îmbinarea cap la cap (direct sau prin intermediul unei reducții) a COTG noi cu cea cu care se face cuplarea.
(2) Lucrările de cuplare a unei COTG noi sau care a fost supusă unor lucrări de intervenții cu o COTG scoasă din funcțiune trebuie realizate în condiții de deplină siguranță, cu respectarea măsurilor prevăzute de PT pentru evitarea oricărei scăpări necontrolate de gaze naturale în zona în care se efectuează aceste lucrări; următoarele măsuri de siguranță (și altele, dacă se considera necesare) trebuie luate:
A) montarea în aval și în amonte de locul cuplării COTG, la distanțe Lce 20 m fata de acest loc și cu respectarea distanțelor de siguranță față de obiectivele învecinate, a unor coșuri, cu diametrul nominal DN 50 și înălțimea hce 2 m, pentru evacuarea gazelor rămase eventual pe COTG cu care se face cuplarea;
B) introducerea în COTG cu care se face cuplarea, în aval și în amonte de locul cuplării, a unor obturatoare sferice (baloane gonflabile) sau de alt tip adecvat pentru evitarea trecerii gazelor naturale (provenite din eventualele pungi reziduale formate pe această COTG) spre locul în care se efectuează lucrările de cuplare; locurile de executare a orificiilor pentru introducerea obturatoarelor trebuie precizate în PT al COTG și vor fi situate, între zona de cuplare și coșuri, de regulă, la distanța hoc = 1…2 m față de fiecare coș;
C) instruirea personalului calificat pentru efectuarea lucrărilor de cuplare a COTG pentru însușirea și aplicarea riguroasă a tuturor normelor legale specifice de protecție și securitate a muncii și de prevenire și stingere a incendiilor.
(3) Operațiile de sudare necesare pentru cuplarea cu o COTG scoasă din funcțiune se vor realiza aplicând procedurile de sudare calificate pentru execuția tubulaturii COTG sau alte proceduri de sudare, calificate în conformitate cu prevederile Art. 7.3.1…7.3.5.
(1) Pentru cuplarea/conectarea unei COTG noi sau care a fost supusă unor lucrări de intervenții cu o COTG aflată în funcțiune (sub presiune) trebuie elaborată și aplicată o procedură de cuplare calificată, adecvată realizării lucrărilor de cuplare în condiții de deplină securitate tehnică.
(2) Specificația procedurii de cuplare trebuie să conțină cel puțin următoarele informații:
A) succesiunea operațiilor care trebuie realizate pentru cuplare;
B) regimul de operare a COTG aflată în funcțiune, definit prin domeniile admisibile ale presiunii, vitezei și temperaturii gazelor transportate în cursul efectuării lucrărilor de cuplare;
C) tipul, configurația și dimensiunile fitingului de cuplare (special) și robinetului care trebuie montate pe COTG aflată sub presiune pentru efectuarea cuplării;
D) modul de montare a fitingului special pe COTG aflată sub presiune: prin sudare sau fără sudare, cu axa ramificației de cuplare în poziție orizontală sau verticală;
E) grosimea minimă a peretelui tubulaturii COTG aflată sub presiune în zona de montare a fitingului special pentru cuplare;
F) modul de montare a robinetului pe fitingul special folosit la cuplare: prin sudare sau folosind o îmbinare prin flanșe;
G) modul de montare a echipamentului de perforare a COTG aflată sub presiune, scula (freza oala) și regimul de așchiere care trebuie utilizate la perforare;
H) soluțiile tehnice eventual necesare pentru rezemarea în zona de efectuare a cuplării și pentru montarea grătarului de asigurare a uniformității secțiunii transversale interioare a tubulaturii COTG aflată sub presiune;
I) modul de efectuare a îmbinării (prin sudare sau prin flanșe) dintre robinetul montat pe fitingul special și COTG noi sau care a fost supusă unor lucrări de intervenții.
(1) Dacă fitingul special utilizat pentru cuplare se montează prin sudare pe COTG aflată sub presiune, îmbinările sudate care afectează COTG sub presiune trebuie realizate prin aplicarea unor proceduri de sudare prin topire speciale, care să asigure rezolvarea adecvată a următoarelor probleme principale:
A) evitarea străpungerii peretelui COTG de către arcul electric utilizat ca sursa termică la sudare;
B) evitarea fisurării datorită hidrogenului (denumită și fisurare la rece sau fisurare întârziată), care este puternic activată de răcirea accelerată a peretelui COTG în zona de sudare, produsă de circulația cu o anumită viteza a gazelor sub presiune.
(2) străpungerea peretelui tubulaturii COTG de către arcul electric utilizat ca sursa termică la sudare este improbabilă, dacă grosimea efectivă se a peretelui tubulaturii îndeplinește condiția se ≥6,4 mm (0,25 în), iar la sudare se utilizează electrozi înveliți cu conținut scăzut de hidrogen și tehnologii de sudare obișnuite (din punctul de vedere al mărimii energiei liniare de sudare); respectarea acestor prevederi, existente în API Standard 1104, SR EN 1011-2 și BS 6990, reprezintă prima condiție pentru a putea realiza operații de sudare care afectează COTG aflată sub presiune.
(3) fisurarea datorită hidrogenului se produce, dacă sunt îndeplinite simultan următoarele condiții (precizate în API Standard 1104, SR EN 1011-2 și BS 6990):
A) există hidrogen în îmbinarea sudată;
B) structura metalurgica a îmbinării sudate este susceptibilă la fisurare;
C) sunt generate tensiuni mecanice de întindere în zona îmbinării sudate.
(4) Pentru a preveni fisurarea datorită hidrogenului la efectuarea operațiilor de sudare pe COTG sub presiune trebuie luate măsurile tehnologice care să minimizeze sau să elimine posibilitatea realizării cel puțin a uneia dintre cele trei condiții enumerate în Art. 7.5.4 (3) și anume:
A) tehnologia de sudare va impune utilizarea materialelor de adaos cu conținut scăzut de hidrogen și crearea condițiilor desfășurării unor procese de sudare cu niveluri scăzute ale hidrogenului difuzibil în îmbinările sudate;
B) tehnologia de sudare va cuprinde măsuri care minimizează posibilitatea formării în îmbinarea sudată (în CUS și în zona influențată termomecanic – ZÂT) a unor microstructuri susceptibile la fisurare; cele mai eficiente măsuri de acest tip sunt:
B.1. Utilizarea unei energii liniare de sudare suficient de mare pentru a contracara efectul de răcire accelerată pe care îl are circulația gazelor sub presiune în COTG pe care se efectuează sudarea;
B.2. Sudarea cu preîncălzire (atunci când aceasta se poate aplica, iar efectele de răcire accelerată produse de circulația gazelor în COTG nu împiedica atingerea nivelului dorit al temperaturii de preîncălzire);
B.3. Realizarea unor CUS cu rânduri de recoacere sau depunerea unor rânduri înguste pe suprafața peretelui COTG, cu materiale de adaos care asigura acestor rânduri o limită de curgere scăzută și o plasticitate ridicată;
C) tehnologia de sudare va asigura intensități scăzute ale tensiunilor reziduale generate la sudare și efecte scăzute de concentrare a acestor tensiuni la rădăcina îmbinărilor sudate realizate, condiție care este îndeplinita dacă se folosesc dispozitive adecvate de poziționare și fixare în vederea sudării a țevilor și componentelor care alcătuiesc COTG.
(5) Procedura pentru efectuarea operațiilor de sudare pe COTG sub presiune trebuie elaborată aplicând principiile generale prezentate în Art.7.3.3, trebuie să fie compatibilă cu prevederile procedurii de cuplare și trebuie să cuprindă următoarele categorii de informații specifice:
A) informații privind condițiile de sudare:
A.1. Caracteristicile oțelului din care este confecționată COTG aflată sub presiune (pe care se face sudarea) și ale oțelului din care sunt realizate componentele fitingului special (care se montează prin sudare pe COTG sub presiune): limita de curgere minimă specificata Rt0,5 și valoarea carbonului echivalent CEIIW sau CEPcm;
A.2. Condițiile de operare (în cursul efectuării operațiilor de sudare) pentru COTG aflată în funcțiune, definite prin domeniile admisibile ale presiunii, vitezei și temperaturii gazelor transportate;
A.3. Domeniul de încadrare a energiei liniare de sudare ELs și procedura de control a nivelului acestei energii;
A.4. Secvențele de realizare a rândurilor și straturilor îmbinărilor sudate (inclusiv modul de depunere a rândurilor de recoacere).
B) informații privind variabilele esențiale la realizarea îmbinărilor sudate în colț pentru montarea fitingului special pe COTG sub presiune:
B.1. Constituie variabile esențiale: condițiile de operare a COTG aflată în funcțiune (care determină modificarea condițiilor de răcire a îmbinărilor sudate), precum și ordinea și modul de depunere a rândurilor și straturilor CUS, inclusiv a rândurilor de recoacere la realizarea îmbinărilor sudate în colț de montare a fitingului special pe COTG sub presiune;
B.2. Nu reprezintă variabile esențiale: grosimea peretelui tubulaturii COTG aflată în funcțiune (pe care se face sudarea), precum și valoarea minimă specificata a limitei de curgere Rt0,5 a oțelului din care sunt realizate țevile tubulaturii și componentele fitingului special.
C) informații privind practica sudării:
C.1. Sudorii trebuie să cunoască detaliat condițiile de operare ale COTG pe care se execută lucrările de sudare și grosimea de perete efectivă a COTG în zona în care se efectuează îmbinările sudate necesare pentru cuplare;
C.2. Sudorii care realizează îmbinările sudate pe COTG sub presiune trebuie să fie familiarizați cu precauțiile ce trebuie luate pentru efectuarea în siguranță a lucrărilor de sudare în astfel de condiții;
C.3. Așezarea în poziția reciprocă corectă și fixarea în vederea sudării a componentelor fitingurilor care se montează pe COTG sub presiune se va face cu ajutorul unor dispozitive de prindere mecanică, fiind interzisă metoda prinderii în puncte de sudură;
C.4. Fitingurile care se montează pe corpul COTG sub presiune trebuie să aibă forma corespunzătoare și dimensiunile suficient de precise, astfel încât între componentele acestora și COTG pe care se montează să nu fie jocuri excesiv de mari;
C.5. Îmbinările sudate care se execută între componentele fitingurilor speciale care se aplică pe COTG sub presiune trebuie realizate de preferință fără afectarea peretelui tubulaturii acesteia (cu pregătirea marginilor componentelor pentru sudarea cap la cap și cu prevederea unor plăcute tehnologice de amorsare și stingere a arcului electric de sudare sau cu adoptarea soluției îmbinării componentelor cu eclise și suduri în colț;
C.6. Metodele de verificare și testare a calității îmbinărilor sudate trebuie să fie capabile să evidențieze eventuala apariție a fisurilor sub cordon sau producere a fisurării datorită hidrogenului.
.5.5. (1) La efectuarea cuplării unei COTG noi sau care a fost supusă unor lucrări de intervenții cu o COTG aflată în funcțiune (sub presiune) se vor avea în vedere următoarele recomandări, corelate cu informațiile și prevederile din Anexa 26:
A) cuplarea se realizează de regulă pe direcție perpendiculară pe axa longitudinală a COTG aflată sub presiune;
B) grosimea efectivă a tubulaturii COTG, măsurată cu mijloace adecvate în zona de aplicare prin sudare a fitingului special, trebuie să respecte condiția specificata la Art. 7.5.4 (2); dacă această condiție nu este îndeplinita, se poate face sudarea numai dacă procedura de sudare calificată care se utilizează precizează toate măsurile care trebuie luate (condiții de operare a COTG, regim de sudare etc.) pentru evitarea străpungerii peretelui tubulaturii de către arcul electric folosit ca sursa termică la sudare;
C) locul în care se amplasează fitingul special utilizat la cuplare pe COTG cu care se face cuplarea se alege astfel încât să fie îndeplinite condițiile:
C.1. Distanța între îmbinările sudate pentru montarea fitingului special și orice îmbinare sudată circulară între țevile sau componentele tubulaturii COTG cu care se face cuplarea trebuie să fie hfsc ≥1,5De;
C.2. la perforarea COTG cu care se face cuplarea nu trebuie să fie intersectate sudurile longitudinale sau elicoidale ale țevilor care îi alcătuiesc tubulatura.
D) în cursul efectuării operațiilor de sudare, trebuie ca gazele naturale să circule continuu prin COTG aflată sub presiune, iar viteza gazelor să nu fie mai mică de 0,4 m/s, astfel încât să fie asigurată răcirea zonei în care se face sudarea, iar temperatura suprafeței interioare a COTG să nu depășească 300 oC;
E) în cursul efectuării operațiilor din procedura de cuplare, presiunea de operare OP a COTG cu care se face cuplarea trebuie să respecte condiția precizată în Anexa 26;
F) efectul ciclurilor termice de sudare asupra transformărilor structurale în ZAT a îmbinărilor sudate care se realizează în vederea cuplării, care se apreciază cu ajutorul duratei răcirii între 800oC și 500oC 8/5, parametru invariabil pentru toate ciclurile termice (cu temperatura de încălzire mai mare de 800 oC) din ZÂT a îmbinărilor sudate, se poate estima prin măsurarea directă (în condițiile de debit și presiune ale gazelor transportate existente pe COTG pe care se
face sudarea, utilizând metoda descrisă în Anexa 26) a duratei răcirii între 250oC și 100oC 2,5/1, care se corelează cu parametrul 8/5; pentru țevile și fitingurile speciale realizate din otelurile precizate în Anexa 13, condițiile de sudare se consideră acceptabile, dacă 2,5/1 ≥40 secunde;
G) îmbinările sudate realizate pentru montarea fitingului special pe COTG cu care se face cuplarea trebuie verificate prin metode adecvate, pentru a se confirma că acestea respectă condițiile de admisibilitate privind dimensiunile și nivelul defectologic.
3.8.6. ACOPERIREA CONDUCTEI POZATE SUBTERAN
(1) COTG lansată în șanțul de amplasare subterană se acoperă cu pământ, manual sau mecanizat, respectând următoarele prescripții:
A) eventualele corpuri tari, existente în pământul recuperat din săparea șanțului, nu trebuie să deterioreze învelișul de protecție anticorozivă a tubulaturii;
B) dacă terenul de pozare este pietros, COTG se acoperă mai întâi cu un strat de pământ cernut, aplicat în substraturi succesive, compactate separat, care va depăși cu minim 15 cm generatoarea superioară a tubulaturii izolate anticoroziv, după care se realizează umplerea șanțului cu pământ din săpătura;
(c) este interzisă menținerea sau introducerea în șanț și acoperirea cu pământ a componentelor de material lemnos folosite la sprijiniri.
(2) În cazul COTG amplasate în terenuri agricole, după acoperirea COTG se vor realiza toate lucrările necesare refacerii stratului vegetal, aducerii terenului la profilul inițial și fertilizării solului; lucrările care trebuie executate trebuie să fie precizate de PT al COTG.
(3) În cazul COTG amplasate în terenuri cu pante, unde există pericolul că șanțul de pozare a COTG să canalizeze apa pluvială, se va prevedea în PT al COTG practicarea de obstacole care să împiedice antrenarea și îndepărtarea pământului care acoperă COTG.
3.8.7. MARCAREA TRASEULUI CONDUCTEI
(1) Traseul COTG se marchează cu borne prevăzute cu plăcute indicatoare, care se amplasează:
A) din loc în loc, de-a lungul traseului COTG (borne de traseu);
B) la schimbările de direcție de pe traseul COTG (borne de direcție);
C) la ambele capete ale subtraversărilor de către COTG a căilor de comunicație (borne de traversare);
D) la intersecțiile COTG cu alte conducte, amenajări sau instalații subterane (borne de intersecție);
E) în alte locuri precizate în PT al COTG (borne speciale).
(2) Materialele, configurația și dimensiunile bornelor și plăcutelor indicatoare, precum și informațiile (explicite sau codificate) care se înscriu pe plăcuțele indicatoare se vor preciza în PT al COTG; se recomanda ca la partea superioară a plăcutelor indicatoare să se includă, în forma sintetică redată în figură A11.1, informațiile privind periculozitatea gazelor naturale transportate.
(3) Distanță de amplasare a bornelor de traseu și de direcție se stabilește astfel încât o persoana de statura normală, poziționata lângă o bornă, să poată vedea borna următoare.
(4) Dacă este necesar, marcarea traseului COTG se face și cu o bandă din material plastic, inscripționata corespunzător, care se amplasează subteran, la aproximativ 300 mm, deasupra generatoarei superioare a COTG izolate anticoroziv.
(5) COTG se pot marca și cu ajutorul unor sisteme electronice de semnalizare/detecție, care dublează sistemul de marcare cu borne; în acest caz, pe traseul COTG se vor amplasa, în conformitate cu prevederile PT al COTG, traductoarele adecvate, detectabile atât de la sol, cât și prin survolare.
3.9. PRESCRIPȚIILE NORMATE PRIVIND SECURITATEA ȘI SĂNĂTATEA ÎN MUNCĂ,
PROTECȚIA MEDIULUI ȘI PREVENIREA INCENDIILOR
3.9.1. SECURITATEA ȘI SĂNĂTATEA ÎN MUNCĂ
(1) La proiectarea și execuția COTG se vor adopta soluții conforme prevederilor legale în vigoare privind securitatea și sănătatea în muncă, prin a căror aplicare să fie eliminate sau diminuate la nivel acceptabil riscurile de accidentare și de îmbolnăvire profesională a lucrătorilor.
(2) PT al COTG trebuie să conțină prevederi privind instruirea personalului, asigurarea echipamentului de protecție, verificarea stării tehnice a sculelor, uneltelor și utilajelor cu care urmează a se realiza lucrările, normele generale aplicabile, normele specifice și instrucțiunile de lucru pentru realizarea lucrărilor de executare, verificare și punere în funcțiune a COTG.
(3) Se va avea în vedere specificarea în PT al COTG a cerințelor minime privind sănătatea și securitatea în muncă pentru:
A) activitățile desfășurate în șantierele mobile sau temporare;
B) semnalizarea de securitate și/sau sănătate la locul de muncă;
C) utilizarea de către lucrători a echipamentului individual de protecție;
D) utilizarea de către lucrători a echipamentului și utilajului de lucru;
E) activitățile desfășurate în excavații a căror adâncime depășește 1,5 m;
F) manipularea mecanizată sau manuală a obiectelor cu masă mare;
G) expunerea la atingerea părților sub tensiune ale instalațiilor electrice;
H) expunerea la atmosfere explozive;
I) lucrări ce implică desfășurarea de activități pe conducte sau recipiente sub presiune,
Inclusiv activitățile de cuplare a COTG și de efectuare a probelor de rezistență și etanșeitate ale acestora.
3.9.2. PROTECȚIA MEDIULUI
(1) La stabilirea traseului unei COTG se are în vedere impactul asupra mediului în timpul executării, punerii în funcțiune și exploatării; pentru traseul ales trebuie obținut acordul de mediu și toate avizele conform legislației în vigoare.
(2) În PT al COTG trebuie analizate în special următoarele aspecte de mediu și trebuie stabilite măsurile pentru reducerea impactului pentru fiecare aspect analizat:
A) schimbarea temporară a folosinței terenului;
B) distrugerea temporară a vegetației și structurii solului la pregătirea culoarului de lucru și efectuarea săpăturilor;
C) producerea unor scurgeri accidentale de uleiuri sau de combustibil pe sol sau în apă, emisia de noxe și unde sonore generate de funcționarea utilajelor și intensificarea traficului pe durata construcției;
D) producerea de emisii de compuși organici volatili în aer ocazionate de operațiile de sudare și de acoperire anticorozivă a COTG;
E) creșterea turbidității și poluarea apelor de suprafață prin deversări accidentale de substanțe la realizarea traversărilor cursurilor de apă;
F) poluarea temporară a solului cu deșeuri rezultate în procesul tehnologic de execuție și la realizarea operațiilor de curățare a interiorului COTG;
G) poluarea solului/apelor la golirea COTG după efectuarea probei de presiune;
H) poluarea atmosferei la umplerea progresivă a COTG cu gaze naturale;
I) consumul de resurse naturale (apa, energie, materiale) pentru realizarea COTG.
(3) Evaluarea impactului asupra mediului trebuie documentat prin studii de impact realizate de către investitor (proprietarul/beneficiarul/operatorul conductei) prin unități specializate, persoane juridice sau persoane fizice atestate conform legislației în vigoare.
(4) Investitorul (proprietarul/beneficiarul/operatorul conductei) trebuie să dețină în momentul începerii lucrărilor toate avizele, autorizațiile și acordurile conform legislației în vigoare, obținute pe baza documentației emise de proiectant și de structurile proprii implicate, după caz.
(5) Executantul lucrărilor are obligația de a respecta prevederile din PT și legislația în vigoare privind protecția mediului; toate lucrările se vor executa pe bază de proceduri și instrucțiuni de lucru calificate (aprobate).
3.9.3. PREVENIREA ȘI STINGEREA INCENDIILOR
(1) La proiectarea și executarea COTG se vor respecta prevederile legislației generale în vigoare privind apărarea împotriva incendiilor și a normativelor specifice domeniului.
(2) PT al COTG trebuie să prevadă:
A) măsurile de apărare împotriva incendiilor specifice transportului gazelor naturale prin conducte;
B) mijloacele tehnice pentru prevenirea incendiilor și echipamentele de protecție specifice;
C) instrucțiunile de funcționare a mijloacelor de apărare împotriva incendiilor prevăzute în documentația proiectului precum și regulile de verificare, întreținere și exploatare a acestora, întocmite de producători;
D) evaluarea riscului de incendiu și scenariile de securitate la incendiu stabilite pe baza criteriilor și metodologiilor specificate în legislația generală în vigoare;
E) responsabilitățile instruirii în domeniul situațiilor de urgență a salariaților implicați în activitățile de execuție, verificare și exploatare;
F) instrucțiunile privind efectuarea lucrărilor prevăzute în PT al COTG pe parcursul cărora riscul producerii incendiilor este semnificativ.
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: C 2 Despre Gazoducte [307376] (ID: 307376)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.