Calculul de Proiectare a Conductei Magistrale de Tranzit Gaze Isaccea Negru Voda (tranzit Ii Turcia)

Cuprins

Introducere

În ceea ce privește gazele în starea lor naturală singura modalitate de transport este acea prin sistemele de conducte.

Transportul prin conducte prezintă o serie de avantaje, dintre care se menționează continuitatea și regularitatea, posibilitatea automatizării, fiabilitatea în exploatate. La acestea se adaugă că transportul prin conducte este cel mai ieftin. Într-adevăr, construcția unei conducte magistrale reprezintă o importanță ce nu este justificată decât dacă trebuie să se transporte cantități mari de gaze.

Hartă ilustrând conductele importante din Europa

Sursa: https://www.google.ro/search?q=gas+pipeline+transport&ie=utf-8&oe=utf-8&gws_rd=cr&ei=FTiaVeDpKIbB-gHGqYaQCw#q=gas+pipelines+europe+map

Pentru a obține eficiență economică ridicată a transportului de gaze, este necesar să se determine valorile optime ale parametrilor principali și anume diametrul interior, presiunea la intrarea în conductă (la ieșirea din stația de comprimare) și raportul de comprimare al gazelor.

În momentul în care se discută de securitatea și alimentarea cu gaze, trebuie avută în vedere nu numai diversificarea surselor externe de livrare gaze și interconectarea cu rețelele de transport ale țărilor învecinate, ci și faptul că sistemul propriu de transport gaz este uzat fizic și îmbătrânit moral, ridicând o serie de probleme diferite din punctul de vedere al mentenanței și securității naționale.

Activitatea de transport gaze naturale se bucură de o tradiție îndelungată în domeniu, dat fiind faptul că primele zăcăminte de gaze naturale în țara noastră au fost descoperite încă la începutul secolului XX. Începând din anul 1914, când a fost construită prima conductă de transport pentru alimentarea cu gaze naturale a orașului Turda, și până în prezent, în România a fost dezvoltat un sistem de transport complex care actualmente ocupă circa 90% din suprafața tării. Desigur că această activitate de 101 de ani a însemnat implicit dobândire unei vaste experiențe în ceea ce privește operarea și dezvoltarea sistemului de transport gaze naturale.

Bazându-se pe această experiență, TRANSGAZ SA și-a propus o strategie de dezvoltare ambițioasă elaborată în concordanță cu obiectivele și prioritățile programului de guvernare, cu strategia de dezvoltare economică a României pe termen mediu și lung, și nu în ultimul rând, cu strategia națională de dezvoltare energetică a țării noastre.

Activitatea de tranzit internațional a început în anul 1974, prin punerea în funcțiune între localitățile Isaccea – Jud. Tulcea și Negru Vodă – Jud. Constanța, a primei conducte cu o lungime de cca.190 Km și un diametru de 1000 mm, în vederea tranzitării pe teritoriul României a gazelor naturale provenite din fosta Uniune Sovietică spre Bulgaria, activitate ce se dezvoltă acum prin realizarea pe același traseu a unei noi conducte, cu un diametru de 1200 mm, care extinde transportul gazelor naturale spre Turcia, Grecia și Macedonia.

Lucrarea iși propune proiectarea conductei de tranzit Tranzit II – Turcia, luând în considerare normativul de proiectare, datele specificate în contactul de tranzitare al teritoriului precum și Standardul European în vigoare.

Capitolul I

Transportul gazelor naturale prin conducte

În general, transportul gazelor naturale de la locurile de producție spre centrele de consum se face prin conductele. Problemele ce apar în legătură cu proiectarea, construcția și exploatarea acestor conducte de gaze au o deosebită importanță practică și prezintă o serie de aspecte speciale, afectate esențial de proprietățile gazelor naturale.

1.1 Proprietățile fizico-chimice ale gazelor naturale

1.1.1 Modelul de gaz perfect și legile lui

Diferența dintre gaze și vapori este că, gazele sunt corpuri care se află în stare gazoasă în condiții de presiune și temperatură depărtate de punctul de lichefiere, iar vaporii sunt corpuri în stare gazoasă în condiții de presiune și temperatură din vecinătatea punctului de lichefiere.

Se numește gaz perfect un corp în stare gazoasă ipotetică, format din molecule perfect sferice, perfect elastice, lipsite de forțe de interacțiune și cu țvolum propriu neglijabil. Modelul de gaz perfect poate fi asemănat cu un gaz real, aflat în condiții de presiune foarte mică și de temperatură foarte înaltă.

Principalele legi respectate de gazele perfecte sunt următoarele:

Legea Boyle – Mariotte: La temperatură constantă, volumul unei anumite cantități de gaz perfect variază invers proporțional cu presiunea

. (1.1)

Legea Gay – Lussac: La presiune constantă, volumul unei anumite cantități de gaz variază direct proporțional cu temperatura

. (1.2)

Legea lui Charles: La volum constant, presiunea unei anumite cantități de gaz variază direct proporțional cu temperatura

. (1.3)

Legea lui Avogadro: La aceeași presiune și temperatură, volume egale din gaze diferite conțin același număr de molecule.

În condiții normale, caracterizate prin presiunea pN = 1 atm = 1,013·105 Pa și temperatura TN = 273,16 K, volumul unui kilomol de gaz, oricare ar fi acesta este VM,N = 22,414 /kmol.

Numărul de molecule de gaz aflate într-un kilomol este același pentru orice gaz și în orice condiții. Valoarea acestui număr, numit numărul lui Avogadro, este NA = 6,023·1026.

Se observă că primele trei legi caracterizează trei procese termodinamice simple și anume acelea în care din cei trei parametri de stare, p, V, T, unul rămâne constant. Dacă toți parametrii variază, prin combinarea a două din cele trei legi amintite, se obține relația

(1.4)

Pentru un kilogram de gaz perfect, această relație se scrie

(1.5)

și se numește ecuația generală de stare a gazelor perfecte (ecuația lui Clapeyron), fiind masa specifică a gazului.

Constanta R este specifică fiecărui gaz considerat și se determină din formula

, (1.6)

unde RM = 8314,2 J/kmol/K este constanta universală a gazelor, iar M – masa molară a gazului respectiv.

1.1.2 Gaze reale. Ecuația de stare a gazelor reale

Experimental au fost constatate abateri semnificative de la legile gazelor perfecte, datorate interacțiunilor moleculare care apar în cazul gazelor reale. A fost propus un număr mare de ecuații de stare pentru gazele reale, fără a se ajunge la o rezolvare completă a acestei probleme. Dintre acestea, un rol deosebit l-a jucat ecuația lui van der Waals, stabilită pe baza unor considerații cinetico-moleculare sub forma

(1.7)

constantele a, b și R depinzând de natura gazului real. Calitativ, ecuația (1.7) redă particularitățile de comportare ale gazelor reale, dar cantitativ nu concordă cu experiențele efectuate.

Mulți cercetători au apelat la metoda semiteoretică a corelării datelor experimentale, obținând numeroase ecuații de stare ale căror expresii sunt cu atât mai complicate cu cât aproximează în condiții mai bune comportarea reală a gazelor. Cea mai utilizată ecuație de stare a gazelor reale(1) este

(1.8)

unde Z este factorul de abatere a gazului de la modelul de gaz perfect. Acesta se poate obține grafic din „diagrama universală” în funcție de parametrii reduși ai gazului

(1.9)

unde și sunt parametrii critici ai gazului. De asemenea, pot fi utilizate relații de calcul de forma

(1.10)

cu A și B constante, C(T) – o funcție de temperatură și n – un număr constant. În această categorie se încadrează formula lui Adamov

(1.11)

temperatura t fiind exprimată în grade Celsius și presiunea p în atmosfere.

Pentru gazele naturale, la o bună concordanță cu datele experimentale conduce și formula lui Berthelot

(1.12)

care se mai posate scrie, ținând seamă de (1.9)

. (1.13)

Această formulă este foarte des utilizată în calculele de dimensionare a conductelor de transport gaze naturale, dar și a celor de distribuție.

(1) T. Oroveanu, V. David, Al. D. Stan, C. Trifan. “Colectarea transportul, depozitarea și distribuția produselor petroliere și gazelor”, Editura Didactică și Pedagogică București, 1985, pag. 153

1.1.3 Amestecuri de gaze

Un amestec de gaze se definește prin fracțiile componenților acestuia. Fracțiile pot fi masice, volumice și molare. Relațiile de definire sunt:

(1.14)

(1.15)

(1.16)

unde N este numărul de componenți, mi – masa componentului i, Vi – volumul ocupat de componentul i, iar ni – numărul de kilomoli ai componentului i.

Relațiile dintre fracții sunt

(1.17)

Mi fiind masa molară a componentului i.

Un amestec de gaze perfecte se comportă ca un gaz perfect, iar masa sa molară, se calculează cu una dintre formulele

(1.18)

Corespunzător se definește constanta aparentă de gaz perfect a amestecului

, (1.19)

cu ajutorul căreia pot fi calculate masa specifică și volumul specific ale amestecului

(1.20)

În cazul amestecurilor de gaze reale, se poate apela la regula empirică a lui Kay pentru calculul presiunii și temperaturii pseudocritice în funcție de valorile parametrilor critici ai componenților

(1.21)

Dacă nu se cunoaște compoziția amestecului de gaze, parametrii pseudo-critici pot fi calculați în funcție de densitatea relativă Δ a amestecului cu formulele aproximative (Istomin)

ppc = (49,37–6,4 Δ )·105, Tpc = 171,5 Δ + 97, (1.22)

presiunea rezultând în pascal, iar temperatura în kelvin.

Cunoscându-se parametrii pseudocritici, se poate trece la calculul parametrilor reduși (în cazul amestecurilor de gaze se utilizează și denumirea de parametrii pseudoreduși), iar din diagrama universală se poate determina valoarea factorului de abatere de la legea gazelor perfecte. Acest mod de calcul al factorului de abatere nu este destul de precis, având mai mult un caracter orientativ.

Un calcul mai riguros al luí se poate face pe baza legilor amestecurilor de gaze. Astfel, apelând la legea lui Amagat, și respectiv la legea lui Dalton se poate scrie

; , (1.23)

; (1.24)

Aparent, formulele (1.23) și (1.24) sunt identice, dar conduc la rezultate diferite deoarece formulele cu ajutorul cărora se determină sunt diferite. În general, valoarea lui dată de formula (1.23) este mai exactă.

1.1.4 Proprietățile gazelor naturale

Gazele naturale(2) sunt hidrocarburi ușoare parafinice, care în condiții normale de presiune și temperatură se află în stare gazoasă. Gazele neasociate, pentru care se utilizează de obicei denumirea de gaze naturale, sunt hidrocarburi gazoase care se găsesc sub formă de gaze libere în condițiile inițiale de presiune și de temperatură ale unui zăcământ care nu conține petrol.

Gazele associate sunt definite ca hidrocarburi gazoase ce se găsesc sub formă de gaze libere, în condiții de zăcământ și în contact cu o zonă saturată cu petrol din care se produce sau se poate produce acesta din urmă.

Gazele dizolvate sunt hidrocarburi gazoase care se găsesc dizolvate în petrol.

(2) T. Oroveanu, V. David, Al. D. Stan, C. Trifan. “Colectarea transportul, depozitarea și distribuția produselor petroliere și gazelor”, Editura Didactică și Pedagogică București, 1985, pag. 157

Masa specifică a gazelor poate fi definită dacă se precizează condițiile de presiune și temperatură, deoarece volumul gazelor variază în funcție de acestea. În condiții normale, pN = 1,013·105 Pa și TN = 273,16 K, se definește masa specifică normală

(1.25)

exprimată în kilograme pe metru cub normal, M și VM,N având semnificațiile precizate anterior. La presiunea p și temperatura T, gazul are masa specifică

(1.26)

m fiind masa de gaz iar V – volumul ocupat de acesta.

Densitatea relativă Δ a unui gaz este raportul dintre masa lui specifică și cea a aerului, în aceleași condiții

(1.27)

indicii g și a referindu-se la gaz, respectiv la aer.

Gazele naturale sunt amestecuri de hidrocarburi gazoase. Cunoscând fracțiile volumice sau molare ale componenților gazului, se poate calcula masa specifică cu

(1.28)

unde este masa specifică a componentului i. Aceasta se poate calcula ținând seamă de factorul de abatere cu

. (1.29)

Presiunea parțială pi rezultă din

. (1.30)

De asemenea se poate utiliza și formula

(1.31)

unde se calculează cu una din formulele (1.18), iar cu formula (1.23).

Vâscozitatea, definită ca proprietatea fluidelor de a se opune mișcării datorită forțelor interne de frecare, în cazul gazelor, prezintă caracteristica de a scădea cu creșterea masei molare. Când presiunea nu depășește 70 bar, vâscozitatea dinamică crește cu temperatura, conform formulei lui W. Sutherland

(1.32)

în care este valoarea vâscozității în condiții normale, iar C este o constantă specifică gazului respectiv. Pentru metan C = 168, iar .

Pentru amestecuri de gaze, vâscozitatea cinematică se determină cu ajutorul formulei

, (1.33)

vâscozitatea dinamică fiind

. (1.34)

Căldura specifică sau capacitatea calorică, reprezintă cantitatea de căldură necesară unității de substanță pentru ca temperatura acesteia să crească cu un kelvin. La gaze, căldura specifică se definește în funcție de natura procesului termic. Există astfel căldură specifică izobară masică cp J/kg/K, molară Cp,m J/kmol/K și volumică Cp J//K, respectiv căldură specifică izocoră masică cv J/kg/K, molară Cv,M J/kmol/K și volumică Cv J//K. Între aceste două feluri de căldură specifică există relațiile

(1.35)

unde k este exponentul adiabatic și are valorile: 1,67 pentru gaze monoatomice, 1,40 pentru gaze biatomice, 1,33 pentru gaze poliatomice.

De asemenea există relațiile

(1.36)

Între căldurile specifice izobară și izocoră se pot scrie relațiile:

, . (1.37)

Pentru amestecuri de gaze, se utilizează formulele de exprimare a căldurilor specifice ale amestecurilor în funcție de fracțiile componenților:

(1.38)

(1.39)

(1.40)

Dependența de temperatură a căldurii specifice izobare a gazelor naturale, este dată de relația

. (1.41)

În tabelul 1.1 sunt prezentate principalele proprietăți fizico-chimice ale hidrocarburilor gazoase care intră în componența gazelor naturale.

Tabelul 1.1 Proprietățile fizico-chimice ale hidrocarburilor gazoase

1.2 Probleme specifice transportului gazelor naturale

1.2.1 Generalități

Prezentul impune utilizarea gazelor naturale din ce în ce mai des prin dezvoltarea intdustriilor și tendința de a asigura populației confortul necesar concomitent cu reducerea poluării în toate țările, cu precădere în cele dezvoltate.

Din acest punct de vedere țările consumatoare de gaze se pot grupa în felul următor:

țări producătoare de gaze naturale în cantități ce pot acoperi consumul propriu actual și de perspectivă având și un potențial excedent de rezerve și care deja asigură în prezent și în perspectivă exporturi importante de gaze (Canada, F. Rusă, Norvegia, Anglia, Olanda etc);

țări cu consum de gaze naturale propriu relativ scăzut dar cu rezerve și potențial de extracție deosebit de dezvoltat (țările din Golful Persic, Africa de Nord, Iran, Irak, Turkmenia etc.) și care doresc găsirea unui debușeu pentru acestea către țările în care consumul de gaze naturale este în continuă dezvoltare;

țări care nu beneficiază deloc sau într-o măsură neacoperitoare de resurse proprii de gaze naturale, au un consum dezvoltat și în continuă creștere pe seama importului (Belgia, Franța, Germania, Spania, Portugalia, Italia, Elveția, Austria, Ungaria, Suedia, Finlanda, Polonia, Ucraina, Turcia, Bulgaria, Japonia, Indonezia, China etc.).

Prin prisma celor de mai sus România beneficiază de o industrie gazieră dezvoltată pe baza resurselor proprii dar la care, datorită duratei îndelungate de exploatare (peste 90 de ani) se face simțit, ca la orice industrie extractivă, declinul natural de debit și presiune, fapt pentru care cu toate că se situează ca nivel propriu de producție în primele 12 industrii gaziere ale lumii, totuși importă în prezent cca. 25% din necesarul de consum, acest import urmând a crește la nivelul anilor următori la peste 50%, din necesarul de gaze.

Indiferent de situarea unei industrii gaziere în categoriile mai sus arătate, problemele importante luate în considerare de utilizatea gazelor naturale sunt următoarele:

l. Creșterea randamentului de utilizare, atât a consumului de gaze cât și a formelor de energie utilizate în producerea, transportul, distribuirea și utilizarea gazelor naturale;

2. Satisfacerea principalului deziderat, contradictoriu, între caracterul relativ constant și limitat al surselor de gaze, în special în sezonul rece și al consumului variabil și care este în general peste nivelul surselor în acest sezon;

3. Asigurarea calității gazelor destinate transportului, distribuției și utilizării atât pentru evitarea consecințelor tehnice ce pot fi produse în acest circuit tehnologic și la utilizatori, cât și pentru reducerea consumurilor energetice provocate de prezența unor impurități solide, dar mai ales lichide, precum și pentru creșterea randamentului energetic propriu și la consumatorii de gaze;

4. Asigurarea preciziei măsurării gazelor în lanțul tehnologic: producție, import, transport, distribuție și utilizare gaze ținând seama de faptul că erorile ce pot să apară la măsurare în condițiile în care se vehiculează în medie zeci de miliarde mc/an, pentru prețuri de 80 – 160 USD/1000 mc în industrie și de 150 – 350 USD/1000 mc la utilizatori, pot provoca pierderi economice foarte mari;

5. Introducerea unei tehnologii moderne în extracția, transportul, distribuția și utilizarea gazelor naturale, a tehnicii electronice de calcul în urmărirea și centralizarea parametrilor tehnologici și pentru asigurarea unei dispecerizări competente, a creșterii siguranței în exploatare, protejarea mediului, a instalațiilor tehnologice și vecinătăților, a evitării pierderilor de gaze naturale, a depistării erorilor de operare și a accidentelor tehnice, a creșterii productivității muncii etc;

6. Protejarea rezervelor de gaze, a asigurării independenței energetice pe seama diversificării surselor de aprovizionare cu gaze (asigurarea importurilor de gaze din mai multe sisteme intercontinentale, cu surse de gaze diferite, prin mai multe puncte de predare – primire din acestea, utilizarea gazelor naturale lichefiate (LNG), gazelor petroliere lichefiate (LPG), elaborarea unui program de limitare a consumului de gaze pentru cazuri de forță majoră sau datorate unor situații meteorologice deosebite etc);

7. Lucrările în dezvoltarea industriei gaziere în sensul celor mai sus amintite impun eforturi financiare majore și de aceea este o practică uzuală atragerea capitalului și a investitorilor străini;

8. Asigurarea unei politici de formare a prețului gazelor naturale, realizarea unui echilibru judicios între obligațiile față de stat și resursele financiare destinate cercetării și investițiilor;

9. Crearea unui cadru normativ corespunzător și în concordanță cu prevederile internaționale și care se diminueze riscurile unor acțiuni arbitrare din partea furnizorilor sau de la țările tranzitate de gaze naturale.

1.2.2 Condiționări determinate de transportul internațional al gazelor naturale

Cererea de energie este polimorfă și depinde de specificitatea proprie fiecărei regiuni a globului.

Gazele naturale și cele petroliere au și vor avea un rol din ce în ce mai important iar ponderea lor în bilanțul energetic mondial va continua să crească datorită mai multor factori în funcție de importanța rezervelor, cost, disponibilități și repartiție geografică, protejarea mediului înconjurător etc.

In această evoluție spectaculoasă, o serie de aspecte trebuie luate în considerare:

Probleme aferente industriilor gaziere:

apariția noilor producători, transportatori, distribuitori și consumatori de gaze privatizați, integral sau parțial, alături de marile societăți de stat din respectivele domenii;

interconectarea sistemelor de transport naționale, a marilor gazoducte continentale sau intercontinentale;

accesul la gazele naturale a unor noi țări datorită trecerii acestor conducte de gaze internaționale pe teritoriul lor și astfel dezvoltarea strategiilor unei industrii gaziere locale;

parteneriate diverse, între regiuni și țări cu grad de dezvoltare diferit, având consecințe importante în punerea în evidență a unor tehnici și tehnologii, adaptarea acestora la contextul fiecărei țări și optimizarea resurselor tehnologice;

exacerbarea concurenței, datorită mondializării și a schimbării ponderii competiționale a diferitelor surse de energie (gaze naturale, GNL, GPL, energie electrica, surse hidroenergetice, petrol și derivate, energie atomică, cărbune etc.).

Probleme proprii de evoluție ale acestui sfârșit de mileniu, ca de exemplu:

stăpânirea informațiilor și a comunicațiilor modeme ca elemente indispensabile și strategice, la nivelul industriilor gaziere, ale țărilor și între țări;

dezvoltarea tehnicilor și tehnologiilor gaziere, experiența în domeniu, specifice fiecărei țări;

evoluția structurii întreprinderilor cu multe și inutile nivele ierarhice;

gradul de însușire și importanța acordată la toate nivelele culturii internaționale (limbi străine, nivel tehnic, cunoștințe economico-politice, cunoașterea specificului țărilor, alinierea la prevederile legale și normele internaționale etc.);

cunoașterea și luarea în considerare a nevoilor consumatorilor de gaze, informarea acestora in domeniul respectiv și perfecționarea serviciilor către abonații de gaze;

dezvoltarea continuă a tehnicilor și tehnologiilor modeme și creșterea randamentelor;

calitatea activităților, securitatea și protecția mediului;

redefinirea rolului managerului, a expertului, a personalului de execuție, precum și a relațiilor între ei în scopul creșterii eficienței, operativității și responsabilității;

formarea profesională pentru diferite nivele în vederea însușirii cunoștințelor specifice a căror viteză de evoluție și complexitate sunt greu de stăpânit.

Dezvoltarea transportului gazelor naturale pe plan mondial și European

Nivelele anuale ale consumului mondial exced în prezent 2.000 miliarde urmând ca în ani următori să mai crească cu aproximativ 35-45%. Pe lângă domeniile consacrate în care se consumă gaze naturale, se extind rapid utilizările pentru producerea combinată a electricității și căldurii, pentru industria chimică, precum și sub formă de carburant în transporturi.

Pentru Europa, tendințele economice generale ce se manifestă în acest sfârșit de mileniu se exprimă prin:

extinderea standardizării;

formarea pieței unice a energiei;

mișcarea liberă a oamenilor și a capitalului;

reducerea subsidiilor cu efecte importante în special în industria cărbunelui;

schimbările politico-energetice din țările centrale și estice.

Dacă ne raportăm la distribuția geografică a rezervelor actuale, dovedite (figura 1.1), constatăm o discrepanță între acestea și producție, ca de exemplu ia nivelul continentului nord american (ponderea producției este de 30 %, iar rezervele 5 %), la nivelul Orientului Apropiat unde producția nu atinge 6 % din totalul producției mondiale în timp ce rezervele au o pondere de 31 %, din rezervele mondială.

Ȋn acest top Romania se afla pe locul 60.

Fig. 1.1. Conform datelor Business Insider bazate pe informatiile Agentiei Centrale de Informatii (CIA) centralizate in 2010

[Sursa: Autor]

Structura comerțului internațional cu gaze naturale arată că circa 84 % din consumurile individuale ale țărilor se asigură din producția internă, aceasta datorită în primul rând ponderii mari a SUA și CSI, mari producători și mari consumatori de gaze. Importurile medii ale consumatorilor la nivelul mondial de 16 %, se compune în prezent din 24 % LNG și 76 % gaze naturale furnizate prin conducte.

Sectorul energetic este de o importanță strategică deosebită pentru restructurarea economică în țările asociate, de aceea integrarea în Uniunea Europeană implică un proces complex de restructurare, ajustare a legislației, normelor și standardelor.

Gazele naturale joacă un rol important în țările asociate cu o proporție de 22 % din consumul de energie primară. România, Ungaria și Polonia, dețin atât rezerve de gaze cât și o producție internă de gaze, fiind într-o mai mare sau mai mică dependență de gazele importate din Rusia, iar celelalte țări asociate sunt dependente 100 % de Rusia, întrucât se așteaptă ca piețele de gaze să crească în continuare. De aceea tendința pentru diversificarea surselor este mare în regiunea țărilor asociate.

Cota de 22 % arată că deși gazele naturale joacă deja un rol important în furnizarea energiei primare totale, există totuși oportunități pe piața de energie pentru a mări în continuare cererea de gaze, în special pentru producerea energiei electrice.

Datorită creșterii cererii și a scăderii producției interne în țările asociate, asigurarea cu surse proprii va cunoaște o cădere, cu toate noile investiții atrase în sectorul de exploatare și producție de gaze naturale.

Pentru a atrage investițiile necesare importului și modernizării industriei gaziere, trebuie introduse prețurile de gaze fără subvenționare și subvenționare încrucișată. Reabilitarea și extinderea rețelelor precum și reorganizarea industriei pot fi finanțate doar prin atragerea investițiilor pe baza mediului propice pentru afaceri.

Dezvoltarea consumului de gaze naturale în toate țările europene concomitent cu tendința de creștere a importurilor de gaze pentru majoritatea dintre aceste țări impun realizarea unor proiecte de dezvoltare a livrărilor de gaze din zăcămintele din Federația Rusă, zona Mării Nordului, Orientul Mijlociu, Africa de Nord, etc.

Pe lângă necesitățile sporite de gaze naturale pentru țările din Europa, se urmărește diversificarea surselor de import, care devine o problemă politică, strategică, economică.

Rezervele certe pe plan mondial la finele anului 1996 au fost de circa 150.000 mlrd mc, în timp ce producția de gaze naturale la finele anului 1996 a fost de 2.119,6 mlrd mc, cu o creștere de 27% față de anul 1985. în același timp producția celor doi mari furnizori gazieri ai Europei au crescut pentru aceeași perioadă într-un ritm mai lent decât extracția mondială și anume cu 10% în Federația Rusă și 7,5% pentru țările din Europa. în schimb creșterea consumului mondial a fost în 1995 / 1985, de 24,4%, iar în Europa de 28,1%.

Cererea de energie pe plan mondial este într-o puternică creștere și evoluțiile în următorii ani sunt spectaculoase cu consecințe de atenționare pentru Europa.Chiar dacă se minimalizează riscurile, politice și tehnico-economice, vizând accesul Europei la importantele rezerve din Orientul Mijlociu și Federația Rusă (peste 70% din rezervele mondiale) și repartiția consumatorilor în lume vor ridica probleme.

Astfel, în Asia de Sud Est creșterea consumului în următorii 25 ani, va reprezenta echivalentul gazelor naturale utilizate în America de Nord și Europa (fără Federația Rusă), în anul 1996, foarte probabil și pe seama gazelor din Federația Rusă.

Resursele proprii de gaze naturale ale țărilor europene, cu excepția celor din fosta URSS și România, au fost până în anii '60 foarte modeste, consumul acestora bazându-se în mare măsură pe gaze manufacturiale și cele reziduale provenite din industriile chimice, siderurgice etc.

După construcția primului gazoduct transnațional european în Țările de Jos în 1964, pentru gazele din Marea Nordului, de la Groningen, rețeaua Europei de Vest, a cunoscut o dezvoltare corespunzătoare cu cererea de consum, de la 48.000 km la 200.000 km în 1996, adică cu peste 5% anual.

Cererea de gaze naturale în Europa va progresa cu peste 50%, în ani urmatori, față de anul 1995, concomitent cu scăderea producției în Europa Centrală și Orientală și de aceea după anul 2005 vor apărea dificultăți ce se vor accentua în viitor, când se estimează și scăderea producției din Marea Nordului.

În această situație dependența utilizatorilor de gaze naturale din Europa de sursele din Federația Rusă va fi într-o continuă creștere cu implicațiile ce decurg, inclusiv asupra prețului acestuia. De aceea s-au impus următoarele orientări în strategie:

noi furnizori de gaze naturale și de GNL (Africa de Nord, Nigeria, Golful Persic, Iran, Irak, Turkmenistan, Marea Caspică, Yemen etc.);

investiții imense (peste 300.000 milioane USD) în infrastructurile de producție și transport;

revigorarea în anumite limite a opțiunii energiei nucleare, concomitent cu reducerea consumului energetic și protejarea combustibililor neregenerabili;

deschiderea piețelor gaziere alături de contractele pe termen lung, liberalizarea comerțului și pieței gazelor naționale, dezvoltarea concurenței.

Exporturile de gaze naturale din Federația Rusă, către Europa de Vest, Centrală și de Sud Est vor crește de la 124 mld mc/1996, la 230 mld mc/2015, iar spre Comunitatea Statelor Independente și Țările Baltice, în aceeași perioadă, exporturile vor crește de la 73 la 130 mld mc/an. Proiecte și direcții majore vizând exportul de gaze naturale sunt:

sistemul Yamal (Federația Rusă) – Bielorusia – Polonia – Germania (peste 4.000 km), din care 104 km, au fost puse în funcțiune (Frankfurt pe Oder frontiera germano-polonă) precum și unele lucrări din sistem pe teritoriul polonez;

este în curs de construcție sistemul de transport din zona nodului tehnologic Torzok (lângă Moscova) – Bielorusia – Polonia – Frankfurt pe Oder, ca o primă parte a sistemului Yamal, care va permite după anul 2000, transportul a 30 mld mc/an, din capacitatea finală de circa 66 mld mq/an;

dezvoltarea sistemului Federația Rusă – Finlanda (Coasta de Vest, subtraversarea Golfului Bothnia către Suedia – Danemarca și alte țări vest europene cu o capacitate de peste 10 mld mc/an;

conducta Federația Rusă – Georgia – Turcia cu o capacitate de 10 mld mc/an;

conducta sub Marea Neagră din Federația Rusă (Djudan) – Turcia (Samsun), cu o capacitate de 10 mld mc/an;

un nou sistem de transport de circa 5.600 km conducte din Federația Rusă, de la zăcămintele din Kortininskoie și alte resurse, de-a lungul Rusiei Orientale și Mongoliei, cu o capacitate de 20 mld mc/an, din care 10 mld mc/an export destinat Chinei, Japoniei și Coreea de Sud.

1.2.4 Considerente tehnico – economice privind transportul gazelor naturale

Principalul competitor al gazelor naturale este petrolul și derivatele sale. Acești purtători de energie se condiționează sub aspectul formării prețului, se pot substitui unul pe celălalt dar există și o serie de diferențe substanțiale între ei, ca:

petrolul și derivatele sale se pot obține de la diverși ofertanți atât în baza unor contracte cât și ca un produs „spot" pe piața liberă;

produsele petroliere se transportă prin conducte, cu vase petroliere, cu sistern pe căile ferate și rutiere;

costurile investiționale și de operare sunt mult reduse pentru transportul produselor petroliere;

produsele petroliere determină probleme suplimentare de mediu în lanțul producție – transport – utilizare, sunt supuse fluctuațiilor imprevizibile de preț și prezintă complicații la utilizare, mai ales la temperaturi scăzute.

Cu toate dezavantajele în asigurarea furnizorilor de gaze, a căilor și mijloacelor de transport, a costurilor de investiții și operare, industriile gaziere și de transport sunt în expansiune, comoditatea utilizării și reducerea poluării fiind factori de interes.

Studiind costurile de transport pentru petrol și gaze rezultă:

cheltuielile pentru transportul produselor petroliere prin conducte este cel mai mic comparativ cu cheltuielile de transport prin conducte al celorlalte surse de energie primară;

cheltuielile de transport al gazelor off-shore sunt superioare cheltuielilor de transport a gazelor on-shore, dar inferioare cheltuielilor transportului LNG prin conducte până la 1600 km și superioare acestuia peste această distanță;

cheltuielile de transport ale gazelor naturale sunt superioare produselor petroliere și inferioare transportului gazelor naturale prin conducte off-shore. Totodată cheltuielile pentru transportul gazelor naturale sunt inferioare cheltuielilor pentru transportul LNG prin conducte pe distanță de maxim 4.000 km și superioare acestuia pentru distanțe mai mari decât 4.000 km.

Asigurarea cu gaze naturale a Europei în perspectiva anului 2016 impune realizarea a zeci de mii de km de conductă cu diametre între 800 – 1.400 mm, cu presiuni de 75 – 100 bar, a peste 100 de stații de comprimare cu puterea instalată de 30 – 100 MW care presupune investiții uriașe, costul unui metru liniar de conductă fiind de circa 15 USD/inch, iar pentru o stație de comprimare de circa 1.000.000 USD/1MW.

Realizarea conductelor în noua concepție intercontinentală și între continente, proiectele descrise anterior ridică probleme deosebite din punct de vedere tehnic, economic, ecologic și financiar.

Tendința generală actuală pentru optimizarea costurilor legate de realizarea acestor proiecte este exprimată prin:

creșterea diametrelor și presiunilor de lucru ale conductelor continentale, devenind uzuale conductele cu diametre mai mari de 1.200-1.500 mm și presiuni de lucru de 80 – 100 bar, realizate din oțeluri de calitate superioară;

utilizarea grupurilor de comprimare de puteri mari;

îmbunătățirea condițiilor de inspecție și control în exploatare ale acestor conducte pentru realizarea unei permanente diagnosticări a stării tehnice.

Eforturi deosebite sunt canalizate în direcția creșterii gradului de protejare anticorozivă interioară și exterioară.

automatizarea și generalizarea sistemelor de control și achiziție date prin folosirea celor mai modeme mijloace de comunicație;

în condițiile unor costuri mari de investiții recuperarea energiei secundare în stațiile de comprimare prin folosirea ciclului combinat determină ridicarea randamentelor energetice globale la peste 60% și coboară costurile specifice de comprimare;

creșterea capacităților de înmagazinare subterană și optimizarea duratelor sezoniere de utilizare în funcție de tipul stocării:

zăcăminte semidepletate, 100 – 150 zile/an;

zăcăminte acvifere, 60 – 90 zile/an;

caverne saline, 30 – 50 zile/an;

utilizarea GPL pentru acoperirea unor vârfuri de consum, la anumiți utilizatori, dar nu mai mult de 15 – 30 zile/an;

utilizarea GNL atât ca resursă de bază cât și pentru preluarea vârfurilor de consum.

1.2.5 Probleme specifice industriei gaziere din România

Dezvoltarea sistemului național de transport gaze

Istoria gazelor naturale din România a început cu erupția sondei 2 Sărmășel în anul 1909, la 19 aprilie, când s-a ajuns la 302 m, sonda amplasată întâmplător pe central structurii Sărmășel și care era forată pentru depistarea sărurilor de potasiu.

În anii 1912 – 1913 s-au săpat primele sonde productive în câmpul Sărmășel și s-a început utilizarea locală a gazului metan pentru acționarea motoarelor cu ardere internă și producerea aburului în cazane mobile.

Primul iluminat public cu gaz metan din Europa s-a introdus la Turda în anul 1917, gazul fiind adus printr-o conductă de la Sărmășel, aceasta constituind prima conduct de transport din Europa.

Producția, transportul și utilizarea gazelor în 1938 a reprezentat 311 mii. mc, iar lungimea conductelor 187 km, cu diametre de până la 250 mm. în perioada 1938 – 1970, industria gazieră din România s-a situat pe locul doi în Europa sub aspectul cantităților de gaze extrase din zăcăminte proprii și pe primul loc ca dotări tehnice.

Unele dezvoltări semnificative:

în anul 1963 se pun în funcțiune primele stații de uscare a gazelor Șincai și Sărmășel;

în anul 1965 se pune în funcțiune prima stație de comprimare în transportul gazelor de 8.000 CP;

în anul 1968 se construiește prima stație de comprimare pentru extracție de 3.000 CP;

transportul internațional de gaze către Bulgaria începe în 1974;

importul de gaze din URSS începe în 1978;

în anul 1978 se atinge consumul maxim de gaze naturale de circa 40.000.000.000 mc/an;

înființarea dispeceratului național de gaze București, în anul 1978; prima stație de comprimare de 3.000 CP pentru depozitarea subterană a gazelor se construiește în 1978;

în 1986 se dă în exploatare conducta și instalațiile tehnologice pentru tranzitul internațional de gaze naturale către Turcia.

În dezvoltarea industriei extractive de gaze în România se pot distinge trei etape, care se deosebesc prin o serie de particularități de ordin politic, social, economic și tehnic.

Etapa I, între anii 1909 – 1950, caracterizată prin punerea în evidență de structuri cu volume importante de rezerve, dar cu producții relativ mici (până la 2 mld mc/an).

Etapa a II-a, între anii 1950 – 1976, în care atât descoperirile de noi zăcăminte, volumele de rezerve cât și producția au înregistrat creșteri importante (de circa 50 miliarde mc/an rezerve și până la 39 miliarde mc/an producție).

Etapa a III-a, între anii 1976 – 1995, în care atât rezervele descoperite, cât și producția au fost în continuă scădere, cu nivele anuale de consum din rezerve în permanență mai mari decât volumele noi puse în evidență asigurându-se numai 39,2% grad de acoperire cu rezerve noi față de producția extrasă.

Este de menționat faptul că realizarea producțiilor mai sus amintite s-a făcut în această perioadă pe seama creșterii și amplificării numărului stațiilor de comprimare și a numărului sondelor de exploatare.

Aspectele arătate mai sus, au condus la un grad avansat de exploatare a majorității zăcămintelor, factorul actual de recuperare fiind de peste 80%, însă la unele obiective de exploatare și structuri este de până la 90% și aceasta mai ales la principalele structuri ca urmare a intensificării ritmurilor de extracție din acestea.

Prin sistemul național de conducte magistrale se pot transporta peste 40.000 mii. mc gaze naturale pe an, în condițiile existenței debitelor și presiunilor necesare, iar sistemul cuprinde următoarele:

peste 11.000 km conducte magistrale cu diametre între 150 – 800 mm (ponderea revine celor cu diametre de 500 și peste 500 mm), la presiuni de 20 – 40 atm;

cca 400 km conducte cu diametre cuprinse între 1000 și 1200 mm pentru tranzitul internațional de gaze;

mii de armături, separatoare, refulatoare, sifoane etc, montate pe traseul conductelor;

cca 130 stații de măsurare a gazelor, la primire din câmpurile de gaze și în schelele petroliere;

instalații de tratare a gazelor în cea mai mare parte, scoase din funcțiune;

stații de comprimare a gazelor cu o putere instalată de peste 80.000 CP, dotate cu agregate turbocompresoare, motocompresoare și electrocompresoare;

peste 370 stații de reglare și măsurare a gazelor, prin unele din acestea se pot asigura debite de 2 – 5 mii. mc/zi;

instalații de odorizare a gazelor;

instalații de protecție catodică a conductelor, peste 80% din lungimea acestora fiind, teoretic, protejată catodic;

instalații de automatizare locală.

Proiecte majore de dezvoltare a sistemului național de transport gaz

Situația alarmantă sub aspectul epuizării resurselor interne impune luarea unor măsuri tehnice, economice, ecologice și financiare în viitorul apropiat:

diminuarea declinului natural al producției;

reabilitarea sistemului național de transport și distribuție a gazelor naturale;

acoperirea vârfurilor de consum sezoniere și orare prin dezvoltarea capacității de înmagazinare subterană atât în zăcămintele existente cât și prin amenajarea unor noi depozite;

asigurarea alimentării cu GPL a comunelor și orașelor situate la extremitățile sistemului de transport gaze, la distanțe mari față de acesta, soluție pe de o parte economică, larg utilizată în țările vecine și pe plan European;

în toate țările mari consumatoare de gaze circa 5-20% din balanța energetic gazieră se asigură cu gaze de cocserie, din petrochimie, din siderurgie, biogaz etc., soluții ce nu sunt aplicate în România;

utilizarea unor sisteme de tarifare diferențiate în funcție de distanța față de sursă și față de amplitudinea vârfurilor de consum;

diversificarea puntelor de import gaze din Federația Rusă, prin Ucraina – Satu Mare și prin Republica Moldova – Ungheni – Iași.

studierea realizării unor importuri, altele decât cele din Federația Rusă:

racordarea la sistemul internațional Norvegia – Germania – Austria – Ungaria;

racordarea la sistemul internațional Orientul Mijlociu – Turcia – Bulgaria;

racordarea la sistemul din Libia – Italia – Iugoslavia.

realizarea la Marea Neagră a unor terminale de LPG și eventual LNG;

majorarea capacităților de tranzit internațional de gaze;

diminuarea consumurilor de gaze naturale în sectorul industrial și rezidențial;

revizuirea politicii formării prețului gazelor naturale în concordanță cu practica pieței europene.

Considerente critice privind transportul gazelor naturale în România

Industria gazieră din România cu o vechime de peste 85 de ani, s-a situat în topul mondial sub aspectul producției și ca dotare tehnică până în anii 1970-1975.

Dezvoltarea gazieră din Europa după anii 1965-1975 pe seama gazelor din Olanda, fosta URSS și exploatările din Marea Nordului realizată la nivelul cerințelor, tehnicilor și tehnologiilor moderne, concomitent cu exploatarea și creșterea nerațională a industriei gaziere naționale, a făcut ca aceasta să devină depășită tehnic și economic și în cea mai mare parte neintegrabilă într-un sistem european. Astfel:

Sistemul de transport s-a construit etapizat începând cu anul 1917, pe baza rezervelor și producției de gaze preponderente în bazinul Transilvaniei și s-a dezvoltat într-o configurație radial-inelară, în general fiecare direcție multifilară, fără o concepție unitară, tehnică și economică. Mari consumatori de gaze și în special platformele industriale au fost amplasate la extremitățile sistemelor de transport, departe de principalele câmpuri de gaze, datorită politicii eronate a anilor 1960-1989.

La sursele de gaze libere și asociate din afara arcului carpatic producția a scăzut, multe din acestea devenind din furnizoare consumatoare de gaze;

Declinul de producție de peste 8-12% începând cu anul 1980, a fost însoțit în afară de forțarea extracției prin regimuri neraționale, de scăderea presiunilor în punctele inițiale și de aceea, capacitatea sistemului național de conducte este în prezent utilizată numai 50-60%, iar pe unele direcții sub 20% din cea proiectată, concomitent cu creșterea consumului propriu energetic în stațiile de comprimare din extracție și transport, scăderea randamentelor acestora prin ieșirea din plaja normală de exploatare, scoaterea din funcțiune a instalațiilor de tratare a gazelor, scăderea presiunilor sub cele normale și normate de livrare a gazelor la consumatori cu consecințe deosebite în diminuarea randamentului de utilizare a consumatorilor;

Calitatea necorespunzătoare a gazelor (fluide de zăcământ, lichidele de condensare, impuritățile solide, scăderea presiunilor etc.) determină:

obturarea totală sau parțială a conductelor de transport cu căderi anormale de presiune;

refulări cu gaze a impurităților din conducte, ceea ce conduce la pierderi de circa 300-500 mii. mc/an;

funcționarea nerațională sau scoaterea din funcțiune a unor instalații tehnologice și stații de comprimare, fenomene de eroziune și coroziune a conductelor;

măsurarea necorespunzătoare datorită sistemelor tehnice neperformante utilizate și influenței negative a calității gazelor;

perturbarea proceselor tehnologice și a utilizării gazelor la consumatori; poluarea mediului înconjurător, crearea de surse de incendiu și de periculozitate în exploatare, potențiale pericole pentru vecinătăți.

Activitatea de dispecerizare și conducere a sistemului național de transport gaze este ineficientă, deoarece în cele 6 luni ce caracterizează sezonul rece, sursele de gaze din țară și din import sunt inferioare cererilor de consum ceea ce provoacă generalizarea scăderii presiunilor în tot sistemul (surse, conducte de transport, conducte de distribuție, consumatori).

În această situație, întregul sistem este neguvernabil, funcționând prin autoreglare, iar deciziile de dispecerizare sunt administrative, constând din reducerea sau oprirea unor consumatori.

Dotarea tehnică în fluxul informațional, decizional și operațional, este depășită, fapt ce nu permite, nici în cazul corelării surselor cu consumul de gaze naturale:

teletransmisia parametrilor și datelor tehnice de bază (PLC-uri) în structura selectivă și ierarhică (DZ-DC);

înregistrarea automată a datelor primite;

compararea datelor cu valorile de reper, luarea deciziilor și transmiterea dispozițiilor și semnalelor de corectare;

confirmarea realizării acțiunilor dispuse;

asigurarea băncii de date;

programe de bilanțuri, inclusiv urmărirea primirilor-livrărilor, pierderilor de gaze etc.;

întocmirea modelării livrărilor de gaze funcție de prevederile contractuale, de gradientul de temperatură, de lucrările planificate sau de situații accidentale pentru perioada curentă, medie și anuală;

telecomunicațiile ce ar trebui să asigure baza de sistem pentru dispecerizare sunt necorespunzătoare, necorelate și nu satisfac decât perțial urmărirea telefonică a evenimentelor, manevrelor și informării asupra parametrilor tehnologici, ceea ce determină organizarea dispecerizării bazate pe comunicații telefonice și înscrierea orară în registru a datelor și dispozițiilor;

nu există o corelare a dispecerizării sistemului național de gaze cu cele ale țărilor implicate în importului de gaze și tranzitul internațional pe teritoriul României, pentru urmărirea în puncte caracteristice, a parametrilor, a evenimentelor, a clasificării unor situații anormale.

Înmagazinarea subterană a gazelor naturale. Zecile de zăcăminte de gaze naturale depletate, existente în majoritatea zonelor țării, face ca în România să existe condiții prielnice de dezvoltare a depozitelor subterane de gaze, pentru necesități interne cât și pentru tranzitul internațional și cooperări cu țări vecine.

Numai prin folosirea utilajelor de comprimare rămase fără utilizare în condiții certe de zăcământ și sursă de gaze s-ar fi putut asigura în perioada 1990-1996 o pernă activă de circa 1,6 mld mc/ciclu anual.

Actuala capacitate de înmagazinare, de circa 1,4 mld mc/ciclu, este insuficientă mai ales în situația de creștere în următorii ani a consumului rezidențial, cu influențe majore în sezonul rece.

Starea tehnică a sistemului de transport gaze naturale. Conductele de transport gaze și instalațiile tehnologice aferente, realizate în diferite perioade, cu tehnologii, utilaje și materiale depășite în prezent, cu o dezvoltare după „necesități, posibilități și indicații", au devenit necorespunzătoare, mai ales în perspectiva interconectării cu țările vecine, creșterea importului, schimbarea direcției fluxului de gaze etc.

Tranzitul internațional de gaze pe teritoriul României, cu toate că s-a realizat relative recent după nuanțe și norme internaționale, necesită unele modernizări specific imperativelor prezente (măsurare, telecomunicații și teledispecerizări, inspectarea conductelor prin metode inteligente etc.).

Prin cele mai semnificative aspecte care, în prezent, nu mai corespund cerințelor de fiabilitate și economicitate se subliniază:

Sistemul național de conducte (cu excepția tranzitului spre Turcia) nu poate fi supus curățirii cu ajutorul pistoanelor interioare și nici inspecției cu pig-uri inteligente, deoarece:

în multe cazuri, pe același fir conductele au diametre diferite;

utilizarea niplurilor interioare la suduri;

există curbe realizate din segmenți sau cu raze de curbură neadecvate trecerii pistoanelor interioare;

sunt montate zeci de separatoare și sifoane pe firul curent al conductei;armăturile de secționare în multe cazuri nu au același diametru cu firul conductei sau aceeași secțiune de trecere.

Datorită vechimii în exploatare, a calității necorespunzătoare a gazelor, în special după anul 1980, a protecției anticorozive necorespunzătoare (pasivă și activă), conductele de transport gaze sunt puternic corodate și erodate și prezintă un real grad de periculozitate mai ales că în multe zone nu se respectă distanțele de siguranță;

Stațiile de reglare-măsurare sunt depășite sub aspectul dotării tehnice pentru măsurare, pentru reglare, ca dispozitive de siguranță și sub aspectul încadrărilor într-un sistem unificat de teledispecerizare pe conductele de transport;

Stațiile de comprimare, au realizat durate de exploatare de 17-33 ani și datorită scăderii debitelor, presiunilor și fluxurilor de gaze, toate funcționează în afara parametrilor normali și fără eficiență.

Capitoulul ii

Calculul de dimensionare al conductelor de gaze

2.1 Modelarea matematică a mișcării staționare

Ecuația de mișcare a gazelor printr-o conductă ce funcționează în regim staționar, este

(2.1)

Această ecuație se mai poate scrie

(2. 2)

Integrând în lungul conductei, se observă că primul termen poate fi neglijat în comparație cu ceilalți ddoi, astfel încât se poate considera că ecuația de mișcare a gazelor în regim staționar este

(2. 3)

care se mai poate scrie

(2. 4)

sau, punând în evidență debitul masic specific de gaze = constant,

. (2. 5)

Pentru eliminarea densității ρ vom apela la ecuația de stare a gazelor reale

(2.6)

în care mărimile ce intervin au semnificațiile cunoscute. Ecuația de mișcare devine acum

. (2.7)

Acceptând pentru factorul de abatere o valoare medie Zm și ținând seamă de expresia debitului de gaze în condiții normale transportat prin conductă

(2.8)

integrarea ecuației (2.5) conduce la

. (2.9)

Introducând densitatea relativă a gazelor față de aer prin expresia raportului dintre constantele respective, adică

, (2.10)

rezultă expresia debitului

, (2.11)

unde constanta K are expresia

. (2.12)

Dacă se ține seamă de valoarea constantei aerului Ra = 287,041 J/(kg∙K) și se consideră valorile TN = 273,16 K; pN = 1,013.105 Pa, rezultă constanta pentru calculul debitului în condiții normale QN, KN = 0,035881.

Dacă se consideră valorile TS = 288,16 K ; pS = 1,013.105 Pa, rezultă constanta pentru calculul debitului în condiții standard QS, KS = 0,037852.

2.2 Calculul hidraulic al conductei

Deși conductele de gaze functionează frecvent în regim nestaționar, calculul de dimensionare(3) se efectuează în ipoteza regimului staționar de mișcare a gazelor.

Ecuația debitului de gaze transportate în regim staționar este:

unde:

QN este debitul de gaze în condiții normale, în/s

pN = 1,0133.105 Pa,este presiunea normală;

TN = 293,15 K, este temperatura normală;

Ra = 287,041 J/(kg∙K), este constanta aerului;

p1 – valoarea presiunii la capătul de intrare al conductei, în Pa;

p2 – valoarea presiunii la capătul de ieșire al conductei, în Pa;

d – diametrul interior al conductei, în m;

Zm – factorul mediu de abatere de la legea gazelor perfecte;

T – temperatura medie a gazelor transportate, în K;

 – coeficientul de rezistență hidraulică longitudinală;

 – densitatea relativă a gazelor;

l – lungimea conductei de aducțiune, în m.

Ea se folosește pentru calculul capacității de transport a conductei cunoscând geometria acesteia precum și regimul de functionare. Pentru calculul de dimensionare, relația de mai sus nu poate fi utilizată deoarece nu se cunoaște diametrul conductei deci nici rugozitatea acesteia și prin urmare nu se poate calcula . Se acceptă relația lui Weymouth:

,

care, introdusă în relația inițiala conduce la

.

(3) I. Crețu, A. Stan, „Transportul fluidelor prin conducte Aplicații și probleme”, Editura Tehnică, București, 1984, pag. 170

Rezultă expresia pentru calculul diametrului conductei:

.

Pentru calculul factorului mediu de abatere a gazelor de la modelul de gaz perfect folosim relația lui Berthelot:

apelând la parametrii reduși:

; ,

unde Tc = 191 K este temperatura critică a metanului, pc = 46,50 bar este presiunea absolută critică a metanului, iar pm este presiunea absolută medie a gazelor din conductă, dată de

.

2.3 Calculul capacității de transport

Calculul capacității reale de transport a conductei alese se bazează pe determinarea corectă a coeficientului  cu ajutorul formulei lui Nikuradse,

Cu această valoare exactă a lui , capacitatea de transport reală a conductei de tranzit este:

/s

2.4 Stații de compresoare

Presiunea necesară pentru transportului gazelor naturale prin conducte magistrale se realizează în stații de compresoare(4). Dacă zăcământul de gaze are presiune suficientă pentru asigurarea debitului prevăzut, se poate renunța la stația de compresoare din punctul inițial.

Fig. 2.1 Stație de compresoare

[Sursa: http://naturalgas.org]

Stația din punctul inițial al conductei se deosebește de cele intermediare prin aceea că, în cadrul ei, există instalația de uscare a gazelor sau de purificare, dacă aceste operații sunt necesare. Presiunea de refulare a stației din punctul inițial al conductei este, in general, aceeași ca și la stațiile intermediare, care au toate aceeași construcție.

Procesul de comprimare se realizează cu ajutorul agregatelor numite compresoare, care pot fi de mai multe tipuri. Există, astfel, compresoare volumice, cum sunt cele cu piston cu una sau mai multe trepte de comprimare. O altă categorie este formată din compresoarele centrifuge, cu unul sau mai multe etaje, și din compresoarele axiale. În sfârșit, mai pot fi luate în considerație și compresoarele cu jet, în care creșterea presiunii se realizează într-un difuzor.

La compresoarele cu piston, procesul de comprimare este însoțit de o creștere mare a temperaturii gazelor. Din acest motiv, se utilizează o singură traptă, unde temperatura nu trebuie să depășească 333,16 K, pentru a se evita răcirea gazelor. In unele cazuri speciale, se poate folosi și comprimarea în mai multe trepte.

Compresoarele centrifuge sunt utilizate frecvent in transportul gazelor prin conducte magistrale, datorită unor avantaje cum ar fi gabaritul redus, o fiabilitate ridicată și posibilitatea de a realiza rapoarte de comprimare ridicate cu randamente destul de mari. De asemenea, au un consum redus de ulei, nu sunt sensibile la impuritățile din gaze, iar reglarea parametrilor lor se realizează prin varierea turației.

(4) C. Trifan, M. Albulescu. “Hidraulică, transportul și depozitarea produselor petroliere și gazelor”, Editura Tehnică, București, 1999, pag 263-265

Ca dezavantaje față de compresoarele cu piston, amintim faptul că temperatura de refulare, pentru un raport de comprimare dat, este mai mare, iar domeniul lor de utilizare este mai restrâns (debite peste 45 Nm3/s și presiuni sub 100 bar).

Compresoarele axiale nu se folosesc direct la comprimarea gazelor, dar intră în componența turbinelor de gaze, care antrenează compresoarele centrifuge.

Compresoarele cu jet sunt aparate fără piese în mișcare, ce servesc la antrenarea și comprimarea gazelor cu ajutorul unei mase de gaz în mișcare. Un astfel de aparat se compune dintr-un dispozitiv de accelerare a masei de gaz, o cameră de amestec și un dispozitiv static de comprimare a amestecului de gaze (difuzor).

În general, comprimarea gazelor pentru transportul prin conducte se realizează fie cu motocompresoare (compresoare cu piston antrenate de motoare cu explozie, cu axul motor comun), fie cu turbocompresoare (compresoare centrifuge antrenate de turbine cu gaze).

Antrenarea cu motor electric prezintă unele avantaje, dar se utilizează puțin deoarece turația unui astfel de motor este constantă, iar costul energiei electrice este ridicat.

Turbinele cu gaze care antrenează compresoarele centrifuge comportă un compresor axial care comprimă aerul, utilizat la combustia gazelor în camerele de ardere și la diluarea gazelor arse, în scopul scăderii temperaturii acestora. Turbina are două trepte, una servind la antrenarea compresorului axial, iar cealaltă, la antrenarea compresorului centrifug. Compresoarele de gaze trebuie să aibă posibilitatea de a funcționa la presiuni variabile la aspirație și la refulare. Necesitatea acestei funcționări cu parametri variabili impune posibilitatea reglării. La compresoarele cu piston, reglarea continuă, între anumite limite, se poate realiza prin varierea turației. Între limite mai largi se poate obține o reglare în trepte prin spații moarte variabile, prin ridicarea supapelor de aspirație sau prin combinarea acestor două modalități. La compresoarele centrifuge, reglarea se obține prin varierea între limite destul de largi a turației turbinei cu gaze.

Agregatele de comprimare se montează în stațiile de compresoare, in clădiri sau barăci metalice. În stațiile de compresoare mai există instalația de măsurare a parametrilor (debit, presiuni, temperatură) și instalația de reținere a uleiului, în cazul compresoarelor cu piston, atunci când temperatura de refulare depășește limita admisibilă. Atunci când se folosesc compresoare cu piston cu mai multe trepte, se prevede și răcirea intermediară a gazelor. Agregatele de comprimare sunt prevăzute cu instalații de ungere, circuite de reglare și dispozitive de protecție împotriva avariilor.

Instalațiile de comprimare actuale sunt prevăzute cu camere de comandă, în care există tablouri cu aparate de măsură și control de unde se efectuează pornirea și oprirea agregatelor.

Pentru stațiile de comprimare trebuie asigurate utilități (combustibil, apă, energie), precum și anexe administrative, spații de protecție și împrejmuiri.

Clădirile în care se află compresoarele trebuie amplasate la distanțe corespunzătoare de celelalte construcții și de căile de comunicații pentru a se preveni posibilitatea comunicării unei surse de foc la compresoare. În jurul clădirilor se prevede posibilitatea de acces a mijloacelor de combatere a incendiilor.

În fiecare stație de comprimare trebuie să existe posibilitatea întreruperii rapide a alimentării cu gazele ce se comprimă, a alimentării cu gaze combustibile, a curentului electric și a refulării gazelor din instalație. Coșurile de refulare se amplasează la distanțe suficiente de orice sursă de foc.

Compresoarele sunt prevăzute cu dispozitive automate de oprire înainte de a se atinge viteza maximă și cu supape de siguranță, care să nu permită creșterea presiunii cu mai mult de 10 % peste cea maximă.

Conductele de alimentare cu gaze combustibile a compresoarelor sunt prevăzute cu ventile de siguranță care întrerup alimentarea atunci când agregatele sunt oprite.

Compresoarele sunt echipate cu dispozitive de oprire sau alarmă pentru situațiile când ungerea sau răcirea sunt necorespunzătoare.

Capitolul III

Calculul de proiectare a conductei magistrale de tranzit gaze Isaccea – Negru Vodă (Tranzit II – Turcia)

3.1 Amplasamentul conductei

Conducta proiectată Dn1200, va străbate de la nord la sud teritoriul administrativ al județelor Tulcea și Constanța și se va amplasa pe toată lungimea ei în partea stângă a conductei de tranzit Dn1000 existentă, în sensul de curgere a gazelor (partea dinspre Marea Neagră), realizând astfel legătura dintre Stația de Măsurare gaze Isaccea si Stația de Măsurare gaze Negru – Vodă.

Conducta nouă va subtraversa Dunărea în zona localității Isaccea, în aval de subtraversările existente, iar canalul Dunăre – Marea Neagră în zona localității Castelu.

Fig. 3.1 Traseul conductei de tranzit gaze

[Sursa: www.transgaz.ro]

3.2 Descrierea funcțională si tehnologică

Cele două conducte de gaze, cea existentă și cea proiectată, vor lucra într-un regim hidraulic unitar. Punerile în funcțiune a noilor capacități de tranzit se desfășoară pe parcursul a trei etape, după cum urmează:

Etapa 1:

realizarea a 90 km de conductă nouă Dn1200.

Fig. 3.2 Conductă în execuție

[Sursa: www.transgaz.ro]

Etapa a 2-a:

realizarea a 65 km de conductă nouă Dn1200. Conducta proiectată în lungime de 155 km.

subtraversarea prin foraj orizontal a Dunării se va realiza în dreptul localității Isaccea cu două fire de conductă Dn1200, dintre care unul de rezervă, în aval de subtraversările conductei existente Dn1000. Lungimea subtraversării este de 1250 m.

Fig. 3.3 Subtraversarea Dunării – între Ucraina și România

[Sursa: www.transgaz.ro]

subtraversarea prin foraj orizontal a canalului Dunăre – Marea Neagră se va realiza în dreptul localității Castelu la km 128 cu două fire de conductă Dn1200, dintre care unul de rezervă, în aval de subtraversările conductei existente Dn1200. Lungimea subtraversării este de 550 m.

Fig. 3.4 Subtraversarea canal Dunăre – Marea Neagră

[Sursa: www.trangaz.ro]

Etapa a 3-a:

realizarea a 45 km de conductă nouă Dn1200. Conducta proiectată în lungime finală de 200 km, împreună cu conducta existentă, asigură tranzitarea volumelor de gaze comandate.

realizarea sistemului de telecomunicații si a sistemului SCADA aferente procesului de tranzitare a gazelor.

montarea unei gări de primire PIG pe conducta proiectată în amonte de SMG Isaccea.

Fig. 3.5 Gară de lansare/primire PIG

[Sursa: www.transgaz.ro]

montarea unei gări de lansare PIG pe conducta proiectată în aval de SMG Isaccea.

montarea unei gări de primire PIG pe conducta în amonte de SMG Negru Vodă.

Conform Normativului Departamental nr. 3915-94 culoarul de lucru pentru montajul conductei proiectate este de 24 m lățime. Lungimea conductei de la SMG Isaccea la SMG Negru Vodă este de 200 km. Pe teritoriul județului Tulcea conducta are o lungime de 75,5 km iar pe teritoriul județului Constanța are lungimea de 124,5 km.

Deoarece subtraversarea Dunării si a Canalului Dunăre – Marea Neagră s-a convenit cu partea rusă să se facă prin HDD (foraj orizontal dirijat) suprafețele ce se vor ocupa cu aceste lucrări vor fi cu mult mai mici decât la traversarea prin săpare șanț, lestare, tragerea conductei.

3.3 Calculul de proiectare

Așa cum a fost prezentat în capitolul II, acest calcul de dimensionare a conductei de tranzit gaze se pretează a fi programat pe calculatorul electronic. Pornind de la calculul secvențial prezentat în capitolul II se va utiliza programul www.checalc.com, cu ajutorul acestuia vom determina diferite variante de proiectare a conductei.

Datele de proiectare ale magistralei sunt:

Q = 30.000.000 /zi, adică,

QN = 347,22 /s, debitul de calcul,

L = 200.000 m lungimea de calcul a conductei magistrale Isaccea – Negru Vodă ,

p1 = 55 bar, presiunea absolută a gazelor la intrarea în conductă,

p2 ≥ 6 bar, presiunea absolută a gazelor la ieșirea din conductă

= 0,554 denstatea relativa a gazelor,

T = 275 K temperatura medie a gazelor.

Proiectarea magistralei se va face în două variante, prima ținând cont de diametru și cea de a doua referindu-se la necesitatea instalarii unei stații de comprimare.

Varianta i: Determinarea diametrului necesar tranzitării volumului de gaze specificat

Datele de intrare sunt prezentate centralizat in tabelul 3.1. Se impune presiunea de ieșire.

Tabelul 3.1. Date de intrare

Calculele au fost efectuate în cadrul a trei scenarii, pe baza corelațiilor existente în literatura de specialitate.

Folosind Ecuația lui Weymouth:

Datele rezultate, folosind ecuația lui Weymouth, sunt prezentate în tabelul 3.2.

Tabelul 3.2 Rezultate folosind Ecuația lui Weymouth

Folosind Ecuația Generală de curgere

Datele rezultate, folosind Ecuația Generală de curgere, sunt prezentate în tabelul 3.3.

Tabelul 3.3 Rezultate folosind Ecuația Generală de curgere

Folosind Ecuația lui Pandhadle

Datele rezultate, folosind ecuația lui Pandhandle, sunt prezentate în tabelul 3.4.

Tabelul 3.4. Rezultate folosind Ecuația lui Panhadle

Tabelul comparativ al rezultatelor folosind cele trei ecuații: Ecuația lui Weymouth, Ecuația generală de curgere, Ecuația lui Pandhandle este prezentat în Anexa 1.

Conform celor trei ecuații utilizate, diametrul conductei pentru transportul capacității de gaze necesare tranzitului este: D = 1301,75 mm = 52 in

Semnificația marimilor utilizate in ecuatiile prezentate este:

pi = presiunea la intrarea în conductă, [bar]

pe = presiunea la ieșirea din conductă, [bar]

pN = presiunea normală, PN = 1,0133 ∙ 105 Pa

TN = temperatura normală, TN = 273,15 k

Tm = temperatura medie a gazului din conductă [oC]

L = lungimea conductei, [km]

k = rugozitatea conductei, [mm]

μ = vâscozitatea gazului, [cP]

D = diametrul conductei, [mm]

Q = debitul de gaz din conductă, [m3/zi]

Le = lungimea echivalentă a conductei, [km]

pm = presiunea medie din conductă, [bar]

Z = factor de neidealitate

λ = coeficientul de rezistență hidraulică longitudinală

vi = viteza la intrarea în conductă, [m/s]

ve = viteza la ieșirea din conductă, [m/s]

Variația presiunii de-a lungul conductei este data in figura 3.6:

Dacă se consideră: pN = 1,0133 ∙ 105 Pa, TN = 288,15 K avem k = 0,037852,

Fig. 3.6 Variația presiunii de-a lungul conductei

Conform aceastei variante de calcul, prin conducta se poate vehicula volumul de gaze impus, de 30.000.000m3/zi, însă o eventuală presiune de ieșire necesară peste 6 bar nu poate fi realizată decât în urma unor măsuri de modificare a diametrului sau o ulterioară instalare a unei stații de comprimare.

Varianta ii: Determinarea lungimii de conductă luând în considerare instalarea unei stații de comprimare

Se impune diametrul nominal de 1200,15 mm = 48 in, un debit de Q = 30.000.000 m3/zi precum și o presiune de ieșire de pe = 42 bar.

Tabelul 3.5 Date de intrare

Folosind Ecuația lui Weymouth:

Datele rezultate, folosind Ecuația lui Weymouth, sunt prezentate în tabelul 3.6.

Tabelul 3.6 Rezultate folosind Ecuația lui Weymouth

Folosind Ecuația Generală de curgere

Datele rezultate, folosind Ecuația Generală de curgere, sunt prezentate în tabelul 3.7.

Tabelul 3.7 Rezultate folosind Ecuația Generală de curgere

Folosind Ecuația lui Pandhadle

Datele rezultate, folosind Ecuația lui Pandhandle, sunt prezentate în tabelul 3.8.

Tabelul 3.8. Rezultate folosind Ecuația lui Panhadle

Pentru alegerea optimă a punctului unde va fi instalată stația de comprimare este necesar a determina lungimea celui de-al doilea sector de conductă, L = (55 – 75) km*, în care debitul Q = 30.000.000 m3/zi este transportat având impusă presiunea de ieșire pe = 42 bar și o cădere de presiune minimă:

*L = (55 – 75) km = Lungimea de proiectat (200 km) – lungimea rezultată în urma calculelor anterioare = 200 – (125 – 145) km

Folosind Ecuația lui Weymouth:

Datele rezultate, folosind ecuația lui Weymouth, sunt prezentate în tabelul 3.9.

Tabelul 3.9 Rezultate folosind Ecuația lui Weymouth

Folosind Ecuația Generală de curgere

Datele rezultate, folosind Ecuația Generală de curgere, sunt prezentate în tabelul 3.10.

Tabelul 3.10 Rezultate folosind Ecuația Generală de curgere

Folosind Ecuația lui Pandhadle

Datele rezultate, folosind Ecuația lui Pandhandle, sunt prezentate în tabelul 3.11.

Tabelul 3.11 Rezultate folosind Ecuația lui Panhandle

Tabelul comparativ al rezultatelor celor trei scenarii, bazate pe: Ecuația lui Weymouth, Ecuația Generală de curgere, Ecuația lui Pandhandle este prezentat în Anexa 2.

Conform rezulatelor anterioare distanța la care va fi instalată stația este de lsc = 140 km.

Semnificatia mărimilor utilizate este:

pi = presiunea la intrarea în conductă, [bar]

pe = presiunea la ieșirea din conductă, [bar]

pN = presiunea normală, pN = 1,0133 ∙ 105 Pa

TN = temperatura normală, TN = 273,15 k

Tm = temperatura medie a gazului din conductă [oC]

L = lungimea conductei, [km]

k = rugozitatea conductei, [mm]

μ = vâscozitatea gazului, [cP]

D = diametrul conductei, [mm]

Q = debitul de gaz din conductă, [m3/zi]

Le = lungimea echivalentă a conductei, [km]

pm = presiunea medie din conductă, [bar]

Z = factor de neidealitate

λ = coeficientul de rezistenta longitudinal

vi, ve = viteza la intrarea / ieșirea din conductă, [m/s]

Variația presiunii de-a lungul conductei este redata in figurile 3.7… 3.9:

Dacă se consideră: pN = 1,0133 ∙ 105 Pa, TN = 288,15 K avem k = 0,037852

Grafic realizat ținând cont de rezultatele obținute cu ajutorul Ecuația lui Weymouth

Fig. 3.7 Variația presiunii de-a lungul conductei având și stație de compresoare

Grafic realizat ținând cont de rezultatele obținute cu ajutorul Ecuația Generale de curgere

Fig. 3.8 Variația presiunii de-a lungul conductei având și stație de compresoare

Grafic realizat ținând cont de rezultatele obținute cu ajutorul Ecuația lui Pandhandle

Fig. 3.9 Variația presiunii de-a lungul conductei având și stație de compresoare

* S.C. = Stație de comprimare

Pentru proiectarea conductei magistrale de tranzit gaze Isaccea – Negru Vodă propun ca soluție varianta II cu stația de comprimare, această variantă fiind capabilă de a vehicula debitul impus, de 30.000.000m3/zi, precum și de a realiza o presiune de ieșire impusă, însa decizia finală se va lua în urma calcului economic făcut ambelor variante.

3.4 Calculul de rezistență al conductei

3.4.1 Calculul de predimensionare

Grosimea necesară pentru peretele țevii de conductă se determină considerând pentru conductă starea de solicitare uniaxială orientată după direcția inelară, generată de presiune. Grosimea de predimensionare:

în care:

np = 1,1 reprezintă coeficientul de suprasarcină

p – presiunea de calcul, în acest caz presiunea de intrare în conductă p = 55 daN/cm2;

D – diametrul exterior al conductei, cm;

R1 – efortul unitar admisibil de calcul, daN/cm2, calculat astfel:

unde:

– este rezistența de rupere a materialului,daN/cm2

mo – coeficientul de corecție de funcționarea conductei,

K1 – un coeficient de corecție de omogenitate al materialului;

Kn – coeficientul de siguranță;

Deasemenea, în calculele de verificare, este folosit efortul unitar R2 calculat cu relația:

în care:

reprezintă limita de curgere a materialului, daN/cm2

K2 – coeficientul de omogenitate, funcție de raportul /.

Pentru realizarea materialului tubular din care se va confecționa conducta se va folosi un oțel X 60 omologat după normele A.P.I.. Deci vom lua în considerație:

K1 = 1,15 pentru țevi sudate spiralat;

K2 = 1,47

mo = 0,75 pentru conducte de gaze de categoria I

Kn = 1,05 pentru conducte de gaze la orice presiune

Conform relațiilor de mai sus, rezultă

R1 = 335,403 N/mm2 = 3354,03 daN/cm2

R2 = 199,222 N/mm2 = 1992,22 daN/cm2

Pentru Varianta I

Pentru conducta de diametru d = 1301,75, din SR-EN, se alege o țeavă cu diametrul exterior D = 1321 mm = 132,1 cm.

Cu aceste date se determină grosimea de predimensionare:

= 1,17 cm= 11,7 mm

Conform SR-EN, preliminar, se alege  12,5 mm.

Pentru Varianta II

Pentru conducta de diametru d = 1200,15, din SR-EN, se alege o țeavă cu diametrul exterior D = 1219 mm = 121,9 cm.

Cu aceste date se determină grosimea de predimensionare:

= 1,079 cm = 10,79 mm

Conform SR-EN , preliminar, se alege 11,1 mm.

3.4.2 Calculul de dimensionare

În calculul de dimensionare, grosimea necesară de perete se determină considerând pentru conductă starea de solicitare plană, orientată după direcțiile inelară și meridională, generată de presiune și solicitările termice. Dimensionarea se face în conformitate cu teoria a IV – a de rezistență.

Efortul unitar meridional total, în funcție de ordinul de mărime și de sensul efortului meridional termic, poate fi pozitiv sau negativ. Pentru calculul eforturilor termice, trebuie cunoscută în prealabil variația de temperatură la care este supusă conducta. În cazul conductelor îngropate la 1,2 – 2 m adâncime, variațiile de temperatură ale peretelui conductei sunt mai puțin importante. În cazul traversărilor aeriene, situația se schimbă, temperatura conductelor pe porțiunea respectivă fiind influiențată direct de temperatura mediului ambiant.

Pentru aceeași locație, în decursul unui an, temperatura variază între două limite: minimă, corespunzătoare lunii ianuarie, notată cu TI și maximă, corespunzătoare lunii iulie, notată cu TVII. În acest sens, pentru condițiile climaterice ale zonei de trecere a conductei, avem TI = -15 oC, precum și TVII = 25 oC. Temperaturile medii sunt corectate prin considerarea abaterilor de temperatură, respectiv I = +15 oC și VII = +5 oC.

Temperatura diferențială de închidere se determină ținând seama de temperatura de exploatare a conductei, Texp = 9 oC, și are valoarea ΔT = 45 oC.

Eforturile unitare meridionale termice pe porțiunile dezgropate ale conductei sunt :

în care αt =1,2 . 10-6 cm/(cm.K) iar E = 2,1 . 106 daN/cm2, rezultând valoarea

= + 12 . 10-6 . 2,1 . 106 . 45 = + 1134 daN/cm2.

pentru Varianta I:

Efortul unitar meridional din presiune este dat de

.

Deci

= 67,54 daN/cm2.

Efortul unitar meridional total va fi :

= +

adică

= – 1134,5 + 67,54 = – 1066,96 daN/cm2.

Deoarece < 0, trebuie recalculată grosimea.

Se definește coeficientul

unde mărimile care intervin au semnificațiile definite anterior.

Rezultă = 1,12.

Grosimea teoretică recalculată a peretelui va fi

și va avea valoarea c = 1,046 cm = 10,46 mm.

Din SR-EN se alege a = 11,1 mm.

Se reface calculul începând cu , având valoarea lui a și se obține:

= 106,422 daN/cm2.

Efortul unitar meridional total va fi :

= – 1134,5 + 106,422 = – 1028,078 daN/cm2.

Iar = 1,11.

Cu această valoare se recalculează grosimea de perete, obținându-se r = 1,056 cm. Condiția de convergență este a > r > c; din calculele anterioare rezultând că această condiție este îndeplinită, deoarece 11,1 > 10,56 > 10,46 mm.

pentru Varianta II

Efortul unitar meridional din presiune este dat de

.

Deci

= 99,66 daN/cm2.

Efortul unitar meridional total va fi :

= +

adică

= – 1134,5 + 99,66 = – 1034,84 daN/cm2.

Deoarece < 0, trebuie recalculată grosimea.

Se definește coeficientul

unde mărimile au semnificațiile definite anterior.

Rezultă = 1,118.

Grosimea teoretică recalculată a peretelui va fi acum

și va avea valoarea c = 0,967 cm = 9,67 mm.

Din SR-EN se alege a = 10,3 mm.

Se reface calculul începând cu , având valoarea lui a și se obține:

= 107,402 daN/cm2.

Efortul unitar meridional total va fi :

= – 1134,5 + 107,402 = – 1027,098 daN/cm2.

Iar = 1,117.

Cu această valoare se recalculează grosimea de perete, obținându-se r = 0,968 cm. Condiția de convergență este a > r > c; din calculele anterioare rezultând că această condiție este îndeplinită, deoarece 10,3 > 9,68 > 9,67 mm.

Calculul de verificare la rezistență

Se verifică dacă efortul unitar meridional total maxim generat de toate solicitările, respectiv presiune, solicitare termică și înconvoiere, satisface condiția de rezistență. Se calculează efortul unitar inelar efectului pentru grosimea calculată și standardizată, cu relația :

Pentru Varianta I

și se obține

= 322,505 daN/cm2.

Se determină coeficientul de corecție pentru condițiile solicitării maxime după direcția meridională

.

Înlocuind valorile numerice, se obține =0,948.

Se verifică condiția :

< .R1,

adică

– 1066,96 < 0,948 . 3354,03

– 1066,96 < 3179,6204

Evident, este adevărată.

Pentru Varianta II

și se obține

= 320,428 daN/cm2.

Se determină coeficientul de corecție pentru condițiile solicitării maxime după direcția meridională

.

Înlocuind valorile numerice, se obține = 0,948.

Se verifică condiția :

< .R1,

adică

– 1034,84 < 0,948 . 3354,03

– 1034,84 < 3179,6204

Evident este adevărată.

Proiectarea protecției catodice

Pentru varianta I

Caracteristicile magistralei:

lungimea totală L = 200.000 m.;

diametrul nominal 52 in sau Dext = 1321 mm;

diametrul interior Dint = 1301,75;

grosimea peretelui = 12.5;

adăncimea de ingropare pe toată lungimea h = 2 m.

Țevile au aplicată izolația de fabrică.

Datele caracteristice ale solului :

Conducta izolată la exterior este plasată intr-un sol omogen din punctul de vedere al rezistivității electrice și nu se află sub influența curenților de dispersie.

Caracteristicile solului sunt următoarele:

gradul de umiditate rs = 50 % (sol foarte umed);

rezistivitate solului măsurată ρs = 20 ;

variația rezistivității la distanțe de 100 m ≥ 1 %;

pH-ul apei din sol 5,5;

caracterizarea solului: sol cu agresivitate mare.

Datele caracteristice ale protecției pasive:

Caracteristicile izolației aplicată pe conductă:

materialul stratului izolator: benzi din polietilenă cu grosimea de 1 mm infășurate cu suprapunere 1/4;

numărul de straturi 2;

grosimea minimă a izolației 2 mm;

rigiditatea dielectrică de catalog 40 kV/mm ;

rezistența de izolație de catalog Riz = 106 ;

rezistența de izolație de calcul ține seama de condițiile din sol și de calitatea lucrării de izolație (factor de merit km):

Riz.c = km ∙ Riz = 0,5 ∙ 106 []

rezistența de trecere a izolației din polietilenă:

= []

tensiunea de verificare a continuității izolației:

U = 5(s + 1) = 5(2 + 1) = 15 kV,

în care s = 2 mm este grosimea stratului de protecție

Potențialele conductei protejate catodic:

Potențialul natural al conductei față de electrodul Cu/CuSO4 este En = – 0,50 V;

Potențialele de protecție catodică sunt:

Emin = – 0,85 V

Emax = – 1,20 V

Protecția cu stație de curent:

Rezistența electrică longitudinală unitară a conductei, r, considerată constantă pe întreaga lungime, este dată de relația:

unde

este rezistivitatea oțelului din care este executată conducta.

Impedanța de intrare a conductei este dată de relația:

Lungimea protejată cu o stație de protecție catodică este:

[m]

unde:

α este factorul de atenuare a potențialului de protecție dat de relația:

[1/m]

y = 10 – distanța dintre conductă și priza anodică, în m;

= 1,20 – En = 1,20 – 0,50 = 0,70 V

= 0,85 – En = 0,85 – 0,50 = 0,35 V

Kr – factorul de influență între două stații vecine de protecție catodică:

Kr = 1 pentru o singură stație;

Înlocuind în relația lui L se obține:

Numărul de stații de protecție catodică:

Deoarece o singură stație nu poate asigura protecția catodică a întregii conducte L < Lconductă vom avea nevoie de:

n = stații => se alege n = 8 stații

Astfel avem o stație de protecție catodică la fiecare 25000 m de conductă.

Curentul de protecție asigurat de stație:

Curentul de protecție a întregii conducte lipsită de defecte de izolație:

Ist = Ipc + Ip

unde:

Ipc – curentul necesar protecției conductei, în A;

Ip – curentul ce se pierde în sol, în A

Ipc= A

în care:

i = 0,1 ∙103 A/m2 este densitatea de curent necesară protecției catodice

A

Însumând cei doi curenți rezultă:

Ist = 10,3685 + 0,482 = 10,8505 ≈ 11 A

Suprafața anodului consumabil:

Se consideră un singur anod cilindric executat din oțel cu siliciu. Suprafața este:

unde:

Ac este aria conductei protejată de stație, în m2;

d = 0,1 mA/m2 – desitatea necesară de curent;

da = 35 A/m2 – densitatea de curent admisă pe anod;

N = 8 – numarul de stații de protecție catodică.

Dacă se consideră un anod cilindric având diametrul de = 50 mm, lungimea acestuia le este:

Timpul de utilizare a anodului stației:

unde:

η = 0,7 este gradul de utilizare a anodului;

G – greutatea anodului, în kg;

A = 0,20 kg/A∙an – echivalentul electrochimic de calcul pentru anodul din oțel silicios

I = curentul aplicat pe anodul stației, în A;

γ0 = 7,85 kg/dm3 – densitatea oțelului din care este executat anodul.

Căderea de tensiune în stație:

Ust = Ist( Z + rca + Rpa) [V]

în care:

rca este rezistența cablurilor electrice de legătură:

unde:

= 0,0175 este rezistența electric a cuprului;

= 20 m – lungimea cablului;

= 10 mm2 – secțiunea cablului;

Rpa = 2 – rezistența prizei anodice sau rezistența de trecere în care anodul este înconjurat de amestecul regulator.

Înlocuind se obține:

Ust = 11( 0,404 + 0,035 + 2) = 26,829 V

Puterea stației:

W = Ust ∙Ist = 26,829∙ 11 = 37,829 W

Pentru varianta II

Caracteristicile magistralei:

lungimea totală L = 200.000 m.;

diametrul nominal 48 in sau Dext = 1219 mm;

diametrul interior Dint = 1200,15 mm;

grosimea peretelui = 11,1 mm;

adăncimea de ingropare pe toată lungimea h = 2 m.

Țevile au aplicată izolația de fabrică.

Datele caracteristice ale solului :

Conducta izolată la exterior este plasată intr-un sol omogen din punctul de vedere al rezistivității electrice și nu se află sub influența curenților de dispersie.

Caracteristicile solului sunt următoarele:

gradul de umiditate rs = 50 % (sol foarte umed);

rezistivitate solului măsurată ρs = 20 ;

variația rezistivității la distanțe de 100 m ≥ 1 %;

pH-ul apei din sol 5,5;

caracterizarea solului: sol cu agresivitate mare.

Datele caracteristice ale protecției pasive:

Caracteristicile izolației aplicată pe conductă:

materialul stratului izolator: benzi din polietilenă cu grosimea de 1 mm infășurate cu suprapunere 1/4;

numărul de straturi 2;

grosimea minimă a izolației 2 mm;

rigiditatea dielectrică de catalog 40 kV/mm ;

rezistența de izolație de catalog Riz = 106 ;

rezistența de izolație de calcul ține seama de condițiile din sol și de calitatea lucrării de izolație (factor de merit km):

Riz.c = km ∙ Riz = 0,5 ∙ 106

rezistența de trecere a izolației din polietilenă:

=

tensiunea de verificare a continuității izolației:

U = 5(s+1) = 5(2+1) = 15 kV

în care s = 2 mm – grosimea stratului de protecție

Potențialele conductei protejate catodic:

Potențialul natural al conductei față de electrodul Cu/CuSO4 este En = – 0,50 V;

Potențialele de protecție catodică sunt:

Emin = – 0,85 V

Emax = – 1,20 V

Protecția cu stație de curent:

Rezistența electrică longitudinală unitară a conductei, r, considerată constantă pe întreaga lungime a conductei, este dată de relația:

unde

este rezistivitatea oțelului din care este executată conducta.

Impedanța de intrare a conductei este dată de relația:

Lungimea protejată cu o stație de protecție catodică este data de:

, [m]

în care:

α este factorul de atenuare a potențialului de protecție dat de relația:

, [1/m]

y = 10 – distanța dintre conductă și priza anodică, în m;

= 1,20 – En = 1,20 – 0,50 = 0,70 V

= 0,85 – En = 0,85 – 0,50 = 0,35 V

Kr – factorul de influență între două stații vecine de protecție catodică este dat de:

Kr = 1 pentru o singură stație;

Înlocuind în relația lui L se obține:

Numărul de stații de protecție catodică:

Deoarece o singură stație nu poate asigura protecția catodică a întregii conducte L < Lconductă vom avea nevoie de:

n = stații => se alege n = 6 stații

Astfel avem o stație de protecție catodică la fiecare 33333,30 m de conductă.

Curentul de protecție asigurat de stație:

Curentul de protecție a întregii conducte lipsită de defecte de izolație:

Ist = Ipc + Ip , [A]

unde:

Ipc – curentul necesar protecției conductei, în A;

Ip – curentul ce se pierde în sol, în A.

Ipc= A

în care:

i = 0,1 ∙103 A/m2 este densitatea de curent necesară protecției catodice

A

Însumând cei doi curenți rezultă:

Ist = 12,758 + 0,457 = 13,215 ≈ 14 A

Suprafața anodului consumabil:

Se consideră un singur anod cilindric executat din oțel cu siliciu. Suprafața acestuia este:

unde:

Ac este aria conductei protejată de stație, în m2;

d = 0,1 mA/m2 – desitatea necesară de curent;

da = 35 A/m2 – densitatea de curent admisă pe anod

N = 6 – numarul de stații de protecție catodică

Dacă se consideră un anod cilindric având diametrul de = 50 mm, lungimea acestuia le este:

Timpul de utilizare a anodului stației:

unde:

η = 0,7 este gradul de utilizare a anodului;

G – greutatea anodului, în kg;

A = 0,20 kg/(A∙an) – echivalentul electrochimic de calcul pentru anodul din oțel silicios

I = curentul aplicat pe anodul stației, în A;

γ0 = 7,85 kg/dm3 – densitatea oțelului din care este executat anodul.

Căderea de tensiune în stație:

Ust = Ist( Z + rca + Rpa), [V]

în care:

rca este rezistența cablurilor electrice de legătură:

unde:

= 0,0175 este rezistența electrică a cuprului;

= 20 m – lungimea cablului;

= 10 mm2 – secțiunea cablului;

Rpa = 2 – rezistența prizei anodice sau rezistența de trecere în care anodul este înconjurat de amestecul regulator.

Înlocuind se obține:

Ust = 14(0,443 + 0,035 + 2) = 34,692 V

Puterea stației:

W = Ust ∙Ist = 36,692 ∙ 14 = 48,692 W.

Schema de principiu a protectiei catodice cu sursa exterioara de curent: 1 – sursa de curent continuu ; 2 – conductori de legatura ; 3 – punct de drenaj ; 4 – conducta ; 5 – izolatie ; 6 – priza anodica.

[sursa: http://www.scritub.com/stiinta/chimie/Protectia-catodica-cu-sursa-ex]

Capitolul IV

Execuția și montajul conductelor de gaze

4.1. Izolarea țevilor de conducte de gaze

4.1.1 Generalități

În conformitate cu Standarul European (SR-EN), pentru conductele subterane, în funcție de rezultatele măsurătorilor de agresivitatea solului, se stabilesc 3 tipuri de izolație de bază a conductelor: foarte întărită, întărită și normală.

Izolația de tip foarte întărit se compune din următoarele straturi:

un strat de grund;

un strat bitum;

o înfășurare de armare executată din împâslitură din fibre de sticlă obișnuită;

al doilea strat bitum;

a doua înfășurare de armare identică cu prima;

al treilea strat bitum;

o înfășurare exterioară de protecție executată din împâslitură din fibre de sticlă armată, sortimentul IS 30.

Parametrii electrici ai izolației de foarte bună calitate:

conductanță 124 s/mp;

rezistența 800 Ohm /mp;

densitatea de curent 0,02 mC/mp;

potențial conductă – sol 1200 – 840 mV;

capacitatea medie de electroizolare 10000 – 20000 Ohm/mp.

Izolația de tip întărit se compune din următoarele straturi:

un strat de aderență, cu punct de înmuiere 82 – 92 oC;

un strat de bitum ( primul ) aplicat manual având grosimea de 4 până la 6 mm, tip SPP – 70 cu punct de înmuiere 70 oC;

o înfășurare de armare;

al doilea strat de bitum cu grosimea de 3…4 mm;

o înfășurare exterioară de protecție executată din împîslitură din fibre de sticlă armată sortiment TS 60.30.

4.1.2 Izolarea țevilor de conductă

Izolarea țevilor din care se va realiza conducta de aducțiune se execută în stație fixă de izolare iar trasportul acestora de la stația fixă de izolare la șantier și în șantier se va face cu remorci speciale pentru a evita turtirea, îndoirea sau fisurarea țevilor.

Izolarea trebuie să fie continuă pe toată suprafața uscată și curată de rugină, zgură și alte corpuri străine. La curățirea conductei la luciul metalic se va verifica calitatea materialului tubuular în vederea depistării eventualelor defecțiuni de fabricație. Urmele de grăsime se înlătură cu benzină (condens ) după care suprafața va fi bine ștearsă.

Aplicarea stratului de grund se face la temperatura ambiantă la adăpost de intemperii (ploaie, ninsoare, vânt puternic). Grundul se trasportă și se păstrează în vase închise pentru a nu-și modifica vâscozitatea. Stratul de grund se aplică de regulă pe porțiunea de conductă care poate fi izolată toată în aceiași zi.

Pentru conductele care au fost grunduite la întreprinderea producătoare de țevi cu grund diferit de cel prezentat în prezentele instrucțiuni procedeele de aplicare a straturilor următoare de izolație se stabilesc prin încercări. În cazul menținerii acestui strat de grund se vor lua măsuri ca suprafața acestuia să fie uscată și curată.

Bitumul folosit pentru izolare trebuie încălzit până la obținerea fluidității necesare pentru aplicare, dar nu cu mai mult de 100oC peste temperatura de înmuiere. Temperatura se controlează permanent în cazanul de topit.

Primul strat de bitum se aplică dacă stratul de grund este uscat; grundul se consideră uscat dacă la apăsare cu degetul nu rămân urme.Înfășurările de armare și cea exterioară de protecție se aplică elicoidal cu suprapunerea benzilor de 1 cm la înfășurările de armare și respectiv 2 cm la cea exterioare.

4.1.3 Controlul calității izolației

Calitatea izolației cu bitum va fi controlată,conform Standarului European(SR-EN):

în timpul izolării în stație: tot procesul tehnologic;

după determinarea izolării: aspectul,continuitatea, uniformitatea, grosimea și aderența;

înaintea de coborârea în șanț: aspectul și continuitatea;

după completarea izolației în locurile de îmbinare la poziție: aspectul, continuitatea, uniformitatea, grosimea și aderența la locurile de îmbinare;

după umplerea definitivă a șanțului: continuitatea și capacitatea de electroizolare.

Țevile izolate cu bitum vor putea fi ridicate de pe rampa de depozitare a stației de izolare, numai după ce izolația s-a întărit complet. În zilele călduroase, transportarea țevilor izolate cu bitum se va face cel puțin 24 ore de la terminarea izolării de preferință în primele ore ale dimineții.

Se recomandă ca după izolarea și întărirea izolației, țevile să fie în scurt timp trasportate pe teren și pozate în șanț. În caz de depozitare mai îndelungată a țevilor izolate, locurile de depozitare vor fi amenajate astfel încât să fie protejate contra umezelii și a razelor de soare.

4.1.4 Măsuri de tehnica securității și protecția muncii

Pe parcursul executării lucrărilor de izolare a conductelor de gaze se vor respecta cu strictețe următoarele:

Izolarea conductelor de gaze se face în stații special amenajate;

Se interzice depozitarea materialelor inflamabile în preajma stației de izolare;

Baia de topire a bitumului se va verifica zilnic de fisuri sau crăpături;

Stația va fi prevăzută obligatoriu cu stingătoare și nisip PSI;

Robinetele de siguranță ale conductelor de alimentare cu combustibil se vor monta la minimum 4 m distanță de focar;

La aprinderea focului se aprinde mai întâi flacăra de veghe și după aceea se deschide treptat robineții cu alimentarea arzătorului;

Turnarea straturilor de bitum pe conductă se face cu un cauciuc care să permită muncitorului să stea la o distanță minimă de 1,5 m;

După curățirea de rugină, țevile se vor rostogoli, cu ajutorul răngilor;

Nu se va introduce la topit bitum care conține apă sau alte impurități;

Depozitarea bitumului se va face astfel să evite contactul cu apă;

Blocurile de bitum introduse la topit vor fi de 3 – 4 kg;

În caz de aprindere bitumul se va stinge cu stingătoare cu spumă;

Transportul conductelor izolate se face după răcirea izolației;

La terminarea lucrului focurile în stație se sting.

4.2 Sudarea țevilor de conducte de gaze

4.2.1 Generalități

Pentru rețele ale sistemului de distribuție, inclusiv branșamentele, se vor utiliza următoarele categorii de țevi executate din mărci de oțel:

țevi din oțel trase, pentru industria petrolieră;

țevi din oțel fără sudură, laminate la cald;

țevi sudate elicoidal pentru conducte;

țevi sudate elicoidal pentru conducte petroliere;

țevi sudate longitudinal pentru instalații;

țevi trase la rece.

Execuția îmbinărilor sudate se va face utilizând tehnologii omologate conform Standarului European(SR-EN) și prescripții tehnice CR-7 (ISCIR). Sudurile cap la cap pot fi executate electric sau autogen. Se admit clasele IV și III pentru sudură.

Conform Instrucțiunilor tehnice I 27-82 tabel 6, conductele prin care se vehiculează gaze naturale intră în categoria D pentru care presiunea de calcul Pc este de 10 bar iar temperatura de calcul Tc este de 200 oC. Funcție de gradul de periculozitate din I 27-82, anexa 1, gazele fac parte din grupa 4 (maximă). Având în vedere considerentele de mai sus, conform normativului I 27-82 tabel 7, sudurile executate la conductele prin care se vehiculează gazele naturale trebuie să aibă clasa de calitate II. În această situație, considerentele tehnice pentru această clasă de sudură sunt superioare celor din normativul de gaze.

Sudorii care execută îmbinări de clase de caliatea a II-a vor fi autorizați conform prescripțiilor tehnice CR 9 (colecția ISCIR). Aceeaș condiție se pune și pentru clasele de sudură IV și III.

4.2.2 Operații premergătoare sudurii

Înaintea începerii operației de sudare trebuiesc luate următoarele măsuri ce condiționează calitatea acesteia:

Se controlează țevile care urmează să fie îmbinate în tronsoane dacă au marginile deformate sau ovalizate, capetele ovalizate sau deformate se vor înlătura prin tăiere cu flacără oxiacetilenică.Toate deplasările țevilor pentru apropiere și aliniere se fac prin rularea scândurilor pe role pentru a nu se deteriora izolația.

După curățire, distanțarea și alinierea celor două țevi se solidarizează între ele prin 4 puncte de sudură situate diametral opus.

4.2.3 Sudarea electrică

Sudarea electrică se utilizează la țevi de oțel cu conținut de carbon sub 0,26 %, folosind ca material de aport electrozi corespunzători oțelului și felului curentului electric de sudat. Astfel rezistența la tracțiune și conținutul de carbon al electrodului trebuie să fie aceleași ca la țevi.

Curentul poate fi alternativ sau continuu, după tipul aparatului de sudură folosit.Pentru sudură se vor utiliza electrozi conform Standarului European(SR-EN)de tipul E51.E.1.

Grosimea electrozilor se va alege în funcție de grosimea peretelui țevii așa cum este specificat în tabelul următor:

Pregătirea rosturilor pentru sudură cap la cap în V se va face conform Standarului European(SR-EN). Șanfrenarea capătului de țeavă care urmează a fi îmbinat prin sudură se va face la 30o.

Dacă suprafețele de sudat sunt curate la luciul metalic se trece la aplicarea primului strat de sudură electrică de 3,25 mm de la fundul teșiturilor prin deplasarea în zig – zag a electrodului de la un cap la celălalt. Grosimea acestui strat nu va depăși 3 mm. Stratul trebuie să fie uniform și total fără pori, incluziuni, zgură, fisuri sau crăpături cu marginile fără praguri de metal. După încheierea stratului, sudorul îndepărtează prin ușoară ciocnire zgura și curăță prin frecare cu peria de sârmă stratul aplicat și topiturile. Dacă se observă pori, goluri, zgură sau alte defecte, pe o lungime de 20 mm pe fiecare parte a defectului stratului depus, se taie cu dalta și se reface corect. Straturile următoare se aplcă în același mod cu primul strat, însă cu electrozi mai groși.

4.2.4 Controlul și verificarea sudurii

Controlul și verificarea calității sudurilor cap la cap se execută, conform prevederilor lui I 27 – 82, prin gamagrafierea sudurilor în procent de 50 % la clasa II-a, 25 % la clasa III-a și 10 % la clasa IV-a.

La sudarea țevilor de oțel având marca OLT 35, ca material de aport se poate folosi sârmă de oțel pentru sudură, mărcile S10, S10X, S10 XIX sau electrozi înveliți STAS 1125/6 grupa I.

Pentru asigurarea corespondenței electrozilor cu caracteristicile materialului țevii și cu condițiile de sudură (caracterul învelișurilor, poziția de sudare, felul și intensitatea curentului etc) este necesară consultarea standardului Standarului European(SR-EN).

Pentru a putea beneficia de calitățile prescrise, electrozii trebuiesc manipulați fără a se trântii cutiile sau lăzile în care sunt. Deasemenea, acestea vor fi transportate în vehicule acoperite, vor fi depozitate în încăperi uscate, ferite de umezeală ( umiditatea maximă 60 %).

Electrozii cu înveliș bazic care au venit înainte de utilizare în contact cu atmosfera umedă, vor fi uscați înainte de folosire timp de o oră la 250 – 300oC.

Sudurile de poziție vor fi executate cu cel puțin 24 ore de la coborârea tronsoanelor în șanț. Calitatea sudurilor de poziție (toate) se va verifica prin gamagrafiere.

4.2.5 Măsuri de tehnica securității și protecția muncii

Pe parcursul execuarii lucrărilor de sudură a conductelor de gaze se vor respecta cu strictețe următoarele:

Conductele îngropate se vor îmbina prin sudură, cu excepția dopului și a capului protector al teului de branșament.

Agregatele de sudură vor fi legate la pământ. Priza de pământ împreună cu conductorul de legătură, nu vor depăși rezistența de 4 ohmi.

Este interzisă mutarea agregatului și a cablului de alimentare, sub tensiune.

La terminarea lucrului agregatele se scot de sub tensiune.

Dacă izolația cablului sau a mânerului cleștelui s-a defectat se oprește agregatul până la remedierea defectului.

Este interzisă folosirea sau manevrarea aparatelor de sudură de persoane necalificate sau de cei care nu au primit această dispoziție.

În timpul lucrului, reductoarele de la tuburile de oxigen sau acetilenă vor fi prevăzute cu manometre bune cu verificarea în vigoare.

Reductorul înghețat se desgheață numai cu apă caldă sau sârme înmuiate în apă.

Manipularea generatoarelor de acetilenă se face de persoane calificate.

Tuburile de oxigen sau acetilenă pe timpul manipulării vor purta obligatoriu piulițe de siguranță și capacele de protecție.

Este interzis a se umbla cu grăsimi de orice natură la tuburile de oxigen. Tuburile de oxigen sau acetilenă în timpul lucrărilor se vor afla la o distanță de min.10 m de obiectivul la care se lucrează.

4.3 MONTAJUL CONDUCTELOR DE GAZE

În cazul folosirii țevilor sudate, cuplarea lor pentru formarea tronsoanelor sau a firului de conductă, se face astfel încât să existe un decalaj de 150-200 mm între începutul și sfârșitul cordoanelor elicoidale de sudură executate de fabrică, corespunzătoare țevilor adiacente. Axele țevilor ce se îmbină trebuie să se suprapună.

La îmbinările pe niplu se admit abateri maxime de până la 30' (1/2o). Dimensiunile rostului dintre capetele țevilor ce se îmbină la sudarea manuală sau cu arc electric, pentru tipurile de îmbinări utilizate, funcție de poziția de sudare, sunt date în tabele.

Îmbinarea capetelor de țeavă se execută prin sudură simplă cap la cap, sau pe capete, conform tehnologiei de execuție. Întărirea manșonului se execută prin sudură cap la cap. Lățimea manșonului de întărire (B) se alege funcție de diametrul țevilor.

Pentru conducta de aducțiune realizată din țeava ϕ 508 x 8 mm se alege un manșon în lungime de 150 mm iar pentru rezervorul inelar confecționat din țeava ϕ 1020 x 10 mm, manșonul va avea lungimea de 250 mm. Îmbinarea provizorie a țevilor se realizează prin sudură discontinuă, repartizată uniform pe circumferință.

Îmbinarea propiu-zisă se realizează prin sudura continuă. Pentru grosimi de țeavă de 7-10 mm se aplică 3 straturi de sudură electrică manuală. Dimensiunile cusăturii sudate, în secțiune, indiferent de poziția de sudare, vor avea valorile tabelate.

Îmbinarea țevilor și întregirea manșonului de întărire se execută prin sudură cap la cap, cu respectarea dimensiunilor cusăturii din figurile anterioare, după cum îmbinarea cap la cap este simplă sau pe niplu.Manșonul de întărire se va utiliza obligatoriu în cazul subtraversărilor de căi de comunicații (drumuri și căi ferate).

Execuția sudurii se face atât prin procedeul de sudare manuală, electrică cu electrozi înveliți, cât și automat, cu arc acoperit sub strat de flux. Materialul din cordonul de sudură depinde atât de compoziția chimică a materialului de bază cât și de propietățile lui mecanice.

Caracteristicile metalului de bază, oțelul X 60, sunt prezentate în continuare:

1.Compoziția chimică:

C,max = 0,26 %; Mn,max = 1,35 %; P,max = 0,04 %; S,max = 0,05 %;

Nb,min = 0,105 %; V,min = 0,02 %; Ti,min = 0,03 %.

2.Caracteristici mecanice:

r = 5400 daN/cm2 ; c = 4100 daN/cm2 ;  = 20 %.

Conținutul de carbon ce depășește conținutul admis de standard % C = 0,23 % > 0,20 %. Rezultă că pentru a se suda, oțelul X 60 trebuie să fie tratat termic prin preîncălzire. Se alege diametrul electrodului d = 3,25 mm și se obține temperatura de preîncălzire de 250 0C.

Sudurile se vor executa prin sudarea țevilor pe standuri cu role, cât și la poziție; mai întâi se vor executa tronsoane de conductă prin sudare prin rulare, după care acestea se izolează, se coboară în șanț cu lansatoare și apoi se sudează la poziție. Acest procedeu mărește productivitatea și dă posibilitatea sudării sub strat de flux în cazul sudării prin rulare.

La sudarea manuală, electrică cu electrozi înveliți a conductelor se folosesc electrozi și se depun 4 straturi de sudură. Caracteristicile electrozilor SUPER BAZIC:

1.Compoziția chimică:

C = 0,06 %; Mn = 1,35 %; P = 0,022 %; S = 0,017 %;

Ni = 0,90 %; Si = 0,60 %; H = 0,03 %.

2.Caracteristici mecanice:

r = 6.300 daN/cm2; c = 5.300 daN/cm2;  = 26,8 %.

Primul strat se sudează cu electrodul d = 3,25 mm iar pentru următoarele se vor folosi electrozi cu diametrul d = 4 mm. Curentul de sudare, funcție de diametrul electrodului va fi:

.

Pentru d = 3,25 mm rezultă I = 150 A iar pentru d = 4 mm, I = 180 A.

Sudura automată sub strat de flux se execută numai în poziție orizontală pe perna de fondant. Datorită pătrunderii bune, sudura se poate executa din două treceri pentru un diametru d = 3 mm. Se va utiliza un flux FB – 10, cu compoziția chimică:

SiO2 = 35..39 %; Mn = 8..11 %; CaO = 17..22 %; MgO = 7..13 %; Al2O3 = 16..21 %;

TiO2 = 1..2 %; CaFe2 = 4..6 %; FeO = 1,5 %; S = 0,07 %; P = 0,007 %

și o sârmă de sudare tip S12M2, cu următoarele caracteristici ale metalului depus:

C = 0,06 %; H = 1,25 %;Si = 0,55 %; P = 0,035 %;S = 0,035 %,

precum și următoarele caracteristici mecanice:

r = 3.500 daN/cm2; c = 4.800 daN/cm2;  = 24 %.

Regimul optim de sudare pentru conducta de diametrul de 508 mm. având grosimea peretelui de 8 mm este prezentat în continuare:

Stratul nr. 1:

Diametrul electrodului: d1 = 3 mm;

Tensiunea Ua = 52..54 V;

Intensitatea curentului Is = 800..850 A;

Viteza de sudare: vs = 60..62 m/h;

Pasul: x = 80..90 mm;

Înclinarea electrodului: = 30o.

Stratul nr.2:

Diametrul electrodului: d2 = 3 mm;

Tensiunea Ua = 50..52 V;

Intensitatea curentului Is = 900..950 A;

Viteza de sudare: vs = 52..55 m/h;

Pasul: x = 50..80 mm;

Înclinarea electrodului: = 30o.

Executarea cordonului de sudură se face fie în întregime de către sudor, fie de mai mulți sudori simultan sau pe rând. Totdeauna se va avea în vedere ca primul strat de căldură să fie executat de sudorii cei mai calificați; se va asigura un decalaj între începutul unui strat și sfârșitul celui precedent de 150 – 200 mm, iar începutul și sfârșitul aceluiași strat se vor petrece pe o porțiune de cca 25 – 30 mm.

Controlul îmbinărilor sudate se face urmărind:

gradul de curățire al șanfrenului și al stratului de sudură;

centrarea corectă între capetele țevilor;

distanța corectă între capetele țevilor în vederea sudării.

supraînâlțarea să fie de 2 – 3 mm.

Se va efectua de asemenea și un control cu raze X sau gama, cu ultrasunete sau chiar cu lichide penetrante. Controlul va fi de 100 %.

Fig. 4.1 Montarea unei conducte de gaze

[sursa: https://www.google.ro]

Capitolul V

Exploatarea sistemului de transport gaze

5.1 Urmarirea în exploatare a conductelor de gaze

Întreținerea și repararea conductelor magistrale de transport gaze naturale reprezintă o obligativitate de maximă importanță pentru a se asigura continuitatea funcționării sistemelor și livrărilor de gaze naturale concomitent cu siguranța obiectivelor din vecinătate și protejarea mediului. În realizarea acestor obiective trebuie ținut seama de criterii tehnice și economice.

Criterii tehnice. Acestea sunt:

estimarea stării tehnice și a necesității unor categorii de lucrări în baza unor date statistice sau reglementări administrative;

determinarea efectivă a stării tehnice prin observații, constatări în baza unor evenimente produse;

determinări concludente a stării conductelor, a izolației pasive și a altor factori de influență.

Criterii economice. Economia etatist socialist-centralizată impunea un anume ritm de efectuare a lucrărilor de întreținere și reparații prin sistemul de planificare a cheltuielilor aferente, sistem ce nu ținea seama de interesele economice ale companiilor de profil nici de necesitatea modernizării și reînnoirii conductelor și instalațiilor aferente în conformitate cu progresul tehnic.

Astfel, amortizările se calculau pentru o durată de viață de 60 ani la conductele protejate catodic și 30 de ani la conductele neprotejate catodic, pentru a se realiza un preț coborât artificial al gazelor livrate la utilizatori, în timp ce în economia de piață durata de amortizare medie este de 12 – 15 ani, chiar dacă durata de exploatare putea ajunge la 25 – 30 ani.

În instalațiile tehnologice aferente conductelor de transport (stații de comprimare, stații de reglare-măsurare etc.), în mod asemănător, durata de amortizare era cel puțin dublu față de practica europeană. Din această cauză cu toate că la nivelul anilor 1965 – 1975 industria gazieră din România depășea din punct de vedere tehnic nivelul european, în prezent aceasta este uzată fizic și moral și mult rămasă în urmă, chiar față de cea din țările învecinate, foste socialiste. În funcție de politica economică a companiilor gaziere se pot lua în considerare sub aspectul reinnoirii mijioacelor fixe trei criterii de amortizare, în cadrul aceleiași durate de viață, care corespunde necesităților de modernizare a instalațiilor tehnologice:

amortizare uniformă;

amortizare accelerată;

amortizare întârziată.

În conformitate cu normativele și legislația în vigoare, societățile care dețin conductele magistrale de transport gaze naturale, sunt obligate să le exploateze în limita parametrilor

normali pentru care acestea au fost proiectate, să execute lucrări de "întreținere și revizii tehnice (I+RT), lucrări de reparatii curente (RC) și lucrări de reparații capitale (RK), pentru a asigura caracteristicile tehnice de exploatare, furnizarea continuă a gazelor naturale consumatorilor și pentru a preîntâmpina ieșirea lor din funcțiune inainte de consumarea duratei normale de serviciu.

Prescripțiile cuprinse în cadrul acestui capitol se referă numai la conductele magistrale propriu-zise (între panourile de primire a gazelor naturale de la furnizori și stațiile de reglare și măsurare gaze prin care acestea se predau distribuțillor de gaze) inclusiv anexele lor (traversări de râuri, traversări de căi de comunicații, armături, prize de potențial, marcaje etc.).

Conductele din stațiile de măsurare și reglare, din stațiiie de uscare, din stațiile de comprimare, de la stațiile de odorizare, se exploatează, întrețin și repară în conformitate cu prescripțiiie specifice instalațiilor tehnologice din care fac parte.

Societatea care exploatează conductele magistrale de transport gaze naturale are obligația să organizeze evidența necesară urmăririi exploatării, întreținerii și reparării acestora după cum urmează:

Evidența conductelor de gaze pe planuri de situație încă din faza de execuție pe baza proiectelor și cu ajutorul fișelor tehnice, în care se vor opera toate modificările survenite în perioada de exploatare.

Identificarea traseului conductei pentru care nu există planuri cu repere precise, efectuarea marcajelor corespunzătoare și întocmirea planurilor de situație și a fișelor respective.

Urmărirea, înscrierea și ținerea evidenței parametrilor de exploatare a conductei în documentele primare de la punctele de lucru.

Stabilirea detaliată a modului de verificare a traseelor conductelor magistrale și a anexelor acestora pentru asigurarea funcționării normale și sigure.

Elaborarea graficelor de revizii și planurilor anuale de reparații a conductelor de gaze pe baza normativelor în vigoare și a defecțiunilor semnalate în exploatare.

întocmirea și păstrarea tuturor documentelor de construcție, revizii și reparații pentru conductele magistrale (documentații în proiectare, din faza de construcție, de la reparațiile capitale, fișe de constatare, procese verbale și diagramele probelor de presiune, procesele verbale de recepție și de punere în funcțiune etc.).

Evidența avariilor și a situațiilor apărute în decursul exploatării, păstrarea probelor de material tubular degradat, etc.

5.2 Întreținerea conductelor magistrale

Traseul fiecărei conducte magistrale de transport gaze naturale va fi controlat periodic (săptămânal sau lunar în funcție de importanța conductei) de către personalul de aw‘loatare, ocazie cu care se efectuează următoarele operatii:

Urmărirea și evidențierea în documentele primare a presiunii în diferite puncte ale conductei;

Parcurgerea traseului conductei magistrale pentru a se verifica următoarele:

dacă pe traseul conductei și la anexele acesteia nu sunt emanații de gaze, semnalate prin îngălbenirea vegetației, zgomot, barbotare în apă sau puse în evidență cu ajutorul detectoarelor de gaze;

dacă pe traseul conductei și în zona adiacentă de protecție (minim 5 m de o parte și de alta) se execută lucrări care ar putea periclita integritatea ei;

dacă pe traseul conductei sau în vecinătatea ei nu s-au produs alunecări de teren, inundații, eroziuni de maluri, schimbări de cursuri de ape, amplasări de balastiere etc., care ar putea afecta stabilitatea conductelor, a traversărilor de ape, de căi de comunicații etc.;

dacă pe traseul conductei sau la distanțe mai mici decât cele prevăzute în norme, se realizează lucrări sau se amplasează obiective.

Toate situațiile deosebite, constatate cu ocazia verificărilor de traseu, vor fi anunțate în mod ierarhic și consemnate în documentele primare de la punctele de lucru, luându-se imediat măsurile ce se impun, care în cazuri deosebite pot merge până la scoaterea din funcțiune a conductei.

În cazul unor trasee lungi sau dificile se va face o delimitare a zonelor controlate de personalul operativ și se va stabili periodicitatea de control a traseelor. Traseele conductelor ce prezintă posibile alunecări de teren se recomandă să fie controlate zilnic, până la stabilizarea alunecărilor de teren sau definitivarea realizării soluțiel de protecție a conductei (consolidări, drenaje, devieri etc.).

Lucrările accidentale sau planificate pentru remediere ce presupun scoaterea conductei din funcțiune, se vor executa numai pe bază de programe de lucru aprobate de organele tehnice ale unităților deținătoare.

Revizia separatoarelor de pe traseul conductelor se va face conform programului stabilit, la nivelul întreprinderii deținătoare sau stării tehnice.

Anual se va efectua o revizie tehnică pentru stabilirea stării tehnice a conductei, ocazie cu care se vor executa reparațille minore ce vor asigura menținerea conductei în funcțiune până la prima reparație planificată și se vor culege elementele de fundamentare ce trebuie prevăzute în cadrul reparației planificate:

verificarea izolației și a stării exterioare a conductei, care se va face prin săparea de gropi, luarea de probe de izolație și controlul suprafeței exterioare a materialului tubular;

punctele de control se vor alege în funcție de consumul de curent la conductele protejate catodic, (urmărind aliura curbei de potențial între două stații de injecție curent) și de zonele cu agresivitate a solului ridicată;

porțiunile aeriene ale conductelor magistrale (traversările aeriene) se vor controla atât sub aspectul protejării lor față de coroziunea atmosferică cât și ca stare tehnică în general.

Verificarea stării exterioare a conductelor se va efectua la intervale de timp de la 2 la 4 ani pentru zonele cu condiții mai grele de traseu (soluri agresive, traversări de drumuri, de căi ferate, porțiuni de traseu situate la distanțele minime legale față de obiective învecinate în zona conductelor de refulare de la stațiile de comprimare care lucrează la temperaturi ridicate etc.). Pentru restul traseelor, controlul se va executa la intervale maxime de 7 ani.

Verificarea stării interioare a conductei pentru determinarea gradului de coroziune interioară se va realiza prin scoaterea conductei din funcțiune și prelevarea prin tăiere a unor porțiuni de conductă. Decupările se vor face în porțiunile de conducte cu posibile acumulări de lichide, în zonele de schimbări de direcție, alunecări de teren etc.

Aceste controale se vor executa pentru conducte în clasa de locație I și la tronsoane cu defecțiuni frecvente la maxim 4 ani, iar pentru restul conductelor la intervale de maxim 7 ani. Întotdeauna, cu ocazia remedierii defectelor și la lucrările de reparații planificate se va verifica și starea interioară a conductei. Examinarea stării de coroziune și eroziune interioară pe cupoanele prelevate se va face de către un laborator de specialitate. În baza gradului de coroziune/eroziune și a aprecierii fenomenelor de coroziune și eroziune de către laboratorui de specialitate, se vor programa traseele de conducte ce trebuie înlocuite.

Pentru conductele vechi, la care lipsesc documentațille tehnice, cu ocazia examinării în laborator a probelor create pentru controlul stării interioare a conductelor, se vor face și analizele pentru stabilirea compoziției materialului tubular și a caracteristicilor chimice, fizice și mecanice ale acestuia.

La conductele magistrale de transport gaze naturale, supuse coroziunilor și eroziunilor interioare, se vor controla periodic, prin demontare, separatoarele de impurități. Separatoarele montate în trasee de conductă cu clasa de locație I, se vor înlocui la intervale de maxim 5 ani.

La restul conductelor separatoarele de impurități se înlocuiesc cu ocazia reparațillor capitale sau a apariției defectelor de coroziune. Funcție de starea tehnică a conductei determinată în urma verificărilor mai sus arătate și de informații de exploatare, pentru verificarea întregului traseu al conductei sau porțiunii din aceasta se vor efectua probe de presiune.

De la caz la caz se vor programa probe de etanșeitate sau de rezistență. Probele de etanșeitate se pot face cu aer sau gaze naturale, la valorile stabilite prin programul de lucru, fără a depăși cu 5% presiunea de regim, excepție făcând porțiunile de conductă situate în Clasa de locație I.

Probele de rezistență se vor efectua potrivit prevederilor normativului de proiectare și a standardelor în vigoare la valori stabilite prin programul de lucru, funcție de caracteristicile materialului conductei și gradul de uzură al acesteia. Rezultatele probelor vor sta la baza planificării reparațiilor.

1. Reviziile tehnice anuale (R.T.) ale conductelor magistrale. În cadrul reviziei tehnice anuale se va determina starea tehnică a conductelor magistrale de transport gaze naturale și principalele operații ce urmează a se efectua cu ocazia primei reparații planificate:

Pentru determinarea stării tehnice a conductei se vor efectua operatiile prezentate la punctul anterior;

Cu ocazia reviziilor tehnice anuale se vor executa o serie de reparații și lucrări ce se impun, în general în limita de 0,1 – 0,3% din valoare și anume:

consolidarea terenurilor instabile sau a malurilor, râurilor din apropierea traseelor conductelor;

repararea, completarea sau inlocuirea izolației anticorozive deteriorate;

repararea, completarea sau înlocuirea armăturilor, tuburilor de protecție și a răsuflătorilor de la subtraversările de drumuri, căi ferate etc;

verificarea și completarea instalațiilor de protecție anticorozivă;

repararea și amenajarea împrejmuirilor, căminelor și refulatoarelor;

verificarea traversărilor aeriene, vopsirea lor etc.;

reparațla definitivă a defectelor remediate provizoriu.

Lucrările de revizie tehnică se vor executa de echipe formate din personalui care are în exploatare respectiva conductă.

La terminarea lucrărilor de revizie se întocmesc procese verbale de recepție care vor cuprinde și modul de execuție a lucrărilor precum și atestarea funcționării conductei la parametrii nominali.

2. Reparații accidentale la conductele magistrale. Reparațiile accidentale la conductele magistrale de transport gaze naturale sunt lucrări neprevăzute, necesare pentru remedierea unor defecte ce apar în timpul exploatării, în scopul repunerii intr-un timp cât mai scurt a conductei în funcțiune.

Reparațiile accidentale pot fi efectuate, în funcție de natura defectului și de programul de lucru stabilit, cu gazele evacuate din conductă (în mod normal, lucrările de remediere a defectelor, montarea armăturilor, cuplarea conductelor etc.), sau cu conducta sub presiune.

Remedierea provizorie a defectelor fără refularea completă a gazelor din tronsonul de conductă afectat, se va efectua numai în mod excepțional, de către personal cu înaltă calificare, supravegheat corespunzător, cu respectarea următoarelor reguli:

oprirea circulației și accesul cu foc pe o rază de minim 50 m în jurul conductei;

reducerea presiunii în tronsonul respectiv, sub 6-10 atmosfere;

instruirea specială a personalului ce urmează să execute operația de remediere;

folosirea obligatorie de către personalul care lucrează la remedieri sub presiune, a echipamentului de protecție pentru lucrul în zone cu amestec exploziv de aer-gaz (măști de gaze cu aducțiune de aer de la distanță, costum complet de protecție la foc, centuri de siguranță cu funie lungă, personal de ajutor etc.).

Lucrările de remediere a defectelor produse la conducte precum și cuplările, montarea de armături etc., se execută în baza unor programe de lucru, întocmite și aprobate, care vor cuprinde:

descrierea sumară a lucrării ce urmează a se executa;

manevrele de scoatere din funcțiune a conductei cu măsurile de securitate ce trebuie luate;

data și perioada executării lucrării;

organizarea, dotarea tehnică și tehnologia de lucru;

măsurile NTS, PSI și protecția mediului, pentru prevenirea unor accidente tehnice și umane;

manevrele de aerisire și încărcare a conductelor după terminarea lucrării;

valoarea presiunii de probă, pentru verificarea etanșeității, modul de execuție și durată.

Pentru prevenirea unor accidente tehnice sau umane, cu ocazia executării lucrărilor de reparații accidentale, remedieri de defecte, cuplări, reparații planificate etc., se vor lua măsuri de siguranță specifice fiecărei situații, dintre care se menționează următoarele:

folosirea echipamentului de protecție corespunzător activității și situației respective;

cazul în care urmează să se taie oxiacetilenic conducta după golirea de gaze, inițial se va perfora mecanic cu un burghiu pentru controlul eventualelor emanații de gaze;

dacă emanațiile de gaze sunt periculoase se vor monta țevi de aerisire (coșuri-faclă) și se vor etanșa capetele conductei cu dopuri de pământ;

când pe un tronson de conductă delimitat între două robinete închise există mai multe refulatoare, se va menține deschis un singur refulator și anume cel situat în cel mai înalt loc;

nu se admite lucrul cu foc concomitent la două poziții aflate pe același tronson delimitat de două robinete vecine, indiferent de numărul de refulatoare de pe acest tronson;

în cazul în care se execută lucrări cu foc pe tronsoane de conductă pe care se transportă gaz conținând condensat, se iau măsuri suplimentare NTS și PSI;

la reparația conductelor se vor folosi materiale corespunzătoare (țevi de calitate, diametrul și grosimea de perete adecvate, confecții uzinate cu certificate de calitate, electrozii de sudură corespunzători materialului tubular și tehnologiei de sudură aplicate etc.).

În cazul unor reparații accidentale, curente sau capitale pentru a se evita întreruperea furnizării gazelor, cât și în cazul efectuării unor cuplaje între conducte noi construite și un sistem de gaze, se folosesc tehnici de lucru sub presiune.

Metoda constă din perforarea conductei sub presiune, cu ajutorul unei freze speciale și introducerea unui balon obturator, având drept scop întreruperea furnizării gazelor naturale de o parte și de alta a defectului, precum și montarea unui by-pass pentru a devia curgerea gazului prin conductă.

Balonul de obturare este realizat dintr-o cameră de cauciuc îmbrăcată într-o colivie din lamele metalice pentru a evita deplasarea balonului sub efectul presiunii din conductă.

Acesta este introdus printr-un orificiu în conducta de transport gaz și umflat cu aer.

Presiunea aerului din balon determină deschiderea lamelelor metalice blocând deplasarea balonului.

Înainte de balonul inițial și după balonul final, adică la capetele porțiunii defecte se montează un by-pass sub presiune. Orificille se practică, prin mijloace mecanice, sub presiune la extremitățile porțiunii ce trebuie înlocuită. Prin aceste orificii se introduc câte un balon din cauciuc cu scopul de a impiedica contactul între gazele rămase în conductă și locurile unde se practică tăierea și montarea prin sudură a unei noi porțiuni de țeavă.

Perforarea sub presiune presupune o succesiune de operații începând cu sudarea electrică a unui cupon de conductă. La capătul cuponului de conductă sudat la conducta principală se leagă un robinet. La robinet se fixează o freză ce trece prin robinetul deschis, până la suprafața conductei, în peretele căruia se taie un disc. După tăierea discului, freza împreună cu discul se scot afară, iar în urma lor se închide imediat robinetul. Freza trece prin interiorul robinetului și cuponului de conductă până la peretele conductei de perforat.

Toate măsurile specifice impuse de situația concretă de lucru, dintre care unele au fost menționate mai înainte, vor fi cuprinse în programele de lucru, foile de manevră sau în proiecte.

3. Reparații curente (R.C.). Reparațiile curente la conductele magistrale de transport gaze naturale sunt lucrări planificate, ce se execută periodic, în interiorul ciclului de reparații capitale pentru menținerea conductei în deplină siguranță și la parametrii de funcționare proiectați.

Necesitatea acestor lucrări rezultă din verificările efectuate privind starea tehnică a conductelor precum și din reviziiie tehnice. În funcție de aceste verificări și revizii se stabilește durata între două reparații curente, durata maximă admisă este de 5 ani.

Principalele lucrări care se execută în cadrul unei reparații curente la conductele de gaz sunt:

verificări, remedieri și înlocuiri de armături (robinete, refulatoare, sifoane separatoare etc.);

înlocuiri de tronsoane de conducte deteriorate la alunecările de teren, coroziuni sau care prezintă un grad avansat de uzură;

întregirea conductei în porțiunile unde s-au executat decupările pentru determinarea stării tehnice a interiorului conductei (coroziune interioară);

montarea suplimentară a unor sifoane, separatoare, robinete de secționare, refulatoare etc., stabilite ca necesare pentru exploatarea corespunzătoare a conductei;

înlocuirea de curbe deteriorate sau necorespunzătoare cu curbe uzinate;

verificarea și completarea drenajelor și a tuburilor de protecție la traversări și în vecinătatea obiectivelor sociale sau industriale;

verificări și completări la traversările aeriene (suporți, cabluri, consolidări );

verificarea și completarea instalațiilor de protecție anticorozivă (stații de injecție, anozi, priză de potențial, refacerea izolației deteriorate);

înlocuirea șarnierelor cu ajutorul cărora s-au reparat provizoriu defectele, prin aplicarea, prin sudură a manșoanelor sau intercalarea de bucăți de țeavă;

sistematizări și modernizări de conducte;

rezolvarea tehnică a consolidărilor la alunecările de teren.

Legislația în vigoare stabilește următoarele valori minime pentru lucrările anuale de reparații curente:

5% din valoarea fondurilor fixe la conductele colectoare;

0,5% din valoarea fondurilor fixe la conductele magistrale de transport gaze.

Lucrările de reparații curente la conductele magistrale de transport gaze naturale se vor executa de echipe specializate, cu respectarea normelor și normativelor în vigoare. Armăturile care se montează (robinete, refulatoare, separatoare etc.) trebuie să fie probate în prealabil la 1,5 Prmax

La terminarea lucrărilor de reparații curente se vor efectua următoarele probe de presiune:

tronsoanele noi de conductă magistrală cu o lungime mai mare de 20 m se vor proba hidraulic, la suprafață, utilizând la capete funduri bombate, la o presiune Pp= 1,25 Prmax, timp de o oră;

după întregirea tronsonului nou la conducta veche, se va efectua la întregul traseu o probă de etanșeitate cu gaze la presiunea maximă de regim a conductei, timp de 6 ore, excepție făcând conductele din clasa I, la care proba se face cu aer;

în cazurile în care nu se montează un tronson nou de conductă se va efectua o probă de etanșeitate la presiunea maximă de regim a conductei 6 ore;

ridicarea presiunii se va face treptat;

rezultatul probelor de presiune se va consemna intr-un proces verbal.

4. Reparația capitală a conductelor magistrale. Durata de serviciu prevăzută în normativul de exploatare este:

30 ani pentru conducte neprotejate catodic;

65 ani pentru conducte protejate catodic;

40 ani pentru traversările aeriene.

Se precizează faptul că normativele de întreținere și reparații sunt în curs de revizuire și modificare și probabil că prin crearea societăților comerciale pe baza principiilor de piață liberă și a creșterii competențelor Consiliilor de Administrație, legislația și normele tehnico-economice vor fi schimbate, permițând un alt sistem și altă durată de amortizare.

Normativele în vigoare precizează conținutul lucrărilor de reparații capitale, astfel:

revizuirea conductei și completarea sau înlocuirea de țevi sau cupoane corodate sau pe care se găsesc puncte de sudură, petice, șarniere, manșoane etc.;

schimbarea traseului conductei, în vederea ocolirii centrelor populate sau aglomerărilor civile, în limita lungimii inițiale a traseului;

sistematizarea racordurilor la consumatori;

executarea unor modificări și completări impuse de modemizări ale procesului tehnologic;

executarea de drenaje și tuburi de protecție, în vecinătatea centrelor urbane și rurale, traversări de căi ferate și drumuri;

consolidarea terenurilor instabile sau a malurilor de râuri din apropierea traseului conductelor;

reamplasări și amenajări de stații de protecție catodică, în funcție de modificările traseelor conductelor;

repararea, completarea sau înlocuirea izolației anticorozive deteriorate;

repararea, refacerea, completarea, modificarea sau înlocuirea armăturilor, refulatoarelor, căminelor, gărilor de godevil, traversări de ape, drumuri precum și a instalațiilor de protecție catodică;

executarea instalațiilor de protecție catodică la conductele neprotejate;

verificarea conductei prin încercarea la rezistență și etanșeitate;

construirea unor porțiuni de conducte paralele cu cea existentă, cu izolația exterioară deteriorată și racordarea la conducta cu izolație nedegradată.

Mediul normal este considerat a fi format din gazele naturale la care temperatura punctului de rouă a vaporilor de apă conținuți în gaze este mai coborâtă decât temperatura cea mai joasă pe care o pot avea gazele în conductă.

Mediul corosiv este format de gazele naturale care antrenează ape sărate de zăcământ și de gazele care conțin vapori de apă care condensează pe traseu. Această apă concentrează urmele componențiior acizi din gazele naturale, devenind corozivă.

În ceea ce privește ciclurile prevăzute în normativ ele nu pot fi integral respectate în cazul conductelor magistrale de transport gaze naturale cu mediu corosiv, deoarece înlocuirea conductei cu una nouă nu se poate face în etape scurte, pe porțiuni scurte și de aceea se prevede comasarea ciclurilor în etape care să cuprindă întreaga conductă, în cazurile justificate prin probe prelevate de pe întregul traseu. Dacă din motive obiective nu se poate realiza reparația capitală prin construirea unei conducte noi paralele, la conducta la care s-au semnalat coroziuni interioare sau exterioare care ar putea provoca avarii, se vor face probe de presiune. Încercarea se va face hidraulic la presiunea de probă.

Dacă la această probă se vor semnala defecțiuni importante, nivelul probei se va reduce până la reușita operației, iar presiunea de regim se va limita la 70% din presiunea de probă.

Procesele verbale de recepție a lucrării capitale cu documentele încercărilor la rezistență și etanșeitate se vor păstra la cartea construcției și se vor trece în fișa conductei.

Lucrările de reparații capitale se programează în funcție de ciclurile normate și se definitivează pe baza planurilor anuale.

Pentru acele conducte care au îndeplinit cidul de RK, dar sunt în bună stare de funcționare se vor face propuneri de constatare ce se întocmesc și se aprobă în conformitate cu prevederile în vigoare.

Multe companii transportatoare de gaze naturale au renunțat la durata normată de viață a unei conducte și la intervalele între două reparații capitale, observându-se că durata între două reparații capitale poate fi prelungită sau micșorată (față de durata normată), în funcție de o serie de factori aleatori, specifici pe zone limitate, extrapolarea lor la un întreg sistem de conducte nefiind justificată tehnico-economic.

Renunțarea la duratele normate între două reparații capitale și desemnarea acestor durate funcție de caracteristicile specifice fiecărei porțiuni de conducte a condus la stabilirea unui algoritm pe seama căruia s-au realizat soft-uri de optimizare a planificării reparațiel. La ora actuală pe plan mondial s-a realizat o trecere de la „întreținerea conductelor de transport gaze" la aplicarea unor sisteme de „mentenanță".Astfel se deosebesc trei sisteme de mentenanță:

Mentenanța preventivă. Identică cu întreținerea clasică a conductelor de transport, prin care la intervale regulate de timp se intervine asupra conductelor în vederea realizării unei reparații, indiferent de starea acesteia.

Mentenanța predictivă. Se definește ca fiind operatiunea de Intreținere bazată pe monitorizarea și diagnosticarea, cu ajutorul cărora se determină defectele și apoi în funcție de această diagnoză se stabilește planificarea reparațiilor. Această metodă s-a dezvoltat datorită faptului că durata de funcționare a unei conducte variază foarte mult în funcție de factorii externi și interni la care este supusă aceasta.Se previne astfel înlocuirea unei conducte doar pe motiv că durata normată impune realizarea acesteia sau pagubele produse prin nerealizarea în timp util (și nu la un interval normat de timp) a unor reparații.

Mentenanța reactivă. Se definește ca fiind metoda prin care nu se intervine asupra conductei până în momentul defectării acesteia. Este cea mai scumpă dintre cele trei tipuri și poate fi justificată doar în cazul conductelor de mică importanță, care nu prezintă riscuri unde nu se justifică aplicarea altor sisteme de mentenanță.

O combinație a celor trei metode bazată pe o analiză cuprinzătoare a „riscului". Cel mai eficient program de întreținere (din punct de vedere al costului) va asigura o balanță optimă între întreținerea predictivă și cea preventivă cu reducerea celei reactive la minimul posibil (20%).

Realizarea unei strategii de mentenanță a conductelor pentru stabilirea și evaluarea integrității și a riscului pe care-1 prezintă conducta, va conduce la:

minimizarea riscului managerului, evitarea distrugerilor materiale, a pierderilor de gaze, a accidentelor tehnice și umane, a poluării mediului;

reducerea cheltuielilor de exploatare și întreținere, prin remedierea defectelor existente, în funcție de gradul defectului, optimizând timpii de intervenție prin evitarea executării reparației pe tronsoane care, prin asumarea unui grad de risc pot să mai funcționeze;

creșterea veniturilor, prin readucerea capacității de transport a conductei la ceea la care a fost proiectată inițial și în final la creșterea profitului firmei.

Aspectele luate în considerare la evaluarea stării conductelor sunt:

definirea scopului și realizarea planului de mentenanță;

colectarea datelor de proiectare, operare și întreținere a conductei;

prioritățile de întreținere,

analiza riscului;

inspectarea:

analiza SPC;

analiza tipului de izolație;

procedura de sudare;

controlul coroziunii;

controlul eroziunii și abraziunii;

controlul deteriorărilor mecanice;

defectele de oboseală;

defectele de montaj;

defecte, accidente remediate;

reparații anterioare;

decizia de reabilitare;

strategia de operare viitoare;

extinderea vieții conductelor;

eficiența supravegherii;

sistemul de optimizare și modernizare luat în considerare;

dezvoltarea unui soft de evaluare și management al sistemului;

protejarea mediului.

Pentru aplicarea sistemului de mentenanță predictivă trebuie parcurși pașii:

Pre-inspecția (colectarea datelor și evaluarea riscului). Cheia succesului este evaluarea și stabilirea costului riscului și stabilirea unei strategii de întreținere pentru rețeaua de conducte în ansamblul ei. Pe baza experienței acumulate s-a identificat un model teoretic de răspuns al conductei, la diverse evaluări a stării ei. Diferența (gradientul) dintre evaluarea găsită la un moment dat și cea teoretică determină un anumit grad al stării tehnice (prezentat pe o scară).

Determinarea exactă a porțiunii din conductă care are nevoie de intreținere? În cât timp? Ce fel de întreținere? Optimizarea raportului costul/riscul asumat prin continuarea funcționării conductei și venit obținut prin continuarea funcționării se poate face doar prin folosirea unei metode predictive de întreținere bazată pe un program de inspectare definitivat funcție de condițiile de teren, eliminându-se munca „pe ghicite" costisitoare.

Inspectarea. În funcție de datele colectate și costurile aferente fiecărui tip de inspecție se trece la alegerea unui anumit mod de inspectare: interioară (cu pig), inspectare de la suprafață (Metoda Pearson, aeriană etc.).

Intervalul de timp la care se impune inspecția depinde de mai mulți factori:

condițille de montaj ale conductei;

întreținerea și exploatarea conductei în funcțiune;

mediul intern;

mediul extern;

zona de risc pe care o străbate conducta;

rata de coroziune anuală.

Post-inspecția. Inspecția va descoperi defecte la conducte și operatorii au nevoie de evaluarea semnificațlei defectelor semnalate. Defectele sunt definite printr-un normativ, în care se precizează ce se înțelege prin defect, de la ce mărimi un defect este luat în considerare, ținând seama și de imperfecțiunea metodei.

Firma PII din Anglia a dezvoltat metoda predictivă Fitness-for-Purpose (FFP), care prin prelucrarea datelor obținute printr-o inspecție de înaltă rezoluție poate preveni eșecurile, pierderile de gaz etc. Când și cât de des să inspectezi, costul efectiv de refacere a izolației, reparații sau reamplasarea conductelor se pot determina utilizând această metodă bazată pe analize probabilistice și deterministe.

Repararea. În funcție de analiza datelor realizată în etapă de post-inspecție se stabilește necesitatea și amploarea intervenției proporțională cu un anumit grad de risc acceptat.

5.3 Menținerea în siguranță a conductelor

Pentru a determina exact starea tehnică a unei conducte și a măsurilor ce trebuie aplicate pentru ca aceasta să fie în deplină siguranță se realizează centralizarea tuturor caracteristicilor, defectelor, reparațiilor (RT, RC, RK), a diferitelor inspecții, constatări într-o bază de date. Ulterior prin prelucrarea acestor date se trage concluzia oportună privind intervalele de timp la care se realizează operațille RT, RC, RK.

Pentru exemplu, probabilitatea de defectare la coroziune externă este evaluată din considerente de calitate a izolației conductei și consecvența defecțiunilor. Informațiile pentru întreaga bază de date pot fi procurate pe două căi, cu ajutorul pig-ului inteligent sau prin operații de luare a probelor de izolație, coroziune externă și internă.

Folosirea pig-ului inteligent este preferabilă datorită volumului mare de date ce le furnizează acesta despre conductă, de-a lungul întregului traseu inspectat. Costul comparativ al unei inspectări cu pig față de inspectarea tradițională, este:

inspecție cu pig inteligent- cost 4800 USD/Km

inspecție tradițională- cost total 4000 USD/Km, din care:

57,7 % excavațille;

28 % analizele adiționale;

14,3 % cost inspectare.

Intervalele de timp la care se vor realiza RC, RK, nu vor mai fi niște intervale de timp normate (prevăzute de normativ), ci funcție de situația concretă din teren.

În prima instanță orice operator evaluează costul unei inspecții și balanța acestui costcu costul unei neinspectări (costul defecțiunii, excavațiilor, a calibrăril săpăturilor, evaluarea defectului, analizele adiționale, costul inspecției). Evident acest cost mai târziu va varia cu anii de funcționare a conductei și de aceea operatorul trebuie să calculeze riscul defecțiunilor în funcție de anii conductei.

Avantajele existenței unei asemenea baze de date este că poate urmări în orice moment starea reală a sistemului de transport putându-se acționa la momentul oportun în efectuarea unor reparații, evitând eventualele accidente ce pot apărea.

Frecvența inspecțiilor poate să fie bazată pe înregistrările ratei de coroziune, eroziune, numărul de fisurări, ruperi etc. Graficul defecțiunilor probabile de-a lungul anilor de funcționare a conductei poate fi refăcut pentru diferite rații de coroziune.

Menținerea în funcție a conductelor de gaze, care asigură transportul gazelor, are o semnificație aparte prin importanța economică a obiectivelor industriale deservite și prin riscurile mari de accidente și poluare a mediului în cazurile de spargere a lor.

În prezent, criteriul de bază pentru stabilirea tronsonului de conductă ce trebuie reparat î1 constituie experiența serviciilor tehnice ale întreprinderii deținătoare și aceasta bazată pe numărul de spargeri, care sunt rezolvate de cele mai multe ori prin aplicarea de șarniere.

Avantajele investigării cu ajutorul „pig-ului" inteligent, sunt:

obținerea unui număr mare de informații necesare efectuării studiilor manageriale de risc;

efectuarea de investigații fără a f i necesară oprirea funcționării conductei;

reducerea cheltuielilor pentru reparații prin precizarea exactă a zonelor cu pericol de risc.

Există mai multe metode de cercetare a stării conductelor, coloanelor tubate, evoluția lor începând în anul 1965 în SUA. Cele mai utilizate în prezent sunt:

metode bazate pe detectarea variației câmpului magnetic indus în metalul de cercetat (MFL magnetic fux lakage);

metode bazate pe comparația dintre ecourile create de o sursă de ultrasunete reflectate de suprafețele interioare și exterioare ale peretelui materialului tubular;

metode optice, prin înregistrarea imaginilor cu o cameră video vehiculată prin interiorul conductei și prin introducerea unui cablu optic și a unei surse de lumină.

Metoda de măsurare a variației câmpului magnetic pentru determinarea grosimii de perete rămase utilizează „godevile" inteligente care au în compunere un generator de câmp magnetic, două seturi de senzori circulari care permit diferențierea între defectele de la interiorui și exteriorul peretelui conductei și un microprocesor care înregistrează codificat valorile măsurate.

Compunerea unui „pig" inteligent este următoarea:

magneți permanenți;

senzori

gamiturile de etanșare;

kilometraj.

La diametrele mici de conductă, sursa magnetică este montată axial, iar la cele mari, radial. Densitățile de flux magnetic sunt între 1,6 Tesla și la 1,4 Tesla. Sunt construite pig-uri pe bazăde flux magnetic de joasă și înaltă rezoluție, care se pot utiliza funcție de complexitatea inspecției.

Metoda bazată pe viteza de trecere a undelor ultrasonice prin peretele conductei se bazează pe măsurarea diferenței de timp dintre recepționarea ecoului dat de peretele interior și cel exterior al conductei.

Un generator piezoelectric montat pe „godevil" transmite unde pulsatorii perpendiculare pe peretele conductei. Undele generate nu pot fi transmise fără existența unui lichid, interpus între pig și peretele conductelor.

Metoda este simplă și robustă dar trebuie sprijinită de o electronică digitală avansată. Lichidul prin care se transmit undele sonore trebuie să fie omogen, bulele de gaz sau floculele de parafină alterând calitatea informației. Menținerea direcției perpendiculare pe peretele conductei este de asemenea, importantă, astfel ecoul va lipsi.

O rețea de traductoare, amplasată în spatele „generatorului de ultrasunete" inteligent și la distanță denumită „stand – off "„ mai mare de 1 inch, recepționează semnalele. Alte firme utilizează o colivie flexibilă din poliuretan pentru același scop.Metoda permite citiri directe ale grosimii peretelui conductei. Instrumentele ultrasonice moderne au posibilitatea de acțiune până la 100 km.

Controlul vizual cu ajutorul camerelor de luat vederi, montate în partea din spate a „godevilului", este limitată de vizibilitate care poate exista numai în gaze sau lichide transparente. Imaginile obținute pot fi stocate pe casetă înregistratoare, montată pe „godevilul" inteligent, sau pot fi transmise printr-un cablu optic la un înregistrator plasat la punctul de introducere al camerei de luat vederi în conductă. Din punctul de acces în conductă se poate controla pe distanța de 60-70 m, în ambele direcții, deși unele firme prezintă lungimi mai mari de acces (180 m).

Operația de godevilare a conductei se va realiza cu un piston a cărui viteză nu trebuie depășească 1,5 — 2 m/s. Viteza de deplasare a pistonului variază funcție de diferența de presiune în spatele și în fața pitonului. Cu alte cuvinte vom regla viteza de deplasare a pistonului acționând direct asupra presiunilor pe care le are gazul în punctul inițial și final al conductei.

Realizarea godevilării presupune urmărirea unui plan de inspecție alcătuit din mai multe proceduri. Analizarea cărții construcției și a conductei (procedura 1) pentru a stabili dacă conducta se poate godevila, reprezintă punctul de plecare.

În continuare se efectuează o curățire a conductei (procedura 2) folosind godevile flexibile din materiale care permit traversarea oricăror secțiuni. Acest godevil trebuie să fie bidirecțional pentru a putea fi deblocat dacă se întâmplă aceasta. Se recomandă trecerea succesivă a mai multor godevile prevăzute cu elemente specifice îndepărtării impurităților solide, lichide, crustelor interioare etc.

Se deosebesc o gamă largă de godevile curățitoare: cu perii de sârmă, cu lame răzuitoare, cu elemente abrazive, cu jet de apă etc.

Inspectarea geometriei conductei (procedura 4) cu ajutorul unui godevil de tipul CalScan. Acesta fiind capabil să treacă prin deformații de până la 25% din diametrul conductei și detectarea celor mai mici „intrarânduri" (abateri de 0,6% din diametrul conductei). Acestea au rolul de a stabili posibilitatea godevilării conductei.

Ulterior acestor operațiuni se realizează godevilarea în vederea întreținerii (procedura 7) sau cea în vederea evaluării stării conductei (procedura 8). Inspectarea în vederea stabilirii stării conductei se realizează cu godevile cu flux magnetic sau cu unde ultrasonice.

Ultima procedură este evaluarea datelor obținute în urma inspectării, care se realizează prin prelucrarea informației digitale înregistrate de pig-uri cu ajutorul unor programe soft specifice. Experiențele realizate de-a lungul anilor a condus la realizarea unui model teoretic al stării conductei, peste care dacă suprapunem o evaluare realizată, se pot trage concluzii în ceea ce privește tipul defectului. Astfel, s-a realizat un grafic în care funcție de lungime și lățimea defectului se menționează tipul defectului.

Definirea tipurilor de defecte este următoarea :

gaură mică;

fisuri axiale;

fisuri circumferențiale;

piting;

piting axial;

piting circumferențial;

scobituri axiale;

scobituri circumferențiale;

coroziune generală.

Pentru folosirea tehnicilor moderne de control este necesară o reconsiderare a conductelor:

la conductele care nu au gări de godevilare, sau prezintă schimbări de direcție realizate cu ajutorul curbelor de rază mică se vor proiecta și construi instalațiiie respective pentru a putea trece la utilizarea investigării conductei prin metode avansate;

la conductele care au gări de godevilare se va analiza tipul de godevil inteligent ce va fi utilizat, întrucât multe din aceste noi godevile au lungimi mult mai mari decât cele curățitoare și se impun deci adaptări ale gărilor existente.

Avantajele instrumentelor de investigații bazate pe variația campului magnetic sunt:

gama largă de diametre cuprinse între 4 și 56/inch, pentru care există aparate la diferite firme de profil (H. Rosen Engineering, T.D. Williamson, British Gas, Pipetronix, Roentgen TecnIsche Dienst.);

viteza de deplasare a godevilului poate să ajungă până la 4 m/s fără probleme.

Dezavantajele godevilului inteligent bazat pe măsurarea variației de câmp magnetic:

la conducte cu grosimi mari de perete utilizarea este limitată;

au multe piese în mișcare;

kilometrajul poate da erori datorită diametrului mic al roții de contact;

datele înregistrate necesită o prelucrare mai laborioasă în comparație cu alte metode, pentru stabilirea corectă a defectului;

după terminarea controlului conducta de oțel rămâne de obicei magnetizată, fiind necesară demagnetizarea ei prin aplicarea de bobine exterioare (înainte de a se efectua lucrări de sudură).

Instrumentele de măsură ultrasonice, cu reflectarea ultrasunetelor pe cele două fețe ale peretelui conductei prezintă următoarele avantaje:

sunt scule robuste (la diametre de coducte peste 28' godevilul are un singur corp);

permite citiri directe ale măsurării grosimii de perete rămase, dar și următoarele dezavantaje:

nu dau informații precise în cazul conductelor cu grosime redusă de perete;

frecvența impulsului este dată de mărimea vitezei de trecere a godevilului prin conductă;

godevilul trebuie să fie permanent într-un lichid omogen care să asigure transmiterea undelor;

kilometrajul poate da erori, fiind necesare marcaje suplimentare, magnetice, în exteriorul conductei (la suprafața solului);

distanța parcursă este limitată de sursa de curent și capacitatea de înregistrare.

Metodele optice pot fi interesante pentru a vizualiza anumite defecte dar au o serie de limitări care impun perfecționarea instrumentelor respective înainte de a se opta pentru utilizarea lor exclusivă, limitările pot fi date de:

parcursul mic, în comparație cu celelalte metode;

necesitatea evacuării produselor din conductă sau umplerea ei cu fluide curate și transparente;

nu dau informații asupra coroziunii la exteriorul conductei.

În toate cazurile, conductele trebuie controlate în prealabil și cu un godevil obișnuit pentru a pregăti conducta în vederea folosirii godevilului inteligent.

Fig. 5.1 Sistemul national de transport gaze prin conducte : prezent si viitor

[Sursa: Interconectari Foto: Transgaz]

Capitolul VI

Măsuri specifice de siguranța și securitatea în muncă

6.1. Norme de tehnica securității și siguranței în muncă

Proiectarea conductelor de transport a gazelor ce fac obiectul proiectului de diplomă, este elaborată in conformitate cu Legea nr. 5 / 1965 privind protecția muncii precum și cu Normele departamentale de protecție pentru munca în foraj extracție", ediția 1969.

La proiectarea conductelor

La proiectarea conductelor trebuiesc respectate următoarele :

Traseul conductei se alege împreuna și de comun acord cu coordonatorul de proiect și se respectat prevederile – 1977 și a normativului de distante intre obiective;

Deasemenea s-au respectat prescripțiile tehnice pentru montarea, exploatarea, repararea și verificarea conductelor sub presiune, pentru transportul gazelor naturale, aprobate cu ordinul D.G.P.A.G nr. 1574 / 1976.

S-au prevăzut robinete de secționare pe traseul conductei, protejate conform N.I.D. 3121 / 1976 și între ele exista descarcatoare și traductoare de presiune.

La traversările de drumuri și căi ferate s-au prevazut tuburi de protectie si ventile de sectionare.

La izolarea conductelor

Pe parcursul executării lucrărilor de izolare a conductelor se vor respecta:

Izolarea conductelor de gaze se face în stații special amenajate;

Se interzice depozitarea materialelor inflamabile în preajma stației de izolare;

Baia de topire a bitumului se va verifica zilnic de fisuri sau crăpături;

Stația va fi prevăzută obligatoriu cu stingătoare și nisip PSI;

Robinetele de siguranță ale conductelor de alimentare cu combustibil se vor monta la minimum 4 m distanță de focar;

La aprinderea focului se aprinde mai întâi flacăra de veghe și după aceea se deschide treptat robineții cu alimentarea arzătorului;

După curățirea de rugină, țevile se vor rostogoli, cu ajutorul răngilor;

Turnarea straturilor de bitum pe conductă se face cu un cauciuc care să permită muncitorului să stea la o distanță minimă de 1,5 m;

Nu se va introduce la topit bitum care conține apă sau aile impurități;

Depozitarea bitumului se va face astfel să evite contactul cu apă;

Blocurile de bitum introduse la topit vor fi de 3 – 4 kg;

În caz de aprindere bitumul se va stinge cu stingătoare cu spumă;

Transportul conductelor izolate se face după răcirea izolației;

La terminarea lucrului focurile în stație se sting.

La sudarea conductelor

Pe parcursul executării lucrărilor de sudură a conductelor de gaze se vor respecta cu strictețe următoarele:

Conductele îngropate se vor îmbina prin sudură, cu excepția dopului și a capului protector al teului de branșament.

Agregatele de sudură vor fi legate la pământ. Priza de pământ împreună cu conductorul de legătură, nu vor depăși rezistența de 4 ohmi.

Este interzisă mutarea agregatului și a cablului de alimentare, când se află tensiune.

Dacă izolația cablului sau a mânerului cleștelui s-a defectat se oprește agregatul până la remedierea defectului.

La terminarea lucrului agregatele se scot de sub tensiune.

Este interzisă folosirea sau manevrarea aparatelor de sudură de persoane necalificate sau de cei care nu au primit această dispoziție.

În timpul lucrului, reductoarele de la tuburile de oxigen sau acetilenă vor fi prevăzute cu manometre bune cu verificarea în vigoare.

Reductorul înghețat se desgheață numai cu apă caldă sau sârme înmuiate in apă caldă curată.

Tuburile de oxigen sau acetilenă pe timpul manipulării vor purta obligatoriu piulițe de siguranță și capacele de protecție.

Manipularea generatoarelor de acetilenă se face de persoane calificate.

Este interzis a se umbla cu grăsimi de orice natură la tuburile de oxigen.

Tuburile de oxigen sau acetilenă în timpul lucrărilor se vor afla la o distanță de minimum 10 m de obiectivui la care se lucrează.

Pe parcursul executării montajului conductelor

Conducerea lucrărilor de execuție va fi incredințată unor maiștri sau șefi de echipă cu experiență. Aceștia trebuie să pretindă:

Asigurarea numărului de muncitori necesari

Amenajarea de locuri pentru odihna muncitorilor

Să nu părăseasca locul de munca in timpul lucrarilor

La sudarea autogenă să folosească generatoare de acetilena si tuburi cu oxigen, care se vor umple în exteriorul zonei de lucru, conform normelor.

Se vor respecta normele de protecție a muncii la defrișări săpături și la turnarea fundațillor.

Operațiile de încărcare descarcare, depozitare și transport in santier se vor face cu respectarea normelor generale cu privire la manipularea și transportarea greutățiilor

Coborirea țevilor in șanț să se facă mecanizat;

La montarea conductelor se vor respecta prevederile de protecție a muncii referitoare la organizarea lucrului, folosirea echipamentului de montaj manipularea țevilor precum și execuția și controlul îmbinarilor sudate

La lucrările de subtraversare a drumurilor și căilor ferate cu conducte de gaze se va asigura semnalizarea corespunzatoare

Toate armăturile vor fi probate la presiunea hidraulica înainte de montaj

La efectuarea probelor de presiune cu aer a conductei se vor lua masurile ca în conducta sa nu patrundă gaze.

Înlocuirea aerului din conducta, după terminarea probelor se va face cu gaze, având gura liberă la capătul opus al conductei; aceasta se consideră terminată după ce gazul iese din conductă după evacuarea aerului.

Pe parcursul exploatării conductelor

În timpul exploatării conductei magistrale trebuie respectate următoarele:

Punerea în funcțiune a conductei se face numai după ce toate obiectiveie proiectate au fost prevăzute cu dispozitive de protecție a muncii.

Controlorii de conducte vor fi echipați cu telefoane portabile; se va parcurge traseul pe jos pentru a depista eventualele scăpări de gaze.

Lucrările de reparație vor putea începe numai pe baza permisului pentru executarea săpăturilor

Se va izola conducta prin închiderea ventilelor si blindelor la capete și la ramificație, izolându-se tronsonul pe care se face intervenția

Înainte de a se lucra cu flacăra oxiacetilenică, trebuie ca în conductă să nu existe gaze (se perforeaza conducta cu un dorn)

La tăiere și la sudură, muncitorii care lucrează în gropi și șanțuri vor purta echipament adecvat și vor avea centuri de siguranță cu cabluri metalice foarte lungi. Pentru fiecare lucrător din groapă vor fi la suprafață doi care să poată inteveni.

6.2. Măsuri de stingerea și prevenirea incendiilor

La elaborarea prezentului proiect de diplomă s-a ținut seama de prevederile cuprinse în următoarele acte și normative:

Decretul Consiliului de Stat nr. 232 / 1974 referitor la prevenirea și stingerea incendillor.

Decretul Consiliului de Stat nr. 290 / 1977 privind aprobarea Normelor generale de protectie impotriva incendiilor la proiectarea si realizarea constructiilor industriale

Normativ departamental privind stabilirea distanțelor dintre obiectivele componente ale instalațiilor din industria de petrol și gaze.

Norme de dotare a unităților din subordinea M.M.P.G cu mașini, instalații, utilaje, aparatură, echipament de protecție și substanțe chimice pentru prevenirea și stingerea incendillor.

La proiectarea conductelor

Subtraversările conductelor de gaze la intersecții cu căi ferate se vor efectua respectând SR-EN.

La traversările aeriene ale conductei aceasta se va monta pe stâlpi sau estacade din materiale necombustibile.

Nu se incrucișează conducta aeriană cu linille aeriene de energie electrică și ele vor fi legate la pământ conform Standardul European.

De-a lungul conductei se vor instala borne de reperare vopsite vizual pe orice fel de vreme.

Robinetele principale de pe conductă sunt instalate în locuri cât mai accesibile.

La exploatarea și întreținerea conductelor

La exploatarea și întreținerea conductei de gaze se vor lua următoarele măsuri :

Interzicerea accesului pe o rază de cel puțin 30 m de locul emanației sau mai mult funcție de gravitatea acesteia.

Interzicerea apropierii cu foc sau executării de lucrări ce ar putea produce scântei.

Restrângerea incendiilor.

În cazul unei emanații puternice în apropiere de o cale de circulație rutieră sau feroviară, și în funcție de viteza vântului, se va opri sau nu circulația.

Nu se utilizează flacăra la detectarea unei emanații de gaze.

Dacă la efectuarea reparației necesită evacuarea liberă a gazelor din conductă, se vor stinge toate sursele de foc pe cca.300 m în jur. În funcție de direcția vântului se va opri circulația.

Concluzii

Proiectul de diplomă se referă la Proiectarea conductei magistrale de transit gaze Isaccea, jud. Tulcea– Negru Vodă, jud. Constanța (Tranzit II – Turcia), ca urmare a dezvoltării rețelei internaționale de transport gaze. Activitatea de tranzit internațional a început în anul 1974, prin punerea în funcțiune pe traseu Isaccea – Negru Vodă a primei conducte, de 190 km și un diametru de 1000 mm = 40 in, ce conectează gazele provenite de la Uniunea Sovietică cu Europa, mai exact cu Bulgaria, sub numele de Tranzit I – Bulgaria.

Necesitatea celei de a 2 a conducte este impusă de racordarea la gazul rusesc a altor țari importatoate precum Turcia, Grecia și Macedonia conductă ce urmează a fi constriută pe acelasi traseu cu Tranzitul I, având însa un diametru de 1200 mm = 48 in și o capacitate de tranzit de 30.000.000 m3/zi.

Poiectul tratează în prima parte elementele teoretice necesare cunoșterii gazului vehiculat prin conductele de transport, precum și problemele pe care acestea le aduc sistemelor de transport. Fiind un proiect de dezvoltare al transportului internațional de gaze ce se deșfăsoară pe teritoriul României acesta a fost implementat în cadrul companiei naționale de transport gaze Transgaz S.A. Realizarea proiectării după nomenculatura de specialitate se prezintă teoretic iar calculele se fac cu ajutorul programului de calcul www.checalc.com/solved/gasPipeSizing.html.

În urma efectuării calculelor s-a ajuns la prezentarea celor două variante, ambele respectând din punct de vedere al condițiilor impuse trasportului de gaze posibilitatea vehiculării debitului de 30.000.000 m3/zi, ca notă personală recomand cea de a 2-a variantă deoarece posibilitatea instalării unei conducte de 48 in cu o stație de comprimare, ce poate ulterior susține o presiune de ieșire mult mai mare în normele impuse, este mai fiabilă, conducta simplă de 52 in necesitând utilizarea unor echipamente speciale atât construirii ei cât și subtransversărilor necesare pe sub Dunăre, respectiv canalul Dunăre – Marea Neagră, precum și o presiune vehiculată la ieșire sub necesarul impus.

Un alt argument cu care îmi completez alegerea celei de-a doua variante este și necesarul de stații de protecție catodică, prima variantă necesitând 8 stații, iar cea de-a doua 6 stații de protecțtie catodică.

Ulterior s-au prezentat și aspecte ce țin cont de execuția și montajul tevilor de conducte, izolare și sudare etanșă fiind principala prevenție a eventualelor scăpări de gaze.

În finalul proiectului s-au tratat și probleme ce țin de exploatarea și menținerea în siguranță a conductelor magistrale, precum și normele specifice de siguranța și securitatea în muncă.