Neftegazovoe_stroitelstvo_2005

казателя: коэффициент абсолютной ликвидности и общий коэффициент покрытия.

Коэффициент абсолютной ликвидности представляет собой отношение суммы денежных средств и краткосрочных финансовых вложений к краткосрочной задолженности организации.

Общий коэффициент покрытия показывает, во сколько раз оборотные активы организации превышают сумму краткосрочных долгов. Общий коэффициент покрытия должен быть больше единицы. В этом случае у организации после уплаты долгов остаются оборотные активы, достаточные для продолжения бесперебойной работы.

Для оценки финансового состояния (качества структуры бухгалтерского баланса) строительной организации используются коэффициент текущей ликвидности и коэффициент обеспеченности собственными средствами.

Коэффициент текущей ликвидности — это отношение фактической стоимости наличных оборотных средств организации в виде производственных запасов, готовой продукции, денежных средств, дебиторской задолженности и прочих оборотных активов к срочным обязательствам в виде краткосрочных кредитов банка, различных кредиторских задолженностей.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами представляет собой отношение разности между объемами источников собственных средств и фактической стоимостью основных средств и прочих внеоборотных активов к фактической стоимости оборотных активов (сумма итогов разделов II и III актива баланса).

Все вышесказанное свидетельствует о том, что проблема эффективности используемых в строительстве производственных фондов не может ограничиваться эффективным использованием основных производственных фондов. Не меньшее значение имеет и эффективное использование оборотных средств.

7.6.ОПЛАТА ТРУДА В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

Всоответствии с действующим законодательством установление размеров тарифных ставок и окладов, форм и систем оплаты труда является правом самих организаций и закрепляется в коллективных договорах. При оплате труда физических лиц используется тарифная или бестарифная система оплаты труда (ст. 80 КЗоТ РФ).

Тарифная система представляет собой совокупность нормативных документов (материалов), при помощи которых дифференцируется

оплата труда в зависимости от сложности и условий работы, степени квалификации и качества труда работника и других факторов.

В строительстве применяются две общепризнанные формы тарифной оплаты труда — повременная и сдельная; при повременной оплате труда заработная плата рабочему или служащему определяется в соответствии с его квалификацией и количеством отработанного рабочего времени.

Такая оплата труда применяется, как правило, в тех случаях, когда труд работника невозможно пронормировать или выполняемые работы не поддаются обоснованному учету. Сфера распространения повременной оплаты труда — руководящий и административно-хозяй- ственный персонал, дежурный персонал (слесари, сантехники, электрики), рабочие, ремонтирующие и обслуживающие машины.

Работникам, переведенным на повременную оплату труда, в зависимости от присвоенного им разряда устанавливается должностной оклад (руководители, служащие, технические исполнители) или тарифная ставка (для рабочих).

Должностной оклад представляет собой сумму заработной платы за полностью отработанный месяц, тарифная ставка — сумму заработной платы за единицу времени.

Разряды устанавливаются в зависимости от сложности выполняемых работ в соответствии с принятыми на предприятии схемами должностных окладов (для руководителей, специалистов, технических исполнителей) илитарифно-квалификационнымисправочниками(для рабочих), используемыми на предприятии.

Тарифно-квалификационные справочники работ и профессий рабочих (ТКС) используются также для тарификации работ.

Дифференциация заработной платы производится при помощи тарифной сетки, при построении которой предусматриваются:

•шкала тарифных разрядов и соответствующая ей шкала тарифных коэффициентов (чем выше разряд, тем выше тарифный коэффициент);

•величинаминимальнойтарифной ставкипоIтарифномуразряду.

Взависимости от характера выполняемых работ и условий организации производства и труда применяют простую повременную и по- временно-премиальную системы оплаты труда.

При простой повременной оплате труда работник получает заработную плату за отработанное рабочее время. Заработная плата при этом определяется умножением тарифной ставки разряда, присвоенного работнику, на число отработанных и оплачиваемых часов или дней.

ного заработка, получает премии за достижение установленных качественных показателей.

Работник имеет право на получение премии, если он выполнил установленные положением о премировании (коллективным договором) показатели и условия премирования. Администрация обязана премировать работника в размерах, не менее установленных действующим положением.

Заработная плата руководителям, специалистам и другим работникам, которым установлены должностные оклады, определяется делением установленного месячного оклада на календарное количество рабочих дней в месяце и умножением полученной суммы на количество фактически отработанного времени.

Кроме должностного оклада работники также могут получать премию.

При сдельной оплате труда работник получает заработную плату в зависимости от объема выполненной работы по установленным сдельным расценкам за единицу доброкачественной продукции, выраженной в натуральных показателях.

При использовании сдельной оплаты труда применяются нормы времени, нормы выработки, сдельные расценки.

Норма времени — время, необходимое для выполнения единицы доброкачественной работы в нормальных условиях труда.

Норма выработки — количество доброкачественной работы, которое должен выполнить (выработать) рабочий в течение определенного времени в нормальных условиях труда.

Сдельная расценка — установленная ставка заработной платы за единицу доброкачественно выполненной работы.

Разновидности сдельной оплаты труда — прямая сдельная, сдель- но-премиальная, сдельно-прогрессивная, аккордная.

При прямой сдельной оплате труда заработная плата начисляется в зависимости от объема выполненной работы исходя из сдельных расценок за единицу доброкачественной продукции.

При сдельно-премиальной оплате труда работнику дополнительно начисляется премия за выполнение условий и показателей премирования. Премия (впрочем, как и при повременной оплате труда) может устанавливаться в твердой сумме или в процентах от тарифной ставки работника.

При сдельно-прогрессивной оплате труда выработка в пределах установленной нормы оплачивается по основным неизменным расценкам, а выработка сверх нормы — по повышенным расценкам. При такой

форме оплаты труда также может использоваться премирование работников.

При аккордной оплате труда бригаде или отдельному работнику выдается аккордное задание, устанавливается срок его выполнения и сумма заработной платы.

В сочетании с премированием за сокращение нормативного времени аккордного задания используется аккордно-премиальная оплата труда.

Общая сумма заработной платы по наряду-заданию или наряду (с премиями) распределяется между членами бригады пропорционально фактически отработанному каждым членом бригады времени и часовой тарифной ставке присвоенного ему разряда.

Разница между суммой заработной платы по наряду и тарифными ставками работников исходя из фактически затраченного рабочего времени (приработок) между членами бригады распределяется по коэффициенту приработка. При начислении заработной платы членам бригады по коэффициенту приработка сначала рассчитывается заработная плата каждого члена бригады по тарифу умножением часовой тарифной ставки присвоенного ему разряда на количество фактически отработанных часов в данном месяце, затем определяется коэффициент приработка делением общей суммы заработка на общую сумму заработной платы по тарифу.

Заработная плата каждого члена бригады исчисляется путем умножения его заработной платы на коэффициент приработка.

Распределение заработной платы между работниками бригады может быть произведено также с использованием коэффициента трудового участия (КТУ), который представляет собой обобщенную количественную оценку личного вклада каждого члена бригады в конечные результаты работы. Порядок и условия применения КТУ для бригад и отдельных категорий работников обсуждаются и принимаются советом трудового коллектива и утверждаются руководителем организации. Члены трудового коллектива должны ознакомиться с ними и дать свое согласие на их применение.

В качестве базового значения КТУиспользуютединицу. Значение КТУ каждого члена или коллектива бригады может быть равно базовому коэффициенту (единице), больше или меньше его в любом диапазоне (например от 0 до 1,5) в зависимости от вклада в общие результаты, оцениваемого по принятым в организации критериям. Перечень показателей и значений КТУ, повышающих или понижающих базовый коэффициент, определяетсяпринимаемойнапредприятиишкалойКТУ.

Для объективной оценки организуется учет количества и качества работы, выполненной каждым работником. Решение по установлению

членам бригады КТУ принимается ежемесячно на собрании путем открытого голосования и оформляется протоколом, который вместе с нарядом-заданием и табелем-расчетом передается в бухгалтерию.

Бестарифная оплата труда может использоваться при оплате труда работников отделов снабжения.

Суть бестарифной оплаты труда заключается в том, что заработок работника ставится в зависимость от конечных результатов работы структурного подразделения, в котором он работает, или от объема средств, направляемых администрацией предприятия на оплату труда работников.

Зачастую сумма заработка работника при бестарифной оплате труда исчисляется в процентах от стоимости заключенных им договоров на поставку (продажу) продукции (товаров) или в процентах от величины дохода (прибыли) предприятия от сделок, совершенных работником в пользу организации.

При оплате труда своих работников организации в обязательном порядке должны соблюдать требования трудового законодательства о минимальном размере заработной платы.

Согласно ст. 133 Трудового кодекса РФ месячная оплата труда работника, отработавшего полностью определенную на этот период норму рабочего времени и выполнившего свои трудовые обязанности (нормы труда), не может быть ниже установленного законом минимального размера оплаты труда. При этом в минимальный размер оплаты труда не включаются доплаты и надбавки, а также премии и другие поощрительные выплаты.

Размеры тарифных ставок и должностных окладов работников являются минимальным гарантированным уровнем оплаты труда, ниже которого ни одна организация соответствующего региона независимо от организационно-правовых форм собственности не имеет права платить лицам, занятым на условиях найма, при соблюдении установленной законодательством продолжительности рабочего времени и выполнении работником установленных трудовых обязанностей или норм труда.

Минимальный размер тарифной ставки ежеквартально индексируется по мере роста прожиточного минимума в субъектах Российской Федерации на основании данных Федеральной службы государственной статистики РФ.

Таким образом, строительно-монтажные организации вправе определять размер средств на оплату труда работников, занятых в основной деятельности, в размерах, не ниже установленных Законом.

Оплата труда руководителей, специалистов и служащих осуществляется по должностным окладам, устанавливаемых организациями и

предприятиями исходя из имеющихся средств на эти цели. При назначении работника на конкретную должность и установлении ему должностного оклада организация руководствуется Квалификационным справочником должностей руководителей, специалистов и служащих.

К тарифным ставкам и должностным окладам работников строи- тельно-монтажных организаций устанавливаются по действующим нормам следующие надбавки и доплаты:

•за тяжелые и вредные условия труда, за особо тяжелые и особо вредные условия труда;

•за профессиональное мастерство для рабочих III, IV, V, VI и более высоких разрядов;

•за подвижной и разъездной характер работ при выполнении работ вахтовым методом;

•за работу в многосменном режиме (вечернее время, ночное время);

•за работу в выходные и праздничные дни, в сверхурочное время, районные коэффициенты, северные надбавки и т. д. — в размерах, предусмотренных действующим законодательством.

Кроме приведенных выше выплат, работникам устанавливается выплата вознаграждений за выслугу лет и премий за ввод в действие объектов.

Конкретные виды, системы оплаты труда, размеры тарифных ставок, окладов, премий, иных поощрительных выплат, а также соотношение в их размерах между отдельными категориями персонала предприятия определяют самостоятельно и фиксируют в коллективных договорах. Вопросы материального поощрения решаются также принимаемыми положениями о премировании и выплате вознаграждений по итогам работы за год.

Необходимо учитывать, что об изменении существенных условий труда — систем и размеров оплаты труда, льгот, режима работы, установлении или отмене неполного рабочего времени, совмещении профессий, изменении разрядов и наименования должностей и других — работник должен быть поставлен в известность не позднее чем за два месяца.

РЕЗЮМЕ

Нефтегазовый комплекс в составе ТЭК является важнейшей структурной составляющей экономики России. Рост потребления энергоресурсов во всем мире дает России большие экономические перспективы. В 2003 г. в России была принята энергетическая стратегия развития на период до 2020 г. Главной задачей принятой стратегии является определение путейдостижения качественно нового состояния ТЭК, рост

его конкурентоспособности на мировом рынке. Главным средством решения поставленных задач служит формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ

1. Что относится к приоритетам энергетической стратегии России?

2.В чем заключается государственное регулирование в ТЭК?

3.Укажите особенности рыночных отношений в строительстве.

4.Что включает в себя себестоимость строительно-монтажных работ?

5.Чем отличаются сметная, плановая и фактическая себестоимости строительно-монтажных работ?

6.Как классифицируются основные фонды в строительстве?

7.В чем состоят различия первоначальной, остаточной и восстановленной стоимостей основных фондов ?

8.Как рассчитывается ежегодная норма амортизации основных фондов?

9.Какие существуют показатели эффективности использования основных фондов?

10.В чем заключаются преимущества лизинга по сравнению с другими способами замены устаревшего оборудования?

11.Что включают в себя производственные запасы строительных организаций?

12.Чем отличаются собственные оборотные средства от заемных?

13.Какими показателями характеризуется эффективность использования оборотных средств?

14.Чем отличается повременная оплата труда от сдельной?

15.В чем суть бестарифной системы оплаты труда?

ЛИТЕРАТУРА

1. Ардзинов В.Д. Организация оплаты труда в строительстве. — С-Пб.: Питер, 2004. *

2.Ардзинов В.Д. Ценообразование и сметное дело в строительстве. — С-Пб.: Астерион, 2003.

3.Методические рекомендации по формированию себестоимости строительно-монтажных работ (7 мая 2002 г., №81).

^ ф ^ р а л ь н ы й закон от 29 октября 1998 г. № 164-ФЗ «О финансойаренде (лизинге)» (с изменениями от 29января, 24 декабря 2002 г.,

23декабря 2003 г., 22 августа 2004 г.).

5Чистов Л.М. Экономика строительства. — С-Пб.: Питер, 2001.

S. Экономика строительства: Учебное пособие для вузов. — М.; Рос- тов-на-Дону: Март, 2003.

7. Экономика строительства: Учебное пособие. — М.: Юриспруден-

ция, 2003.

8 Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. М., 2003.

ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ ПОДГОТОВКИ, ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

ЛИНЕЙНЫЕ ОБЪЕКТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

8.1.Классификация магистральных трубопроводов

8.2.Состав объектов и сооружений магистрального газопровода

8.3.Объекты и сооружения магистрального нефтепровода

8.4.Конструктивные решения магистральных трубопроводов

8.5.Оборудование, фасонные детали и фланцевые соединения трубопроводов

8.6.Связь на трубопроводном транспорте и ее назначение

Резюме Контрольные вопросы и задания Литература

8.1. КЛАССИФИКАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

В соответствии с российскими строительными нормами трубопроводы для добычи и транспортировки газа, нефти и нефтепродуктов подразделяются на четыре группы:

•промысловые трубопроводы;

•технологические трубопроводы;

•магистральные трубопроводы;

•распределительные трубопроводы.

Промысловые трубопроводы прокладываются от скважин к установкам подготовки газа, газового конденсата или нефти на промыслах. Они служат для сбора продуктов скважин и их транспортировки на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) иЛи установки комплексной подготовки нефти (УКПН), а также для подачи очищенного газа, ингибитора и сточных вод под большим давлением в нефтяные скважины. Обычно диаметры промысловых трубопроводов составляют 100—200 мм; диаметр промыслового коллектора — 500—1000 мм. Давления в промысловых трубопроводах достигают 32 МПа (320 кгс/см2) и более.

г ава 8 Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 293

Технологические трубопроводы прокладываются на территории УКПГ и УКПН и предназначены для соединения между собой технологического оборудования, на котором осуществляется очистка нефти или газа от механических примесей, воды и других компонентов.

Магистральные трубопроводы предназначены для дальней транспортировки подготовленных на промысловых сооружениях нефти, газа, газового конденсата. Кроме того, магистральный трубопровод прокладывается от газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих (нефтепродуктопровод) заводов до районов их потребления. Диаметры магистральных трубопроводов могут быть от 200 до 1400 мм, рабочие давления в них могут составлять от 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Распределительные трубопроводы прокладываются от магистральных трубопроводов к местам непосредственного потребления газа или нефтепродуктов. Диаметр таких трубопроводов обычно составляет 100—300 мм, рабочие давления не превышают 1,2 МПа (12 кгс/см2).

Рассмотрим классификацию трубопроводов и их участков по сложности строительства.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» магистральные газопроводы подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления:

• I класс — рабочее давление свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) до

10,0 МПа (100 кгс/см2) включительно;

• II класс — рабочее давление свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2 ДО 2,5 МПа (25 кгс/см2) включительно.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:

•I класс — диаметр свыше 1000 мм до 1200 мм включительно;

•II класс — диаметр свыше 500 мм до 1000 мм включительно;

•III класс — свыше 300 мм до 500 мм включительно;

•IV класс — 300 мм и менее.

Взависимости от класса трубопровода выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений при проектировании.

Наряду с этой классификацией для трубопроводов и их участков установлены категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик (выбора коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и Деформативность), объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления. В соответствии со СНиП

2.05.06-85* приняты пять категорий трубопроводов и ихучастков: В, I, ц III, IV; наиболее высокой категорией является «В», наименьшей — IV Чем выше категория трубопровода, тем больше принимается объем контроля сварных соединений, выше испытательное давление, меньше коэффициент условий работы трубопровода.

К категории «В» относятся: переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода диаметром 1000 мм и более через судоходные водные преграды и несудоходные шириной зеркала воды 25 м и более; газопроводы внутри зданий компрессорных станций (КС), подземных хранилищ газа (ПХГ), газораспределительных станций (ГРС), нефтеперекачивающих станций (НПС) и др. К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности, в устойчивых грунтах, вдали от строений и сооружений.

Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода. Так, если газопровод или нефтепровод разрушится на равнинной местности, вдали от строений и сооружений и водоемов, то ущерб будет минимальным, а если газопровод разрушится на территории КС или нефтепровод на пересечении водотока, то ущерб будет значительный. Поэтому к таким участкам трубопровода предъявляются более жесткие требования, чем к остальным.

8.2. СОСТАВ ОБЪЕКТОВ И СООРУЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Магистральный газопровод и магистральный нефтепровод по составу объектов и сооружений несколько отличаются друг от друга.

Всостав магистрального газопровода входят следующие объекты

исооружения:

•объекты сбора и подготовки продукции скважин к транспорту;

•головная компрессорная станция (ГКС) которая монтируется в начале газопровода в районе газовых промыслов;

•линейная часть с переходами через естественные и искусственные преграды, с резервными нитками на переходах через большие водные преграды и лупингами (параллельные трубопроводы на отдельных участках, прокладываемые для увеличения пропускной способности трубопровода); в линейную часть трубопровода входят также узлы запорной арматуры (крановые узлы, узлы пуска и приема внутритрубных устройств для пропуска

Глава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 295

очистных поршней, удаляющих отложения в полости труб и диагностических внутритрубных приборов);

•газопроводы-отводы меньшего диаметра для поставки газа отдельным потребителям;

•промежуточные компрессорные станции (КС), поддерживающие рабочие давления в трубопроводе, они отстоят одна от другой на расстоянии 120—150 км;

•газораспределительные станции (ГРС), монтируемые на концах га- зопроводов-отводов, на которых давление газа понижается до 1,2 МПа (12 кгс/см2), газ дополнительно очищается и обезвоживается, одорируется (придается запах) для поставки потребителям;

•подземные хранилища газа (ПХГ), предназначенные для регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом в них накапливают, а зимой подают потребителям газ в большем объеме); газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в солевых отложениях;

•устройства электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопровода от коррозии, которые дополняют пассивную защиту (изоляционные покрытия труб) от коррозии;

•вдольтрассовая линия электропередачи, которая обеспечивает электротоком системы ЭХЗ, управления линейными кранами, автоматики, телемеханики и сигнализации;

•вдольтрассовая линия технологической связи, которая служит для централизованного управления работой трубопровода и является технической базой для автоматизированной системы управления (АСУ) работой трубопроводного комплекса;

•газоизмерительные станции (ГИС), предназначенные для замера объемов газа, подаваемые потребителям или перекачиваемые на экспорт;

•сооружения, обслуживающие газопроводы (подъездные и вдольтрассовые проезды, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков (ДЛО), защитные устройства, аварийно-ремонтные пункты (АРП)).

8.3.ОБЪЕКТЫ И СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

В состав магистрального нефтепровода входят следующие объекты и сооружения:

296ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

•сбора нефти, газа и воды (включая кустовые насосные станции) и подготовки к транспорту нефти и газа;

•дожимная нефтеперекачивающая станция;

•головная нефтеперекачивающая станция (ГНС);

•линейная часть с переходами через преграды, запорной арматурой, нефтепроводами-отводами, лупингами, узлами пуска и приема внутритрубных устройств;

•промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНС);

•резервуарные парки, состоящие либо из железобетонных резервуаров (РВБ), либо из стальных (РВС); резервуарные парки сооружаются на нефтеперекачивающих станциях, на терминалах морского и речного портов, на нефтеналивных станциях железных дорог;

•устройства электрохимической защиты трубопровода и резервуарных парков от коррозии;

•вдольтрассовая ЛЭП;

•вдольтрассовая линия технологической связи;

•узлы определения количества нефти, сооружаемые в конце нефтепровода для коммерческих целей;

•противопожарные сооружения (земляные амбары, земляные дамбы и др.);

•обслуживающие нефтепровод сооружения;

•постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним;

•опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;

•пункты подогрева нефти и нефтепродуктов;

•указатели и предупредительные знаки.

Состав магистрального нефтепродуктопровода (бензинопровода, керосинопровода, трубопровода для дизтоплива) аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что продуктопровод имеет большее число отводов к нефтебазам.

К основным характеристикам линейной части магистральных газонефтепроводов относятся следующие группы данных:

•конструктивная схема прокладки трубопроводов;

•координаты, определяющие ориентацию трубопровода в продольном отношении на всем протяжении трассы;

•основные пространственные характеристики конструктивных элементов с указанием допустимых отклонений от номинальных размеров (внутренний и наружный диаметр трубы, толщины стенок, геометрические характеристики формы сварных соединений и т. д.);

Глава8.Линейныеобъектымагистральноготрубопроводноготранспорта29

•физико-механические характеристики, включая прочностные, применяемых материалов и аналогичные характеристики металла в зоне сварных соединений;

•данные о дефектности материала труб (дефектность обнару-

жена).

Диаметр трубопроводов определяется гидравлическим расчетом в зависимости от территории прохождения трассы. Если заранее известно, что транспортирование продукта в обратном направлении исключено, трубопроводы проектируют из труб с разными толщинами стенок в зависимости от категорий участков трубопровода.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскости определяют расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств составляет не менее 5 его диаметров.

На трассе трубопроводов предусматривается установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5—2 м от поверхности земли, которые оснащаются соответствующими щитками с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более чем через 500 м, а также дополнительно на углах поворота.

8.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, представляющая собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную по трассе подземно, наземно или надземно. При этом применяются трубы длиной 12,18 и 24 м. Чем длиннее применяемая труба, тем меньше количество сварных стыков и, следовательно, выше надежность трубопровода. Способ прокладки трубопровода — подземный, наземный или надземный, зависит от топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условий. Наряду с участками, обладающими большой несущей способностью, по трассе встречаются участки с грунтами малой несущей способности (болотистые участки, обводненные участки, участки с многолетнемерзлыми грунтами). Кроме того, трубопровод пеРесекает множество рек, речек, ручьев, озер, железных и автомобильных дорог, каналов. Поэтому применяются различные способы прокладки с целью обеспечения устойчивости трубопровода и удешевления строительства (рис. 8.4.1).

Прокладка газопровода подземная

1 газопровод

2 грунт обратной засыпки траншеи 3 подсыпка песчаным грунтом

Прокладка газопровода наземная в насыпи

1 газопровод

2обваловка

3 блоки сотового полимерного покрытия

Прокладка газопровода надземная на опорах

1 газопровод

2 опора под газопроводом

Рис. 8.4.1. Основные способы прокладки магистральных трубопроводов

Подземный способ прокладки трубопровода является наиболее распространенным. При этом заглубление трубопровода до верха трубы принимается 0,6—1,1 м в зависимости от диаметра трубопровода и грунтовых условий. Это диктуется необходимостью исключения

г ава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 299

повреждения трубопровода от проезжающей техники и при выполнении сельскохозяйственных работ на пахотных землях. Минимальное заглубление 0,6 м разрешается на заболоченных участках, где движение техники или транспортных средств исключается.

Наземный способ прокладки трубопровода предполагает укладку трубопровода на дневной поверхности земли или выше на грунтовых подушках или сплошной подсыпке с последующей обваловкой привозным или местным грунтом. Высота обваловки от верхней образующей трубы должна быть 0,8—1,0 м в зависимости от диаметра трубопровода. Такой способ прокладки применяется в основном на заболоченных участках и многолетнемерзлых грунтах и крайне редко, так как требует выполнения дорогостоящих грунтотранспортных работ, открытия специальных карьеров грунта, закрепления откосов обваловки против эрозии, рекультивации карьеров. Кроме того, обваловка препятствует естественным потокам поверхностных вод, миграции диких животных.

Надземная прокладка трубопровода предусматривает сооружение его над земной поверхностью на опорных устройствах различного рода. В качестве опорных устройств используются железобетонные или металлические сваи, на которые непосредственно укладывается трубопровод; или на сваи сначала укладываются несущие балки, а затем сверху трубопровод (по типу моста). Используются также висячие на тросах конструкции (по типу висячих мостов). Надземная прокладка в основном применяется на пересечениях рек, озер, глубоких оврагов и каньонов с целью снижения объемов земляных работ и исключения повреждения трубопровода водотоками.

Прокладка трубопровода на сваях без дополнительных пролетных строений, когда используется несущая способность трубы (так называемые «балочные переходы»), широко применяется на многолетнемерзлых грунтах. Дело в том, что в таких грунтах газопровод, благодаря наличию высокой температуры, воздействует на мерзлые грунты, они начинают таять, в результате чего трубопровод теряет устойчивость, возникают разрывы. А нефтепровод прокладывают на многолетнемерзлых грунтах надземно для того, чтобы избежать остывания нефти от воздействия мерзлых грунтов, в результате которого нефть загустевает и ее перекачка затрудняется. При надземной прокладке нефтепровода трубы покрывают тепловой изоляцией, а иногда осуществляют попутный подогрев (с помощью электрического кабеля) для поддержания температуры нефти.

Подробнее о технологиях различных способов прокладки трубопроводов см. в главе 17.

300 ЧастьII.Объектыисооруженияподготовкиитранспорта

Подводная прокладка трубопровода производится при эксплуатации морских месторождений нефти и газа, все более удаленных от суши. Подводные трубопроводные системы являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов континентального шельфа морей и океанов.

Подробнее о строительстве морских трубопроводных систем см. главы 15 и 16.

На надземных трубопроводах монтируют через определенные расстояния компенсаторы (искривленныеучастки), которые «гасят» продольные перемещения трубопровода от воздействия переменной атмосферной температуры, что позволяет избежать возникновения опасных напряжений в стенках труб.

При параллельной прокладке нескольких трубопроводов в общем техническом коридоре между нитками выдерживается безопасное расстояние, величина которого зависит от способа прокладки трубопровода, назначения трубопровода и диаметра трубопровода и колеблется от 5 м до 100 м. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, совместно в тоннелях с электрическими кабелями связи, а также по мостам железных и автомобильных дорог, за исключением газопроводовдиаметром до 1000 ммс рабочимдавлением 2,5 МПа (25 кгс/см2) и нефтепроводов диаметром 500 мм и менее.

Безопасные минимальные расстояния от оси трубопровода до зданий и сооружений изменяются в широком диапазоне — от 25 м до 350 м и зависят от назначения трубопровода, его диаметра и вида здания и сооружения.

К конструктивным элементам трубопровода предъявляются следующие требования:

•толщина стенки труб подбирается расчетом; при этом основными параметрами, определяющими толщину стенки труб, являются рабочее давление, диаметр трубопровода, прочность стали труб (нормативное сопротивление растяжению или сжатию); толщина стенки труб по трассе все время меняется в зависимости от категории участков;

•минимальный радиус изгиба трубопровода определяется исходя из условия прохождения очистных и диагностических устройств и составляет не менее пяти его диаметров;

•длина патрубков («катушек»), ввариваемых в трубопровод при соединении уложенных плетей в нитку или при ремонте поврежденных участков, составляет не менее 250 мм;

•запорная арматура устанавливается на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км. Кроме того, запорная арматура

Глава8.Линейныеобъектымагистральноготрубопроводноготранспорта301

устанавливается на обоих берегах водных преград, в начале тру- бопроводов-отводов, на ответвлениях к ГРС, по обеим сторонам автомобильных мостов, на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м;

•для контроля наличия конденсата и выпуска его из газопровода устанавливаются конденсатосборники;

•параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения связываются между собой перемычками для обеспечения совместной работы (для перепуска продукта в случае остановки какойлибо нитки).

При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними принимается не менее 350 мм, а пересечение выполняется под углом не менее 60°. Норма просвета между пересекаемыми трубопроводами диктуется возможностью обеспечения ремонтных работ при эксплуатации.

При прокладке трубопровода в скальных и каменистых грунтах,

вмерзлых грунтах предусматривается его защита от механических повреждений: обсыпка из мягкого грунта, защитные обертки из прочных материалов и др. Во избежание всплытия трубопровода диаметром 200 мм и более применяется балластировка из железобетонных и чугунных грузов, полимерно-грунтовых контейнеров или закрепление трубопровода на дне траншеи анкерными установками. На продольных уклонах трассы крутизной свыше 20% устраиваются противоэрозионные экраны и перемычки из глинистых грунтов, каменных набросок или полимерно-грунтовых контейнеров (мешки с песком). На поперечных уклонах трубопровод прокладывается на полках, устраиваемых путем срезки грунта. При этом на крутых косогорах (поперечный уклон свыше 35°) для удержания срезанного грунта устраивают подпорные стены. В ряде случаев во избежание срезки грунтов

вгорных условиях в больших объемах, что порождает неотвратимые эрозионные процессы, а также во избежание свода леса трубопроводы прокладывают в тоннелях. При этом диаметр в тоннелях принимается из расчета доступа во внутрь ремонтной бригады и эксплуатационного персонала. В последнее время трубопроводы в тоннелях начали прокладывать и на пересечениях через реки.

При прокладке трубопровода в сейсмических районах применяют специальные решения, позволяющие избежать разрыв трубопровода: Утолщение стенки трубопровода, по возможности обход косогорных Участков, 100%-й контроль качества физическими методами сварных соединений, установка компенсаторов на входах трубопровода в здания (КС, НПС идр.), подсыпка и присыпкатрубопровода крупнозернистым

песком или торфом, применение надземной прокладки с установкой демпферов в пролетах, установка автоматически срабатывающей запорной арматуры, установка автоматической системы контроля положения трубопровода, установка сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунта и др.

Конструкция переходов трубопроводов через естественные и искусственные преграды несколько сложнее. На переходах через водные преграды применяются следующие технические решения:

•величина заглубления в дно водных преград выбирается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ;

•переходы нефтепровода и нефтепродуктопровода прокладываются ниже по течению от мостов, пристаней, гидротехнических сооружений и других аналогичных объектов;

•расстояния между осями трубопровода на переходах увеличиваются;

•запорная арматура на обоих берегах размещается за пределами границ водоразлива;

•склоны берега вдоль трубопровода закрепляются специальными конструкциями (железобетонными решетками, георешетками, гравийной наброской и др.);

•на больших водоемах (шириной более 75 м) прокладывается резервная нитка;

•на обоих берегах судоходных рек и каналов устанавливаются сигнальные знаки.

На пересечениях с железными и автомобильными дорогами применяются следующие технические решения:

•угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90° (с целью снижения поражающего эффекта);

•трубопровод на переходе прокладывается в защитном кожухе («труба в трубе»); защитный кожух предохраняет трубопровод от воздействия движущихся по дороге транспортных средств и в случае разрыва трубопровода под дорогой отводит вытекающий продукт подальше от дороги;

•трубопровод в кожухе опирается на опорные кольца, изготавливаемые из диэлектрических материалов, что позволяет исключить электрический контакт между трубопроводом и кожухом и, следовательно, электрохимическую коррозию;

•на концах кожуха устанавливаются герметизаторы межтрубного пространства; отвод газа (при утечке) осуществляется через све-

Глава 8. Линейные объекты магистрального трубопроводного транспорта 303

чу, а нефти и нефтепродуктов — через патрубки, которые привариваются к одному концу кожуха.

Трубопроводы, проложенные подземно, наземно или надземно защищаются от коррозии комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Защитные покрытия наносятся на трубы в заводских условиях, на базах или на трассе. В последнее время все большее применение находят трубы с заводским противокоррозионным покрытием, так как они находятся в горячем состоянии и гарантируют высокое качество, в то время как на трассе покрытия наносятся в основном в холодном состоянии и не обеспечивается требуемое качество.

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов применяются два этапа защитных покрытий: усиленный и нормальный, которые отличаются толщиной и количеством слоев покрытия, а также марками применяемых материалов. Усиленный тип покрытий применяется на трубопроводах диаметром 1020 мм и более в засоленных грунтах, на болотах, на поливных землях, на подводных переходах, на переходах через автомобильные и железные дороги, на участках с температурой трубы + 40°С и выше. Во всех остальных случаях применяются покрытия нормального типа.

Надземные трубопроводы защищают от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями. Металлические опоры и другие металлические конструкции трубопровода также защищаются покрытиями от коррозии; кроме того, на них устанавливаются средства электрохимической защиты.

В многолетнемерзлых грунтах также применяется комплексная защита трубопроводов. Но если температура стенок трубопровода и грунта вокруг него в процессе эксплуатации не превышает — 5°С, то электрохимическая защита не используется.

8.5. ОБОРУДОВАНИЕ, ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ И ФЛАНЦЕВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Для сбора и удаления из газопровода выпадающей при транспортировке газа жидкости (воды и конденсата) в пониженных участках газопровода устанавливают конденсатосборники, представляющие собой упрощенные сепараторы.

Одни из типов конденсатосборников показан на рис. 8.5.1 и 8.5.2.

Вгазопровод (1) врезают конденсатосборник (4). Скапливающуюся

внем жидкость периодически продувают через рабочий вентиль (3). В холодное время года перепускной вентиль (2) должен быть все вре-