Содержание.

Введение………………………………………………………………………………………

1 Технологическая часть……………………………………………………………………..

1. Методы сооружения подводных переходов…………………………………………….

2. Выбор метода сооружения ПП…………………………………………………………..

3. Преимущества и недостатки сооружения ПП методом ННБ………………………….

4. Последовательность работ при сооружении ПП методом ННБ……………………….

2. Расчетная часть ……………………………………………………………………………..

2.1Расчет элементов ПП………………………………………………………………………

2. Механический расчет трубопровода ..................................................................................

3 Графическая часть ...................................................................................................................

3.1 Этапы прокладки трубопровода …………………………………………………………

Введение.

Пересечение водных преград магистральными трубопроводами наиболее часто решается путем строительства подводного перехода. Подводный переход, несмотря на его сравнительно небольшой удель­ный вес в общем объёме строительства магистральных трубопроводов, является наиболее ответственным сооружением. Это объясняется сложностью выполнения ремонтных работ на переходе. Чтобы исключить возможность аварии на переходе, к качеству строитель­ствами конструкции переходов предъявляют повышенные требования. Сооружение подводных переходов представляет собой специальную область строительной промышленности, для которой требуются высококвалифицированные кадры, специальные оборудование и методы производства работ.

Развитие строительства подводных переходов в СССР нераз­рывно связано с общим ростом трубопроводного транспорта. В 1942— 1943 гг. был построен крупнейший переход нефтепровода через пролив Невельского шириной около 10 км, который эксплуатируется до настоящего времени. В последующие годы были построены сотни переходов через реки Волгу, Днепр, Каму и другие водные преграды. Характерной особенностью развития строительства подводных пере­ходов является прокладка трубопроводов большого диаметра. Если 10 лет тому назад на переходах укладывались трубы диаметром до 500 лш, то в 1967—1968 гг. на переходах крупнейшего в мире газопровода высокого давления Средняя Азия — Центр проложены трубы диаметром 1020 мм (в том числе на переходах длиной около 1,5 км через р. Волгу в районе Саратова), а в 1971 г. будут построены подводные переходы нефтегазопроводов диаметром 1220—1420 мм.

Принято решение о строительстве сверхмощных газовых магистра­лей диаметром 2—2,5 м из северных районов Тюменской области к Центру. На пересечениях этими магистралями водных преград будут уложены подводные газопроводы диаметром 1220 мм и больше.

Развитие нефтяных и газовых месторождений в районах Крайнего Севера требует строительства подводных переходов в необычных исключительно сложных условиях вечной мерзлоты.

В последние годы при строительстве подводных трубопроводов используются трубы из стали новых марок, из алюминия и пластмасс; применяются более совершенные антикоррозийные и утяжеляющие

покрытия, заменяющие чугунные грузы „улучшены система электрической зашиты стальных труб от коррозии, эксплуатируются новые механизмы для рытья подводных траншей и заглубления трубопроводов.

Современные методы укладки подводных трубопроводов дают возможность пересекать водные преграды шириной в десятки километров и глубиной в несколько сотен метров.

Цель настоящей работы - ознакомить инженерно-технических работников с новейшими методами проектирования и строительства подводных трубопроводов.

Обобщения и рекомендации, основанные на изучении отечествен­ного и зарубежного опыта строительства подводных трубопроводов должны способствовать дальнейшему развитию отечественного тру­бопроводного транспорта.

Трасса газопровода пролегает от Уренгойского месторождения в Западной Сибири до г. Торжка, где находится одна из узловых точек Единой системы газоснабжения России.

Протяженность газопровода — 2200 км. Количество компрессорных станций — 13 (общей мощностью 968 МВт). Проектная производительность — 20,5–28,5 млрд куб. м в год на различных участках.

Строительство газопровода началось в 1995 году. Ввод в эксплуатацию линейной части газопровода завершен в 2006 году. На начало 2010 года было построено 10 компрессорных станций суммарной мощностью 743 МВт. В 2012 году ввод еще трех компрессорных станций синхронизирован с вводом в эксплуатацию газопровода «Бованенково – Ухта».

В 2012 году газопровод выведен на проектный режим работы.