Параметры котельной:

Установка водогрейная (теплоцентраль) – УВТ-2,0 – 95;

Тепловая мощность теплоцентрали – 2 (1,72) МВт (Гкал/ч);

Котлы водогрейные жаротрубные КВ – ГМ 1,0 – 0,95/115 – 2 шт.;

Трубы дымовые высотой 16 метров – 2 шт.;

Вид топлива – природный газ (0,6 МПа);

Резервный источник – жидкое топливо (печное, керосин, дизельное, нефть);

Топливная емкость объемом 20 м3 (резервный источник) – 1 шт.

Параметры объекта:

Подземный полиэтиленовый газопровод Ду63 мм высокого давления 0,6 МПа от точки врезки до проектируемой котельной протяженностью 2880 м;
Свайный фундамент под котельную и топливную емкость – 37 шт.;
Монолитная фундаментная плита – 20 м3;
Сваи-колонны под совмещенную эстакаду – 4 шт.;
Буронабивные сваи под совмещенную эстакаду – 214 шт. (189м3);
Совмещенная металлическая эстакада – 980 м;
Наружные сети теплоснабжения в надземном исполнении в ППУ изоляции с защитной оболочкой из оцинкованной стали – 1967 м;
Топливопровод для резервного топлива – 105 м;
Наружные сети водопровода – 121 м;
Наружные сети производственной канализации (стальные колодцы – 4 шт., трубопровод – 26 м);
Наружные сети электроснабжения и автоматизации – 8500 м;
Молниеотвод МОГК20 – 1 шт.;
Молниеотвод МОГК30 – 1 шт.;
Выполнено и подключено 26 зданий и сооружений к тепловой сети, установлено 312 регистров, 26 тепловых узлов и проложено 5452 метра трубопроводов внутренней сети отопления из полипропилена и стали.

Особенности объекта:

Пересечение с 26 действующими подземными коммуникациями методом горизонтально-направленного бурения общей протяженностью 1050 метров (в том числе магистральный газопровод «Ухта – Торжок» – 6 трубопроводов Ду1420 мм, давлением 75 кгс/см2; нефтепровод МН «Ухта-Ярославль» Ду 820 мм, давлением 54 кгс/см2).
Работы проводились в условиях плотной застройки территории действующей нефтеперекачивающей станции НПС «Синдор».

Параметры котельной:

Установка водогрейная (теплоцентраль) – УВТ-4,0 – 95;

Тепловая мощность теплоцентрали – 4 (3,44) МВт (Гкал/ч);

Котлы водогрейные жаротрубные КВ – ГМ 2,0 – 0,95/115 – 2 шт.;

Трубы дымовые высотой 16 метров – 2 шт.;

Вид топлива – природный газ (0,6 МПа);

Резервный источник – жидкое топливо (печное, керосин, дизельное, нефть);

Топливная емкость объемом 50 м3 (существующие) – 2 шт.

Параметры объекта:

Категорийность объекта теплоснабжения – 1 категория;
Монолитная фундаментная плита под котельную – 38 м3;
Надземный стальной газопровод Ду57 высокого давления 0,6 МПа – 0,05 км;
Протяженность тепловых сетей ППУ изоляции с защитной оболочкой из оцинкованной стали – 0,735 км;
Протяженность топливопроводов для резервного топлива –0,180 км;
Протяженность сетей водоснабжения – 0,042 км;
Протяженность сетей производственной канализации – 0,021 км;
Колодцы производственной канализации – 2 шт.;
Протяженность электрических кабельных сетей – 2,050 км;
Протяженность кабельных эстакад – 0,05 км;
Устройство узла смешения в пункте подогрева нефти;
Монтаж приборов и средств автоматизации;
Пуско-наладочные работы котельной.
Демонтажные работы:
Демонтаж теплоцентрали «Sermet» – 75 т;
Демонтаж топливных емкостей РГС-20 – 10 т;
Демонтаж теплоспутника трубопровода отбора нефти – 0,350 км;
Демонтаж стального газопровода Ду50 – 0,433 км.

Особенности объекта:

Монтаж металлической площадки обслуживания центрального пункта проводился в действующем здании пункта подогрева нефти на высоте 7 м. Работы проводились в условиях плотной застройки территории действующей нефтеперекачивающей станции НПС «Чикшино».

Параметры газопровода:

Является опасным производственным, взрывопожароопасным объектом (категория АН);
Наружный диаметр – 110 мм;
Толщина стенки – 10 мм;
Протяженность газопровода – 2921,76 м;
Материал труб – полиэтилен;
Диапазон рабочих давлений – 0,31 – 0,6 МПа;
Устанавливаемый объем потребления природного газа – 1,92х2 млн.м3/год (0,22х2 тыс.м3/час);
Объем потребления – 0,3 тыс. т.у.т. в год;
Максимальный часовой расход – 250нм3/час;
Способ прокладки трубопроводов – открытый;
Расчетный срок эксплуатации газопроводов – до 50 лет (п. 5.46 СП42-103-2003).

Параметры объекта:

Подземный полиэтиленовый газопровод Ду110 мм высокого давления 0,6 МПа от точки врезки до существующей котельной протяженностью 2921,76 м;
Надземный стальной газопровод Ду76 высокого давления 0,6 МПа – 104,6 м;
Совмещенная металлическая эстакада – 105 м;
Постоянные переезды из плит ПДН 6х2 – 6 шт.;
Временные переезды из плит ПДН 6х2 – 9 шт.;
Протяженность электрических кабельных сетей – 3 км;
Пункт учета газа блочного типа на фундаменте – 1 шт.;
Монтаж приборов и средств автоматизации;
Пуско-наладочные работы.

Особенности объекта:

Пересечение с 11 действующими подземными коммуникациями методом горизонтально-направленного бурения общей протяженностью 653 метра (в том числе нефтепровод МН «Уса-Ухта», Ду720 мм, давлением 54 кгс/см2).
Газопровод на сильно обводненных участках прокладывался с балластировкой.
На трассе газопровода встречались естественные преграды – болото и ручьи, а также пересекают 4 ЛЭП, в том числе ВЛ 220кВ ФСК ЕЭС.
Работы проводились в зимний период в условиях плотной застройки на территории действующей нефтеперекачивающей станции НПС «Печора».

опыт выполнения аналогичных работ

СВЯЗЬ С НАМИ

“научно-исследовательский и проектно-производственный институт строительства республики коми”

© Все права защищены ООО “КомиНИПИстрой”, 2024.     Дизайн: логодизайн.рф