1. введение самым экологически чистым и экономичным видом транспорта углеводородов является трубопроводный транспорт, первые элементы которого были введены в эксплуатацию в России немногим более чем 100 лет
 Скачать 1.04 Mb.
|
|
КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ Современное строительство магистральных газонефтепроводов базируется на трех основных схемах конструктивных, решений: - подземная, надземная и наземная. Подземная прокладка (рис.3) магистральных газонефтепроводов характеризуется следующими основными нормами: глубина заложения h3газонефтепроводов до верхней образующей трубы принимается не менее 0,8м при диаметре до 1000 мм и не менее 1 м при диаметре 1000 мм и более, в болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению, h3=1,1 м, в песчаных барханах h3=1м (считая от нижних отметок межбарханных понижений), в скальных грунтах и болотистой местности h3=0,6 м; для трубопроводов диаметром до 700 мм ширина траншеи по дну В принимается равной DY + 300 мм, для трубопроводов диаметром 700 мм и более B=l,5 Dy, для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при откосах траншей более 1: 0,5 В = DY + 500 мм.
Подводные переходы газонефтепроводов через крупные водные преграды проектируют на основе данных гидрологических, инженерно-геологических, топографических и хозяйственно-региональных изысканий. Эти переходы, как правило, заглубляют в дно водоемов или рек ниже наносных донных отложений для предотвращения оголения трубопроводов, что приводит к возникновению вибраций, повреждению трубопроводов якорями судов и разрушению. Верхняя образующая забаластированного (пригруженного) подводного трубопровода должна находиться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки (25-летний прогноз). Границы подводного перехода определяются местами установки запорной арматуры (кранов или задвижек) на берегах водоемов или рек. Подводные переходы газонефтепроводов должны прокладываться, как правило, ниже по течению от существующих или проектируемых мостов, пристаней, водозаборов и других гидротехнических сооружений; от железнодорожных и автомобильных мостов, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений при диаметрах трубопроводов до 1000 мм и 1000 мм и более это расстояние должно быть соответственно 300 и 500 м; от пристаней и речных вокзалов при тех же диаметрах - 1000 и 1500 м; от водозаборов - 3000 м. Так как подводные переходы газонефтепроводов прокладывают двух- и многониточными, минимальное расстояние между осями соседних ниток должно составлять 30 и 50 м для диаметров трубопроводов соответственно 1000 мм и менее и более 1000 мм. В русловой части подводных переходов кривые вставки труб могут быть предусмотрены лишь в особых, исключительных случаях. Как правило, профиль подводной траншеи должен соответствовать естественному (свободному) радиусу изгиба нитки трубопровода. Подземная прокладка газонефтепроводов на болотах в зависимости от мощности торфяного слоя и гидрорежима предусматривается либо на грунт, либо непосредственно в торфяном слое. При этом - для предотвращения всплытия участки газонефтепроводов балластируют (пригружают) специальными навесными (железобетонными) грузами, сплошными покрытиями торкретбетоном, сборными железобетонными скорлупами, а также закрепляют винтовыми, гарпунными или раскрывающимися в минеральном грунте анкерами. Подземные переходы газонефтепроводов через железные и автомобильные дороги прокладывают ниже подошвы их насыпей в специальных защитных трубах-футлярах (кожухах), диаметры которых должны быть на 200 мм больше диаметров труб. Защитные кожухи не устанавливают при пересечении газонефтепроводами автомобильных дорог категории V, автомобильных дорог промышленных предприятий всех категорий, а также полевых и проселочных дорог. Концы кожуха выводятся на 25 м от крайних путей железных дорог и 10 м от автомобильных дорог. Кожухи магистральных газопроводов оборудуют вытяжными свечами, а от кожухов нефтепродуктопроводов отводят аварийные канавы со смотровыми колодцами. Надземную прокладку (рис. 4) магистральных газонефтепроводов (в основном, газопроводов) применяют в районах многолетнемерзлых и слабоустойчивых грунтов, горных выработок, пустынь и болот, на крупных и малых переходах через естественные преграды. Надземные трубопроводы и их участки имеют компенсирующие устройства, входящие в конструкцию: надземная прокладка «змейкой», надземные газопроводы со слабоизогнутыми участками и др. В зависимости от конструкции опор надземные переходы бывают: однопролетные; многопролетные бесконсольные без компенсаторов (опоры на грунт или плиту); многопролетные консольные с компенсаторами (опоры из стоек, свай и других конструкций), без компенсаторов, с Г-образными компенсаторами, с П-образными компенсаторами, с компенсацией по типу «змейка»; висячие однопролетные, многопролетные с пилонами, с опорами, заделанными в скалы; вантовые, арочные, шпренгельные, типа «провисающая нить» и др. При надземной прокладке газонефтепроводов используют несущую способность самого трубопровода. Наземную прокладку (рис.5) магистральных газопроводов применяют сравнительно редко. При этом необходимо соблюдать следующие условия: - в болотах, заболоченной и обводненной местности газопровод следует укладывать на подготовленное основание и обваловывать торфом, а затем минеральным грунтом из канавы-резерва (реже привозным грунтом); это позволяет исключить применение дорогостоящих средств (железобетонных пригружателей, анкеров) для закрепления газопровода на проектной отметке, необходимого при подземной прокладке, но в то же время приводит к нарушению поверхностного гидрорежима в зоне полосы прокладки газопровода, требует устройства специальных водопропусков, дополнительных затрат на сохранение насыпи — обвалования при эксплуатации газопровода; - скальных грунтах, покрытых слоем минерального грунта небольшой мощности, газопровод следует укладывать на спланированную поверхность и обваловывать минеральным грунтом; это позволяет исключить дорогостоящие работы по устройству траншеи в скальных грунтах, «постели» из мягко-то грунта под газопровод и по его присыпке мягким грунтом.
Прокладку с частичным заглублением (рис. 6) применяют при строительстве магистральных газопроводов в условиях болот, скальных грунтов со вскрышным слоем минерального грунта малой мощности, заболоченной и обводненной местности. Стоимость прокладки газопроводов с частичным заглублением меньше стоимости подземной прокладки из-за резкого сокращения объема земляных работ и возможности разработки траншеи-канавы небольшой глубины (до 0,6—0,8 м) навесными (к болотному трактору) канавокопателями.  Рис. 6. Схема прокладки трубопровода с частичным заглублением на болоте (а) и в слое минерального грунта (б): 1 - трубопровод; 2 - обвалование торфом; 3 - обвалование минеральным грунтом; 4 - слой минерального грунта; 5 - скальный грунт Подземные, надземные и наземные газонефтепроводы проектируют сварными встык с установкой на них стальной запорной арматуры (кранов на газопроводах, задвижек на нефтепродуктопроводах) равнопроходного сечения, рассчитанной на испытательное давление трубопровода. Размещение запорной арматуры по длине трубопровода определяют расчетом, но расстояние между двумя соседними кранами (или задвижками) не должно быть более 30 км. Оптимальный профиль магистрального трубопровода определяют по ведомственной методике с помощью электронно-вычислительных машин (ЭВМ), а допустимые радиусы изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях - расчетом из условия прочности и устойчивости стенок труб и положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственной массы и продольных сжимающих усилий. Ширину полосы земель b, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства одного магистрального подземного трубопровода, устанавливают в зависимости от его диаметра D.
Примечание. В числителе даны цифры для трубопроводов, прокладываемых на землях несельскохозяйственного назначения и землях Государственного лесного фонда, в знаменателе - для трубопроводов, прокладываемых на землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя) Ширина полос земель для магистральных подземных трубопроводов диаметром более 1420 мм и трубопроводов, строящихся в труднопроходимой местности (в болотах, тундре, пустынях, горных условиях и т. п.), а также _ размеры земельных участков для противопожарных и противоаварийных сооружений (обвалований, канав и емкостей для нефти и нефтепродуктов), станций катодной защиты трубопроводов, узлов подключения НС и КС, устройств очистки трубопроводов, переходов через естественные и искусственные преграды определяются проектом. Ширина полос для магистральных надземных и наземных трубопроводов также определяется проектом. Ширину полосы земель b, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства двух и более параллельных магистральных подземных трубопроводов, принимают равной ширине полосы земель для одного трубопровода плюс расстояние между осями крайних трубопроводов «с».
Примечание. В числителе даны цифры для газопроводов, в знаменателе для нефте- и нефтепродуктопроводов. Расстояние между осями двух нефте- и нефтепродуктопроводов, прокладываемых одновременно в одной траншее, допускается принимать не менее, указанного выше, но и не менее 1 м между стенками труб. Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми параллельными нитками надземных, наземных и комбинированных газопроводов принимаются в соответствии с данными табл. 1. Таблица 1 Минимальные расстояния между параллельными нитками магистрального газопровода (в м) в зависимости от условного диаметра Dyи способа прокладки.
Примечания. 1. В числителе даны минимальные расстояния, между параллельными нитками газопровода при прокладке на открытой местности или при наличии между ними лесной полосы шириной 10 м, в знаменателе - при наличии между нитками лесной полосы шириной свыше 10 м. 2. При параллельной прокладке газопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать по большему диаметру. 3. СНиП 2.05.06-85 допускает уменьшение указанных в таблице расстояний. Таблица 2 Минимальные расстояния (в м) между осями проектируемого и действующего газонефтепроводов
Примечание. Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия, указанные расстояния допускается уменьшить. Расстояния между осями параллельно проектируемым и действующими газонефтепроводами принимают исходя из условий технологии поточного строительства и безопасности производства работ, но не менее расстояний, приведенных в табл. 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ ВЫБОР ТРАССЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА Современные магистральные трубопроводы - крупные строительные объекты, характеризующиеся большими диаметрами (до 1420 мм), высоким рабочим давлением (до 7,5 МПа) и значительной протяженностью (более 3 тыс. км). Трассы трубопроводов проходят в самых разнообразных природно-климатических условиях. Существующая практика выбора трасс магистральных трубопроводов показывает, что трасса, проложенная по прямой от начальной до конечной точки трубопровода, отнюдь не является самой «дешевой». Стоимость сооружения небольшого по протяженности, но сложного с точки зрения проведения строительно-монтажных и специальных работ зачастую оказывается выше стоимости сооружения многокилометрового обхода на участке с нормальными условиями прокладки трубопровода. Принятие тех или иных условий прокладки трубопровода определяет выбор конструктивных решений трубопровода на конкретных участках, что, в свою очередь, «существенно сказывается на стоимости строительства и эксплуатации трубопровода в целом. Поэтому при выборе трассы магистрального трубопровода должны учитываться все факторы, которые влияют на стоимость единицы длины трубопровода: природные и экономико-географические (региональные) условия, конструктивные схемы прокладки, расположение площадок КС (или НС), места нахождения отводов. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
