Конструктивные решения магистральных газонефтепроводов

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 h₃ газонефтепроводов 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 D_Y + 300 мм, для трубопроводов диаметром 700 мм и более B=l,5 D_y, для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при откосах траншей более

1: 0,5  В = D_Y + 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 D_y и 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.