Текст
СПРАВОЧНИК
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Под редакцией А. К. ДЕРЦАКЯНА
Ленинград
«Недра»
Ленинградское отделение-
1977
УДК 621.643.23.001.2 (031)
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А. К. Дер-
цакяка. Л., «Недра», 1977. 519 с. Авт.: А. К. Дерцакян, М. Н. Шпотаковский, В. Г. Вол-
ков и. ДР.
В справочнике изложены'материалы, необходимые для проектирования магистраль-
ных трубопроводов. В]нем;приводятск сведения по гидравлическим расчетам, выбору опти-
мальной трассы ;и площадок компрессорных (КС) и нефтеперекачивающих насосных
(НПС) станций,'проведению и объему изыскательских работ, по проектированию линей-
ной части трубопровода, КС и НПС со всеми вспомогательными сооружениями и коммуни-
кациями, автоматики и телемеханики, организации эксплуатации и другим разделам про-
ектирования.
В справочнике широко представлены необходимые расчетные формулы, таблицы,
номограммы, данные "из СНиЩи других нормативных документов с тем .чтобы при проекти-
ровании свести ^минимуму необходимость обращаться к другим справочным источникам.
Справочник предназначен для проектировщиков магистральных трубопроводов
и может быть полезен широкому кругу инженерно-технических работников газовой и неф-
тяной промышленности, а также студентам соответствующих специальностей.
Ил. 130, табл. 223. список лит. 262"назв.
Авторы А. К. Дерцакян, М. Н. Шпотаковский, В. Г. Волков, И. А. Дер-
цакян, Л. А. Зайцев, С. А. Иванов, Л. Я. Иозефович, М. С. Кудасевич,
В. И. Кузьмин, И. Э. Мальберт, Р. К. Медников, Э. Р. Оттер, Р, С. По-
ляцкин, В. В. Раевский, Л. Н. Суворов, И. П. Трогинев, И. А. Феофанова,
Р. Э. Фриман, В. А. Хрущев, А - В. Черногубовский, Л. Д. Шагал.
30801-385
С ----------- 114__77
043 (01)—77 110 "
© Издательство «Недра» , 1977
www.no-fire.ru
ПРЕДИСЛОВИЕ
Стремительное развитие современной промышленности привело к резкому
гонению структуры топливного баланса промышленно развитых стран,
гачалу 70-х годов доля нефти и газа в топливном балансе выросла до 60—
% , и в ближайшие десятилетия отклонения от этой тенденции не предпола-
тся. Необходимость транспортирования огромных количеств нефти и газа
цвела к бурному развитию трубопроводного транспорта как самого эконо-
чески эффективного. На начало 1975 г. во всем мире по магистральным
/бопроводам перекачивалось более 2,5 млрд, т сырой нефти и около
)0 млрд. № природного газа. В последующие годы темпы развития трубо-
эводного транспорта еще более увеличатся. В нашей стране строительство
гастральных трубопроводов — одна из важнейших народнохозяйственных
щч. Если ориентироваться на использование труб только больших диамет-
з, то ежегодно (на обозримую перспективу) потребуется сооружать 8—
тыс. км магистральных трубопроводов, 80—100 цехов компрессорных
С) и нефтеперекачивающих насосных станций (НПС). Это повлечет за собой
шптельный объем изыскательских и проектных работ.
Для своевремеппого выполнения технических и технорабочих проектов
рабочих чертежей на высоком техническом уровне требуется выработать
робированные оперативные методы подготовки технической документации,
юванные на опыте многочисленных специализированных организаций
гннефтепрома СССР, Мингазпрома СССР и Миннефтегазстроя СССР. Пеоб-
тимо предусматривать такие технические и технологические решения,
жеперные конструкции, типовые и повторпо-применяемые проекты, кото-
е максимально сократят объем капитальных вложений, размеры эксплуата-
энных затрат, сроки строительства и доводки объекта до проектной мощ-
'ти. Одновременно необходимо совершенствовать труд проектировщиков,
вышать его производительность.
Одним из путей усовершенствования проектирования является исполь-
гание накопившегося опыта в технологии проектирования, другим — ис-
тьзование многочисленных программ по выявлению оптимальных ппжепер-
х решений (с применением быстродействующих ЭВМ). Между проектными
статутами существует обмен опытом проектирования, однако информация
'ит эпизодический, пецеленаправлениый характер и охватывает разроз-
тные вопросы. Имеющиеся многочисленные справочникп освещают лить
которые разделы проектирования, а целевой справочник, отражающий
копившийся опыт проектирования объектов трубопроводного строптель-
ia, отсутствует.
Задача настоящего справочника — обобщить имеющийся опыт и собрать
эбходимый справочный материал для разработки тех пли иных разделов
оекта. В справочнике изложен в технологической последовательности весь
оцесс проектирования магистральных трубопроводов с иллюстрацией от-
1ьных вопросов конкретными примерами, со ссылкой на первоисточники,
ювые проекты, строительные нормы и т. д. Особое внимание уделено инже-
эным изысканиям и проектированию основных объектов: линейной части
гбопроводов, КС и’ НПС. В проектировании объектов подсобно-
вспомогательного характера выделены только те моменты, которые специ-
фичны для нефтяной и газовой промышленности. Последовательность про-
ектирования и объем материалов приближены к требованиям строительных
норм СН 202—76 Госстроя СССР «Инструкция по разработке проектов и смет
для промышленного ^строительства».
В данном справочнике под магистральными подразумеваются трубопро-
воды, предназначенные для транспорта нефти, нефтепродуктов, природного,
попутного и других горючих газов. Поскольку по трубопроводам транспорти-
руются и другие вещества — различные жидкости, пульпа, кусковой мате-
риал, промышленные и бытовые канализационные стоки, то многие вопросы,
изложенные в данном справочнике, могут быть использованы при проектиро-
вании магистральных водоводов, канализационных напорных коллекторов,
теплофикационных сетей и других линейных сооружений.
Ряд разделов, в частности технико-экономическая часть, сметная часть,
жидигцно-гражданское строительство, в справочнике не рассмотрены. Эти
разделы должны разрабатываться по действующим СНиП, отраслевым указа-
ниям и нормативам, прейскурантам и ценникам. Небольшой опыт проектиро-
вания объектов нефтяной и газовой промышленности в районах распростране-
ния мпоголетнемерзлых грунтов не позволяет в данном справочнике излагать
методы и пути инженерных решений при проектировании магистральных
трубопроводов. Эти вопросы изложены в ведомственных строительных нор-
мах, в отдельных брошюрах и книгах.
При составлении справочника авторы использовали техническую лите-
ратуру по трубопроводному строительству, нормативные документы и данные
по конкретным проектам, разработанным в Гипроспецгазе, Гипротрубопро-
воде и других проектных институтах ДГингазпрома СССР и Миннефтепрома
СССР. Весь справочно-нормативный материал дан по состоянию на 1 января
1977 г.
Авторы приносят глубокую благодарность за практическую помощь
при составлении справочника профессору д-ру техн, наук П. П. Бородав-
кину и инж. Н. К. Шавкину.
Справочник написан коллективом специалистов на основе большого
опыта проектирования магистральных трубопроводов. § 1.6, 3.1—3.4, 3.7—
3.9, 5.9, 5.11, 5.12, 5.19 написаны А. К. ДерцакянЛц § 4.6 — А. К- Дерца-
кяном и Р. Э. Фриманом; § 8.1 — М. И. Шпотаковским; § 2.11—2.14, 6.6—
6.9 — М. Н. Шпотаковским и М. С. Кудасевичем; § 12.1—12.6 — М. Н. Шпо-
таковским и В. В. Раевским; § 13.1—13.6 — М. Н. Шпотаковским и Э. Р. От-
тером; § 5.18, 7.2 — Б. Г. Волковым; § 1.1—1.4 — И. А. Дерцакяном;
§ 10.1—10.4 — Л. А. Зайцевым; § 3.5, 3.6, 3.10/— С. А. Ивановым; § 8.2 —
Л. Я. Иозефовичем: § 7.4—7.6 — В. И'. Кузьминым; § 4.1—4.5, 4.7, 4.10 —
И. Э. Мальбертом; Tj 10.5—10.9 — Р. К. Медниковым; § 6.1—6.5, 7.1, 7.3 —
Р. С. Поляцкипым; § 5.1—5.8, 5.10, 5.13—5.17 — Л. И. Суворовым; § 7.7—
7.9 — Н. П. Трошневым; § 1.5, 2.1—2.10 — Н. А. Феофановой; § 4.8, 4.9,
4.11 — Р. Э. Фриманом; § 9.1—9.3 — В. А. Хрущевым; § 9.4, 9.5 —
А. В. Черногубовским; § 11:1—11.5 — Л. Д. Шагалом.
Глава 1
ОБЩИЕ
СВЕДЕНИЯ
§ 1.1. Единицы физических величин
Системой единиц называют совокупность единиц основных и производи
ных величин, охватывающую все или некоторые области измерений. Размер
основных единиц устанавливается произвольно и независимо друг от друга;
размер производных единиц определяется зависимостью между величинами
и размерами основных единиц.
В СССР разработаны и действуют государственные стандарты на системы
механических (ГОСТ 7664—61), тепловых (ГОСТ 8550—61 **), электрических
и магнитных (ГОСТ 8033—56 *), акустических (ГОСТ 8849—58), световых
единиц (ГОСТ 7932—56) и единиц радиоактивности и ионизирующих излуче-
ний (ГОСТ 8848—63). Однако многообразие систем единиц стало значитель-
ным препятствием в развитии науки и техники. Поэтому с учетом рекоменда-
ций Международного комитета мер и весов в СССР в 1961 г. утвержден
ГОСТ 9867—61 «Международная система единиц» (СИ). Принятая система,
устанавливая международное единообразие в единицах, является унифици-
рованной системой и охватывает все группы величин. СИ введена в действие
с 1 января 1963 г. как предпочтительная в науке, технике и народном хозяй-
стве, а также при преподавании.
Принятие и введение в действие государственного стандарта на СИ пока
.не отменяет действие других стандартов на системы единиц. Поэтому следу-
ющим этапом в унификации единиц будет принятие и введение в действие еди-
ного государственного стандарта «Единицы физических величин», разработан-
ного на основе СИ взамен ГОСТ 7664—61, ГОСТ 7932—56, ГОСТ 8550—61 **,
ГОСТ 8033—56 », ГОСТ 8849—58, ГОСТ 8848—63 и ГОСТ 7663—55 «Образо-
вание кратных и дольных единиц измерений». Проект этого стандарта широко
пропагандируется в школах, техникумах и вузах, в технической литературе,
и его положения во многих случаях приняты как имеющие силу действующего
стандарта.
Завершение основных работ по внедрению единиц СИ, а также перевод
на новую систему всей измерительной техники намечались на 1970, а затем
на 1975 г., однако в силу ряда трудностей СИ по сей день является лишь пред-
почтительной. Измерительные приборы, применяемые в технике, в том числе
и в трубопроводном транспорте, градуируются до сих пор не только в едини-
цах СЙ, но и единицах системы МКГСС (технической) и других систем. По-
этому в настоящем справочнике использованы единицы технической системы,
а также внесистемные, допускаемые наряду с единицами СИ.
Основными единицами СИ (по ГОСТ 9867—61) являются метр (длина),
килограмм (масса), секунда (время), градус Кельвина * (термодинамическая
температура), ампер (сила тока), свеча * (сила света); дополнительными —
радпан (плоский угол) и стерадиан (телесный угол). В октябре 1971 г. Гене-
ральная конференция по мерам и весам приняла в качестве седьмой основной
единицы СИ единицу количества вещества — моль»
* В проекте государственного стандарта «Единицы физических величин»
втим единицам присвоены наименования соответственно «кельвин» и «кандела».
5
ТАБЛИЦА 1.1
Важнейшие производные единицы СИ
Величина Наимено- вание "единицы Сокращенное обозначение Размер единицы
русское между- народное
Площадь квадратный м8 т8 (1 м).(1 м)
Объем, вместимость кубический метр м8 т8 (1 м)-(1 м)-(1 м)
Период секунда сек S (1 сек)
Частота герц гц Hz 1 : (1 сек)
Линейная скорость метр в секунду м/сек m/s (1 м) : (1 сек)
Линейное ускорение метр на секунду в квадрате м/сек8 m/s8 (1 м/сек) : (1 сек)
Угловая скорость радиан в секунду рад/сек rad/s (1 рад): (1 сек)
Угловое ускорение радиап на секунду в квадрате рад/сек8 rad/s8 (1 рад/сек): (1 сек)
Плотность, объемная мас- са, насыпная масса килограмм на кубиче- ский метр кг/м3 kg/m8 (1 кг): (1 м3)
Относительная плотность Величин а безразмерная (1 кг/м3): (1 кг/м8)
Удельный объем Расход: кубический метр на килограмм м3/кг m3/kg (1 м3) : (1 Кг)
массовый килограмм в секунду кг/сек kg/s (1 кг) : (1 сек)
объемный кубический метр в секунду м3/сек m3/s (1 м3): (1 сек)
Количество движения килограмм- метр в секунду кг-м/сек kg-m/s (1 кг) -(1 м/сек)
Сила (в частности, сила тяжести, вес) Удельный вес, удельная сила тяжести НЬЮТОН н N (1 кг)-(1 м/сек8)
ньютон на кубический метр н/м3 N/m8 (1 н) : (1 м3)
Давление, механиче- ское напряжение (пре- дел текучести, предел пропорциональности, предел прочности, пре- дел упругости, сопро- тивление разрыву) ньютон па квадратный метр * н/ма N/m8 (1 н): (1 м2)
* В проекте государственного стандарта «Единицы физических величин» ето наимено»
вание заменено в соответствии с международными стандартами на «паскаль», т. s, 1 Па «
•= 1 н/м*.
6
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.1
Величина Наимено- вание единицы Сокращенное обозначение Размер единицы
русское между- народное
Динамическая вязкость ньютон- секунда на квадратный н сек/м2 N-s/ma [(1 н): (1 ма)] : : [(1 м/сек): (1 м)]
Кинематическая вязкость метр квадратный ма/сек ma/s (1 н-сек/м2):
метр на секунду : (1 кг/м8)
Работа Энергия j джоуль ДЖ J (1 н)-(1 м)
Количество теплоты Мощность ватт ВТ W (1 дж) : (1 сек)
Количество электриче- кулон к С (1 а)-(1 сек)
ства, электрический за-
ряд Электрическое напря- вольт в V (1 вт) : (1 а)
жение, разность элек- трических потенциа- лов, электродвижущая сила
Напряженность электри- вольт в/м V/m (1 в) : (1 м)
ческого поля на метр
Электрическая емкость фарада ф F (1 к) : (1 в)
Электрическое сопротив- ОМ ом Й (1 в) : (1 а)
ление
Магнитная индукция тесла тл T (1 вб) : (1 м2)
Индуктивность гепри ГН H (1 во) : (1 а)
Напряженность магнитно- ампер а/м A/m (1 а) : (1 м)
го ПОЛЯ на метр
Световой поток люмеп лм Im (1 св)-(1 стер)
Яркость свеча па квадратный метр люкс св/ма cd/m2 (1 св): (1 м2)
Освещенность лк lx (1 лм) : (1 м2)
Важнейшие производные единицы СИ (табл. 1.1) приведены в ГОСТ
9867—61, а недостающие рекомендуется брать из других систем в соответ-
ствии с государственными стандартами. Большинство производных единиц
имеют удобные для практики размеры и получили широкое распространение.
Более крупные (кратные) и более мелкие (дольные) единицы следует образовы-
вать путем умножения или деления единиц СИ на степень числа 10, а их наи-
менования — прибавлением соответствующих приставок. Не разрешается
применять две приставки к простому наименованию единицы, т. е. к граммати-
ческой основе наименования, а также приставки к наименованиям внесистем-
ных единиц, которые обозначают кратную или дольную единицу.
В связи с тем, что в настоящем справочнике использованы единицы техни-
ческой и других систем и внесистемные, ниже приведены соотношения между
единицами СИ и другими системами, и наоборот.
7
Другие системы — СИ
МАССА
1 грамм (1 г) = 10' 3 кг
1 техн. ед. массы (т. е. м.) = 9,81 кг
1 тонна (1 т) = 103 кг
1 центнер (1 ц) = 102 кг
1 ат. ед. массы (1 а. е. м.) = 1,66 X
X 10“ 27 кг
СИ — другие системы
1 кг = 103 г
1 кг = 0,102 т. е, м.
1 кг = 10” 3 т
1 кг = 10"2 ц
1 кг = 6,02-1028 а. е. м.__
1 г/см3 = 1000 кг/м3
1 т/м8 = 1000 кг/м3
1 кг/дм8 = 1000 кг/м3
УГЛОВАЯ СКОРОСТЬ
1 оборот в секунду (1 об./сек) = 1 рад/сек = 0,159 об./сек
= 2л рад/сек = 6,283 рад/сек
1 оборот в минуту (1 об./мин) = 1 рад/сек = 9,549 об./мин
= л/30 рад/сек = 0,105 рад/сек
ПЛОТНОСТЬ
1 кг/м3 = 10" 3 г/см8
1 кг/м3 — 10" 3 т/м3
1 кг/м3 = 10" 3 кг/дм8
МАССОВЫЙ РАСХОД
1 кг/ч = 278 -10"6 кг/сек 1 кг/сек = 3600 кг/ч
1 т/ч = 278-10"3 кг/сек 1 кг/сек = 3,6 т/ч
1 кг/мин = 16,7-10" 3 кг/сек 1 кг/сек = 60 кг/мин
ОБЪЕМНЫЙ РАСХОД
1 м3/сек = 3600 м8/ч
1 м3/сек = 3,6 • 10е л/ч
1 м3/сек = 6 • 104 л/мин
1 м8/ч = 278-10"6 м3/сек
1 л/ч = 278 • 10" 9 м3/сек
1 л/мин = 16,7 • 10” 6 м3/сек
СИЛА
1 дина (1 дин) — 10"’ ньютона (н)
1 килограмм-сила (1 кгс) = 9,81 н
1 тонна-сила (1 тс) = 9,81 • 103 н
1 п = 10’ дин
1 н = 0,102 кгс
1 н = 1,02-10" 4 тс
ДАВЛЕНИЕ (МЕХАНИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ)
1 дин/см2 = 0,1 н/м2
1 Кгс/м2 = 9,81 н/м2
1 миллиметр ртутного столба
(1 мм рт. ст.) = 133,0 н/м2
1 миллиметр водяного столба
(1 мм вод. ст.) = 9,81 н/м2
1 техническая атмосфера (1 ат) =
= 1 кгс/см2 = 0,981 • 10’ н/м2
1 физическая атмосфера (1 атм) =
— 760 мм рт. ст. — 1,01-10’ н/м2
1 кгс/мм2 = 9,81 • 10е н/м2
1 н/м2 = 10 дин/см2
1 н/м2 = 0,102 кгс/м2
1 н/м2 = 7,50-10"3 мм рт.
ст.
1 н/м2 = 0,102 мм вод. ст.
1 н/м2 = 1,02-10“’ ат
1 н/м2 = 9,87 • 10"6 атм
1 н/м2 = 1,02-10" 7
кгс/мм2
РАБОТА, ЭНЕРГИЯ, КОЛИЧЕСТВО ТЕПЛОТЫ
1 эрг = 10" ? джоуля (дж) 1 ДЖ = 107 эрг
1 кгс-м = 9,81 дж 1 дж = 0,102 кгс-м
1 ватт-час (1 вт-ч) = 3,6-108 дж 1 дж = 2,78-10"4 вт«ч
1 электронвольт (1 эв) = l,6•101*дж• 1 дж = 6,25-1013 эв
1 калория (1 кал) = 4,19 дж 1 дж = 0,239 кал
8
1 килокалория (1 ккал) = 4,19-10s дж 1 дж = 239-10"6 ккал
1 л-атм = 1,01 10я дж 1 дж = 9,87• 10‘3 л• атм
1 л-ат = 0,981 -102 дж 1 дж = 1,02-10"2 л-ат
МОЩНОСТЬ
1 эрг/сек = 10"7 вт 1 вт = 107 эрг/сек
1 кгс-м/сек = 9,81 вт 1 вт = 0,102 кгс-м/сек
1 лошадиная сила (1 л. с.) = 735,5 вт 1 вт = 1,36-10” 3 л. с.
'ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ
1 пуаз (1 пз) = 0,1 н-сек/м2 1 н-сек/м2 = 10 пз
1 сантипуаз (1 спз) = 10“* н-сек/м2 1 н-сек/м2 = 103 спз
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ
1 стокс (1 ст) = 10"4 м2/сек 1 сантистокс (1 сст) = 10"6 м2/сек 1 м2/сек = 104 ст 1 м2/сек = 10е сст
СИЛА ТОКА
1 ед. силы тока СГС и СГСЭ = 334 X X 10"12 а 1 ед. силы тока СГСМ = 10 а 1а = 3 • 10а ед. силы тока СГС и СГСЭ 1 а = 0,1 ед. силы тока СГСМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ
1 ед. эл. сопр. СГС и СГСЭ = 899 X 1 ом = 1,11 • 10"12 ед. эл.
.X 10В 9 * * ом сопр. СГС и СГСЭ
1 ед. эл. сопр. СГСМ = 10"9 ом 1 ом = 109 ед. эл. сопр.
СГСМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЕМКОСТЬ
1 ед. эл. емк. СГС и СГСЭ = 1,11 X
X 10"12 ф
1 ед. эл. емк. СГСМ = 109 ф
1 ф = 899-10’ ед. эл.
емк. СГС и СГСЭ
1 ф = 10" ’ ед. эл. емк.
СГСМ
В настоящее время используют большое количество технической информа-
ции, в которой применены американские меры (в частности, для величин,
принятых в технике трубопроводного транспорта). В связи с этим необходимо
знать переводные коэффициенты для приведения американских единиц к при-
нятым в метрической системе мер (табл. 1.2). В теплотехнических расче-
тах, как правило, оперируют с абсолютной температурой, выраженной
в градусах Кельвина (Гк) плиРенкина (7д), а практически температуру изме-
ряют (или измеряли) по температурным шкалам Цельсия (<с), Фаренгейта
(tF), Реомюра (iR),
ZR = l,25zc =1,25 (7к-273,15); (1.1)
ip = 9/5Z р-}-32; (1.2)
if; = 5/9 (ip 32); (1.3)
<с = 5/9Гд—273,15; (1.4)
^К=5/9ГК. (1.5)
9
ТАБЛИЦА 1.2
Перевод неметрических единиц, применяемых в США, в метрические
Неметрическая единица
Наименование Сокращенное обозначение
Значение неметрической
единицы в единицах СИ
Длина
морская миля (межд.) n-mile (Int) 1,852-10s м (точно)
миля законная mi 1,609-10’ м
фарлонг fur 201,168 м (точно)
кабельтов cab 185,2 м (точно)
ярд yd 0,9144 м (точно)
фут ft 0,3048 м (точно)
дюйм in 25,4-10~3 м (точно)
Площадь
квадратная миля mi2 2,59-10е м2
акр ас 4046,856 м2
квадратный ярд yd2 0,836 м2
квадратный фут ft2 96,9-10-’ м2
квадратный дюйм in2 645,16-10-’ м2
Объем, вместимость
тонна регистровая ton reg 2,832 m’ '
кубический ярд yd’ 0,7646 m3
кубический фут ft3 28,317-10-’ m’
кубический дюйм in’ 16,39-Ю-6 м’
баррель нефтяной bbl 159-10-’ m3
баррель сухой bbl dry 115,6-10-’ m3
бушель bu 35,24-10-’ m’
галлон жидкостный gal 3,785-10-’ m3
галлон сухой gal dry 4,405-10"’ m3
кварта сухая qt dry 1,101-10-’ m3
кварта жидкостная qt liq 946,4-IO"6 m’
пинта сухая pt dry 550,6-10-’ m’
пинта жидкостная pt liq 473,2-10-6 m’
Масса
тонна (длинная) ton 1016 кг
тонна (короткая) sh ton 907,'2 кг
центнер (длинный) wt 50,8 кг
центнер (короткий) sh. cwt 45,36 кг
фунт (торговый) lb 0,4356 кг
унция oz 28,35-10-’ кг
гран gr 64,8-IO"6 кг
Плотность
фунт на кубический фут 1 lb/ft’ 16,02 кг/м3
тонна на кубический ярд ton/yd3 1329 кг/м’
унция на кубический фут | oz/it’ 1,001 кг/м’
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.2
Неметрическая единица
Наименование Сокращенное обозначение
Значение неметрической
единицы в единицах СИ
Удельный объем
кубический фут на фунт I ft’/lb
кубический фут на унцию | ft’/oz
62,43-10“ * м’/кг
0,9989 м’/кг
Массовый расход
JynT в час
унт в секунду
тонна (длинная) в час
тонна (короткая) в час
lb/h
lb/s
ton/h
sh ton/h
125,998-IO'6 кг/сек
0,454 кг/сек
0,2822 кг/сек
0,252 кг/сек
Объемный расход
кубический фут в минуту ft’/min 471,9-10'4 м’/сек
кубический ярд в секунду yd’/s 0,7646 м’/сек
§ 1.2. Математика
ТАБЛИЦА 1.3
Плащади F и другие элементы основных геометрических фигур
Наименование и чертеж
Формулы
Параллелограмм
(частный случаи—ромб)
F=ah; a = F/h; h = F/a; t^ + d* = 2 (ва + Ь2);
при а—b параллелограмм является ромбом, для
которого F — gfe=0,5 а = йх<12/(2/г), а =
= V dl+'d22/2,
где а, 6—стороны, h—высота, di, d2— диаго-
нали
Треугольник
F=ah/2 = Vp (р — а) (р—Ь) (р — с),
где а, Ъ, с—стороны, h — высота, р = (а-|-Ь-|-
+ с)/2
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.3
Наименование п чертеж
Формулы
Трапеция
F = (a-\-b)h/2; т = («-|-Ь)/2; F = mh,
где а, Ь — основания, т — средняя линия
Четырехугольник
F — [(Л1 -|- h^a -|- 6^2 сЛ1]/2,
где а, Ь, с — отрезки одной из сторон между ее
концами и перпендикулярами, опущенными на
нее из противолежащих углов, 1г2 —
перпендикуляры
»_____________
Правильный шести-
угольник
F = 3 ar = 3Rr = 2,598 «2 = 2,598 № = 3,464 г2;
R = а = 1,155 г; г = 0,866 а = 0,866 R,
где а — сторона, R— радиус описанной, г — впи-
санной окружности
Правильный много-
угольник
Круг
а = 360°/п- 0 = 180°—а;
£ = 0,5 паг = 0,5яа У R2— а2/4;
R = /г2 4^2/4 = Q,5 У4г2+«2;
г = /7?2_«2/4 = 0,5 /4/?2_.«а; « = 2 У R2 —г2,
где а —центральный и внешний углы, п—число
сторон, 0—внутренний угол, а —сторона,
г—радиус вписанной, R — описанной окруж-
ности
р = лг2 = л (72/4=3,1416 г2=о,7854 d2\
£ = 2п г = 6,2832 г = 3,1416 d\
r = 0,159L = 0,564 VF~\ (7=0,318 £ = 1,128 Vf\
где r — радиус, d—диаметр, L — длина окруж-
и ости
12
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.3
Наименование и чертеж
Формулы
Сектор
I
1 = 2лг а/360 = 0,01745а г = 2F/r;
7? = rZ/2=0,008727а r2; a = 57,296Z/r,
где Z —длина дуги, г —радиус, a—централь-
ный угол
с —2 Vh(2r—h) =2r sin (a/2);
Л = 0,5 [rZ — с (г — Л)]; г = (са + 4Л2)/8/г;
Z = 0,01745ar; h = r — 0.5V<4r2— c2\
a = 57,296Z/r,
где c — длина хорды, h — высота сегмента, г —
радиус, a — центральный угол, I — длина дуги
F = Л (Д2 — г2) = 3> 1416 (/?2 _Г2) = П(Д2 _ rf2)/4 =
= 0,7854 (В2—d2); D = 2R; d=-2r,
где Л—внешний, г —внутренний радиус, D —
внешний, d — внутренний диаметр
. Л = (ап/360)] (Д2_г2) = о,00873аX
X (Д2 _ Г2) = [ая(4, збо)•] (2)2- d2) =0,00128 х
X (2)2 —й2);/) = 2Л, d = 2r,
где а — центральный угол сектора, /? —внеш-
ний, г — внутренний радиус, 2) — внешний,
d — внутренний диаметр
Эллине
F = л ab =3,1416ab; р«=4,571 V2(a^-{-b^,
где а, b — полуоси, р — периметр
13
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.3
Наименование и чертеж
Формулы
F = 2/s ху
Парабола
ТАБЛИЦА 1.4
Поверхности (5—полная, М—боковая) и объемы V тел
Наименование и чертеж
Формулы
jlf —сумма площадей треугольников;
5= сумма площадей треугольников -|- площадь
основания; У = /г/Зхна площадь основания
Шар
5 = 4лЯ2 = .-т2)2; V = R3=x D3/6 =
= 4,19 2?» =0,5232)3,
где Я —радиус, 2)—диаметр
Шаромй «шпор
5 = (n2?/2)(4^4-s); V=^f3;iRVi,
где R— радиус, Л —высота сегмепта, s —длипа
хорды
14
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.4
Наименование и чертеж
Формулы
Шаровой сегмент
М = 2л 7?/г = (л/4)(«а+47г2); 5 = л(27?Л + «2/4) =
= n(A2+s2/2); V = nh2(R — fe/3) =
= nA(s2/8+A2/6),
где R—радиус, Л —высота сегмента, s—длина
। хорды (диаметр основания)
Конус
M = nRl=nR \-h*;
8 = л R(R-j-l); V = (n/3)hR^,
где R — радиус основания, Л —высота, I—длина
образующей
Усеченная пирамида
М = сумма площадей трапеций; 8 = сумма пло-
щадей трапеций + верхнее и нижнее основания;
v = (hi3) (/2+/1 + /Ш.
где Л—верхнее, /2—нижнее основание h — вы-
сота
Усеченный конус
М = п Z(Z?4-r); 8 = я(Я + г)х[1 + 2(К —г)];
У = (лЛ/3) (R^ + ^+Rr),
где I—длина образующей, 7? —радиус нижнего,
г — верхнего основания, h — высота
15
ТАБЛИЦА 1.5
Некоторые часто встречающиеся постоянные
Обозначение Числовое значение Обозначение Числовое значение
л 3,14159 е 2,71828
1/л 0,31831 е2 7,38906
л2 9,86960 Уе 1,64872
Г .л 1,77245 In 10 2,30258
1/л2 0,10132 | 1g е 0,43429
In л 1,14473 g 9,80665
§ 1.3. Электротехника
ТАБЛИЦА 1.6
Физические постоянные электропроводящих материалов и сплавов
Материал Плотность, г/см* Временное сопротивление па разрыв, кгс/мм* Точка плав- ления, °C Удельное электрическое сопротивление при 0°С, ом - мм8/м
Алюминий 2,70 14—22 658 2,9-10-2
Бронза 8,8-8,9 50—60 900 210—400
Графит 2,10 — — 400-1000
Железо 7,70 — 1520 0,13
Латунь 8,10 40 900 0,7—0,08
Медь 8,95 25—40 1080 1,72-10“ 2
Олово 7,30 3—5 232 13,1 -10" 2
Свинец 11,40 1,2-2,3 327 20,4-10-2
Сталь 7,83 80—150 1530 1,1—0,24
Цинк 7,15 15—20 420 5,75-10'2
ТАБЛИЦА 1.7
Электроизолирующие материалы
Материал Плотность, г/см8 Диэлектри- ческая проница- емость, пф/м Напряже- ние пробоя, кв/мм Удельное элек- трическое сопро- тивление При 20° С, ом-мм2/м
Асбест 1,2-2,0 2 2-Ю5
Битум Бумага кабельная: 1,0—1,4 2,6-3,3 6—15 1014
сухая 0,8 2—25 6-9 Ю13—Ю14
пропитан- 0,9—1,0 3,0—3,5 10-25 1()15
ная маслом
Винипласт 1,32—1,43 4,1 15 —.
Воздух 0,00'121 1,0006 3-4 —
16
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.7
Материал Плотность, г/см* Диэлектри- ческая проница- емость, пф/м Напряже- ние пробоя, кв/мм Удельное элек- трическое сопро- тивление при 20° С, ом - мм* 2/м
Вода (при 4° С) 1,0 81,0 —. —
Парафин 0,9 2,1-2,3 15—30 10is_3.1018
Полистирол 1,05—1,2 2,2—2,8 25-50 5.101»—5-101’
Полихлорвинил 0,4-1,3 3,1—3,5 50 101з
Полиэтилен 0,65—0,75 — — ю14
Резина 1,3-1,8 2,6-3,5 10-25 ю13—4-1013
Слюда 2,7-3,2 4,0-8,0 120—200 1013—Ю17
Стекло 2,4—2,7 4,0—10,0 10—40 1011—10“>
Стеклоткань 1,6—1,77 4,5 10—11,5 5-Ю11
Фарфор 2,3-2,5 5,0-7,0 6—10 1014
§ 1.4. Терминология
Масса — скалярная величина, характеризующая инерционные и грави-
тационные свойства тела. Значение массы не зависит от ускорения свободного
падения в пункте измерения или определения. В состоянии покоя, в частности,
массу определяют взвешиванием тела па весах, т. е. результат взвешивания
следует называть массой (а не весом) и выражать в единицах массы.
Количество вещества — величина, определяемая числом структурных
элементов (атомов, молекул, ионов, электронов и др.) или специфицированных
групп этих единиц. Количество вещества не является синонимом массы; это
две независимые величины.
Плотность — отношение массы тела к его объему. Плотность — пара-
метр вещества. Применяемые в качестве параметров вещества понятия удель-
ного веса, объемного и насыпного веса (имеется в виду масса единицы объема)
должны быть заменены соответственно понятиями плотности, объемной
и насыпной массы.
Объемная масса * — отношение массы образца в сухом состоянии (иногда
при определенной влажности) или массы сыпучего материала к его объему.
Насыпная масса * — отношение массы материала в насыпном состоянии
к его объему. Это понятие применяют для материалов, представляющих собой
куски различной крупности (уголь, торф и др-).
О тносительная плотность — отношение плотности рассматриваемого
вещества к плотности образцового вещества в определенных физических
условиях. Для твердых тел и жидкостей в качестве такого вещества прини-
мают воду при 3,98° С и атмосферном давлении 760 мм рт. ст., для газов —
сухой атмосферный воздух при нормальных (0° С и 760 мм рт. ст.) или стан-
дартных (20° С и 760 мм рт. ст.) условиях.
Удельный объем — объем единицы массы вещества. Удельный объем —
параметр вещества; величина, обратная плотности.
Сила тяжести — векторная величина, определяющая силу притяжения
тела к Земле. Значение ее зависит от ускорения свободного падения в пункте
измеренпя или определения. По мере удаления тела от Земли его сила тяжести
уменьшается.
„ Вес векторная величина, представляющая собой силу, с которой тело
действует на опору или на нить подвеса. В общем случае вес и сила тяжести
* Поскольку объемная и насыпная масса представляют собой отношение
массы вещества (в том или ином его состоянии) к его объему, правильнее
применять единый термин — плотность. с уточнением..если н этом познпкает
необходимость: средняя щтоднйсщ ВЯЯИицэя.щцрсшх^гь. '
2 Заказ 156 17
не являются синонимами. Лишь когда опора или подвес неподвижны относи-
тельно Земли либо движутся равномерно и прямолинейно, вес тела равен
силе тяжести. При свободном падении вес тела равен нулю.
Удельный вес — отношение веса тела к его объему. Удельный вес —
векторная величина, зависит от ускорения силы тяжести в пункте измерения
или определения и, следовательно, не является параметром вещества.
Давление — отношение нормальной составляющей силы к площади,
на которую действует сила. Для характеристики вещества, а также в уравне-
ниях, связывающих параметры, используют абсолютное давле-
ние, являющееся параметром вещества. Для определения результирующих
усилий, приложенных к стенкам ограждающих поверхностей, используют
избыточное давление, измеряемое манометрами. Избыточное да-
вление есть разность между абсолютным и атмосферным давлением. Атмо-
сферное давление — постоянное давление окружающего воздуха.
Температура — величина, характеризующая тепловое состояние тела,
степень его нагретости; одна из важнейших тепловых величин. Температура —
параметр вещества.
II рочность — свойство материала сопротивляться разрушению под дей-
ствием внешних сил.
Твердость — способность материала сопротивляться проникновению
в пего другого, более твердого тела.
Деформация — изменение размеров и формы в материалах конструкций,
возникающее под действием внешних нагрузок или других факторов (напри-
мер, температурное воздействие).
Упругость — свойство материала возвращаться в первоначальное состоя-
ние пз деформированного при снятии нагрузки.
Пластичность — свойство материала деформироваться и сохранять
полученную форму после снятия нагрузки.
Водопоглощение — способность материала впитывать и удерживать воду;
количество воды, которое поглощает материал за 24 ч пребывания в воде
нри комнатной температуре; масса поглощенной воды к единице поверхности
образца..
Водостойкость материала характеризуется коэффициентом размягчения,
выражающим отношение прочности насыщенного водой материала к прочности
сухого.
Водопроницаемость — свойство материала пропускать под давлением
воду через свою толщу; характеризуется количеством воды, прошедшей за 1 ч
через 1 см2 поверхности при постоянном (заданном) давлении.
Морозостойкость — способность насыщенных водой материалов выдер-
живать многократные (10—500 раз) попеременные замораживания (—15° С)
и оттаивания (15° С) без впдимых.признаков разрушения и допустимого пони-
жения прочности.
$ 1.5. Свойства природного газа
В соответствии с условиями образования природные газы делят
па трп группы: чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.
Условно принято считать газы с содержанием тяжелых углеводородов (от
пропана и выше) менее 50 г/м3 сухими, а газы с ббльшим содержанием тяжелых
.углеводородов — жирными.
Горючая часть газов чисто газовых месторождений состоит в основном из
метапа и небольшого количества этана и других углеводородов. Состав этих
газов довольно постоянен. Газы конденсатных и нефтяных месторождений
перед подачей в магистральные газопроводы обрабатывают с целью освобо-
ждения от тяжелых углеводородов и вредных примесей. Товарный природный
газ, поступающий по магистральным газопроводам, имеет низшую теплоту
сгорания примерно 8000 ккал/м3, легче воздуха, бесцветен. Для обнаруже-
ния утечек газу придают специфический запах, В табл. 1.8 дан состав
природных газов некоторых месторождений.
18
ТАБЛИЦА 1.8
Состав природного газа, об. %
Мест орОждепке СН« с,н. С,н, C<Hto + -4-редкие N» со,
Дашавское Ставропольское 97,80 97,60 0,50 0,24 0,20 0,13 0,15 0,03 0,54 1,30 1,50 0,05 0,50
Шебелипское 89,90 3,05 0,93 5,30 0,28
Газлинское 96,93 2,12 0,33 0,21 0,30 0,40
Вуктылское Уренгойское Медвежье 83,60 98,47 98,50 8,40 0,15 0,08 2,60 Сл 0,80 еды 0,02 4,40 0,93 1,30 0,20 0,45 0,10
Основными параметрами, определяющими состояние газа, являются
давление, температура и плотность (или удельный объем). Каждый из этих
параметров имеет определенное критическое значение. Критические пара-
метры (табл. 1.9) характеризуют такое состояние газа, при котором плот-
ность его паровой и жидкой фаз одинакова. Отношение фактических парамет-
ров газа р, Г и в к критическим ркр> 7кР и вкр (или ркр) называют приведенными
параметрами состояния газа, т. е.
Рпр=р/ркр; ^пр—т/Ткр', Ррр — v/v^p.
(1.6)
ТАБЛИЦА 1.9
Критические параметры некоторых газов
Газ Температура гкр. °с Давление Ркр, кгс/см2 Плотность ₽кр> кг/мЯ
Азот —147,1 34,6 311
Окись углерода —139,0 36,2 311
Кислород —118,8 51,4 430
Метан -82,5 47,4 162
Этан 32,1 50,4 210
Пропан 95,6 44,9 226
Этилен 9,7 52,6 220
Сероводород 100,4 91,8 —
При положительных температурах п небольших давлениях (до 10 кгс/см2)
изменения параметров состояния газа происходят в соответствии с известными
законами идеальных газов (закон Бойля — Мариотта, закон Гей-Люссака
и др.). Поведение реальных газов отклоняется от этих законов, причем откло-
нения тем больше, чем выше давление газа и ниже его температура. Коэффи-
циент, учитывающий эти отклонения, называют коэффициентом сжимаемости
z. Для идеального газа z = 1. Для реальных газов коэффициент сжимаемости
определяют графическим путем (рис. 1.1) в зависимости от давления, относи-
тельной плотности и температуры газа. Уравнение Клайперона для идеального
газа, являющееся математической записью объединенного газового закона,
с учетом коэффициента сжимаемости примет вид
pv=-zRT, (1.7)
где R — газовая постоянная, характеризующая работу 1 кг газа при нагре-
вании его на 1° С при постоянном давлении.
2* 19
Рис. 1Д. Номограмма для определения коэффициента сжимаемости z.
Последовательность определения: р ->- Д ->-1 ->- z. Пример: р = 43 кгс/см>:
Д = 0,65; t = 20° С. Решение.- а — Ь — с — d', z = 0,9025.
Значения газовой постоянной для простых газов и смесей газов, добыва-
емых на некоторых месторождениях, следующие:
Газ /?, КГС -М/(КГ- °C) Газ R, кгс-м/(кг • °C)
Азот 30,13 Метан 52,95
//-Бутан 14,59 Окись углерода 30,26
Изобутан 14,59 Пропан 19,23
Водород 422,60 Сероводород 24,89
Водяной пар 47,06 Углекислый газ 19,14
Воздух (без СО2) 29,27 Этан 28,19
Кислород 26,47 Этилен 30,26
Месторождение Газлинское Вуктылское Дашавское Медвежье Ставропольское Уренгойское Шебелинское R, кгс-м/(кг- 50,0 45,0 52,3 51,5 50,5 52,2 48,0 °C)
20
§ 1.6. Задание на проектирование
Решение о проектировании и строительстве магистральных трубопрово-
дов принимают, когда выявлены или имеются перспективные месторождения
нефти и газа и есть необходимость подавать их в районы, где целесообразно
использовать как сырье или топливо, исходя пз схем развития и размещения
нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности и схем развития и раз-
мещения производительных сил по экономическим районам п союзным рес-
публикам. Намеченные принципиальные направления транспортирования
нефти и газа требуют технико-экономического обоснования (ТЭО), подтвер-
ждающего экономическую целесообразность и хозяйственную необходимость
проектирования и строительства магистральных трубопроводов.
Для обеспечения высокого уровня п экономической эффективности проек-
тируемых объектов необходимо максимально использовать новейшие достиже-
ния наукй и техники, чтобы строящийся или реконструируемый трубопровод
ко времени его ввода в действие был технически передовым и имел высокие
технико-экономические показатели.
Содержание, состав, порядок разработки, согласования и утверждения
проектов и смет, по которым должно осуществляться строительство промыш-
ленных предприятий, зданий и сооружений, установлены «Инструкцией
по разработке проектов и смет для промышленного строительства» СИ 202—76
Госстроя СССР.
Проектирование магистральных трубопроводов ведут в две стадии (тех-
нический проект и рабочие чертежи) или в одну (техно-рабочий проект).
Стадийность проектирования определяют в инстанции, утверждающей задание
на проектирование, в зависимости от сложности объекта проектирования п его
масштабности.
Технико-экономическое обоснование. Предшествует разработке техни-
ческого или техно-рабочего проекта, составляется ио крупным и сложным
магистральным трубопроводам и является составной частью задания на раз-
работку технического и техно-рабочего проекта. Главные задачи ТЭО:
— выбор оптимальной трассы;
— определение мест расположения компрессорных станций (КС) и нефте-
перекачивающих насосных станций (НПС);
— выбор оптимального диаметра труб при заданной подаче;
— выявление оптимальной подачи при заданном диаметре труб;
— выбор оптимального рабочего давления в трубопроводе;
— выбор оптимального типа газоперекачивающего или иефтенасосного
оборудования;
— определение рациональной схемы управления трубопроводом при
максимальной степени автоматизации и телемеханизации производственных
процессов;
— расчет капитальных вложений, эксплуатационных издержек и приве-
денных затрат;
— выявление удельных затрат и расходов па единицу объема транспорта
нефти, нефтепродуктов п газа и сопоставление их с удельными показателями
аналогичных отечественных п зарубежных трубопроводов;
— определение рентабельности и народнохозяйственной эффективности;
— определение ряда показателей в соответствии с ведомственными,
общесоюзными и другими требовапиями, оговоренными в программе на разра-
ботку ТЭО.
Самое основное во всех ТЭО — определение народнохозяйственной эффек-
тивности будущих капитальных вложений, которая должна быть выше либо
равна нормативной. Закладываемые в ТЭО технические решения должны
быть, с одной стороны, наиболее прогрессивными, а с другой — реальными по
отношению к срокам строительства и ввода трубопровода в эксплуатацию.
Определение капитальных вложений и эксплуатационных затрат при
JOO — наиболее ответственный момент. Структура ценообразований должна
базироваться на достоверной основе. Если разрабатывают ТЭО на трубопро-
вод, состоящий из элементов, освоенных промышленностью (трубы, газопере-
21
начинающие и насосные агрегаты, система связи, уровень автоматизации
и телемеханизации и т. д.), и трасса проходит по районам, аналогичным для
запроектированных либо построенных трубопроводов, то необходимо поль-
зоваться действующими прейскурантами, ценниками, удельными показате-
лями па сооружение 1 км трубопровода данного диаметра, 1 квт установлен-
ной мощности данного агрегата и т. д. В тех случаях, когда-рассматривают
объекты, главные элементы которых в первую очередь, а также и второстепен-
ные еще не освоены серийно промышленностью, прежде всего необходимо
получить официальное подтверждение и обоснование от головных научно-
исследовательских и конструкторских организаций, исходные данные по стои-
мости труб, оборудования, систем связи и т. п. и на этой основе определить
объем капитальных вложений в создаваемый объект. В отдельных случаях
необходимо определить также объем капитальных вложений в сопряженные
отрасли.
Значит, если заложить в основу капитальных вложений неоправданно
дорогостоящие решения (с большим запасом) либо не продуманные глубоко,
легковесные решения (с большим оптимизмом), то в первом случае при плани-
ровании развития народного хозяйства будет отвлечено больше материально-
технических ресурсов для данного объекта, чем потребуется в действитель-
ности при строительстве. Такое искусственное отвлечение средств приведет
к их омертвлению и в итоге к дезорганизации народнохозяйственных планов.
Во втором случае (при занижении стоимости) последствия будут также пла-
чевны, ибо начатый объем не может быть закончен без дополнитель-
ных привлечений материально-технических ресурсов, не предусмотренных
в ТЭО, которых в нужный момент в необходимых объемах может не ока-
заться.
Разработка ТЭО строительства или реконструкции трубопроводов начи-
нается при наличии источника нефти, газа или продуктов переработки нефти.
При отсутствии ранее разработанной генеральной схемы развития нефтяной
и газовой промышленности при разработке ТЭО должны проводиться изыска-
ния возможных рациональных потребителей топлива и нефтепродуктов.
После этого начинается поиск рационального объема подачи в данный район
газа, нефти или нефтепродуктов. В отдельных случаях выбирается перевалоч-
ная морская нефтебаза как конечный пункт транспортировки нефти или неф-
тепродукта, а также местоположение завода по сжижению природного
газа.
В ТЭО технико-экономические показатели объекта и его народнохозяй-
ственная эффективность ориентировочно приводится по следующей форме
(табл. 1.10).
ТЭО должно закончиться выводами и рекомендациями. В выводах должно
быть сказано, целесообразно ли строительство данного трубопровода, какой
из рекомендуемых вариантов наиболее оптимальный; намечена очередность
и сроки строительства по этапам. В рекомендациях указываются вопросы,
которые должны быть решены отдельными отраслями промышленности или
ведомственными организациями до начала либо в процессе строительства пер-
вой очереди трубопровода. Это может касаться и создания новых труб, техно-
логического оборудования, изоляционных материалов, систем автоматики,
телемеханики, новых строительных конструкций, машин, механизмов и т. п.
В конце ТЭО должен быть приложен проект задания на разработку техниче-
ского проекта (в целом или на первую очередь строительства) или техно-рабо-
чего проекта. При экспортировании и утверждении ТЭО должно быть рассмо-
трено и утверждено задание на проектирование.
Задание на проектирование. Для разработки технического либо техпо-
рабочего проекта необходимо получить от заказчика проекта утвержденное
соответствующей инстанцией задание на проектирование согласно пункту 3.2
СН 202—76. Если заказчик проекта не имеет заданияГна проектирование, то
он может привлечь к его составлению проектную организацию.
Задания на проектирование магистрального трубопровода независимо от
объема строительно-монтажных работ должны быть до утверждения согласо-
ваны с территориальп ми проектными институтами в части намечаемоге коо-
22
ТАБЛИЦА 1.10
Технико-экономические показатели газопровода
Показатель
Количество
Производительность газопровода, млрд, м3/год
Товарный газ, млрд, м’/год
Длина труб, км:
Dy = 1400 мм
Dy — 1200 мм
Dy = 1000 мм
и т. д.
Металловложеиия, тыс. т
Количество КС
Количество ГПА
в т. ч. ГТН-6
СТД-4000-2
и т. д.
Установленная мощность, Мвт
Рабочая мощность, Мвт
Капитальные вложения, млн. руб.
в т. ч. в промышленное строительство
в жилищное строительство
Эксплуатационные расходы, млн. руб.
Приведенные затраты, млп. руб.
Удельные показатели на 1 млрд, м3 X км:
капитальные вложения, тыс. руб.
эксплуатационные расходы, тыс. руб.
металловложеиия, т
установленная мощность, квт
Удельные показатели на транспорт 1000 м3 газа:
капитальные вложения, руб.
себестоимость, руб.
металловложеиия, т
установленная мощность, квт
Уровень рентабельности, %
Срок окупаемости, годы
Численность обслуживающего персонала, чел.
Выработка на одного работающего, млн. м3
Продолжительность строительства, месяцы
перирования вспомогательных производств, энергоснабжения, водоснабже-
ния, канализации, транспорта i других инженерных коммуникаций. В зада-
нии на проектирование указываются:
— наименование объекта (газопровод Ухта — Торжок, нефтепровод
Усть-Балык — Омск и т. п.);
— основание проектирования (постановление Совета Министров СССР,
генеральная схема развития отрасли либо ТЭО, утвержденные такой-то орга-
низацией, тогда-то, решение № ...);
— начальная и конечная точки магистрального трубопровода;
— подача трубопровода (столько-то млрд, м3 газа в год, млн. т нефти
в год) на первую очередь и при полном развитии;
— протяженность магистрали, км;
— диаметр труб (при крупнейших объектах), тип газонефтеперекачива-
Ющих агрегатов;
23
— вид перекачки (совместная или последовательная) нефти или нефте-
продуктов;
— основные источники обеспечения сырьем (сырьевая база), электро-
энергии, тепла и др. для площадок КС и НПС (либо ставится вопрос о созда-
нии собственных источников);
— условия по очистке и сбросу сточных вод;
— система технологической связи (радиорелейная, кабельная, воздуш-
ная);
— необходимость разработки автоматизированных систем управления
производством;
— намечаемые сроки строительства (в соответствии с нормами продолжи-
тельности либо директивные), порядок его осуществления и ввод мощностей
по очередям;
— намечаемый размер. капитальных вложений и основные технико-
экономические показатели, которые должны быть достигнуты при проекти-
ровании;
— данные для проектирования объектов жилищного и культурно-быто-
вого строительства;
— требования по разработке вариантов технического (техно-рабочего)
проекта, его отдельных параметров;
— стадийность проектирования;
— наименование генеральной проектной организации;
— наименование строительной организации — генерального подрядчика.
Всякие изменения задания на проектирование возможны лишь инстан-
цией, утвердившей это задание.
В дополнение к заданию на проектирование заказчик должен выдать
проектной организации в установленные договором сроки исходные данные
для проектирования в соответствии с пунктом 3.6 СН 202—76 и подтвердить
финансовое обеспечение проектирования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бурдун Г. Д. Единицы физических величин. Изд. 4-е. М., Изд-во
Ком. стандартов, мер и измерит, приборов при Совете Министров СССР,
1967. 216 с.
2. Бурдун Г. Д. Справочник по международной системе единиц. М.,
Изд-во стандартов, 1972. 232 с.
3. Краткий справочник металлурга. М., Внешторгиздат, 1965. 364 с.
Глава 2
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ
РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
§ 2.1. Постановка задачи
расчета магистрального газопровода
Гидравлический расчет, как правило, выполняют для определения гео-
метрических параметров (диаметра, расстановки КС и их оборудования)
магистрального газопровода и отводов от него при заданной годовой подаче
газа *. В случае заданной технологической схемы транспорта газа, т. е. при
определенных геометрических параметрах, посредством гидравлического
расчета находят возможную пропускную способность газопровода.
Существующие расчетные нормативы (указания по гидравлическому
расчету) составлены для стационарного (установившегося) режима передачи
газа, при котором в конкретной точке газопровода расход, скорость течспия
и давление газа постоянны во времени. За расчетный принимают участок
между двумя соседними КС в случае, если нет между ними сброса газа попут-
ному потребителю. При наличии последних за расчетный принимают участок
газопровода с постоянной пропускной способностью.
При расчете газопровода, заканчивающегося ГРС, пропускную способ-
ность определяют при минимально допустимом давлении у потребителя,
которое выбирают из соображений надежной работы оборудования ГРС.
Для определения режима работы газопровода, КС и ГРС в течение года
необходимо выполнить гидравлические расчеты газопровода для зимнего,
летнего и среднегодового режимов эксплуатации. Для этого необходмо учесть
все факторы, влияющие на режим работы газопровода, а также наличие под-
земных газовых хранилищ и буферных потребителей.
Расчет удобнее всего вести в форме таблицы (табл. 2.1), к которой следует
дать схему газопровода (рис. 2.1) с указанием мест сооружения КС,
* Здесь п далее авторы предлагают термин «подача» вместо более рас-
пространенного термина-опроизводитольпость». Возможная максимальная по-
дача трубопровода за сутки или час с учетом максимального использования
геометрических параметров газопровода гт установленной мощности КС
именуется пропускной способностью, соответственно суточной или часовой.
25
Характеристики Расчетные участ
1—2 КС Синдор 2-3 3-4
Длина участка, км 136,7 65,7 47,3
Количество ниток и диаметр газопро- вода, мм Количество транспортируемого газа, млн. м3/сутки: 2 X 1200 2 X 1200 2 X 1200
на одну нитку 43,00 42,75 41,12
всего Температура транспортируемого газа, °C* 86,00 85,50 82,24
в начале участка 43 57 41
в конце участка 23 41 30
средняя Давление, кгс/см2: 34 49 36
в начале участка 55,0 55,0 46,6
в конце участка 36,4 46,6 40,0
Отбор газа потребителями, млн. м3/сут- ки Количество газа, поступающего на КС, млн. м3/суткп Расход газа на собственные нужды КС, млн. м3/сутки Количество компримируемого газа, млн. м3/сутки Давление всасывания, кгс/см2 Давление нагнетания, кгс/см2 Степень сжатия Тип нагнетателя Количество нагнетателей: рабочих резервных всего Мощность, Мвт: расходуемая установленная Температура газа после компримиро- вания, °C Температура окружающей среды, °C 86,0 0,50 85,50 35,7 55,3 1,56 ГТ-6-750 8 2 10 48,4 60,0 57 3,26 0,54
1 1 1
Коэффициент теплопередачи, . ккал/(м2- ч-°С) 1,32 1,32 1,67
подключения газопроводов-отводов, подземных хранилищ и др. Такая форма
расчета является наглядной иллюстрацией возможных конструктивных
решений газопровода, режимов течения газа и параметров его в любой точке.
§ 2.2. Пропускная способность газопровода
Расчетная пропускная способность газопровода, млн. м8/сутки, работа-
ющего с параметрами, близкими к проектным, .
/2 2
26
ТАБЛИЦА 2.1
Рекомендуемая форма ведения гидравлического расчета газопровода
рИ газопровода
КС Микуиь 4-5 5-6 КС Урдома 8-7 7-8 8-9 КС Приводило
46,0 2 X 1200 66,3 2 X 1200 93,5 2 X 1200 28,9 2 X 1200 15,7 2 X 1200
40,65 81,29 40,65 81,29 40,44 80,88 38,85 77,70 38,30 76,60
67 52 54 52 33 41 59 28 44 28 22 25 22 20 21
55,3 50,0 50,0 42,0 55,0 44,0 3,18 44,0 40,1 1,10 40,1 38,5
81,7 81,29 76,60
0,41 0,41 0,37
81,29 80,88 76,23
38,3 55,5 1,45 ГТ-6-750 40,9 55,3 1 45 ГТ-6-750 37,4 55,3 1,48 ГТ-6-750
8 2 10 8 2 10 8 2 10
39,8 60,0 67 1 1,96 1 1,96 38,8 60,0 59 1 1,96 2 1,96 2 1,32 41,5 60,0 54
где ср — коэффициент, учитывающий наличие в газопроводе подкладных колец
ири расстоянии между подкладными кольцами 12 м <р = 0,975, 6 м — 0,95,
при отсутствии колец — 1; Е — коэффициент эффективности, учитывающий
состояние внутренней поверхности газопровода; для газопровода из новых
труб без специального внутреннего покрытия Е = 1, эмалирование внутрен-
ней поверхности (£ 1) увеличивает пропускную способность газопровода;
О — внутренний диаметр газопровода, мм; ри и рк — соответственно началь-
ное и конечное давление газа на расчетном участке, кгс/см2; А, — коэффи-
циент гидравлического сопротивления газопровода; Д — относительная плот-
ность газа (по воздуху); Тер — средняя по длине расчетного участка темпера-
тура транспортируемого газа, °К; L — длина расчетного участка, км; z —
27
средппй коэффициент сжимаемости газа. С учетом усредненных мест-
ных сопротивлений по трассе А, увеличивается на 5%, т. е.
Х = 1,05А.Тр, (2.2)
где Хтр — коэффициент гидравлического сопротивления тренпю.
При квадратичном режиме течения газа п эквивалентной шероховатости
стенки трубы, равной 0,03 мм,
Хтр =0,03817/Z>0’2. (2.3)
С учетом формул (2.2) и (2.3) формула (2.1) примет вид
1 / Рн Рк
?=1,64.10-вф^2.б у ^TzvLz. (2.4)
Как отмечено выше, формула (2.1), а значит, и формула (2.4) справедлива
для квадратичного режима течения газа. Однако в начальный период эксплуа-
тации при недогрузке газопровода возможен и переходный режим. С учетом
отклонения режима течения газа от квадратичного расчетная пропускная
способность газопровода
1 / РнРк
<? = l,64-10-eaq>EP2.e |/ дг z , (2.5)
где а — коэффициент, учитывающий изменение режима (при квадратичном
режиме a = 1).
Необходимо сначала выполнить предварительный расчет по формуле
(2.4), т. е. па квадратичный режим. Затем по графику, приведенному па
рис. 2.2, проверить режим течения газа. В случае его отклонения от квадра-
тичного следует определить а (рис. 2.3) и выполнить расчет по формуле (2.5).
При проектировании, магистральных газопроводов по формуле (2.5)
определяют геометрические параметры расчетного участка, подставляя в нее
значение пропускной способности, рассчитанное предварительно по зави-
симости
д-=<?г/(365Л:г), (2.6)
где QT — подача газа, млн. м3/год (как правило, величина заданная); 365 —
количество календарных дней в году; Кг — среднегодовой коэффициент
неравномерности транспорта газа.
Коэффициент неравномерности зависит от характера потребления газа,
степени выравнивания неравномерности, наличия подземных газовых храни-
лищ и буферных потребителей. Для однониточных газопроводов, характер
неравномерности потребителей которого неизвестен, принимают коэффициент
неравномерности равным 0,85. При определении геометрических параметров
отводов протяженностью более 50 км этот коэффициент может быть принят
равным 0,75. Гидравлический расчет газопроводов-отводов протяженностью
менее 50 км слЬдует проводить исходя из максимального часового потребле-
ния газа. Наличие подземных хранилищ или буферных потребителей способ-
ствует максимальному использованию пропускной способности газопровода.
В период наиболее острой потребности в топливе подземное хранилище на-
дежно обеспечивает дополнительную подачу газа. Буферные потребители
выравнивают неравномерность подачи газа по магистральному газопроводу,
так как потребляют газ в тот период, когда газоснабжение других потребите-
лей по трассе уменьшается (папример, отопительные котельные). При наличии
подземных хранилищ или буферных потребителей по трассе коэффициент
годовой неравномерности повышается и может быть принят равным 0,9 или
0,95.
28
При проектировании магистральных газопроводов предусматривается
установка равнопроходной арматуры. Однако на практике обычно устанавли-
вают неравнопроходную арматуру, что приводит к уменьшению пропускной
способности газопровода. Последняя, %,
q — пропускная способность газопровода при равнопроходных кранах,
млн. м3/сутки; q’ — то же, при неравнопроходных кранах, млн. м8/сутки;
Рис. 2.3. Зависимость поправочного
коэффициента а от пропускной спо-
собности и диаметра газопровода
Рис. 2.2. График для определения режима тече-
ния газа [2].
%Кр— коэффициент гидравлического сопротивления крапа; X — коэффициент
гидравлического сопротивления газопровода (табл. 2.2).
^кр — ?кр ге,
(2.8)
где g — коэффициент местного сопротивления крана (табл. 2.3); D — диаметр
газопровода, мм; п — количество крапов на участке; L — длина участка, км.
ТАБЛИЦА 2.2
Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода
Dy, мм X Dy, мм X Dy, мм X
500 0,01090 1000 0,00959 1600 0,00873
700 0,01035 1200 0,00926 2000 0.00835
800 0,01000 1400 0,00897 2500 0,00798
29
ТАБЛИЦА 2.3
Коэффициент местного сопротивления пробочных
кранов, устанавливаемых на газопроводах
из труб различного диаметра
Dy, мм
Газопровод Кран
500 500 2,3
700 700 3,9
800 700 8,8
1000 700 12,7
1000 1000 2,5
(шаровой)
§ 2.3. Определение основных
параметров газопровода
Диаметр газопровода. Для упрощения расчетов в формулу (2.5) следует
ввести условный коэффициент
ДТср • Ю12
1,642.05.2
(2.9)
Диаметр газопро- вода, мм
4 5 6 7 8 9 10 И 12 13
108 159 219 273 325 377 426 530 630 720 820 920 1020 1220 1420 1620 1820 2020 2520 2558 300 56 2843 332 16,42 6. 56 345 58,5 3,08 1,62 0,498 61,19 19,50 7,06 0,508 0,203 64,4 20,4 7,24 0,52 0,206 0,1 0,0502 3,325 1,707 0,21 0,1016 0,0508 0,103 0,0515 0,03 0,0161 0,00625 0,1046 0,0522 0,0163 0,00631 0,0165 0,00637 0,053 0,00642
30
С учетом формулы (2.9) (при <р, а и Е, равных 1)
Q 2
Рн~Рк
KLz
(2.Ю)
При заданных подаче'газа (или пропускной способности газопровода),
расстановке КС, давлении’в начале и конце расчетного участка определение
диаметра газопровода сводится к расчету К по формуле (2.10), приведенной
к виду
л q^Lz
(2.И)
Получив значение йГ/по табл. 2.4 определяют диаметр газопровода.
Если рассчитанного значения К нет в таблице, то следует взять ближайшее
большее значение К и соответствующий ему диаметр, а затем поверочным
расчетом определить'давление газа в конце газопровода. Табл. 2.4 составлена
для природного газа с относительной плотностью Д = 0,6 при 288° К. Если
относительная плотность и средняя температура транспортируемого газа
отличны от принятых в табл. 2.4, то необходимо выполнить корректировку
коэффициента К.
Пример. Определить К для газопровода из труб 720 X 8
при транспорте газа с относительной плотностью Д = 0,57
при 293° К.
Решение. Для газопровода 720 х 8 при транспорте газа
с относительной плотностью Д = 0,6 при 288° К значение
К = 0,1 (см. табл. 2.4). Скорректированное значение К' =
= 0,1-0,57-293/(0,6-288) = 0,0967.
ТАБЛИЦА 2.4
Значения условного коэффициента К
Толщина стенки трубы, мм
14 15 17 19 20 21 22 24 26
0,0168 0,0066 0,00291 0,00295 0,00147 0,001485 0,0008 0,00302 0,00149 0,000462 0,00081 0,0015 0,000467 0,00313 0,000823 0,000472 0,000147
31
При определении пропускной способности участка газопровода с извест-
ными параметрами следует сначала выбрать значение коэффициента К по
табл. 2.4, а затем выполнить расчет по формуле (2.10).
Шаг КС. Расстановку КС на газопроводе осуществляют исходя из обес-
печения необходимого давления на входе в КС для работы газоперекачива-
ющих агрегатов (ГПА) в номинальном режиме. Оценку необходимого давления
на всасывающем тракте КС проводят из условия установки ГПА с различными
степенями сжатия. Так, при подаче по магистральному газопроводу до
5,0 млрд. м3/год на КС устанавливают газомотокомпрессоры типа 10 ГКН,
МК-8, ДР-12 или ГПА-5000 со степенью сжатия до 2,5. При подаче по газо-
проводу более 5,0 млрд. м3/год на КС целесообразна установка центробеж-
ных ГПА с газотурбинным или электрическим приводом и степенью сжатия
1,2—1,3 или 1,45—1,5 в одном агрегате. Пользуясь рабочими газодинамиче-
скими характеристиками принятого ГПА, нетрудно определить необходимое
входное давление для обеспечения его нормальной работы в номинальном
режиме.
Давление газа в конце газопровода должно обеспечивать необходимое
давление на входе в ГПА с учетом потерь напора во всасывающем тракте КС
(Др'), т. е.
Рк= Рис + Ар'. (2.12)
При известном перепаде давления на расчетном участке расстояние между
КС, км,
L =
₽н-Рк
q^zK
(2.13)
Количество рабочих ГПА на КС определяется в соответствии с их номи-
нальной подачей (табл. 2.5).
ТАБЛИЦА 2.5
Основные параметры ГПА, используемых на КС
Тип (завод-изготовитель) Рабочее давление» иге'см* Марка нагнетателя Номинальные значения
Подача, млн. м3/сутки Степень сжатия Мощ- ность, Мвт
СТД-4000-2 (Энерго- маш) 56 280-12-7 11 1,25 4
ГТН-6 (УТМЗ) 56 Н-6-56 20 1,23 6
ГТН-6 (УТМЗ) 76 Н-6-76 19 1,23 6
ГТК-10-4 (НЗЛ) 56 520-12-1 29 1,25 10
ГТК-10-4 (НЗЛ) 76 370-18-1 37 1,25 10
ГТК-16 (УТМЗ) 56 Н-16-56 52 1,25 16
ГТК-16 (УТМЗ) 76 Н-16-76 52 1,25 16
ГТН-16 (УТМЗ) 76 Н-16-76/1.25 52 1,25 16
ГТП-16 (УТМЗ) 76 Н-16-76/1.37 40 1,37 16
ГТН-16 (УТМЗ) 76 Н-16-76/1.44 32 1,44 16
ГТН-25 (НЗЛ) 76 650-21-2 53 1,44 25
ГПА-Ц-6,3 с авиацион- ным двигателем НК-12СГ 5(5 10 1,45 6
П р и м е ч а п и е. УТМЗ — Уральский турбомоторный завод им. К. Е. Вороши-
лова, НЗЛ—Невский машиностроительный завод им. В. И. Ленина.
32
§ 2.4. Расход газа
на собственные нужды КС
В зависимости от расходуемой мощности газотурбинной установки (ГТУ)
и ее к. п. д. расход газа на собственные нужды КС
860УРаб • 24
^с‘ н Qp. нТ]гТУ
(2.14)
где jVpa6 — расходуемая мощность, квт; Qp. н — низшая теплота сгорания
газа, ккал/м3; ijrTy — к. п. д. ГТУ.
В табл. 2.6 даны расходы газа на собственные нужды ГТУ, подсчитанные
по формуле (2.14), в зависимости от к. п. д. агрегатов.
ТАБЛИЦА 2.6
Расход газа на собственные нужды, млн. м3/сутки
Тип агрегата К. п. д. Сжатие
одноступенчатое двухступенчатое тр ех ступенчатое
ГТ-6-750 0,23 0,065 0,13 0,19
ГТК-10 0,28 0,080 0,17 0,26
ГТК-16 0,25 0,160 0,32 0,50
ГТК-25 0,3 — 0,23 —
§ 2.5. Совместная работа нескольких
газопроводов и газопроводов с лупингами
Транспорт большого объема газа осуществляется по многопиточной газо-
транспортной системе, состоящей из нескольких параллельно уложенных
газопроводов. При одинаковом рабочем давлении в газопроводах последние
соединены между собой перемычками, что обеспечивает работу всех ниток
в одном гидравлическом режиме. Наличие перемычек позволяет изменять
схемы газопередачи и обеспечивать ремонтно-восстановительпые работы,
отключая лишь требуемый участок. Тем самым уменьшается объем стравлива-
емого до начала работ газа и сохраняется надежность газоснабжения потре-
бителей.
Объем газа, стравливаемого через свечу для опорожнения газопровода, м’,
лР2Л 293 - /о _
F- 4 Рср Гср2.1)033 (2Л5'
где ТСр — средняя температура стравливаемого газа, °К»
Время опорожнения участка газопровода можно определять по номо-
грамме (рис. 2.4). При значениях т, отличных от приведенных на рис. 2.4,
время опорожнения
0,4
т=т-^7” <2Л6>
где т — время опорожнения газопровода при т = 0,4; т' — новое отношение
сечений.
Пример. Определить время опорожнения участка газо-
провода длиной 6 км из труб 1020 X 11 при диаметре продувоч-
ной свечи 219 X 7, отношении рабочего сечения крана, устано-
вленного на продувочной свече, к сечению продувочной свечи
т = 0,6 и среднем давлении газа на участке 52 кгс/см2.
3 Заказ 156 33
Решение. Отношение внутреннего диаметра магистрального
газопровода к внутреннему диаметру продувочной свечи £>вн/^вн=
= (1020 — 22)/(219 — 14) = 5. По номограмме на рис. 2.4
с учетом условии примера определяем (линия абег), что т =
= 92 мин.
Гидравлический расчет многониточного газопровода сводится к расчету
одной нитки. При одинаковых диаметрах газопроводов пропускная способ-
ность расчетной нитки газопровода определяется как частное отделения общей
пропускной способности системы на количество ниток.
Рио. 2.4, Номограмма для определении времени опорожнения газопровода (для
метана при ^средней температуре Тср = 288° К).
®вн—внутренний диаметр газопровода, мм; <1В11 — внутренний диаметр продувоч-
ной свечи, мм; L—. длина участка газопровода, км; р — давление газа, кгс/см*; т —
время опорожнения газопровода, мин.
Бремя опорожнения указано для двух типов запорных кранов: при отношениях
т рабочего сечения крана к сечению продувочной свечи, равных 0,4 (шкала I) и
0,в (шкала II).
Для определения пропускной способности расчетной нитки многониточ-
ного газопровода, состоящего из ниток разного диаметра (при одинаковых
параметрах и физических свойствах транспортируемого газа), применяется
коэффициент расхода Кр (табл. 2.7)
ЛГр =71/72 (2.17)
где — пропускная способность одной нитки газопровода, млн. м3/сутки;
— то же, другой нитки; Dt, Da'— соответственно диаметры ииток.
Для газопровода, состоящего из нескольких ниток одинаковой длины,
Яр = ЯР1 + £ра+... + Яр„, (2 18)
где Л'рр йГр1, • Кр —коэффициенты расхода отдельных ниток.
34
ТАБЛИЦА 2,7
Коэффициент расхода Кр
Диаметр газО’ провода Dy. мм Диаметр газо- провода Dy, мм S
300 0,050 1200 1,600
350 0,073 1400 2,350
400 0,098 1600 3,310
500 0,180 1800 4,480
700 0,400 2000 5,920
800 0,570 2500 10,500
1000 1,000
Примечание. Таблица составлена при условии, что относитель-
ный расход по газопроводу из труб Dy= 1000 мм принят равным еди-
нице.
Для однониточного газопровода, состоящего из п участков разного
диаметра,
______£i~l~ • • • 4- ___
LJK^ + L^K^ + ...+Ln/К^
(2.19)
Количество газа, перекачиваемое по любой нитке системы газопроводов
<2z = <?o6m^pZ/(^P1+^p2+... + ^p„), (2.20)
где <2общ — количество газа, перекачиваемое по всей системе газопроводов,
млн. м’/сутки; Кр. — коэффициент расхода расчетной нитки; A?pj, KVt, Крп —
коэффициенты расхода остальных ниток, входящих в систему газопровода.
Пример. Определить давление газа в конце участка
многоииточной системы газопроводов длиной 100 км, состоящей
из труб £>у = 700, 800 и 500 мм. Пропускная способность участка
системы газопроводов 40 млн. м3/сутки, давление газа в начале
газопровода 55 кгс/см2.
Решение. Поскольку три нитки газопровода работают
в едином гидравлическом режиме, то газовый поток распреде-
лится по газопроводам в таких количествах, которые обеспечат
одинаковые падения давления по длине газопроводов. Поэтому
давление газа в конце газопровода определяется для одной нитки
любого диаметра, причем предварительно необходимо опреде-
лить количество газа, перекачиваемое по этой нитке. Количество
газа, транспортируемого по трубе Dy = 700 мм, по формуле
(2,20) Q,oo = 40-106- 0,4/(0,18 + 0,4 + 0,57) = 13,9- 10в м»/сутки,
где 0,4 — коэффициент расхода для трубы Z>y=700 (см. табл. 2.7);
0,57 — то же, Dy = 800; 0,18 — то же, Dy ~ 500 мм. Аналогично
определяется количество газа и для остальных труб системы.
Давление газа в конце газопровода определим по формуле
(2.12) для каждого газопровода. При правильном распределении
потока газа по ниткам газопровода давления газа в конце каж-
дого газопровода будут равны.
_ В табл. 2.8 даны соотношения пропускной способности труб различных
диаметров, что упрощает расчет.
3* 35
Диаметр трубы, мм
159 . 219 273 325 377 426 530 030
108 159 219 273 325 377 426 530 630 720 820 920 1020 1220 1420 1620 1820 2020 2520 0,34 1,00 2,31 4,27 0,15 0,43 1,00 1,85 2,92 4,27 5,73 0,08 0,23 0,54 1,00 1,59 2,31 3,10 5,68 0,05 0,15 0,34 0,63 1,00 1,46 1,96 3,59 5,68 8,10 0,04 0,10 0,24 0,43 0,69 1,00 1,34 2,47 3,89 5,55 0,08 0,17 0,32 0,51 0,74 1,00 1,83 2,90 4,13 5,80 7,55 10,20 0,04 0,09 0,18 0,28 0,40 0,55 1,00 1,58 2,25 3,16 4,10 5,59 8,90 0,06 0,11 0,18 0,26 0,35 0,63 1,00 1,42 2,00 2,60 3,53 5,65
§ 2.6. Лупинги
Эффективным
способом увеличения пропускной
способности участка
газопровода является укладка лупингов. На практике встречаются различ-
ные задачи, связанные с необходимостью обеспечения нормального режима
работы существующей КС. Решение таких задач связано с укладкой лупинга.
Длина лупинга к однониточному газопроводу из труб того же диаметра, про-
кладываемого для повышения давления в конце расчетного участка, км,
4 ( Рв — Рк
Пропускная способность участка газопровода, млн. м3/сутки, при соору-
жении лупинга длиной Ьл из труб того же диаметра, что и основная нитка
газопровода, при сохранении того же давления в конце участка, что и до
укладки лупинга,
qi=2q/Vi-3L„/L. (2.22)
Длина лупинга к двухниточному газопроводу нз труб того же диаметра
при увеличении пропускной способности q до заданного значения и при сохра-
нении постоянного давления в конце участка газопровода
KL(q/2)4 -р1+р1
La~ K(g/2)2*-K(g/3)2z (2ЛЗ)
36
ТАБЛИЦА 2.8
Соотношение пропускной способности труб разных диаметров
диаметр трубы, мм
720 820 920 1020 1220 1420 1620 1820 2020 2520
0,04
0,08 0,06
0,12 0,09 0,07 0,05
0,18 0,13 0,09 0,07
0,24 0,17 0,13 0,09 0,06
0,44 0,32 0,24 0,18 0,11 0,07 0,05 0,04
0,70 0,50 0,39 0,28 0,18 0,12 0,08 0,06 0,05
1,00 0,71 0,55 0,40 0,25 0,17 0,12 0,09 0,07 0,04
1,40 1,00 0,77 0,57 0,35 0,24 0,17 0,13 0,09 0,05
1,83 1,30 1,00 0,74 0,46 0,31 0,22 0,16 0,13 0,07
2,48 1,77 1,36 1,00 0,62 0,43 0,30 0,22 0,20 0,10
3,96 2,82 2,17 1,60 1,00 0,68 0,48 0,36 0,27 0,15
5,82 4,15 3,19 2,35 1,47 1,00 0,71 0,52 0,40 0,22
5,84 4,55 3,31 2,07 1,41 1,00 0,74 0,56 0,31
6,08 4,48 2,80 1,91 1,36 1,00 0,76 0,43
8,00 5,92 3,70 2,51 1,79 1,32 1,00 0,56
10,50 6,60 4,48 3,18 2,35 1,78 1,00
Длина лупинга из труб заданного диаметра к однониточному газопроводу
диаметр которого отличен от диаметра принимаемого лупинга,
(2.24)
где Кх и — условные коэффициенты, принимаемые соответственно для
диаметра магистрального газопровода и лупинга.
$ 2.7. Скорость движения
газа в трубопроводе
Скорость движения газа в трубопроводе, м/сек,
OzTcn
w =0,01247 ~ ’ (2.25)
где Q — расход газа, м3/ч; z — коэффициент сжимаемости; ГСр—средняя тем-
пература транспортируемого газа, °К; D — диаметр газопровода, см; рср —
давление в газопроводе, кгс/см2.
С достаточной точностью скорость движения газа может быть определена
по номограмме (рис, 2.5). Для этого следует соединить точки на шкалах давле-
ния и диаметра линией аб, а затем точки на шкалах подачи газа и промежу-
точной (/) линией в». Пересечение линии вг со шкалой скорости дает искомую
37
38
точку д значения скорости. Например, если задаться давлением 45 кгс/см®,
диаметром 100 см, подачей 1250 тыс. м3/ч, то по номограмме скорость движе-
ния газа равна 9,8 м/сек. Расчет по формуле дает близкий результат (при
= 313° К и z = 0,92): w = 0,01247-1250-103-0,92-313Д1002-45) =
=₽9,97 м/сек.
§ 2.8. Температура транспортируемого газа
Средняя по длине подземного газопровода температура транспортиру-
емого газа (формула Шухова), °К,
(~62,6kTDL \
. ч- 10вСрД I rt ох
1 е / ’ (4.М)
q 10«срД
где frp — температура грунта, °К; Та— температура газа в начале участка,
°К; D — наружный диаметр газопровода, мм; L — длина расчетного участка,
Рио. 2.6. Кривые для определения коэффициента теплопро-
водности грунта Л,Гр,
а — талый песок; б — мерзлый песок; • — талая супесь; г —
мерзлая супесь; 9 — талые суглинки; в — мерзлые суглинки.
Объемная масса грунта, кг/м’: 1 — 1800, г — 1600, з —
1400, 4 — 1200.
км’ А — относительная плотность газа; кт — коэффициент теплопередачи
от газа в грунт, ккал/(ма-ч-°C); ср — теплоемкость газа, ккал/(кг- °C); е —
Основание натурального логарифма (2,718).
Температура газа в любой точке подземного газопровода, °К,
в2,в.йтО£
- М(Ти - гГр)/е’«-10,ср~
’-:te=>====-~s==K=~;
39
трубы и в металле трубы не учитывается). При подземной укладке газопро-
вода коэффициент теплопередачи от газа в грунт определяется в зависимости
от теплопроводности грунтов, поэтому
необходимо знать объемную массу и
к^,ккап/(нгч °C) влажность грунтов в зоне укладки газо-
Paa. 2.7. Графив для определения коэффициента теплопередачи kr для заглубленного тру-
бопровода о Оу«= 500 (а), 700 (б), 1000 (в), 1400 (г), 1600 (9), 2000 (е) и 2500 ми (ж).
Коэффициент теплопроводности грунта Ц. , ккал/(и- ч- °C): z — 2,0, г — 1,5, з— 1,0,
4 — 0,5.
заложения газопровода по графику (рис. 2.7) можно определить коэффициент
кг для газопроводов диаметром от 500 до 2500 мм.
При надземной укладке газопровода на опорах температуру газа также
можно определять по формуле Шухова, но с учетом температуры наружного
воздуха. Коэффициент теплопередачи в окружающую среду в этом случае
3720
*т= I1 +0’0035 273)] (Т.+123,6)]0.8, (2.28)
где шв — скорость ветра в расчетный период в районе прохождения трассы
газопровода, м/сек; определяется по СНиП II—А.6—62 или «Справочнику
по климату СССР»; Ts — средняя по длине участка газопровода температура
окружающей среды в расчетный период, °К (летом, зимой или в конкретный
месяц года).
В зависимости от времени года средняя по длине участка газопровода
температура окружающей среды
1,14
J's ср. годср. год + Ягод (2.29)
или
0,137m
^«ср. мес— Гв. ср. мес+ £ Ягод, (2.30)
где Ув. ср. год — среднегодовая, ср. мес—среднемесячная температура воз-
духа, *°К; Ягод— годовая солнечная радиация, ккал/(см2-год);'при окраске
40
газопровода в светлые тона значение 7?год уменьшается в два раза; fcT коэф-
фициент теплопередачи от газа во внешнюю среду, ккалДм -ч- С); т — отно-
шение месячной прямой радиации к годовой сумме, /а.
§ 2.9. Этапы развития газопровода
Оптимальную схему транспорта газа выбирают на перспективную задан-
ную подачу газа, соответствующую полному развитию газопровода. В соот-
ветствии с планом развития газового промысла намечают объем подачи газа
в газопровод по годам, что и определяет этапы развития газопровода. Гидравли-
ческим расчетом на заданную подачу для каждого этапа сооружения газопро-
вода определяют технологическую схему транспорта газа, близкую по технико-
экономическпм показателям к оптимальной или оптимальную. Иногда на
начальных этапах эксплуатации газопровода принимают такую технологи-
ческую схему, которая не обеспечивает минимум приведенных затрат, т. е.
схема транспорта газа на каком-то этапе эксплуатации газопровода не яв-
ляется оптимальной. Однако по мере наращивания подачи с доведением ее
до заданной технологическая схема транспорта газа при полном развитии
подходит к оптимуму.
В практике сооружения газопроводов начальный период их эксплуатации
является бескомпрессорным: строительство и ввод КС отстают от строитель-
ства и ввода линейной части газопровода. В этот период пропускная способ-
ность газопровода зависит как от геометрических параметров самого газопро-
вода, так и от возможного перепада давления в начале и конце газопровода.
При недогрузке газопровода возможен переходный режим течения газа.
В этом случае коэффициент сопротивления трения Хтр находится в функцио-
нальной зависимости от критерия Рейнольдса и от относительной шерохо-
ватости:
Хтр = 0,067 (158/Re + 2X3/d)o.«, (2.31)
где Кэ — эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы,
равная 0,03 мм.
Поэтому при гидравлическом расчете газопровода на пусковой период
следует учитывать особенности режима течения, чтобы правильно определить
ожидаемое давление газа на входе в ГРС потребителей газа. В соответствии
с планом поставки ГПА на КС данного газопровода намечается очередной
этап ввода газопровода с использованием намеченного к поставке оборудова-
ния. В результате сравнения нескольких вариантов гидравлического расчета
с различным размещением КС выбирают тот, который обеспечивает
ТАБЛИЦА 2.9
Изменение пропускной способности в зависимости от количества
сооружаемых КС и схемы их сооружения
Количество сооружае- мых КС, Схема сооружения КС Пропускная способность магистраль- ного галопровода, %
100 Сооружаются все КС 100
50 Сооружается каждая вторая 71
33 Сооружается каждая третья 58
25 Сооружается каждая четвертая 50
20 Сооружается каждая пятая 45
41
максимальную пропускную способность газопровода с полным использова-
нием установленной мощности КС.
В соответствии с этапом развития относительная пропускная способность
магистрального газопровода меняется (табл. 2.9). Увеличение пропускной
способности газопровода находится в прямой зависимости от увеличения уста-
новленной мощности, т. е. от количества сооружаемых КС и ввода ГПА.
Поэтому этапы^развития газопровода согласуются со сроками поставки^ ГПА.
Л 2*19> Охлаждение газа на КС
Транспорт больших потоков газа по трубопроводам диаметром 1200—
1400 мм характеризуется низкой теплоотдачей в окружающую среду. Тепло,
возникающее при компримировании, сохраняется в газовом потоке. Если не
предусмотреть охлаждения газа на КС, то вследствие незначительного умень-
шения температуры газа на участке будут расти температурный потенциал,
ухудшаться режим работы КС, непроизводительно расходоваться установлен-
ная мощность, увеличиваться расходы газа на собственные нужды ГТУ.
Кроме того, изоляция, наносимая на газопровод для предотвращения корро-
зии стенок труб, рассчитана на определенную температуру размягчения
мастики, и превышение этой температуры недопустимо. Применение охлажде-
ния компримируемого газа до 40—50° С улучшает режим эксплуатации газо-
провода и КС, создает нормальный режим для изоляционного покрытия газо-
провода и способствует некоторому увеличению пропускной способности
газопровода.
Существенного увеличения пропускной способности газопровода можно
достигнуть более глубоким охлаждением газа при сооружении на газопроводе
специальных холодильных установок. Проблеме транспорта охлажденного
газа в настоящее время уделяется большое внимание.
При расчете газопровода на прочность учитывается допустимый для дан-
ного газопровода температурный перепад от температуры наружного воздуха
в период сварки последнего стыка до максимально возможной температуры
газа в летний период. Допустимый температурный перепад определяется
по формулам ВНИИСТ. Как правило, для газопроводов из труб Пу ~ 1200 4-
-4- 1400 мм расчетный температурный перепад составляет около 60° С, поэтому
в центральных районах страны достаточно охлаждение газа до 40—50° С,
считая что монтаж осуществляется при температуре наружного воздуха
—20 4----10° С. На КС газопроводов, прокладываемых в зоне распростране-
ния многолетнемерзлых грунтов, осуществляется более глубокое охлаждение
газа, так как при подземной укладке газопровода среднегодовая температура
газа не должна превышать среднегодового значения температуры грунта.
§ 2.11. Основные параметры
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов
К основным параметрам магистрального нефте- и нефтепродуктопровода
относятся подача, диаметр, пропускная способность, рабочее давление на
НПС, их количество и расстояния между ними. В зависимости от диаметра
трубопровода магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяют
на четыре класса:
I класс Условный диаметр «выше 1000 мм
II класс От 1000 до 500
III класс Менее 500 до 300
IV класс Менее Э00
Расчетную подачу принимают на основании задания на проектирование,
«вставленного в соответствии со схемой развития трубопроводов, а по крупным
и сложным магистральным трубопроводам также на основе утвержденного
ТЭО, которое должно являться составной частью задания. Подача трубопро-
42
вода определяет планируемый объем перекачки нефти или нефтепродуктов
в заданном направлении. По ней выполняются выбор диаметра трубопровода,
основного насосного оборудования, качественной (по допускаемому давлению)
характеристики труб, определяется количество НПС, требуемое для перекачки
заданного объема нефти или нефтепродуктов, и предварительно намечаются
пункты их размещения по трассе трубопровода.
* После выбора с учетом реальных местных условий площадок для строи-
тельства НПС и уточнения трассы последующим расчетом выявляется пропуск-
ная способность трубопровода при полном числе НПС, определяющая факти-
чески возможный объем перекачки нефти или нефтепродуктов. Пропускная
способность должна определяться также по этапам ввода в действие НПС,
принимаемым с учетом планируемого роста подачи нефти или нефтепродуктов
в заданном направлении. Увеличение пропускной способности трубопровода
путем поэтапного ввода НПС более рационально осуществлять при их четном
числе, позволяющем увеличивать объем перекачки в одинаковом размере по
всему трубопроводу. Наибольшая эффективность достигается при количестве
НПС, кратном четырем, при котором удвоение их числа позволяет увеличи-
вать пропускную способность трубопровода на всем протяжении примерно
в 1,5 раза.
Расчетная удельная (суточная или часовая) подача нефти или нефтепро-
дуктов по магистральному трубопроводу численно равна заданной годовой
подаче, деленной на расчетное время работы трубопровода в течение года,
которое е учетом остановки на ремонты должно приниматься равным 350 дням
или 8400 ч. Суточная подача, т/сутки,
Г.дСут = ^/350; (2.32)
часовая подача, м3/ч,
9час = <?Л8400р), (2.33)
где’^ — заданная годовая подача, т/год; р — плотность'нефти или нефтепро-
дукта, т/м3.
Расчетная суточная подача должна быть обеспечена в холоднее время
года.
Выбор наивыгоднейшего диаметра трубопровода решается путем сопоста-
вления нескольких вариантов экономических расчетов, составленных по
укрупненным показателям для различных конкурирующих диаметров. Число
таких вариантов должно быть не менее трех. При выборе оптимальных пара-
метров можно руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.10 и 2.11.
ТАБЛИЦА^. 10
Показатели трубопроводов
Нефтепроводы Нефтен родуктопроводы
Наружный диаметр, мм Рабочее давление, кге/см’ Подача, млн. т/год Наружный диаметр, мм Рабочее давление, кге/см’ Подача, млн. т/год
530 54—65 6-8 219 90—100 0,7—0,9
630 52-62 10-12 273 75—85 1,3-1,6
720 50—60 14-18 325 67—75 1,8-2,2
820 48-58 22-26 377 55-65 2,5-3,2
920 46-56 32-36 426 55—65 3,5—4,8
1020 46—56 42—50 530 55—65 6,5—8;5
1220 44—54 70—78
nnn-J1 р и меч ан и а. 1. Оптимальные параметры определены для труб с пределом
нгс/мм*. 2- Приведенные данные не исключают поверочного техяико-акономн-
расчета трубопровода для заданной нагрузки с учетом конкретных условий его
пп7«.7Хельства и вксплуатации. Указанный расчет обязателен для выбора диаметра трубо-
провода, если заданная подача выходит ва пределы рекомендуемых величин
43
ТАБЛИЦА 2.11
Рекомендуемые скорости движения нефти и нефтепродуктов
в магистральных трубопроводах
Диаметр трубо- провода, мм Скорость дви- жения, м/сек Диаметр трубо- провода, мм Скорость дви- жения, м/сек
219 1,0 630 1,4
273 1,0 720 1,6
325 1,1 820 1,9
377 1,1 920 2,1
426 1,2 1020 2,3
530 1,3 1220 2,7
Диаметр трубопровода, м,
Я = 0,0188 /дчас/ш, (2.34)
где w — скорость движения жидкости, м/сек, ориентировочно принимаемая
по табл. 2.11.
Полученный диаметр приводится в соответствие с сортаментом труб, вы-
пускаемых промышленностью. Подбираются дополнительно два ближайших
диаметра 2?! и jDt, которые удовлетворяют неравенству 2)j < D < 2)а. По каж-
дому варианту производится полный гидравлический расчет и определяются
все основные параметры трубопровода. По выявленным основным параметрам
конкурирующих диаметров трубопровода производятся технико-экономиче-
ские расчеты капитальных вложений на строительство, эксплуатационных
расходов и определяются приведенные затраты. Диаметр трубопровода, соот-
ветствующий минимальным приведенным затратам, является оптимальным.
§ 2.12. Методика гидравлического расчета
магистрального трубопровода
Перекачка одного сорта нефти или нефтепродукта.”5 Гидравлическим
расчетом магистрального трубопровода определяют его пропускную способ-
ность, число НПО, давление на станциях, напор основных магистральных
насосов. Одновременно с гидравлическим расчетом выбирают насосное обору-
дование НПО. Исходными данными для выполнения гидравлического расчета
магистрального трубопровода являются:
— расчетная удельная подача трубопровода;
— диаметр трубопровода;
— расчетное давление, определяемое несущей способностью применяемых
труб и параметрами насосного оборудования;
— физические параметры нефти или нефтепродукта (температура, кине-
матическая вязкость, плотность) (табл. 2.12, [14]).
Температуру и вязкость нефти в нефтепроводе принимают с учетом на-
чальной температуры нефти на головной станции, а также тепловыделений
в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт в хо-
лодное время года. Температуру нефтепродуктов принимают равной темпера-
туре грунта на уровне осп трубопровода в холодное время года.
Число НПС магистральных трубопроводов
iL + M
= Яр-ДЙ
(2.35)
где i — гидравлический уклон в трубопроводе, м/км; L — длина трубопро-
вода, а при наличии перевальной точки — расстояние до нее, км; AZ — раз-
ность отметок начала и конца трубопровода, м; Яр — расчетное давление
44
в магистральном трубопроводе, соответствующее несущей способности труб,
м ст. жидкости; Ай — дополнительный напор, слагаемый из потерь в комму-
никациях станций и величины передаваемого давления, требуемого для
обеспечения работы основных насосов без кавитации, м. ст. жидкости.
Гидравлический уклон в трубопроводе, м/км,
л ю2
l~~d* ~2g* (2-36)
где А. — коэффициент гидравлического сопротивления; d — внутренний диа-
метр трубопровода, м; w — скорость движения жидкости в трубопроводе
м/сек; g— ускорение свободного падения, раввое 9,81м/сек2.
Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима движе-
ния жидкости по трубопроводу, который в свою очередь определяется крите-
рием Рейнольдса Re = wdlv (у — кинематическая вязкость перекачиваемой
жидкости, м2/сек).
Коэффициент гидравлического сопротивления: при Re 2040, характе-
ризующем ламинарный режим движения жидкости, К — 64/Re; при 2040 </
Re </ 2800, характеризующем переходный режим от ламинарного к турбу-
лентному, Л = (0,16Re 13)-10-4; при Re £> 2800, характеризующих тур-
булентный режим движения жидкости, по формулам, приведенным в табл .2.13,
в зависимости от предельных значений критерия Рейнольдса.
Дополнительный напор Ak в формуле (2.35) следует принимать по
табл. 2.14. По полученному расчетом гидравлическому уклону расстановка
НПС производится графически на сжатом профиле трассы с последующей
аналитической проверкой. При расстановке станций необходимо стремиться
к возможно более равномерному распределению давлений по всем станциям
трубопровода при одновременном соблюдении требований о расположении
НПС па площадках с благоприятными геологическими условиями, а также
возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам,
источникам энергоснабжения и водоснабжения.
После уточнения расположения ППС дополнительным расчетом уточ-
няются требуемое давление и величины дифференциального напора основных
насосвых агрегатов по станциям. При этом расчеты должны производиться
по участкам трубопровода с построением совмешеппых характеристик участ-
ков трубопроводов и насосов соответствующих им НПС. Требуемое давление
на станцпи за регулятором давления, м ст. жидкости, при^ работе на следу-
ющую промежуточную станцию
= i L -! AZ + hHar Д- йвс + Не(2.37)
где Лнаг — потери напора в трубопроводе данной станции от регуляторов
давления до магистрального трубопровода, м ст. жидкости; Лве — потери
напора в трубопроводах последующей станции от магистрального трубопро-
вода до входного патрубка первого основного насоса, м ст. жидкости; Нв —
подпор к основному насосу, обеспечивающий бескавитацпонную работу,
определяемый расчетом его всасывающей способности, исходя из каталожных
данных цо допустимому кавитационному запасу, вязкости и упругости паров
перекачиваемой жидкости, а также абсолютной отметки установки насоса,
и ст. жидкости; при работе на перевальную точку
Ист = i AZ "4" ^0, (2.38)
где £ — длина трубопровода от станции до перевальной точки, км; 10 —
запас напора на перевальную точку, м ст* жидкости; при работе на емкость
следующей станции
/7ст = AZ-|-агЛ ^Zp, (2,39)
где h — потери напора во внешних технологических трубопроводах станции
емкостью от магистрального трубопровода до наиболее удаленного
45
Нефтедобывающий район Относительная плот- ность при 20° С Pt0
Северные районы европейской
Коми АССР Пермская область Удмуртская АССР Башкирская АССР Татарская АССР 0,8225—0,8490 0,8022—0,9596 0,8535—0,9213 0,8460-0,9181 0,8460—0,9100
Среднее и Нижнее
Куйбышевская область Оренбургская область Саратовская область Волгоградская область Астраханская область и Калмыцкая АССР 0,7904—0,8820 0,8088—0,9331 0,8195—0,8465 0,7980—0,9233 0,7628—0,8787
Азербайджанская ССР
Дагестанская АССР
Чечено-Ингушская АССР
Ставропольский край
Краснодарский край
Молдавская ССР
Украинская ССР
Белорусская ССР
Литовская ССР
Калининградская область
Казахская ССР
Узбекская ССР
Туркменская ССР
Западная Сибирь
О. Сахалин
Кавказ и западные районы
0,7855—0,9205
0,8023—0,8859
0,7980—0,8622
0,8031—0,8619
0,7710—0,9383
0,9414
0,8045—0,8780
0,8252—0,8733
0,8071—0,8146
0,8298—0,8364
Восточные
0,8126—0,9083
0,8148—0,8893
0,8580
0,8151—0,8998
0,8439-0,8809
Примечание. Физико-химическая характеристика нефтей, подлежащих перекачке
46
ТАБЛИЦА 2.12
Характеристика нефтей
Кинематическая вязкость, ест, при (=-20° С Температура за- стывания, °C Содержание, %
от До парафина серы
части СССР и Урала
6,20—13,76 -10 -40 1,45—7,90 0,22—1,11
4,28—161,80 —13 —60 2,04—10,40 0,37—3,40
8,14-163,30 -20 -43 2,70—7,00 1,90—3,44
6,70—89,80 —21 —70 2,10—6,80 1,30—4,53
8,70—98,30 -30 -52 3,50—5,10 1,40-3,50
Поволжье
2,58-27,12 9 -34 2,90—10,20 0,20—2,34
4,27-57,41 —15 -56 1,86-7,08 0,48—4,87
5,35—36,27 0 16 6,60—10,40 0,24—0,47
3,01-163,33 —4 -60 0,80—8,50 0,04—1,07
1,39-13,54 30 -40 3,80—26,00 0,13-1,68
европейской части СССР
1,48—203,00 20 -50 0,30-14,70 0,07—0,40
10,41—48,64 24 13 5,70—25,50 0,13—0,25
3,12—21,36 18 -16 4,00—13,60 0,07-0,34
5,36—11,66 (v”>) 29 4 6,50—23,60 0,03—0,23
1,60-310,30 3 -54 0,50—8,30 0,12—0,60
351,50 (v®o) -20 0,03 0,85
3,21—22,10 24 -25 1,20—17,50 0,10—0,70
13,67—94,22 14 -34 6,03—9,51 0,31—1,03
5,49-8,47 4 -29 6,40—7,80 0,02-0,04
8,93—10,97 -5 —10 4,36—6,17 0,20-0,22
районы СССР
5,44—202,60 34 -60 0,50—20,10 0,20—1,25
1,97-24,83 -5 —37 0-4,43 0,07-2,14
8,60 (v6o) — 4 6,45 0,27
3,94-65,56 —2 — 52 1,18-3,60 0,17—2,06
4,47—16,64 —30 —60 1,70—3,10 0,10—0,36
Вефтепроводу, уточняется в нефтедобывающем районе до начала проектирования.
47
ТАБЛИЦА 2.13
Формулы для определения коэффициента
гидравлического сопротивления при Re>2800
Наружный диа- метр труб, мм 0,3134 * кео»>» при Re до В + Reo,i* при Re до Коэффициент В
108 6 000 400 000 0,0180
159 10 000 700 000 0,0164
219 13 000 1 000 000 0,0157
273 16 000 1 200 000 0,0151
325 18 000 1 600 000 0,0147
377 28 000 1 800 000 0,0143
426 56 000 2 500 000 0,0134
530 73 000 3 200 000 0,0130
630 90 000 3 900 000 0,0126
720 100 000 4 500 000 0,0124
820 110 000 5 000 000 0,0123
920 115 000 5 500 000 0,0122
1020 120 000 6 000 000 0,0121
1220 125 000 6 800 000 0,0120
Примечания. 1. При Re, больших указанных в таблице, коэффициент гидра-
влического сопротивления остается постоянным. 2. Расчетные формулы соответствуют
условиям применения цельнотянутых труб диаметром до 377 мм со средней абсолютной
шероховатостью 0,125 мм и сварных труб диаметром от 426 мм со средней абсолютной
шероховатостью в,100 мм.
ТАБЛИЦА 2.14
Дополнительный напор в зависимости от расчетной удельной подачи
Подача, м’/ч 1250 2500 3600 5000 7000 10 000 12 000
Д/г, м ст. жидкости 40 45 50 55 60 80 100
резервуара, м ст. жидкости; AZp — разность отметок максимального залива
резервуара и магистрального трубопровода рассматриваемой станции
с емкостью, м.
Потери напора во внешних технологических трубопроводах НПС, м ст.
жидкости,
h4-Л.м. с+ AZ4'^ск, (2.40)
где /гтр — потери напора на трение; Лм, е — потери напора в местных сопро-
тивлениях; Лек — потери скоростного напора.
*тр = *Ь. (2.41)
„ ы2
^м. с = ёф 2g * (2.42)
где J — коэффициент местного сопротивления для турбулентного режима,
принимаемый по табл. 2.15 и рис. 2.8—2.12; ц — поправочный коэффициент
для ламинарного режима, принимаемый ио рис. 2.1.3; ш — скорость в трубе
за местным сопротивлением (по ходу жидкости), м/сек.
48
Рио. 2.8. Зависимость коэффициента £ от
отношения ?g/?c для тройнипа с поворо-
том.
Рис. 2.9. Зависимость коэффвциента } от
отношения ?q/?c для тройника иа проход.
Рис. 2.11. Зависимость коэффи-
циента £ от отношения h /D для
прикрытой задвяжки.
Рио. 2.10. Зависимость воэффи-
цнента £ от отношении wn/we
для тройника.
Рие. 2.13. Зависимость коэффициента <р от Не при ламинарном
режиме.
;аказ 156
49
ТАБЛИЦА 2.15
Продолжение табл. 2.15
Местное сопротивление Схема 5
фильтр односетчатый для светлых 1,50
нефтепродуктов ~ То же, для нефтей 2,00
То же, для темных нефтепродуктов 3,00
ТАБЛИЦА 2.16
Коэффициент местного сопротивления £
линзового (волнистого) компенсатора в зависимости от Dy
ку. ММ 50 100 200 300 400 500 600 700
6 1,7 1,6 1,6 1,8 2,1 2,3 2,5 2,7
Суммарный дифференциальный напор рабочих насосных агрегатов НПС,
м ст. жидкости,
7/нас = 77ст + ^нас— йподп, (2.43)
где iHac— потери напора на местные сопротивления от нагнетательного
патрубка первого насоса до выхода из регуляторов давления, м ст. жидкости;
Лподи— передаваемый напор с предыдущей станции на всасывание первого
насоса, значение которого должно быть не менее требуемого для бескавита-
ционной работы насоса, м ст. жидкости.
При передаче подпора с перевальной точки
йподн=^^— /Z—ЛвеН-Ю, (2.44)
где AZ — разность отметок перевальной точки и данной станции, м; I — длина
трубопровода от перевальной точки до данной станции, км.
Если расчетный дифференциальный напор станции меньше напора, созда-
ваемого выбранными насосами, то во избежание непроизводительных затрат
на гашение избыточного напора станции необходимо применить обрезку
рабочих колес насосов. При последовательном соединении дифференциальный
напор каждого насоса определяется делением суммарного дифференциаль-
ного напора НПС на число рабочих насосных агрегатов; при параллельном
соединении равен суммарному дифференциальному напору НПС.
Последовательная перекачка. Добываемые пефти в одпом и том же районе
нефти иногда имеют разные технические характеристики, по которым не всегда
Допустимо их смешение при приеме с промыслов и перекачке потребителям.
В этом случае требуется организация раздельной последовательной пере-
качки нефтей по одному трубопроводу с соблюдением требований по сохране-
нию качества в пределах, установленных техническими нормами. При пере-
качке нескольких нефтепродуктов в одном направлении должна предусма-
триваться перекачка их последовательно по одному магистральному нефтепро-
Дуктопроводу с минимальным понижением их качества.
к. ’ Последовательную перекачку нефтей и нефтепродуктов следует вести
с применением разделителей, предусматривая для их пуска и приема на НПС
соответствующие устройства. Допускается последовательная перекачка при
непосредственном контакте до окончательной проверки работы разделителей
в практических условиях эксплуатации. При этом могут применяться буфер-
НЫе партии вспомогательного нефтепродукта, близкого по технической
4* 51
характеристике к основным нефтепродуктам или другой жидкости, если это-
вызывается необходимостью осуществления контроля последовательной
перекачки или экономически целесообразно для сокращения потерь от сме-
шения. Число циклов последовательной перекачки определяется технико-
экономическими расчетами. При проведении предварительных расчетов
рекомендуется принимать от 52 до 72 циклов в год для нефтепроводов и от
24 до 35 циклов в год для нефтепродуктов.
Сброс нефтепродуктов на путевых пунктах должен производиться без
остановки работы трубопровода во избежание излишнего образования смеси.
Прием смеси осуществляется на конечных НПС магистральных трубопрово-
дов, для чего на них устанавливаются аппаратура автоматического переклю-
чения резервуаров для разделения смеси и необходимые резервуары. Объем
их определяется количеством смеси, поступающей за одпн цикл перекачки.
Для реализации смеси путем подмешивания ее к пефтям или нефтепродук-
там с запасом качества рекомендуется иметь несколько резервуаров для выде-
ления основных сортов с небольшой примесью смежных сортов от смеси с боль-
шой взаимной концентрацией, реализация которой затруднительна. Объем
смеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефтей
или нефтепродуктов, м3, определяется из формулы
lg Vcm = lg VTp-0,41g (L!d) + C, (2.45)
где Vcm — объем смеси, м3; FTp— объем трубопровода, м3; L — длина трубо-
провода, м; d — внутренний диаметр трубопровода, м; С — коэффициент,
зависящий от среднего значения числа Рейнольдса для смежных, последова-
тельно перекачиваемых нефтепродуктов (табл. 2.17).
ТАБЛИЦА 2.17
Коэффициент С в зависимости от числа Рейнольдса
(при пределах симметричных концентраций 98—2%)
Не, 10s с не, 103 с
2,3 1,07 20 0,35
2,5 0,96 50 0,22
3,0 0,84 100 0,16
5,0 0,65 500 0,08
10,0 0,48 1000 0,07
Для контроля концентрации смеси на всех промежуточных НПС, распола-
гающих резервуарами, и на наливных станциях магистральных нефтепродукто-
проводов должны предусматриваться соответствующие приборы контроля
концентрации смеси. Анализ нефтей и пефтепродуктов проводится в лабора-
ториях, которые располагаются на наливных и на головных ППС.
Гидравлический расчет магистрального трубопровода прн последователь-
ной перекачке нефтепродуктов ведут на основании следующих исходных рас-
четных данных:
— загрузки трубопровода (общей и по каждому продукту в отдель-
ности);
— температуры нефтепродуктов, принимаемой для условий перекачки
в зимнее время;
— кинематической вязкости и плотности нефтепродуктов;
— цикличности перекачки;
— диаметра трубопровода (на основании предварительных технико-эко-
номических расчетов по выбору оптимального диаметра).
52
Объем перекачки за цикл определяют путем деления заданной годовой
нагрузки на количество циклов. Здесь же определяют, будет ли иметь место
сквозная перекачка по каждому продукту в отдельности.
§ 2.13. Всасывающая способность
центробежных насосов
при перекачке нефти и нефтепродуктов
Всасывающую способность пасоса характеризует абсолютное давленпе
во всасывающем патрубке, гарантирующее работу без кавитации. Отрица-
тельное значение всасывающей способности указывает на необходимость
создания подпора к насосу. Всасывающая способность насосов, м ст. жидко-
сти, Для условий перекачки нефти и нефтепродуктов с учетом пх вязкости
и упругости паров
Нд = Яс/у—Яу/у + —ДА доп. н» (2.46)
рде#б — давление на свободную поверхность перекачиваемой жидкости, атмо-
сферное давление, м вод. ст.; Ну — упругость паров нефти или нефтепродук-
тов при расчетной температуре перекачки, м вод. ст.; и>вх — скорость во вход-
ном патрубке насоса, м/сек; ДАдоп, в— допустимый кавитационный запас,
гарантирующий работу насоса на нефти и нефтепродукте без кавитации,
м ст. жидкости; у — удельный вес нефти или нефтепродуктов, кгс/и®.— ?
Атмосферное давление на свободную поверхность перекачиваемой жидко-
сти, м вод. ст., в зависимости от абсолютной отметки насоса
Яб = 10,3—0,00122,
(2.47)
где 2 — абсолютная отметка насосной, м.
При отсутствии данных об абсолютной отметке насосов для невысокогор-
ных районов 11$ следует принимать не более 10 м вод. ст. Упругость паров
следует принимать по данным лабораторных исследований при соотношении
паровой и жпдкой фаз, близком к нулю. В случае отсутствия лабораторных
данных упругость паров, м вод ст.,
ЯУ=[Я₽ (1,558 + 0,0063/)] -0,0136, (2.48)
где Яу — давление насыщенных паров по Рейду при температуре перекачки,
мм рт. ст.; t — температура перекачиваемой жидкости, °C.
Допустимый кавитационный запас центробежного насоса прп перекачка
нефти пли нефтепродуктов, м ст. жидкости,
(2.49)
ДА доп. н — ДАдоп — 1,1а (ДЯ/ Кр — б А
гДе ДДдОП — допустимый кавитационный запас насоса, м, принимаемый по
рабочей характеристике насосов при работе на воде; ДЯ< Кр — термодипамиче-
ская поправка к величине критического кавитационного запаса, определяемая
по графику (рис. 2.14) в зависимости от упругости паров, м ст. жидкости;
°А? — изменение кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости,
И СТ. жидкости.
_ При отсутствии рабочей характеристики насоса допустимый кавитациои-
НЫи запас насоса, м,
ДАдоП--Ю,3----------------------------Ядоп. ВС,
(2.50)
Гдп 7/ >
Логу) доп'пс — вакуумметрическая высота всасывания насосов (по ката-
53
Изменение кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости,
м ст. жидкости,
и>2
6hr = l~^-t (2.51)
где $ — коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке
насоса, определяемый по графику (рис. 2.15) в зависимости от критерия
Рейнольдса.
Рис. 2.14. Зависимость термодинамической
поправки ЛН( кр к кавитационному запасу
от упругости паров.
Рис. 2.15. Зависимость коэффициента
гидравлического сопротивления £ во
входном патрубке насоса от критерия
Рейнольдса.
При критериях Рейнольдса от 100 000 и выше влияние вязкости на вели-
чину кавитационного запаса не учитывается.
§ 2.14. Мощность электродвигателей
центробежных насосов
и расход электроэнергии на НПС
Мощность, потребляемая насосами, квт,
Лп = е&р/(367г]), (2.52)
где Q — расчетная подача насоса, м3/ч; П — расчетный напор насоса, м ст.
жидкости; р — плотность перекачиваемой жидкости, т/м3; ц — к. п. д. насоса.
Расчетная подача и напор насоса, а также соответствующий им к. п. д.
должны приниматься по совмещенной характеристике трубопроводов и насоса
с учетом поправочных коэффициентов на вязкость перекачиваемой жидкости,
характеризующих влияние вязкости на уменьшение подачи, напора и к. п. д.
насоса. Значения поправочных коэффициентов к подаче (кд), напору (кд)
и к. п. д. (А^) следует принимать по табл. 2.18 в зависимости от критерия
Рейнольдса, который для насосов записывается в виде
Re = 146(?/(v/P^),
(2.53)
54
е л — расчетная подача насоса, принимаемая одинаковой для насосов оди-
нарного и двойного всасывания, м3/ч; v — кинематическая вязкость жидкости,
см2/сек; Р2 и В2 — соответственно внешний диаметр и ширина лопатки рабо-
„„го колеса на внешнем диаметре (табл. 2.19 и 2.20).
,еГ ТАБЛИЦА 2.18
Поправочные коэффициенты к подаче, напору и к. п. д.
в зависимости от числа Рейнольдса насосов
Re kQ hH Ч Re hQ И
100 0,360 0,514 0,090 5 000 0,974 0,990 0,828
200 0,562 0,686 0,240 6 000 0,984 0,995 0,840
300 0,661 0,722 0,328 7 000 0,990 0,998 0,865
400 0,724 0,812 0,380 8 000 1,000 1,000 0,875
500 0,766 0,835 0,426 , 9 000 — 0,885
600 0,800 0,862 0,474 10 000 — — 0,894
700 0,818 0,875 0,506 20 000 — — 0,950
800 0,830 0,892 0,530 30 000 — — 0,972
900 0,845 0,900 0,562 40 000 — — 0,982
1000 0,860 0,908 0,585 50 000 — 0,990
2000 0,928 0,960 0,708 60 000 — 0,995
3000 0,951 0,975 0,778 70 000 — 0,998
4000 0,965 0,988 0,805 80 000 — — 1,000
ТАБЛИЦА 2.19
лопаток В2 рабочих колес
магистральных насосов
Внешний диаметр Р2 и ширина
Марка насоса Подача Q, м’/ч Dt, см В2, см
НМ 125-550 125 26,4 1-,6
НМ 360-460 360 30,0 2,4
НМ 500-300 500 30,0 2,8
НМ 1250-260 1 250 44,0 2,6
875 41,8 2,6
НМ 2500-230 2 500 43,0 3,6
1 750 40,5 3,8
1 250 42,5 2,6
НМ 3600-230 3 600 45,0 4,1
2 520 43,0 4,3
• 1800 45,0 2,9
НМ 5000-210 5 000 45,0 6,9
3 500 43,0 7,2
2 500 46 0 2,8
НМ 7000-210 7 000 46,5 6,1
4 900 47,5 4,9
3 500 45,0 5,2
НМ 10000-210 10 000 47,5 6,6
7 000 49,6 5,7
5 000 46,5 5,8
Примечание. Различные значения подачи для насоса одной марки приведены
Ши случаев установки различных роторов (с номинальными размерами ротора 0,7 Q и
Ротора 0,5 Q), обеспечивающих 100-, 70-и 50%-ную подачу (от номинального значения,
приведенного в марке насоса).
55
ТАБЛИЦА 2.20
Внешний диаметр Р2 н ширина лопаток рабочих колес
подпорных насосов
Марка насоса Подача, м’/ч Di, см Вг, см
бНДс 300 24,2 3,1
бНДв 325 40,5 2,4
8НДв 500 52,5 3,1
12НДс 900 46,0 6,3
14НДс 1080 54,0 6,7
18НДс 1980 70,0 8,4
НМП 2500-74 2500 69,0 7,3
НАШ 3600-78 3600 72,5 7,1
НМП 5000-90 5000 82,0 7,4
Поправочные коэффициенты на вязкость к подаче и напору насосов при
Re 8000 и к. п. д. при Re 800 000 не учитываются. Предельноезначение
Рис. 2.16. График границ продольной вязкости, выше
которой следует учитывать уменьшение подачи и напора
(шкала /) и уменьшение н. п. д. насосов (шкала II).
Насосы: 1 — магистральные: 2 — подпорные.
вязкости, см2/сек, при котором следует учитывать поправочные коэффициенты
к расходу и напору насосов,
v = l,85.lO-a^//D^; (2.54)
к к. и. д. _____
v^=1,85- (2.55)
Предельные значения вязкости, выше которой следует учитывать умень-
шение подачи, напора к к. к. д. магистральных и подпорных насосов, приве-
дены на графиках (рис. .16).
Мощность влектродвигателеб к центробежным насосам, кит.
А „д — Л’лАв. (2.56)
где к3 — коэффициент запаса. считывающий возможные отклонения
фактического режима рабо<ы насосов от расчетною, при потребляемой МОП!"
56
«лети электродвигателей до 500 квт следует принимать к3 = 1,15,
500 квт — 1,10.
/ Годовые расходы электроэнергии на работу НПС должны определяться
по нормам расхода электроэнергии, топлива и воды на магистральных нефте-
п нефтеиродуктопроводах. Для случаев, не предусмотренных нормами, годо-
вой расход электроэнергии на перекачку нефти или нефтепродуктов, квт- ч,
lVr = G^cp" 1,03/(367г|нГ|»л)-J-lVc, и, (2.57}
где q — расчетная подача, т/год; Яср — средний напор насосной, определя-
емый с учетом колебаний подачи в зависимости от сезонного изменения вяз-
кости перекачиваемой жидкости, м ст. жидкости; 1,03 — коэффициент, учи-
тывающий возможные отклонения фактического напора насосов (ГОСТ
12124—74); Ян — средний к. п. д. насосов; г]иЛ — к. п. д. электродвигателей
магистральных насосов; 7VC. н — расход электроэнергии на собственные-
нужды перекачивающей станции, квт- ч/год.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Айзенштейн М. Д. Центробежные насосы для нефтяной промышлен-
ности. М., Гостоптехиздат, 1957. 363 с.
2. Бурных В. С. О скорости движения газа в магистральных газопро-
водах и очистных аппаратах. — «Газовая пром-сть», 1964, № 5, с. 41—42.
3. Вольский Э- Л., Константинова И. М. Режим работы магистраль-
ного газопровода. Л., «Недра», 1970. 167 с.
4. СН 202—76. Временная инструкция по разработке проектов и смет
для промышленного строительства. М., Стройиздат, 1970. 65 с.
5. Губин В. Е., Новоселов В. ф., Тугунов И. И. Типовые расчеты при
проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов. М.,
«Недра», 1968. 154 с.
6. Зарембо К. С. Справочник по транспорту горючих газов. М., Гостоп-
техиздат, 1962. 888 с.
7. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям.
Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Машиностроение», 1975. 559 с.
8. Нефти СССР. Справочник в 4-х т. Т. 2, 3. М., «Химия», 1972. 391
и 616 с.
9. Новые нефти восточных районов СССР. Справочник. М., «Химия»,
1967. 670 с.
10. Проектирование, эксплуатация и ремонт пефтепродуктопроводов.
М., «Недра», 1965. 410 с. Авт.: В. С. Яблонский, В. Ф. Новоселов, В. Б. Га-
леев, Г. 3. Закиров.
11. Смирнов А. С., Ширковский А. И. Добыча и транспорт газа. Учеб,
пособие. М., Гостоптехиздат, 1951. 557 с.
12. Стаскевич Н. Л. Справочное руководство по газоснабжению. Л.,
Гостоптехиздат, 1960. 875 с.
13. СНиП II—А. 6—72. Строительная климатология и геофизика. М.,
Стройиздат, 1973. 320 с.
14. Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник.
М., «Химпя», 1971. 414 с.
15. Черникин В. И- Сооружение и эксплуатация нефтебаз. Изд. 2-ег
перераб. и доп. М., Гостоптехиздат, 1955. 522 с.
Глава 3
ВЫБОР ТРАССЫ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
§ 3.1. Общие сведения
В § 1.6 указывалось, что в задании на проектирование должны быть
указаны начальная и конечная точки магистрального трубопровода. Они
определяются при выборе головных сооружений на нефтяном пли газовом
промысле расположением нефтеперерабатывающего завода, местом отвода
от крупной магистральной системы и конечным пунктом (крупным потребите-
лем, заведом, морским перевалочнмм портом и т. д.). Начальная и конечная
точки магистральных трубопроводов выявляются на первых стадиях проекти-
рования: при разработке генеральных схем отрасли, при составлении ТЭО
для крупных трубопроводных систем. Это кропотливая, многовариантная,
с большим количеством исследований технико-экономического характера за-
дача. Для определенной годовой подачи трубопровода проводят гидравличе-
ский расчет: определяют диаметр трубы, рабочее давление, местоположение
НПС и КС. Одпако этот расчет носит предварительный характер, он уточ-
няется после выбора оптимальной трассы трубопровода и сопоставления тех-
нико-экономических показателей различных вариантов по диаметру труб,
рабочему давлению и другим параметрам.
Оптимизация трассы трубопровода между заданными точками может быть
проведена по различным критериям. Наиболее общим, универсальным, кри-
терием являются суммарные приведенные затраты. Этот критерий позволяет
отыскать вариант трассы, по которому транспорт продукта (газа, нефти, нефте-
продукта и т. д.) от начальной точки А до конечной точки В потребует мини-
мальных капитальных и эксплуатационных затрат. Частными критериями опти-
мальности являются: 1) минимум металловложений (кратчайшая трасса);
2) минимум трудовых затрат при сооружении трубопровода (прохождение
трассы по участкам местности, где прокладка требует меньших трудовых
затрат); 3) минимальный срок строительства (сооружение нового трубопро-
вода вдоль действующих, где уже есть ряд вспомогательных сооружений —
связь, вдольтрассовые дороги, водоснабжение, канализация, энергоснабже-
ние и т. д. — или где имеются строительные подразделения и не требуется
времени на перебазировку и на подготовительные работы либо вдоль кругло-
годично ^функционирующих транспортных коммуникаций); 4) минимум
изменений или максимум использования существующих технологии строи-
тельства, строительных машин, механизмов и ряд других критериев. Кроме
критерия минимума приведенных затрат все другие носят конъюнктурный
характер и связаны с ограничениями по металлу, трудовым ресурсам, срокам
строительства, использованию новых, более совершенных машин и механиз-
мов, еще не выпускающихся промышленностью серийно.
Поэтому при проектировании необходимо все факторы н условия строи-
тельства и эксплуатации выразить через стоимостные показатели и отыскать
оптимальный вариант трассы через минимум приведенных затрат по транс-
порту единицы продукта от точки А до точки В.
§ 3.2. Факторы, влияющие на стоимость
единицы длины трубопровода
Диаметр. Объем капитальных вложений на линейную часть составляет
70—80% от общего объема капитальных вложений на сооружение магистраль-
ного трубопровода, остальные 20—30% приходятся на КС и НПС со вспомо-
58
«тельными сооружениями. В свою очередь отношение стоимости строительно-
«онтажных работ к стоимости труб резко меняется от диаметра последних:
ем больше диаметр, тем больше доля труб в общей стоимости линейной части.
Поэтому трассы трубопроводов с увеличением диаметра труб стремятся при-
близиться по протяженности к «воздушной прямой», так как стоимость еди-
ины длины трубопровода резко возрастает в первую очередь из-за стои-
мости трубы и только во вторую очередь из-за категорий местности, влия-
ющих на объем строительно-монтажных работ.
рабочее давление. Для трубопроводов с рабочим давлением 55—75 кгс/смг
при малых диаметрах труб Dy = 250 4- 300 мм толщина стенки, как правило,
принимается конструктивно. С увеличением диаметра толщина стенки труб
возрастает, что приводит к повышению стоимости линейной части. Поэтому
qeMr выше давление, тем выше стоимость единицы длины трубопровода
при одном и том же диаметре, а конфигурация трассы стремится к выполажи-
ванию.
Природные условия. Влияние природных условии на ценообразование
огромно. В зависимости от того, проходит ли трасса по сухим, с мягкими,
легко разрабатываемыми грунтами равнинным участкам или через сложны»
естественные преграды — болота, реки, горные участки и т. д., стоимость
сооружения линейной части резко меняется за счет увеличения доли строи-
тельно-монтажных работ. Так, строительство единицы длины трубопровода,
проложенного через болота, реки, озера, проливы, водохранилища и горны»
участки, в два, три и более раз дороже, чем сооружение единицы длины трубо-
провода через несложные с точки зрения строительства участки. Это обстоя-
тельством объясняется то, что при прокладке трубопровода в сложных при-
родно-климатических условиях трасса в плане приобретает сложную зигзаго-
образную конфигурацию и значительно длиннее геодезической прямой.
Экономико-географические условия. Стоимость сооружения линейной
части трубопровода, а также КС и НПС различна, что обусловлено следу-
ющим обстоятельством: проходит ли трасса по обжитым, с развитой транспорт-
ной сетью коммуникаций и густозаселенным районам, по участкам с развитыми
сельскохозяйственными угодиями или по необжитым, бездорожным районам.
В районах с обилием населенных пунктов трасса извивается, обходя поселки,
деревни, хутора и т. п., что увеличивает ее длину. Отсутствие автомобильных
и железных дорог значительно усложняет транспортную схему доставки труб,
оборудования, строительных материалов, машин, механизмов, горюче-сма-
зочных материалов и тем самым повышает стоимость сооружения линейной
части, КС и НПС. Наличие же дорог, наоборот, снижает стоимость единицы
длины. Поэтому трассы по технико-экономическим показателям тяготеют,
как правило, к существующим дорогам или построенным трубопроводам
с вдольтрассовыми дорогами или проездами.
Конструктивные схемы укладки. Опи также влияют на стоимость соору-
жения линейной части. В необжитых, пустынных районах Средней Азии или
Крайнего Севера в одних и тех же условиях могут быть применены различные
конструктивные схемы укладки трубопроводов. Например, болото можно
пересечь подземно, наземно с обвалованием или надземнона опорах. В каждой
конкретном случае на участке можно наметить наивыгоднейший вариант,
который зависит от непрерывности технологии строительства, грунтовых
условий, близости карьеров грунта, лесоматериалов для создания лежневых
Дорог, соответствующих рельефу-фля организации водоотвода) и т. д. Ука-
занные факторы в конечном итоге влияют на стоимость сооружения линей-
ной части и на выбор окончательного направления трассы.
Расположение площадок КС и НПС. На начальных стадиях проектиро-
вания, при выборе оптимального направления трассы трубопровода, конкрет-
ное расположение площадок КС и НПС не предусматривается. Предпола-
гается, что при любом варианте прохождения трассы шаг между КС должен
оыть равен оптимальному, выявленному при гидравлическом расчете при
заданных производительности и диаметре труб. Если для газопровода перепад
высот между площадками ближайших КС практически имеет значение лишь
от 500 м н более, то для стоимости нефтепродуктопровода влияние перепада
5Э
высот велико в любом случае, особенно в горных районах. Поэтому стоимость
сооружения единицы длины нефтепродуктопровода с учетом НПС и в зависи-
мости от характера местности в горных районах будет выше, чем на равнин-
ных. Таким образом, оптимальный вариант трассы выбирают исходя из пред-
посылки, что количество КС и НПС зависит от общей протяженности трассы
т. е. чем длиннее трасса, тем больше количество КС и НПС. ’
После того как оптимальное направление трассы определено, приступают
к конкретному изучению будущей трассы, определяют, где целесообразнее
расположить площадки КС и НПС, учитывая при этом грунтовые условия,
наличие транспортных коммуникаций, источников водоснабжения, энерго-
снабжения, требований санитарных и рыбохозяйственных органов, удобство
и возможности отвода канализационных стоков и т. д. Затем делают повтор-
ный гидравлический расчет с учетом конкретных мест расположения площа-
док КС и НПС, причем оптимальное расположение площадок выбирают по
минимуму приведенных затрат для транспорта единицы продукта от началь-
ной до конечной точки.
§ 3.3. Классификация участков местности
Выбор оптимальной трассы трубопровода зависит от множества факторов,
которые прямо или косвенно влияют на стоимость единицы длины трубопро-
вода и на приведенные затраты. Это гидрогеологические и климатические
условия прохождения трассы; количество крупных и средних рек, болот,
озер, железных и автомобильных дорог, пересечение которых возможно
при строительстве; густота населенных пунктов и наличие параллельно
идущих автомобильных и железных дорог, речных и морских путей; наличие
действующих трубопроводов и других протяженных сооружений (линий элек-
тропередачи, магистральной кабельной связи и др.), проходящих вдоль пред-
полагаемой трассы; количество и качество обрабатываемых сельскохозяй-
ственных угодий (пашен, садов, лугов), пер^ечение которых с учетом рекуль-
тивации и отчуждения увеличивает стоимость трубопровода.
Указанные природно-климатические и экономические условия влияют на
стоимость трубопровода, вызывая увеличение объема строительно-монтаж-
ных работ, транспортных издержек на доставку к месту строительства труб,
машин, механизмов, различного оборудования, а в дальнейшем и объема экс-
плуатационных затрат. Для более детального расчета стоимости сооружения
отдельных участков трассы необходимо в зависимости от природных условий
все участки местности классифицировать следующим образом: 1) равнины;
2) пустыни; 3) болота; 4) мпоголетнемерзлые грунты; 5) водные преграды;
6) горы.
Чтобы определить приведенные затраты на единицу длины трубопровода
данного диаметра в'зависимости от участка местности, необходимо составить
краткую характеристику каждого участка. Это позволит при выборе оптималь-
ной трассы правильнее разделить ее на участки с учетом геоморфологии, гид-
рогеологии и других природных и экономических условий.
Равнины. Это участок суши с относительпо малыми колебаниями высот
и с плавными переходами от повышений к понижениям, с уклонами, не пре-
вышающими 8—10°. Наиболее характерны равнины для европейской части
СССР, Западной Сибири и Северного Казахстана. В экономически развитых
районах страны значительная часть равнин занята сельскохозяйственными
угодиями, поэтому трубопроводы в основном укладывают подземно, что
позволяет по окончании строительства вновь возделывать эти земли. Равнин-
ные участки сложены грунтами, различающимися как по составу, так и по сте-
пени сложности их разработки. Широко распространены пески, супеси, глины
и гравийно-галечниковые грунты.
Магистральные трубопроводы часто пересекают равнинные участки,
покрытые лесом. Хотя в соответствии со СНиП IV—Д.10—66 леспо крупности
деревьев и по густоте подразделяется на несколько групп, для расчета стои-
<60
мости трубопровода целесообразно ориентироваться на средние показатели:
лес средней крупности и средней густоты.
На стоимость трубопровода значительно влияет наличие или отсутствие
грунтовых вод, Если грунтовые воды стоят выше дна траншеи, то уровень
их считается высоким, если же ниже дна траншеи — то низким.
Пустыни. Это территории с жарким, засушливым климатом, лишенные,
как правило, растительности, малонаселенные. В СССР пустыни находятся
в Средней Азии, Казахстане, Прикаспии и в низовьях Волги. По составу
грунтов, слагающих поверхностный слой, различают песчаные, глинистые
И каменистые пустыни. Песчаные характеризуются подвижными и неподвиж-
ными песками, а также ограниченными по площади участками с глинистыми
грунтами. Участки, образуемые неподвижными песками, закрепленными
древесной или травяно-кустарниковой растительностью, являются неизмен-
ными, им присущ спокойный рельеф местности. Подвижные пески образуют
в пределах пустыни участки с неустойчивыми формами рельефа. Необычайно
сложны климатические условия пустынь: жаркое лето (с температурами до
плюс 45—50° С в тени) и морозные зимы (с температурами до минус 30—35° С).
Верхние слои песков прогреваются летом до -)-70° С и при песчаных бурях
являются серьезной помехой при строительстве трубопроводов. Все сказан-
ное значительно удорожает сооружение трубопроводов в пустынях.
Оазисы или орошаемые земли, встречающиеся в пустынях, обладают
рядом особенностей. Поливные земли имеют густую сеть оросительных кана-
лов. арыков и канав, разрушение которых при строительстве недопустимо.
При их пересечении приходится сооружать большое количество переходов
с проездами и мостами. Эти факторы влияют как на конструктивную схему
прокладки, так и на стоимость сооружения. По стоимости единицы длины
трубопровода пустыни можно разделить на оазисы с закрепленными и неза-
крепленными песками (грунтами).
Болота. Это избыточно увлажненные участки суши, покрытые слоем
торфа мощностью не менее 0,5 м. Физико-механические характеристики
болотистых грунтов чрезвычайно разнообразны не только для различных
болот, но и на отдельных участках одного и того же болота. Болота с мощностью
торфа менее 0,5. м относятся к заболоченным землям, т. е. к равнинам с высо-
ким стоянием грунтовых вод. По строению и условиям образования болота
делятся на верховые, низинные и переходные. Болота могут быть покрыты
лесом или открытыми.
Практика проектирования, строительства и эксплуатации показывает, что
болота, целиком заполненные торфом любой степени разложения, могут слу-
жить основанием для магистральных трубопроводов.
В основу классификации болот применительно к трубопроводному строи-
тельству положена проходимость их строительной техникой, поскольку
нагрузки от нее во много раз больше, чем от трубопроводов. Проходимость
болота определяется его микроландшафтом. В соответствии с классификацией
Гипроспецгаза по проходимости болота делятся на три типа:
I тип — целиком заполненные торфом, позволяющие проводить работу
и неоднократное передвижение строительной техники с удельным давлением
0,25 кгс/см2 или работу с помощью щитов, еланей либо дорог, обеспечива-
ющих снижение удельного давления на поверхности залежи до 0,2 кгс/см2;
П тип — целиком заполненные торфом, допускающие работу и передви-
жение строительной техники только по щитам, еланям либо по дорогам, обес-
печивающим снижение удельного давления на поверхности залежи до
0,1 кгс/см2;
III тип — допускающие работу только с использованием специальной
техники и плавучих средств.
Многолетнемерзлые участки. К ним отпосятся участки местностп, сло-
женные мерзлыми грунтами. Мерзлыми называются грунты, содержащие лед
и имеющие отрицательную или нулевую температуру. В поверхностном слое
^ноголетяемерзлых грунтов имеется слой сезонного протаивания, в пределах
которого происходят явления пучения, замерзания и протаивания, изменения
Влажности г наледеобразования. В слоях, расположенных ниже деятельного
61
слоя, вода постоянно находится в виде льда, обволакивающего частицы грунта
и цементирующего его. В зависимости от характеристики грунтов, слагающих
этот слой, глубина сезонного протаивания может резко колебаться: от 0,3—
0,4 м для торфяников до 1,5—2,0 м и более для песчаных грунтов. Ниже дея-
тельного слоя грунты представлены твердой монолитной массой, способной
выдерживать большие нагрузки. Под воздействием положительных темпера-
тур несущая способность этих грунтов снижается, а в результате таяния льда
уменьшается объем грунта, что сопровождается образованием осадки и прова-
лов различных размеров.
Влияние физико-механических свойств тех или иных категорий многолет-
немерзлых грунтов на стоимость сооружаемых трубопроводов зависит глав-
ным образом от величины просадочности. По предложению П. П. Бородавкина
и Р. Э. Фримана, многолетнемерзлые грунты делят на четыре категории:
I категория — непросадочные, дающие при оттаивании незначительную
равномерную осадку, которая не учитывается при расчете трубопроводов;
характерны для хорошо дренируемой местности, где широко распространены
скальные и песчаные грунты;
II категория — малопросадочные, с равномерной осадкой до 10% о
мощности оттаявшего слоя; характерны для тундровой и лесотундровой плохо
дренируемой местности;
III категория — льдонасыщенные, дающие неравномерную осадку от 10
до 40% мощности оттаявшего слоя; характерны для бугристых и плоских
торфяников с развитием солифлюкционных процессов;
IV категория — содержащие крупные включения подземного льда тол-
щиной более 10 см, образующие при оттаивании провалы и термокарсты.
Водные преграды. К водным преградам относятся реки, озера, водо-
хранилища, магистральные осушительные и оросительные каналы. Сумма
капитальных затрат на сооружение переходов трубопроводов через водные
преграды в значительной степепи зависит от конструктивной схемы укладки —•
подземной (дюкерной) или надземной (балочной, мостовой, подвесной и т. п.).
При надземной укладке в зависимости от протяженности перехода (пролета)
подбираются типовые решения по аналогии с запроектированными или по-
строенными переходами. При подземной (дюкерной) укладке прежде всего
необходимо учесть многообразие форм проявления русловых процессов.
Применение для каждого участка перехода той или иной схемы укладки
с учетом ширины переформирований русла позволит предвидеть возможные
размывы подводных трубопроводов и береговых опор надводных переходов.
Вероятность размыва трубопровода определяется максимальными глубинами
и плановыми переформированиями в стволе перехода в период расчетного
срока эксплуатации, которые зависят от типа руслового процесса, размеров
и скорости течения реки, грунтов, слагающих русло и пойменные участки.
П. П. Бородавкиным предложена классификация водных преград по
плановым и глубинным переформированиям:
I тип — участки, где глубинные переформирования не превышают 1 м,
а плановые незначительны. Это — малые реки (шириной до 50 м) ленточно-
грядового, осередкового и побочного типов, а также средние и крупные реки
с устойчивыми берегами и руслами (в скальных грунтах при толщине аллю-
виального слоя менее 1 м);
II тип — участки с максимальными глубинными (до 2 м) и плановыми
переформированиями до .10 м. К этому типу относятся средние и крупные
реки ленточно-грядового и побочного типов;
III тип — участки с максимальными глубинными (до 2 м) и с плановыми
переформированиями до 100 м. Это — малые, средние и крупные реки с рус-
ловым процессом ограниченного, незавершенного и свободного типов меапдри-
рования и пойменной многорукавности, зависящих от ширины переформиро-
ваний;
IV тип — участки рек с особыми формами руслового процесса, селевые
потоки, реки с ярко выраженным неустойчивым руслом и горные. Макси-
мальные глубинные переформирования более 2 м, плановые могут происходить
в течение нескольких недель или месяцев.
62
Горы. К горным относятся участки местности, приподнятые обычпо на
200 м над уровнем моря и имеющие продольные и поперечные уклоны более
g__ю°. В связи с этим при сооружении трубопроводов возможны работы,
когда крепление строительной техники (равнины), не требуется, и такие,
когда анкеровка механизмов обязательна (горы). Трасса трубопровода может
преодолевать горный участок с продольным' уклоном (перпендикулярно
к горизонталям местности), а также с поперечным и одновременно продоль-
ным уклоном (например, косогор).
§ 3.4. Классификация категорий местности
Отнесение тех или иных отрезков трассы к' различным участкам мест-
ности (равнина, болота, водные преграды и т. д.) полностью не раскрывает
всех факторов, влияющих на объем строительно-монтажных работ. Например,
равнина может быть сложена грунтами, сильно различающимися как ио со-
ставу, так и по сложности их разработки: широко распространены песчаные
грунты, супеси, глины, лёссы, мел, галька, гравий, могут встречаться извест-
няки, скальные грунты и т. д. Их свойства определяются количественным
соотношением тех или иных фракций. Особенно активная роль принадлежит
глинистым фракциям, %: в глинах (0,005 мм) 25 и более; в суглинках 12—15;
в супесях 3—12, в песках 3 и менее. Классификация грунтов и пород по слож-
ности механизированной разработки приведена в СНиП IV—Д.Ю—66.
Согласно этой классификации грунты делятся на шесть групп.
Влияние грунтовых вод на способы ведения и на объем строительных
работ велико. Грунтовые воды с высоким стоянием требуют или водоотвода,
или водопонижения, или проведения строительно-монтажных работ при нали-
чии воды в траншее. Во всех перечисленных случаях резко возрастает стои-
мость строительства по сравнению с участками, где уровень грунтовых вод
ниже дна траншеи. Не меньшее влияние на стоимость работ оказывают и раз-
личные типы болот или рек. Для более полного учета факторов, существенно
влияющих на объем капитальных затрат при сооружении единицы длины тру-
бопровода, было предложено [3] подразделить участки местности на следу-
ющие категории (табл. 3.1).
ТАБЛИЦА 3. 1
Классификация категорий местности для строительства трубопроводов
Характеристика местности Категория
Равнина
Грунт I—Ш категорий, без леса, с низким стоянием грунтовых
вод
То же, с высоким стоянием вод
То же, с лесом, с низким стоянием грунтовых вод
То же, с высоким стоянием вод
Грунт IV—V категорий, без леса, с низким стоянием грунтовых
го же, с высоким стоянием вод
1о же, с лесом, с низким стоянием вод
1о же, с высоким стоянием вод
1 рунт VI—VII категорий, с лесом, с низким стоянием грунтовых
То же, без леса, с низким стоянием вод
1рунт VIII—IX категорий, без леса, с низким стоянием грунто-
вых вод
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
63
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 3.1
Характеристика местности Категория
Болота
I типа, с лесом 12
II » без леса 13
II » с лесом 14
III » без леса 15
Многолетнемерзлые участки
Категории грунтов по просадочпости:
1—2-й, без леса 16
1—2-й, с лесом 17
3—4-й, без леса 18
Водные преграды
Река шириной, м:
10—30, грунт I—III категорий 19
10—30, » IV категории и выше 20
30—100, » I—III категорий 21
30—100, » IV категории и выше 22
100—300, » I—III категорий 23
100—300, » IV категории и выше 24
300—500, » I—III категорий 25
500—1500, » I—III категорий 26
Горы (продольный уклон >11°)
Категории грунта:
I—III, с лесом 27
I—III, без леса 28
IV—V, с лесом 29
IV—V, без леса 30
VI—VII, без леса 31
VIII—IX, без леса 32
Косогор
Поперечный уклон, градусы:
До 12; грунт I—III категорий 33
12—18; то же 34
18 и выше; » 35
До 12; грунт IV—V 36
12—18; то же 37
18 и выше; » 38
До 12; грунт VI—VII 39
12—18; то же 40
18 и выше; » 41
До 12; грунт VIII-IX 42
12—18; то же 43
18 и выше; » 44
64
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 3.t
X а ра ктеристи к а мести ости
Пустыня
Грунты закрепленные
Грунты незакрепленные
Орошаемые земли *
•
Запрещение (поиск оптимизации по данной дуге не проводится)
Резервные категории
Категория
45
46
47
48
49-80
Принятые 48 категорий местности охватывают практически все необходи-
мые случаи при выборе оптимальных трасс в различных районах страны.
Для конкретных трасс, даже значительной протяженности, обычно исполь-
зуются до 20—30 категорий. Стремление отдельных специалистов сузить
количество категорий местности может привести к менее детальному расчету
и неполному использованию возможностей современной вычислительной тех-
ники. В случае необходимости количество категорий может быть доведено
до 80.
§ 3.5. Оптимизация трассы с помощью ЭВМ
Задача отыскания оптимальной трассы формируется следующим образом:
имеются начальная точка А и конечная В проектируемого трубопровода,
которые требуется соединить по такой траектории, чтобы свести к минимуму
суммарные приведенные затраты, яв-
ляющиеся критерием оптимальности.
* Применительно к нашей задаче опти-
мальной необходимо считать трассу,
вдоль которой полное значение кри-
терия минимально.
Приведенные затраты (тысячи
рублей па 1 км в год) обладают свой-
ством аддитивности. Это позволяет
решать задачу поиска оптимальной
трассы в соответствии с алгоритмом
Ли [1, 2]. Если область поиска за-
дана или известна, то па топографи-
ческую карту наносят сетку, дуги ко-
торой нумеруют в определенном по-
рядке, т. е. создается цифровая мо-
дель местности (рис. 3.1). После этого
подготавливают исходную ппформа-
йию и определяют зпаченпе крите-
рия оптимальности для каждой дуги
сетки.
Па каждом шаге алгоритма про- Рие‘ ЦиФР°вая местное™.
СМатривают все построенные к этому
моменту пробные пути (последовательность дуг сети, начинающихся в точке 4)
Устанавливают тот из них, которому соответствует наименьшее значение
'Ритерпя оптимальности. Этот путь рассматривается как наиболее персиек-
ивный в данный момепт. Затем его надстраивают па новый шаг. При этом
овь образуется несколько дополнительных путей, каждый из которых пред-
авляет собой увеличенный на одпу дугу путь, который только что считался
° Заказ 15g
65
наиболее перспективным. Далее среди всех построенных к этому моменту
пробных путей выбирают новый, наиболее перспективный, которому соответ-
ствует наименьшее значение критерия оптимальности, и затем этот путь
надстраивается еще на один таг. Процесс поиска продолжается до тех пор
пока среди образовавшихся путей не окажется тот, который оканчивается
конечной точкой трассы и имеет минимальное значение критерия оптималь-
ности по сравнению со всеми другими построенными к этому времени проб-
ными путями. Полученная в результате расчетов трасса и является оптималь-
ной. Реализация алгоритма поиска оптимальной трассы осуществляется по
программе, составленной для ЭВМ «Минск-22». Ниже подробно описан про-
цесс поиска оптимальной трассы между начальной точкой А и конечной в,
§ 3.6. Выбор оптимальной трассы
газопровода с отводами с помощью ЭВМ
Алгоритм поиска. Задача поиска оптимальной трассы формулируется
следующим образом: имеются начальная А и конечная В точки проектируе-
мого магистрального газопровода, а также i промежуточных точек, к которым
необходимо построить газопроводы-отводы. Требуется соединить между
собой точки А и В трассой и подсоединить к ней отводы от i промежуточных
точек таким образом, чтобы суммарные приведенные затраты были мини-
мальны.
В качестве примера рассмотрим трассу с двумя отводами. Итак, имеется
начальная, конечная и две промежуточные точки, которые, как и конечная,
должны быть соединены с начальной. Особенность задачи состоит в том, что
на каком-то участке трасса для конечной и промежуточных точек может быть
общей.
Построим цифровую сеть местности и нанесем на нее упомянутые выше
точки так, чтобы они располагались в узлах сети. Hama задача — найти на
сети такой путь от начальной точки к конечной и промежуточным, для кото-
рого критерий качества пути, называемый нами стоимостью, достигнет
наибольшего или наименьшего значения. Условимся, что требуется миними-
зировать критерий качества трассы. В простейшем случае этот критерий
является аддитивным (например, приведенные затраты); в более общем он
представляет собой монотонную функцию пути. Решение задачи поиска опти-
мальной трассы между двумя точками в последнем случае считаем известным.
При решении нашей задачи лучше всего опираться на алгоритм Ли, основ-
ная идея которого заключается в следующем. На каждом шаге алгоритма
анализируют все построенные к этому моменту пробные пути и устанавливают
тот из них, которому соответствует наименьший критерий качества пути.
В рассматриваемый момент этот путь наиболее перспективен. Надстраиваем
этот путь на одну новую дугу во всех допустимых сетью направлениях. Полу-
чаем несколько вновь образованных путей, каждый из которых представляет
собой увеличенный на одну новую дугу путь, который мы только что считали
наиболее перспективным. Вновь анализируем все пройденные к настоящему
моменту от начальной точки пути и определяем среди них новый, наиболее
перспективный, которому соответствует наименьшая стоимость, и затем вновь
надстраиваем его на одну новую дугу во всех допустимых направлениях.
Продолжаем этот процесс до тех пор, пока среди образовавшихся посредством
последовательной надстройки путей не окажется тот единственный, который
приведет нас к конечной точке трассы и который имеет минимальную стоимость
по сравнению со стоимостью всех образованных к этому моменту путей. Этот
путь (а их может оказаться несколько) и будет оптимальным. Итак, оптималь-
ный путь между начальной точкой А и конечной В найден.
Предположим, что этот путь единственный, а критерий качества трассы
аддитивный. Обозначим стоимость оптимальной трассы lt между начальной
А и конечной! В точками через Sv С помощью аналогичного алгоритма можно
найти оптимальный путь из промежуточных точек С и D к трассе Z, (назовем
эти пути отводами). Отличие вновь поставленной задачи от предшествующей
«6
при этом
состоит’в том, что процесс поиска закончится лишь после того, как в область
пассмотрения впервые попадет путь из промежуточной точки С или D к любой
vs човой точке трассы Zlt при этом стоимость этого пути будет минимальной
по сравнению со стоимостями других образовавшихся к этому моменту путей
нз промежуточных точек. Обозначим стоимость отвода из точки С череа
а стоимость отвода из точки Z? через rfa.
Рассмотрим случай выбора трассы с одним отводом из точки С. Стоимость
всей трассы из точки А в точку В с отводом в точку С равна Sj d-A при
этом предполагаем, что стоимость трассы между точками А и В не зависит
от стоимости отвода к точке С. Но, строго говоря, эта трасса не является опти-
мальной. Может существовать другая трасса с отводом, стоимость которой
может быть представлена в виде S' d', где S’ — стоимость трассы между
точками А и В; d' — стоимость отвода, причем
S' + d’^St + di.
Однако в силу оптимальности 1^ справедливо неравенство Sj <? S'.
Исходя из этого можно утверждать, что если существует трасса с отводом
Ц меньшей стоимости, чем трасса Lx, то стоимость ее отвода d' должна быть
меньше таковой <Zj.
Допустим, что есть оптимальная трасса L* с отводом, отличная от трассы
д, Ее стоимость, равная 5" d", удовлетворяет неравенству
5"'+<r<lS’1+du
S">Sf, d’<_^. (3.1)
С учетом неравенства (3.1) можно предложить следующую идею поиска
оптимальной трассы с отводом. Найдем оптимальную трассу между точками
А а В, назвав 1г-я по оптимальности генеральной трассой, и оптимальный
отвод от нее к точке С, подсчитаем стоимость всей трассы После этого най-
дем вторую по оптимальности генеральную трассу, т. е. такую трассу между
начальной А и конечной В точками, стоимость которой больше таковой трассы
L, но меньше стоимости любой из остальных генеральных трасс, затем после-
довательно третью, четвертую и т. д. генеральные трассы, проводя этот поиск
до тех пор, пока стоимость любой из еще не найденных в порядке удорожания
генеральных трасс превысит или будет равна стоимости лучшей из уже рас-
смотренных трасс с оптимальным отводом. Эта лучшая трасса и будет опти-
мальной.
Для точного описания алгоритма поиска введем следующие обозначения:
S* — стоимость А-й по оптимальности генеральной трассы;
(Lm) — множество минимальных по стоимости трасс с отводами, получа-
ющихся присоединением совокупностн оптимальных отводов к каждой из
m-х по оптимальности генеральной трассы;
Lm — трасса — представитель множества (Lm);
ат — стоимость трассы Lm,
(Lm) — подмножество минимальных по стоимости трасс из множества
т
и (Л„);
л-1
Lm — трасса — представитель множества (L'm);
Ът —* стоимость трассы Lm.
Алгоритм поиска. 1-й: ищем 1-е по оптимальности генераль-
ные трассы. Определяем 61*. Находим совокупность оптимальных
отводов от каждой из э’гах трасс ко всем промежуточным точкам.
Находим аг и (L-,)- Полагаем (Lj) = (Lt) и bt = а, "
к-й шаг: ищем к-е по оптимальности генеральные трассы
н определяем Sk- Если не существует ни одного варианта таких
трасс (т. е. все генеральные трассы уже просмотрены) или если
Sk 2> то поиск прекращаем и делаем вывод, что (Ед-i) —•
множество оптимальных трасс.
5*
«7
Если же Sk sg bk, то находим совокупность оптимальных
отводов к каждой из этих трасс и определяем ак.
При а/g 6>_2 (если Lk больше по стоимости Л^) полагаем
bk — bk-й =(ife-t);
при с* = bk-i
bk — bk-й (£*);
при а* <4 bk_r
bk~ak} = (^к)'
На этом завершается к-й шаг и начинается (к -|- 1)-й.
Необходимо заметить, что в описанных алгоритмах нигде не учитывается
аддитивность показателя. Алгоритм может быть использован, если критерий
качества пути представляет собой монотонную функцию пути.
Очевидно, проводить поиск оптимального варианта трассы с отводами
при помощи различных по оптимальности генеральных трасс можно в том
случае, когда существует много генеральных трасс, из которых стоимость
отдельных превышает стоимость трассы Lx. Примерным ориентиром в случае
аддитивности критерия может служить следующее условие:
di « S,.
В случае, когда к генеральной трассе с помощью отводов должна быть
подсоединена не одна, a i-e число точек, задача может решаться аналогично
вышеописанному. Разница будет состоять лишь в том, что после отыскания
очередной по оптимальности генеральной трассы будут найдены оптимальные
пути к этой трассе от всех промежуточных точек и будет определена суммар-
ная стоимость всех путей. Примерным ориентиром целесообразности такого
поиска можно считать удаленность промежуточных точек друг от друга
и малую суммарную стоимость всех отводов по сравнению со стоимостью
первой по оптимальности генеральной трассы
£ dt « (3.2)
i=l
Поиск трассы газопровода- с отводами. Процесс поиска оптимальной
генеральной трассы и трасс, кратных ей по оптимальности, подробно рассмо-
трен выше. Используем теперь алгоритм выбора оптимальной генеральной
трассы для поиска трассы газопровода с отводами. Дли наглядности и четкости
изложения воспользуемся примером цифровой сети местности (рис. 3.1).
Диаметры отводов, как правило, всегда меньше диаметра генерального
направления, в связи с этим перед поиском оптимальных отводов стоимостные
характеристики дуг сети должны быть пересчитаны с учетом фактических
диаметров отводов. В нашем примере для простоты условимся считать, что
стоимостные характеристики дуг отводов такие же, как и стоимостные харак-
теристики дуг генерального направления.
Проведем процесс поиска оптимальной трассы газопровода с отводами
в соответствии с алгоритмом, описанным в работе [4], когда отводы предпола-
гается провести в точки С (4.1) и D (4.4).
7-й шаг. 1. Находим первые по оптимальности генеральные
трассы и определяем их стоимость В нашем частном при-
мере — это одна генеральная трасса 1г со стоимостью S, = 5,5,
проходящая по пути:
(6.5) - (6.4) - (6.3) - (5.3) -> (5.2) - (4.2) (4.3) (3.3).
2. Определяем совокупность оптимальных отводов от задан-
ных промежуточных точек С (4-1) и D (4.4) к трассе Zx. В соответ-
68
ствии с алгоритмом поиска находим оптимальные пути от точек
С и D. Для этого воспользуемся следующей формой записи.
В первую строку левого столбца заносим точку D (4.4) со стои-
мостью достижения 0, а в первую строку правого столбца —
все соседние с ней точки со своими стоимостями достижения.
Минимальной стоимостью достижения, равной 2, в нравом
столбце обладает точка (5.4). Переносим ее во вторую строку
левого столбца, исключив все сведения о ней из правого. Рассма-
триваем все соседние с ней точки, определяем стоимости их дости-
жения и записываем их во вторую строку правого столбца, затем
находим в ней новую точку с минимальной стоимостью достиже-
ния, заносим все сведения о ней в третью строку левого столбца,
анализируем все соседние с ней точки и т. д. В результате полу-
чим такую запись:
1. D (4.4) 0 (3.4)3; (4.3)5; (5.4)2; (4.5)4;
2. (5.4) 2 (1-я строка); (5.3) 4; (6.4) 3; (5.5) 4
3. (3.4) 3 (1-я строка); (2.4) 5; (3.3) 4; (3.5) 3,5
Минимальной стоимостью достижения, равной 3, обладает
точка (6.4) — одна из узловых точек первой но оптимальности
генеральной трассы. Точки (5.3) и (3.3) также являются узло-
выми этой трассы, однако стоимость их достижения, равная 4,
выше стоимости достижения точки (6.4), поэтому пути, приводя-
щие в точки (5.3) и (3.3)) не могут быть оптимальными. Итак,
оптимальный путь из точки D (4.4) к первой по оптимальности
генеральной трассе проходит по точкам: (4.4) —> (5.4) —>- (6.4)
и стоимость его d2 = 3. Подобным образом легко найти опти-
мальный путь из точки С (4.1) к первой генеральной трассе,
стоимость которого d| = 1.
Трасса с отводами d* и d* образует полученную в резуль-
тате расчета трассу й,. Стоимость ее Oj = 5, dj d% =
= 5,5 -j- 3,0 1,0 = 9,5.
3. Так как Lt на первом таге — единственная минимальная
по стоимости генеральная трасса с отводами, то полагаем, что
(Li) = (Li, (Ll) = (L,) = £, и bt = at = 9,5.
2-й шаг. 1. Находим вторые по оптимальности генеральные
трассы п определяем их стоимость S2. В нашем примере это будут
генеральные трассы с Ss = 7,0.
Zg — трасса, проходящая по пути: (6.5) -> (6.4) -> (5.4) —>
(5.3) (5.2) -> (4.2) -> (4.3) -> (3.3);
Z2 — трасса, проходящая по пути: (6.5) —(6.4) —>- (6.3) ->
(5.3) (5.2) -+ (4.2) (4.3) — (3.3).
Но так как S2 = 7,0 b, = 9,5, то в соответствии с алго-
ритмом ко второй по оптимальности генеральной трассе (в нашем
случае пх две) найдем оптимальные отводы от точек С и D.
2. Определяем совокупность оптимальных отводов от задан-
ных точек С и D к трассам и Z2. Легко увидеть, что оптимальные
отводы к трассе Z| представляют собой пути от точки С: (4.1) ->
-> (4.2) со стоимостью d*-1 = 1 и от точки D: (4.4) —(5.4)
со стоимостью d*-2 = 2, Полученную трассу, включающую
трассу с отводами d^"1 и d'-2, обозначим через L*. Стоимость
последней L* равна а* = 52 + d*-1 -|- d’“2 = 7-j-l-j-2=10.
Оптимальные отводы к трассе Z2 обозначим от точки С
69
через d2'1, от точки D через d®-2» Легко найти, что оптимальный
путь d2-1 к Z2 —путь по точкам (4.1) ->(4.2) со стоимостью
d2'1 = jt а оптимальный путь d2-2 к Z2 проходит по точкам
(4.4) —> (5.4) —> (6.4) со стоимостью d2-2 = 3. Получившуюся
трассу, включающую трассу Z2 с отводами d2-1 и d2-2, обозна-
чим через £2. Тогда стоимость ее а2 = St -J- d2'1-)- d2-2 ~
= 7 + 1 4- 3 = 11.
3. Из найденных на 2-м шаге трасс с отводами определяем
лучшую, минимальную по стоимости (их может быть несколько).
В нашем примере из двух трасс и L2 минимальной по стои-
мости является трасса L^. Она и образует множество (£2).
4. Из найденных на первом и втором шаге минимальных
по стоимости трасс (Lj) (j (Л2) находим лучшую. В нашем
примере при рассмотрении множества трасс (Lj) j (й2) лучшей
будет £1, Полагаем (£') = и Ьг — bt= 9,5.
3-й шаг. 1. Находим третьи по оптимальности генеральные
трассы и определяем их стоимость 83. В нашем примере это
будут генеральные трассы с 83 = 7,5;
Z’ — трасса, проходящая по пути: (6.5) -> (6.4) -> (6.3) —>
-> (6.2) -> (5.2) — (4.2) -> (4.3) -> (3.3);
Z2 — трасса, проходящая по пути: (6.5) —> (6.4) -> (6.3) ->
-> (5.3) -> (4.3) -+ (3.3).
Так как 3'8, равная 7,5, меньше 62, равной 8,5, находим
к третьей по оптимальности генеральной трассе (в нашем случае
их две) оптимальные отводы.
2. Определяем оптимальные отводы от заданных точек С
Л D к каждой из двух найденных на данном шаге генеральных
трасс Z’ и Z2. Оптимальные отводы к трассе 1^ от точки С обозна-
чим через d’-1, от точки О — через d*-2. Находим, что стоимость
d’-1 = 1, a d’-2 = 3. Новую трассу, включающую трассу I'
с отводами d'-1 и d’-2, обозначим через Тогда стоимость
будет а\ = 83 + d’-1 + d’"2 = 7,5 + 1,0 + 3,0 =11,5.
Оптимальные отводы к трассе Z2 от точки С обозначим через
dg-1, от точки I) —черев d2-2. Стоимость отвода d2-1 =1,5,
a d2~2 = 3,0. Обозначим полученную трассу с отводами через
Л2 и определим ее стоимость: а3 = 8Я -]- d2-1 4- d2-2 =\7,5
4- 1,5 3,0 = 12,0.
3. Из найденных на данном шаге трасс с отводами находим
лучшую, минимальную по стоимости (их может быть несколько).
В нашем примере — это трасса й’. Полагаем, что (i3) ~ Lg
и aj — 11,5.
4. Из найденных на данном и предыдущем шагах трасс
определяем лучшую, минимальную по стоимости трассу. При
рассмотрении множества (£;) (J (Л,) лучшей в нашем примере
будет трасса так как ее стоимость аг (9,5) меньше стоимости
а3 (И,5). Отсюда (Л3) = Lt и &3 = = я = 9,5.
С помощью алгоритма продолжаем поиск оптимальных генеральных
трасс с отводами. Итак, после окончания вычислений на 7-м шаге нами дока-
ано чт° поиск лучшей, минимальной по стоимости трассы газопровода
с отводами возможен и что найденная трасса является оптимальной.
С Учет транспортных коммуникаций в районе строительства. При выборе
оптимальной трассы газопровода с отводами существенную роль играют
транспортные коммуникации района будущего строительства: существующие
железные и автомобильные дороги, водные пути. В некоторых случаях они
будут оказывать непосредственное влияние на выбор трассы газопровода
и отводов от него.
В районах с высокоразвитой сетью транспортных коммуникации, как
правило, легко обеспечиваются подъезд к трассе газопровода на всем ее про-
тяжении и доставка грузов, не требуется сооружения подъездных дорог
значительной протяженности, и поэтому затраты на транспортные расходы
незначительны в общей стоимости капитальных вложений в линейную часть.
Иное положение в районах со слаборазвитой сетью дорог. В этом случае для
доставки грузов на трассу требуется построить подъездные дороги, увеличи-
ваются объемы затрат на транспортировку труб и материалов на более даль-
ние, чем определяемые прейскурантом, расстояния, ухудшаются условия
строительства и т. п. Затраты на транспортные расходы возрастают, стано-
вятся значительными, достигая иногда величин, сопоставимых со стоимостью
труб, п оказывают влияние на выбор направления трассы газопровода. По-
этому необходимо учитывать влияние на выбор оптимальной трассы газо-
провода с отводами не только транспортных коммуникаций, но и каждой
составляющей, которые слагаются из следующих затрат:
а) дополнительных на транспортировку труб от станций разгрузки до
трубосварочных пунктов и на развозку плетен по трассе;
б) дополнительных на доставку на трассу прочих материалов;
в) дополнительной надбавки на содержание дорог в период строитель-
ства; •
г) на строительство подъездных дорог;
д) на сооружение проездов вдоль трассы проектируемого газопровода.
Дополнительная надбавка на транспортировку труб от станций раз-
грузки до трубосварочных пунктов на трассе и на доставку от них плетей
на трассу учитывается при превышении средневзвешенной дальности пере-
возки (свыше 30 км). Учесть эти затраты на стадии ТЭО или технического
проекта, до выбора трассы газопровода с отводами, не представляется воз-
можным. Дополнительные надбавки на содержание дорог и на доставку па
трассу прочих материалов определяются по прейскуранту.
Затраты на сооружение подъездных дорог находятся в прямой зависи-
мости от состояния развития транспортных коммуникаций в районе прохо-
ждения трассы. При сравнительно развитой сети автомобильных и железных
дорог эти затраты незначательны, при слаборазвитой они возрастают, а при
отсутствии этих коммуникаций становятся существенными, ибо в этом случае
для сооружения газопровода необходимо построить подъездные дороги. Опре-
деление объема капитальных вложении на сооружение подъездных дорог
до выбора трассы и нанесения ее на карту или на цифровую сеть местности
невозможно.
Вдоль трассы проектируемого газопровода необходимо предусматривать
устройство проезда для прохода строительной техники, транспорта труб,
Материалов и т. п. Сооружение проезда должно осуществляться с учетом
максимального использования существующих дорог, а также грунтовых и гид-
рологических условий по трассе.
Основным проездом вдоль газопровода служит, как правило, спланиро-
анпая полоса, пригодная для проезда транспорта повышенной проходимости»
,Кс грунт на отдельных участках полосы не позволяет осуществлять
обходимые перевозки, предусматривается сооружение лежневых дорог.
Реградами для проезда вдоль трассы являются водотоки, болота, обводнен-
участки и мелиоративные канавы.
с or большие реки мосты не строят, но обеспечивают подъезд к реке
’01гп»°ИХ f’ePer0B- Через малые водотоки при отсутствии объезда по существу-
Оим автодорогам в зависимости от расходов воды предусматривают
71
установку унифицированных железобетонных труб и малых мостов. На
болотах устраивают насыпп шириной по верху проезда 5,5 м с возвыше-
нием над уровнем воды на 0,5—1,0 м. Если встречаются труднопроходи-
мые болота, строительство переходов через них осуществляется в зимнее
время. В местах пересечения трассы газопровода автодорогами, имеющими
улучшенное покрытие, предусматривают устройство съездов.
Таким образом, при определении способа прокладки газопровода и объ-
ема капитальных вложений по каждой дуге сети необходимо в зависимости
от конкретных условий учитывать затраты на устройство проездов вдоль
трассы,, Иначе говоря, при выборе оптимальной трассы магистрального газо-
провода с отводами по критерию приведенных затрат в объемы сопоставимых
капитальных вложений входят затраты на сооружение проездов вдоль трассы.
При этом следует отметить, что эти затраты, как правило, более значительны
по сравнению с другими составляющими затрат па транспортные расходы,
причем они возрастают в районах со слаборазвитой сетью автодорог.
После расчета оптимальной трассы газопровода с отводами и трасс, крат-
ных ей по оптимальности, последние наносят на картографический материал.
По этому материалу делают общую оценку каждого варианта трассы с учетом
минимальных транспортных затрат па строительство подъездных автодорог
и на доставку труб. Окончательный выбор трассы газопровода с отводами
производится с учетом этих затрат.
Следовательно, идея использования оптимальной генеральной трассы
с отводами и трасс, кратных ей по оптимальности, позволяет предусмотреть
строительство или реконструкцию подъездных дорог и проездов вдоль трассы
с высокой точностью.
§ 3.7. Подготовка исходных данных
для выбора оптимальной трассы
Эффективность сооружаемого трубопровода определяется технико-эконо-
мическими показателями различных вариантов. Оценкой эффективности слу-
жит основной показатель — приведенные затраты W, которые могут быть
рассчитаны по формуле
W=-cK + 9, (3.3)
где с — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
К — суммарные капитальные вложения в проектируемый трубопровод; ,9 —
суммарные эксплуатационные издержки.
Коэффициент с директивными органами установлен равным 0,12. Это
означает, что трубопровод, построенный между точками А и В, должен иметь
ежегодную отдачу народному хозяйству в размере 12% от всех первоначаль-
ных капитальных вложений.
Суммарные капитальные вложения К определяются суммой затрат (как
зависящих, так и не зависящих от категорий местности) па оборудование,
трубы, строительно-монтажные работы на основании действующих прейску-
рантных цен, сметных норм и цепнпков. По линейной части трубопровода
к независящим относятся затраты па трубу, линейную запорную арматуру,
оборудование, материалы для создания технологической связи и ряд других-
элементов трубопровода. К зависящим от категорий местности могут быть
отнесены затраты па увеличепие толщины стенки трубы (для переходов через
болота, реки, железные и автомобильные дороги требуются трубы увеличен-
ной толщины); усиление антикоррозионной изоляции; закрепление трубы
на проектных отметках (затраты на балластировку пли анкерное закрепление);
создание мягкой постели па дпо траншеи (на скальных грунтах); засыпку
труб мягким грунтом или создание для них защитных средств от механиче-
ских повреждений при обратной засыпке трубопровода скальными грунтами;
расчистку трассы от растительности, валунов; создание времеппоп дороги
для ведения строительно-монтажных работ (иа грунтах с низкой несуще*1
способностью) и мпогие другие виды затрат, обусловленные прпродно-клпма-
72
ческими факторами. Кроме того, затраты зависят от способов укладки
ТИов!11ещенная, раздельная, проталкивание) и степени сложности ведения
земтеропных работ. Капитальные вложения на линейную часть обозначим
через Ал. ч- „„„
Цо КС и НПС к не зависящим от категории местности относятся затраты
на все технологическое и вспомогательное оборудование, трубы, арматуру;
к зависящим — затраты на основания и фундаменты, пулевой цикл, планиро-
вочные работы, создание дорог, площадок, проездов, надежного водоснабже-
ния и водоотведения, на земляные и другие строительные работы. Капиталь-
ные вложения в КС и НПС обозначим через Нет
Так как размещение КС и НПС осуществляется па основании гидравличе-
ских расчетов, то до определения фактической длипы и плапово-высотпого
прохождения трубопровода нельзя точно определить количество КС и НПС.
Минимальное число КС будет соответствовать трассе по кратчайшему пути
от точки А до точки В. С учетом того, что рельеф местности не играет суще-
ственной роли, приведенные затраты на каждую КС могут быть равномерно
распределены по всем дугам сетки, если принять среднее расстояние между
КС согласно гидравлическому расчету. Число НПС, напротив, зависит от
рельефа местности. В связи с этим в первом приближении можно ориентиро-
ваться на количество НПС, установленных при сооружении нефтепродукто-
проводов в аналогичных рельефных условиях, использовав опыт проектиро-
вания. После выбора оптимальной трассы при данном допущении и с учетом
рельефа появляется возможность определить размещение и количество НПС.
Если приведенные затраты прп этом будут равны результату первого расчета
или меньше него, то оптимальная трасса выбрана правильно.
П. П. Бородавкин предлагает несколько другой путь поиска оптималь-
ных трасс п размещения НПС. По его мпепию, стоимость КС и НПС, приходя-
щуюся на каждую дугу сетки цифровой модели местности, следует распреде-
лять равномерно по всей искомой трассе путем деления суммарных капиталь-
ных вложений в КС или НПС па расстояние между ними, определенное гидра-
влическим расчетом. Для упрощения расчетов рекомендуется стоимость
сооружения КС и НПС, приходящуюся на единицу длины трассы (или на одну
дугу сетки), определять от стоимости линейной части, которая вычисляется
на основании запроектированных и построенных трубопроводов. Такое допу-
щение правомерно, так как основная задача — выбор оптимальной трассы.
Более конкретный выбор места расположения КС и НПС предполагается
после выбора трассы, когда учтены вопросы водо- и энергоснабжения, транс-
портных коммуникаций, близости и удобства расположения жилья для экс-
плуатационников и др.
На основании изложенного
Я = Кд.м+Яст (3.4)
или
#=2^.ч/*/ + 2#ст g, (3.5)
i=I 1=1
где Кл. ч / — капитальные вложения в линейную часть, необходимые для про-
кладки единицы длины трубопровода по /-й категории местности; lj — про-
тяженность J-ii категории местности; КСу g — капитальные вложения, прихо-
дящиеся на строительство КС или НПС по g-ii дуге; п — число различных
категорий местности в пределах рассматриваемой трассы; г — число дуг
в пределах рассматриваемой трассы.
Опыт запроектированных, построенных и эксплуатируемых трубопрово-
дов показывает, что затраты Кл. ч па КС и НПС колеблются от 0,15 до 0.25
зависимости от типа привода компрессоров или пасосов, районов прохожде-
ния трассы, диаметра трубопровода и других параметров.
Если обозначим долю капитальных вложений в КС или НПС через коэф-
фициент а, то
п п п
Н = У Ял. ч а 2 Кл- 4 I"а) 2 К4 (3.6)
1=1 i-1 i-1
73
При длине газопровода меньше 100—150 км или нефтепродуктопровода
менее 50—70 км слагаемое Ксг можно исключить, ибо в таких случаях, как
правило, исключается необходимость в КС и НПС.
Ежегодные эксплуатационные издержки Э слагаются из текущих затрат
(ремонтные работы, зарплата эксплуатационников, расход газа или электро-
энергии, воды, тепла, горюче-смазочных материалов, ремонт и обновление
парка машин и механизмов и др.) и амортизационных отчислений. Сумма
издержек при составлении проекта должна определяться путем расчета кон-
кретных затрат,- но так как оптимальная трасса выбирается до разработки
отдельных разделов проекта, то приходится рассчитывать эксплуатационные
издержки на основе нормативных коэффициентов, утвержденных по отрасли
в зависимости от первоначальных затрат К.
Суммарные эксплуатационные издержки Э можно определить по формуле
Э = ч4-^ст (3.7)
или использовав выражении (3.6) и (3.7)
п п п
Э = Р 2 ^л. 4 ili "Ь Y 2 ^"ст g = (Р + aY) 2 Кл' 4 ill’ (3.8)
i=l г=1 г=1
где р — коэффициент, характеризующий размер эксплуатационных издержек
па линейную часть от первоначальных капитальных затрат. Для расчетов
по выбору оптимальных трасс можно принимать его равным 0,040 при подзем-
ной, 0,045 при наземной и 0,050 при надземной укладке; у — коэффициент,
характеризующий размер эксплуатационных издержек на КС и НПС, который
может быть принят равным 0,20 от первоначальных затрат.
Преобразовав выражения (3.3), (3.6) и (3.8), определим суммарные при-
веденные затраты:
п
W = (с + са 4- р + ау) У Кл. ч /Z/. (3.9)
i=i
Как видно из последнего уравнения, для выбора оптимальных трасс
трубопроводов необходимо подготовить исходные данные, которые позволяют
дать стоимостную оценку единицы длины трубопровода в зависимости от
категории местности и способа укладки трубопровода. Затем с учетом задан-
ного либо установленного расчетным путем диаметра трубы уточняют сумму
приведенных затрат на сооружение единицы длины трубопровода по всем
категориям местности (см. § 3.4), если эта сумма для данной проектной орга-
низации не была выявлена или устарела в результате изменения сметных норм.
Для построения цифровой модели местности используют топографические
карты различного масштаба. Масштаб карт задается в зависимости от стадии
проектирования, протяженности между точками А и В, сложности местности
района поиска оптимальной трассы и объема оперативной памяти ЭВМ.
На стадии ТЭО могут быть использованы карты масштаба 1 : 1 000 000—
1 : 250 000; на стадии технического (или техно-рабочего) проекта (особенно,
когда требуется большая детализация отдельных участков) в зависимости
от длины трассы — масштаба 1 : 100 000—1 : 25 000; на сложных участках
трассы (на переходах через реки, на обходах поселений, промышленных
узлов, заболоченных районов и т. п.) — масштаба 1 : 25 000 и 1 : 10 000.
В последнем случае с помощью данных аэрофотосъемки масштаба 1 : 10 000—
1 : 5000 уточняются створы переходов с проложением трассы в наиболее бла-
гоприятных условиях местности.
При подготовке материалов к расчетам особое место занимает выбор
области развития линии проектируемого трубопровода. Если она узкая,
то возможный оптимальный вариант трассы может оказаться за пределами
рассматриваемой области, и поэтому поставленная задача не будет решена.
Если же рассматривать очень широкую область, то излишними могут ока-
заться затраты времени и инженерного труда.
74
В работах [1—4] подробно описана область развития линии трубопровода
форме эллипса, в фокусах которого находятся начальная и конечная точки
Япассы. Размеры эллипса определяются с помощью коэффициента развития
* характеризующего увеличение искомой трассы L по сравнению с геодези-
ческой прямой Zo между точками А и В. Если приведенные затраты на сооруже-
ние трубопровода по геодезической прямой обозначить через Йсро» а построен-
goro по искомой трассе — через IPcp. и, то необходимо соблюдать следующее
условие:
IPcpO^I^cp.H. (ЗЛО)
По категориям местности вдоль трассы, проложенной по геодезической
прямой, определяем JPcpoHa основании исходных стоимостных данных для
данного диаметра трубопровода по всем категориям местности и для конкрет-
ного экономического района (пояса). Предполагается, что искомая трасса
проходит по наиболее благоприятным участкам. Под благоприятными необ-
ходимо понимать участки искомой трассы, проходящей по таким категориям
местности, прокладка трубопровода по которым требует меньптих капиталь-
ных п эксплуатационных затрат, а в итоге минимальных приведенных затрат
на единицу длины трубопровода. Например, трубопровод, трасса которого
проходит вдоль геодезической прямой, вдали от транспортных коммуника-
ций. пересекает значительные участки болот, крупные рекп. Такие условия
требуют относительно больших затрат на единицу длины трассы. Вероятно,
существует другая трасса, соединяющая точки А и В, на которой благоприят-
ных участков больше (ровных, сухих, с легко разрабатываемыми грунтами
и т. д.), и она проходит параллельно транспортным коммуникациям на всем
протяжении или на отдельных участках. Имея возможность прокладывать
трубопровод по более благоприятным участкам, можем отыскать такую трассу,
которая, будучи несколько длиннее геодезической прямой, позволит иметь
меньшие или равные суммарные приведенные затраты.
Коэффициент развития можно определить из отношения-
*р = ^сро/^ср.н. (3.11)
В этом случае большая ось эллипса будет равна Z0/rp, а малая
& = Z0 ]Л*-1. (3.12)
Это теоретическая сторона вопроса определения области развития.
Практически к формулам (3.11) и (3.12) прибегают тогда, когда отсутствуют
яркие картографические данные, подсказывающие инженеру-проектировщику
границы поиска оптимальной трассы, или когда у него нет достаточного опыта
выбора оптимальных трасс с помощью ЭВМ.
Коэффициент развития зависит от природно-климатических (болота,
озера, реки, островная мерзлота и т. д.) и экономико-географических (степень
заселенности района, наличие транспортных коммуникаций, взаимовыгодное
расположение крупнейших узлов газо-нефтепотребления и т. д.) условий,
а также от диаметра труб, рабочего давления и других параметров трубопро-
вода и может колебаться от 1,02—1,03 для равнинных участков и трубопрово-
дов больших диаметров до 1,15—1,17 дли горных районов и трубопроводов
малых диаметров.
При необходимости конфигурация области поиска корректируется с уче-
том конкретных условий местности. Порядок снятия исходной информации
следующий.
!• На карту местности наносится сеть (квадратная, прямоугольная с диа-
гоналями или без них). Наиболее рациональна прямоугольная сеть с диагона-
лями, притом длинная сторона треугольника должна^проходить в направле-
нии от начальной точки к конечной.
2. Определяется количество дуг в сети. Размеры дуг зависят от масштаба
*'аРт, протяженности трассы по геодезической прямой и необходимой точности
расчета. Количество дуг определяется по формулам:
75
для сети с диагоналями
d = 4mn—3 (m-f-n)-(-2,
для сети беа диагоналей
d — 2mn—т — п,
где d — число дуг в сети; оно должно удовлетворять условию d 4032;
т и п — число узлов по каждой из сторон сети.
Допускается искривление дуги ячейки (например, при пересечении дугой
озера или другого протяженного препятствия, которое можно обойти) или
смещение узла последней (узел попадает на поселок или какое-либо сооруже-
ние) при выборе наивыгоднейших условий прокладки трассы трубопровода
па каком-либо локальном участке.
3. Дуги сети нумеруются в определенном порядке. Дальнейшее снятие
информации осуществляется в той последовательности, в которой дуги про-
нумерованы [1, 2J. Рассматриваемая дуга сети после тщательного изучения
разбивается по длине на отдельные участки с различными категориями мест-
ности.
Для инженерно-геологической характеристики территории необходимо
использовать инженерно-геологическую карту СССР масштаба 1 : 2 500 000,
изданную в 1968 г,, на которой показаны генетические и литологические раз-
ности пород. Кроме того, в фондах территориальных геологических управле-
ний имеются карты четвертичных отложении масштаба 1 : 200 000, а также
другой фактический материал, которые позволяют детализировать инженерно-
геологическую характеристику предполагаемого района строительства. Гра-
ницы распространения и характер многолетнемерзлых грунтов уточняют по
геокриологическим картам и аэрофотоснимкам, при дешифрировании которых
определяются зоны сплошной и островной мерзлоты, глубины сезонного про-
таивания, бугры пучения, термокарстовые явления, солифлюкционные про-
цессы и т. п. Данные об уровне грунтовых вод устанавливают с помощью гид-
рогеологических карт масштаба 1 : 200 000—1 : 500 000 п аэрофотоснимков.
Каждому комплексу отложений присущи свои закономерности распростране-
ния водоносных горизонтов. Для песков, например, выдержанный горизонт
вод обычно ниже 3 м. Морские суглинки характеризуются спорадическим рас-
пространением подземных вод, приуроченных к линзам и слоям песков.
Сведения о лесных массивах (высота и породы деревьев, диаметр и гу-
стота массивов) могут быть взяты с топографических карт масштаба
1 : 100 000—1 : 25 000. Кроме того, необходимо использовать лесные фото-
планы масштаба 1 : 25 000 и крупнее (имеющиеся в областных управлениях
лесного хозяйства), на которых показаны контуры лесных массивов, породы
леса и характеристика древостоя.
На топографических картах масштаба 1 : 100 000—1 : 25 000 показаны
болотные массивы и их проходимость: непроходимые болота (III тип по клас-
сификации Гипроспецгаза) — сплошной штриховкой; труднопроходимые
(II тип) — сплошной и прерывистой; проходимые — прерывистой. Характе-
ристики болот (местоположение, площадь, мощность торфа, строение торфя-
ной залежи, растительный покров) можно найти также в справочниках торфя-
ного фонда, к которым приложены карты масштаба 1 : 600 000. Указанные
материалы находятся в отделе торфа Министерства геологии РСФСР и отделах
торфа главных управлений геологии при советах министров союзных респуб-
лик. Тип болот можно определить также путем дешифрирования аэрофото-
снимков района.
Характеристика рек (ширина, глубина, средняя скорость течения) дана
как на топографических картах, так и в гидрологических ежегодниках.
После изучения местности полученная о каждой дуге информация зано-
сится в специальные бланки в соответствии с «Инструкцией по проведению
расчетов оптимальных трасс трубопроводов на ЭВМ», разработанной Мингаз-
промом СССР в 1976 г,
76
§ 3.8. Местоположение площадок КС и НПС
При выборе оптимальной трассы с помощью ЭВМ было принято допуще-
ние что шаг между КС и НПС в пределах искомой трассы — равномерный
по всей длине трубопровода пли па локальном его участке. Это позволило
капитальные вложения и эксплуатационные издержки на КС и НПС равно-
мерно распределить по всей длине трассы.
1 После того как с помощью ЭВМ оптимальная трасса выбрана, ее наносят
на картографический материал. Затем изучают возможные районы местополо-
жения площадок КС и НПС с учетом оптимального шага между ними по итогам
гидравлических расчетов и конкретных местных природно-климатических
условий. Так как площадки КС и НПС целесообразно максимально прибли-
жать к населенным пунктам, к источникам водо- и электроснабжения, распо-
ложенным в непосредственной близости от трассы, то строго академический
шаг между площадками никогда не выдерживается. Отклонения от оптималь-
ного шага достигают иногда 10—20 км.
Предварительно намеченные варианты размещения площадок КС и НПС
приемлемы только для первоначальных оценок эффективности объекта; на
стадиях генеральных схем или ТЭО. Для ТЭО целесообразности строитель-
ства магистрального трубопровода необходимо провести натурное обследова-
ние трассы с изысканиями отдельных узловых участков (крупные речные
переходы, площадки КС и НПС и т. п.), с соответствующим согласованием
направления трассы с местными органами власти. После выбора площадок КС
и НПС в натуре, оформления их актами, согласования трассы с соответству-
ющими органами (геологическими и военного округа), получения технических
условий проводится повторный гидравлический расчет магистрального трубо-
провода (см. гл. 2) с учетом окончательного расположения площадок КС
и НПС.
Лишь после того как решения, заложенные в ТЭО, рассмотрены и утвер-
ждены, приступают к разработке технического проекта. Из практики проекти-
рования известно, что сколько-нибудь значительных изменений трассы после
уточнения местоположений площадок КС и НПС не происходит.
§ 3.9. Выбор оптимальной трассы газопроводов
с учетом конструктивных схем их прокладки
Как было сказано в § 3.1, оптимальные трассы трубопроводов выби-
раются по какому-либо критерию: суммарным приведенным затратам, метал-
ловложениям, сроку строительства и т. д. Очень важным моментом является
выбор оптимальных трасс трубопроводов с учетом конструктивных схем их
прокладки.
Стремление использовать при выборе трассы как можно большее число
критериев оптимальности значительно затрудняет теоретическое решение
задачи вследствие несовместимости некоторых из них и в то же время делает
чрезвычайно сложной его реализацию даже при использовании современных
ЭВМ. Поэтому в настоящем параграфе рассматривается решение задачи
выбора оптимальной трассы, когда в качестве критерия принимают конструк-
тивные схемы прокладки газопроводов па различных категориях местности,
выраженные через приведенные затраты. Решение данной задачи примени-
тельно ко всем трубопроводам — дело довольно сложное, хотя теоретически
°на может быть ретена и для нефтепродуктов. Сложность заключается в том,
что с изменением конструкции прокладки — подземной, наземной и надзем-
ной — резко меняются технологические условия транспорта продукта для
всех трубопроводов, за исключением газопроводов, где изменения конструк-
ции прокладки практически не меняют технологию транспорта газа.
Задача формулируется следующим образом: имеются начальная и конеч-
ная точки проектируемого газопровода, которые требуется соединить по такой
траектории и с таким чередованием конструктивных схем прокладки вдоль
трассы, чтобы получить минимальные суммарные приведенные затраты.
77
Критерием оптимальности в рассматриваемой задаче служат конструктивные
схемы прокладки газопровода в конкретных условиях местности. Но так как
конструктивные схемы прокладки — подземная, наземная и надземная ____
не обладают свойством аддитивности, то решить задачу можно, охарактери-
зовав каждую конструктивную схему числовой величиной. Это можно сделать
через приведенные затраты, выраженные в тысячах рублей в год.
Вопрос выбора оптимальной конструктивной схемы прокладки на данной
категории местности может быть более успешно решен при условии глубокого
анализа всех существующих схем укладки, областей их применения вообще
и по отдельным экономическим районам в частности. Схема укладки газопро-
вода зависит от топографических, гидрогеологических, геокриологических,
экономических, стратегических и других условий строительства и безаварий-
ной эксплуатации магистрального газопровода.
Наиболее распространенный вид укладки при сооружении магистраль-
ных трубопроводов — подземный. Подземной называется укладка, при кото-
рой отметка верхней образующей трубы находится ниже дневной поверхности
на высоту засыпки. Высота засыпки может быть различной и зависит от рай-
она прохождения трассы газопровода, но должна быть не меньше, чем преду-
смотрено СНиП 11—45—75 либо техническими условиями. На отдельных
участках возможно увеличение высоты засыпки, что обусловлено недостаточ-
ной жесткостью трубы или рельефом местности, теплотехническими расче-
тами, а также необходимостью обратной засыпки для балластировки газопро-
вода при высоком стоянии грунтовых вод.
Полуподземпая укладка предусматривает такое положение трубы, при
котором нижняя образующая находится ниже, а верхняя выше дневной
поверхности. Глубина траншеи и высота обвалования определяются проектом
с учетом гидрогеологической характеристики подстилающих грунтов, есте-
ственного откоса грунтов обвалования, условиями организации поверхност-
ного водостока, а также необходимостью резкого сокращепия либо полной
ликвидации балластировки трубопровода.
Наземная укладка, так же как и полуподземная, получила распростра-
нение в последние 5—7 лет в связи со строительством газопроводов в сильно
обводненных и заболоченных районах Севера страны. При наземной укладке
нижняя образующая трубы имеет отметки несколько выше дневной поверх-
ности (0,2—0,3 м). Газопровод обваловывается в соответствии с проектом
прпвозным или местным грунтом. Высота обвалования и откосов, закрепле-
ние последних, ширина валика по верху и т. д. определяются расчетами либо
принимаются конструктивно при очень малых диаметрах труб.
Надземная укладка трубопроводов применяется давно. Трубопровод про-
кладывают над землей или водой (на реках) на специальных опорах из свай,
ряжей, грунтовых призм и т. п. Высота от дневной поверхности до нижней
образующей трубы зависит от рельефа местности, уровня горизонта паводко-
вых вод, высоты снежного покрова в данной местности, гидрогеологических,
геокриологических и других условий и определяется проектом.
Область применения различных схем укладки зависит от технико-эконо-
мических показателей для конкретной категории местности и района трассы.
Подземная укладка. Она может быть применена почти во всех районах
Советского Союза (с любой характеристикой местности, включая и водные
преграды). Исключение составляют:
— участки распространения многолетнемерзлых просадочных грунтов,
в пределах которых должны быть проложены трубопроводы, транспортиру-
ющие продукт (газ, нефть н т. д.) с положительными температурами. Если
температура газа постоянно ниже 0° С, включая и период остановок, то под-
земная укладка возможна и на участках с многолетнемерзлыми просадочными
грунтами со спокойным рельефом местности;
— районы горных выработок со значительными смещениями грунтов;
— переходы через реки с особыми формами руслового процесса, горные
реки, селевые потоки, реки с ярко выраженными неустойчивыми руслами
(максимально плановые н глубинные более 2 м переформирования могут про-
исходить в течение нескольких недель или месяцев)»
78
Наземная или полуподземная укладка. Наземная укладка впервые была
предложена группой специалистов Гппроспецгаза в 1960 г. для строительства
газопроводов на болотах. Она позволяет избежать дорогостоящей балласти-
повки труб средних и больших диаметров и улучшает условия эксплуатации.
д дальнейшем наземную укладку стали применять и па участках трассы
с пылеватыми мелкодисперсными грунтами при высоком стоянии грунтовых
вод. Разновидностью наземной укладки является полуподземная, которая
была предложена в 1963 г. специалистами Всесоюзного научно-исследователь-
ского института по строительству магистральных трубопроводов (ВНИИСТ).
Область применения этих конструктивных схем прокладки более ограни-
ченна, так как сооружение над трубой валика высотой 0,8 м и более за счет
как рытья канавы-резерва (глубиной около 1 м), так и привозного грунта на-
рушает естественные контуры поверхности земли и тем самым естественный
водосток, а также создает искусственное препятствие для пересечения трассы
людьми, техникой, домашним скотом и т. п. Кроме того, полуподземная или
наземная укладка трубопроводов в густонаселенных районах, а тем более на
сельскохозяйственных угодьях, как правило, явно нецелесообразна, ибо тем
самым будет нарушена установившаяся хозяйственная деятельность людей,
искусственно расчленены и отчуждены дорогостоящие сельскохозяйственные
угодья и т.п.
В связи с этим полуподземная и наземная укладки могут быть рекомендо-
ваны для районов малозаселенных, заболоченных, с высоким стоянием грун-
товых вод, а также для территорий, где отсутствуют сельскохозяйственные
и промышленные (торфоразработки) хозяйства. К таким районам можно от-
нести Север и Северо-Восток Сибири, Якутию, Коми АССР, Северо-Запад
страны. Эта рекомендация базируется на том, что в перспективе в этих райо-
нах не ожидается интенсивной сельскохозяйственной деятельности. Когда же
эти территории будут намечены к освоению, истекут расчетные сроки эксплуа-
тации построенных трубопроводов и могут быть приняты новые, соответству-
ющие складывающейся обстановке решения.
В районах с многолетнемерзлыми сильно просадочными грунтами (III
и IV категорий по просадочности) при транспорте продукта с положительными
температурами полуподземная, как и подземпая, укладка не приемлема.
Что касается наземной укладки, то ее можно применять при условии сохране-
ния грунта в естественном состоянии путем создания термоизоляционной
подушки либо искусственного поддержания подстилающих грунтов в заморо-
женном состоянии.
Надземная укладка. Укладка газопроводов над поверхностью земли
на специальных опорах имеет более продолжительную историю, чем полу-
подземная и наземная, но область применения ее для магистральных газопро-
водов весьма ограниченна. Даже преимущество надземной укладки перед
полуподземной и паземноп относительно сохранения естественного стока по-
верхностных вод и почти полного отсутствия земляных работ не привело
к широкому внедрению ее в практику. Принципиально надземная укладка
может быть применена во всех районах, а практически — в тех же, что и на-
земная. Область ее применения даже более широка, так как наземная укладка
на болотах III типа, через реки, в районах горных выработок, на оползневых
участках пе приемлема.
Тем не менее надземная укладка, несмотря на ряд явных преимуществ,
широко не используется. Основная причина этого, па наш взгляд, заключается
в характере строительно-моптажпых работ. Если все другие виды укладки
трубопроводов могут быть почти полностью механизированы и выполняться
Как единый технологический процесс (исключая участки переходов через круп-
ные реки, автомобильные и железные дороги, болота), то надземная укладка
в силу особенностей конструкции трубопровода (компенсационных участков)
ограничивает широкое применение поточного строительства. Кроме транспорт-,
них, сварочных и изоляционных она требует еще специальных работ по соз-
данию опор и монтажных по установке трубы на опоры. Последние операции
Ребуют от строителей высококвалифицированных профессиональных навыков
особой точности выполнения работ.
79
С учетом того, что единственным критерием, объективно учитывающим
эффективность любого сооружения по любой конструктивной схеме, являются
приведенные затраты, необходимо отметить, что надземная укладка должна
применяться в тех случаях, когда она требует минимальных приведенных
затрат по сравнению с другими конструктивными схемами на рассматрива-
емой категории местности. При этом следует требовать от строительных орга-
низаций скорейшего создания специальных машин и механизмов, разработки
специальной технологии и т. д. для превращения строительства надземпых
трубопроводов в поточпый, полностью механизированный процесс с одновре-
менным повышением квалификации строительных кадров. При таком решении
вопроса надземная укладка может быть рекомендована для тех же райопов,
что и наземная.
В заключение необходимо отметить, что выбор оптимальных трасс газо-
проводов и конструктивных схем прокладки паиболее целесообразен во вновь
осваиваемых районах Сибири, Средней Азии, севера европейской части страны
и в аналогичных районах СССР и других стран, где открыты крупные место-
рождения газа и нефти и откуда будет проектироваться строительство
трубопроводов в районы потребления. Оптимальную трассу газопроводов
с учетом конструктивных схем их прокладки выбирают с помощью ЭВМ
«Минск-22». Программа выбора составлена автором данного параграфа
совместно с П. В. Радюн и В. Я. Волоховым. Порядок выполнения
работы аналогичен порядку работ по выбору оптимальной трассы с помощью
ЭВМ. В рассматриваемом случае подготовку исходных данных начинают
с определения области развития линии трассы, напесепия цифровой модели
местности, подбора картографического материала и т. п. Различие наблю-
дается в программе для расчетов на ЭВМ «Минск-22».
Программа выбора оптимальной трассы газопроводов с учетом конструк-
тивных схем их прокладки состоит из четырех частей:
1) расчет стоимости всех возможных конструктивных схем прокладки
на каждой категории местностп, суммирование стоимости элементарных ра-
бот f3];
2) расчет и выявление на каждом участке дуги конструктивной схемы
прокладки с минимальными приведенными затратами, суммирование их вдоль
каждой дуги сетки;
3) поиск пути по сетке с минимальными приведенными затратами от
начальной точки до конечной;
4) определение номеров минимальных по приведенным затратам кон-
структивных схем прокладки, характерных для оптимального пути (трассы).
Более подробно программа описана в работе [3]. Удобство этой программы
заключается не только в выборе оптимальной трассы, ЭВМ одновременно
подсказывает оптимальное чередование схем укладки по всей длине трассы.
§ 3.10. Основные принципы планирования
инженерно-строительных работ
Понятие «оптимальная трасса магистрального трубопровода» включает
в себя такие вопросы, как наименьшая длина трассы, минимальный снос
существующих зданий и сооружений в охранной полосе, наименьшая протя-
женность заболоченных и обводнеппых участков и освоенных сельскохозяй-
ственных угодий, наибольшая протяженность наилучших грунтовых условий
(отсутствие скальных, многолетнемерзлых и плывунных грунтов, достаточная
несущая способность их), минимальное число пересекаемых естественных
и искусственных препятствий при наличии вместе с тем достаточно развитой
транспортной дорожной сети.
Классификация участков и категорий местности, а также учет влияния
трапсиортных коммуникаций на выбор оптимальной трассы проектируемого
трубопровода с отводами позволяют разработать единый подход к учету при-
родных п других условий строительства. Не мепее важны требования полноты,
достоверности и высокой точности, которым должны отвечать физико-геогра-
80
жические, ипженерпо-геологические, гидрологические и другие характери-
стики, определяющие в конечном итоге критерий оптимальности выбранной
трассы. Достичь выполнения этих требований можно только в результате ком-
плексного использования картографического и фондовых материалов и аэро-
Жотометодов, особенно на стадиях ТЭО и технического проекта.
1 Для выполнения указанных требований рекомендуется следующая при-
мерная методика сбора исходных данных. Категории грунтов по сложности
пх механизированной разработки определяют с помощью картографического
материала масштабов 1 : 1 000 000 на стадии ТЭО и 1 : 100 000—1 : 25 000
на стадии технического проекта с одновременным использованием дологи-
ческих карт четвертичных отложений и аэрофотоснимков, получаемых в соот-
ветствующих организациях. На стадии предварительного дешифрирования
изучают природную обстановку района и проводят ландшафтное районирова-
ние: выделяют участки с ледниковыми, водно-ледниковыми и аллювиальными
отложениями, со скальными породами, закарстованные и сильно заболочен-
ные. В результате дается предварительная инженерно-геологическая оценка
трассы газопровода п отводов. При пнжеперпо-геологическом дешифрирова-
нии на стадии технического проекта определяют литологический состав
грунтов применительно к их группам по СНиП. При этом используют прямые
п косвенные признаки, оспованные на взаимосвязи различных компонентов
ландшафта и геологического строения территории, т. е. в основу положен
ландшафтный метод. Депшфрирование аэрофотоснимков выполняют по мето-
дике, разработанной Лабораторией аэрометодов НПО «Аэрогеология» Мини-
стерства геологии СССР.
Соединив контуры распространения грунтов различного литологического
состава ио материалам аэрофотосъемки, геологической карте и другому карто-
графическому материалу, мы можем с высокой точностью установить границы
их простирания.
Границы сельскохозяйственных угодий определяют по дешифрованным
материалам аэрофотосъемки, планам этих угодий и почвенным картам, име-
ющимся в областных управлениях сельского хозяйства. При этом уточняют
территории мелиоративных и поливных земель.
Наиболее сложным препятствием при строительстве трубопроводов слу-
жат болота. Контуры их четко отбиваются на картах, а по материалам аэро-
фотосъемки четко дешифрируется характер поверхности болота: топи, озера,
сплавины, растительный покров и т. д. Аэрофотоснимки позволяют наметить
возможные проезды по болоту илн объезды. На топографических картах
микрорельеф болот не показывается. При инженерпо-геологическом дешифри-
ровании аэрофотоснимков наиболее трудным является определение мощности
торфа. По прямым признакам абсолютные мощности его пе дешифрируются;
по аэрофотоснимкам можно определять лишь ориентировочные мощности
торфа с ошибкой от 1 м на мелкозалежных болотах до 2—3 м на глубоко-
залежных. Гипроторфразведкоп проведены обширные изыскания на болотных
массивах страны. По каждой административной области изданы справочники
торфяного фонда с картографическими приложениями. Определив по аэро-
фотоснимку морфологию впадины, в которой развивается болотный массив,
можно ориентировочно установить мощность торфа и построить профиль
дна болота.
Характер лесной растительности и границы ее распространения довольно
четко устанавливаются по аэрофотоснимкам в сочетании с картографическим
Материалом. Институтами объединения Лесопроект проведена аэрофото-
съемка, которую следует использовать при выборе трасс трубопроводов.
Дешифрирование снимков позволяет установить характер залесепности
и вид леса. Кроме того, в областных управлениях лесхозов имеются планы
лесонасаждений, по которым также можно получить необходимую информа-
^ию по границам и видам лесов.
Типы рек определяют по картографическим материалам, аэрофотоспим-
ам и Водному кадастру СССР. На аэрофотоснимках хорошо просматриваются
Рупные и мелкие водотоки, направленные течепия, характер речных долин,
гсота и крутизна склонов террас и т. п. Уступы террас опознаются по
6 Заказ 156
81
морфометрическим признакам, поймы рек — по местоположению и микро-
рельеф—по следам блуждания русла. Сухая пойма имеет светло-серый тон и по,
лосчатый рисунок. Понижения и западины характеризуются более.темным то-
ном. Острова, отмели, косы резко выделяются на темпом фоне воды. Донные
грунты хорошо дешифрируются при песчаном ложе. Кроме того, косвенным
способом изучения донных грунтов служит анализ геологического строения
территории и истории развития речной долины. Возможность оконтуривания
пойменных участков с помощью материалов аэрофотосъемки с высокой точ-
ностью — важное достоинство метода, поскольку эти участки, как правило,
наиболее труднопроходимы.
Уровень грунтовых вод определяется по гидрогеологическим картам
(масштаба 1 : 200 000—1 : 50 000) и аэрофотоснимкам. Каждому комплексу
отложений присущи свои закономерности распространения водоносных гори-
зонтов. Для песков, например, выдержанный горизонт грунтовых вод обычно
ниже 3 м. Моренные суглинки характеризуются спорадическим распростра-
нением подземных вод, приуроченных к линзам и слоям песков.
Граница распространения и характер мпоголстнсморзлых грунтов уста-
навливаются по геокриологическим картам и аэрофотоснимкам, при дешифри-
ровании которых определяются зоны сплошной и островной мерзлоты, глу-
бина сезонного протаивания, бугры пучения, термокарстовые явления, соли-
флюкционные процессы и т. п.
Сбор обширной информации по районам прохождения трассы с отводами,
заменяющий или дополняющий картографический материал, затруднителен
из-за жестких сроков проектно-изыскательских работ. Сосредоточение всех
интересующих проектировщиков показателей на единой карте даже при укруп-
ненном ее масштабе нецелесообразно, ибо делает карту трудночитаемой.
Значительно облегчить и упростить поставленные задачи можно, разрабо-
тав комплекс карт, а также создав цифровые модели для выбора оптимальных
трасс с помощью ЭВМ. Использование генеральных схем развития трубопро-
водных систем позволяет наметить соответствующие регионы, заблаговре-
менно собрать и обобщить фондовые и литературные материалы, а в необходи-
мых случаях провести дополнительные разведочные работы.
Цель разработки специальных карт и других аналогичных материалов —
систематизировать инженерно-строительные сведения по районам будущего
строительства магистральных трубопроводов. Пользуясь заранее подгото-
вленными справочными материалами п имея отработанные программы для
ЭВМ, мы можем уже на первых стадиях проектирования, в том числе и на ста-
дии технического проекта, практически с максимально возможной объектив-
ностью выбрать оптимальную трассу будущего трубопровода с отводами,
определить стоимость сооружения линейной части, тип прокладки по отдель-
ным участкам, решить задачу строительства с учетом минимума капитальных
и металловложений, а также сокращения времени строительства н т. п.
Масштаб карт должен быть 1 : 200 000, 1 : 100 000 и крупнее. Карты
составляют по фондовым и литературным данным с широким привлечением
материалов аэрофотосъемки. На инженерно-геологической карте показывают
литологический состав рыхлых отложении на глубину до 10 м, их мощность,
состав скальных пород, а также районы развития карста, оползней, мерзлоты
и т. п. При наличии ландшафтных профилей'их дают как приложение к карте.
Наиболее характерные в инженерно-геологическом отношении участки —
на врезке более крупного масштаба. Геоморфологическую карту совмещают
с инженерно-геологической. На нее наносят основные типы рельефа: равнин-
ный (волнистые и всхолмленные, плоские морские и озерно-ледпиковые рав-
нины), холмисто-грядовой эрозионный и т. п.
На гидрологической карте показывают глубину залегания подземных
вод, основные их типы (пластовые, трещинные и т. д.), химический и минера-
логический составы, водообильность водоносных горизонтов, а также приуро-
ченность вод к определенным литолого-стратиграфическим комплексам.
Карту густоты гидрографической сети составляют на бланковке. Д-пя
крупных рек указывают ширину, глубину, скорость течения и продольные
уклоны дна.
82
Кроме того, составляют карту на крупномасштабной основе, на которую
наносят населенные пункты (кроме хуторов, отдельных зданий, скотных дво-
ров и т. п.), железные дороги, категорийные автомобильные, а также зимники
я проселочные дороги.
На карте болот и растительности показывают контуры болотных массивов,
средние мощности торфа и категории проходимости болот. Кроме того, на
карте указывают основные породы деревьев, высоту и густоту древостоя,
вырубки и гари, границы сельскохозяйственных угодий — пашен, лугов,'
мелиоративных земель и т. п.
На карте многолетпемерзлых и талых пород помечают их площадное
распространение, мощности мпоголетнемерзлых пород, скопления бугров
пучения, термокарстовых озер, границы типов мпоголетнемерзлых и талых
пород, т. е. зоны сплошной и островной мерзлоты. Если есть данные о темпе-
ратурном режиме, льдистости и других свойствах мерзлоты, их приводят
в справочной форме. _
При новой стадийности проектирования, когда на стадии технического
проекта определяется окончательная сметная стоимость объекта, подготовлен-
ный материал даст возможность установить капитальные вложения в линей-
ную часть трубопровода с отводами одновременно с выбором оптимальной
трассы с помощью ЭВМ как по основной трассе, так и по отводам и отдельным
участкам на них, с незначительными уточнениями в процессе изысканий
я составления технического проекта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бородавкин, П. П. Подземные трубопроводы. М., «Недра», 1973. 304 с.
2. Бородавкин П. П-, Березин В. Л., Рудермап С. Ю. Выбор оптималь-
ных трасс магистральных трубопроводов. М., «Недра», 1974. 240 с.
3. Дерцакян А, К. Выбор оптимальной трассы газопроводов с учетом
конструктивных схем их прокладки. Автореферат дис. Уфа, 1971. 21 с.
4. Иванов С. А. Выбор оптимальной трассы газопроводов с отводами.
Автореферат дис. Уфа, 1972. 21 с.
5. СНиП 11—45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектиро-
вания. М., Стройиздат, 1975. 60 о»
6*
Г лава 4
ИНЖЕНЕРНЫЕ
ИЗЫСКАНИЯ
«Задачей инженерных изысканий для строительства является комплексное
изучение природных условий района (участка) строительства для получения
необходимых исходных данных, обеспечивающих разработку технически
правильных и наиболее экономически целесообразных решений при проекти-
ровании и строительстве» (СНиП II—А.13—69, п. 1.З.). Инженерные изыска-
ния для промышленного строительства должны производиться, как правило,
специализированными организациями по заданиям генеральных проектиров-
щиков.
Проектные организации с разрешения министерств и ведомств СССР
и советов министров союзных республик в случае необходимости могут про-
водить инженерные изыскания в комплексе с выполняемыми проектными
работами. «К инженерным изысканиям не относятся работы по отводу земель
для строительства, оценке угодий и сносимых сооружений, обмеру существу-
ющих сооружений, созданию опорной геодезической и строительной сети для
разбивочных работ, разбивка осей сооружений, переноска проекта в натуру,
производство исполнительных съемок, а также работы по наблюдениям за
осадками и деформациями зданий и сооружений в процессе строительства»
(СНиП II.А.13—69, п. 1.7).
$ 4.1. Подготовка исходных данных
Исходные данные для изысканий подразделяются на две категории:
подготавливаемые главным инженером проекта совместно-с заказчиком и пред-
ставителями ведущих проектных отделов; подготавливаемые изыскательской
организацией (трест инженерно-строительных изысканий или отдел изыска-
ний в составе проектного института) до начала полевых работ.
К первой категории исходных данных относятся:
а) комплексное задание на изыскания, разработанное в соответствии
с заданием на проектирование объекта;
б) акты выбора площадок под узловые сооружения (КС, НПС, ГРС,
жилые поселки, водозаборы, очистные водопроводные и канализационные
сооружения, аэродромы, вертолетные площадки, РРС и др.) с приложением
технических условий на подключение инженерных сетей;
в) справка об открытии финансирования или приказ о включении объекта
в план проектной организации;
г) решение местных Советов депутатов трудящихся (крайисполкома,
облисполкома или Совета Министров автономной республики), разрешающее
проведение предварительных или окончательных изысканий.
Совет Министров РСФСР постановлением от 22 марта 1974 г. №
утвердил «Положение о порядке возбуждения и рассмотрения ходатайств
о предоставлении земельных участков» предприятиям, организациям и учре"
ждениям, заинтересованным в предоставлении земельных участков. Разделы
II и IV указанного «Положения» определяют порядок предварительного согла-
84
сования места расположения объекта, т. е. порядок выбора площадок (трасс)
будущего строительства и оформления этого выбора актом комиссии. ‘
В соответствии с «Положением и инструкцией по разработке проектов
и смет для промышленного строительства» (СН 202—76, п. 2.6) для выбора
площадки строительства или линейного сооружения заказчиком создается
комиссия, в состав которой включаются, как правило, представители гене-
ральной проектной организации и по ее усмотрению представители специали-
зированных проектных и изыскательских организаций, министерства, которое
будет осуществлять строительство или по его поручению представители строи-
тельной организации — генерального подрядчика; территориальной проект-
ной организации Госстроя СССР илп Госстроя союзной республики; испол-
кома местного Совета депутатов трудящихся и выделенные им представители
местных организаций, ведающих эксплуатацией транспортных коммуника-
ций, сетей электроснабжения, теплоснабжения, водоснабжения, канализа-
ции, связи и т. д.; местных органов Государственной санитарной инспекции
СССР, Государственного пожарного надзора СССР, Госгортехнадзора СССР;
республиканских органов по использованию и охране водных ресурсов;
управления железной дороги МПС; Министерства связи СССР; Минэнерго
СССР. В необходимых случаях к работе в комиссии привлекаются представи-
тели Государственной! инспекции но охране рыбных запасов и регулированию
рыбоводства, Министерства морского флота СССР, .Министерства речного
флота РСФСР или органов, ведающих водным транспортом в союзных респуб-
ликах, управлений Министерства гражданской авиации СССР, Главных
штабов видов Вооруженных сил СССР или штабов военных округов и других
заинтересованных министерств, ведомств и организаций. Акт оформляется
в исполкоме местного Совета депутатов трудящихся с участием всех членов
комиссии в срок не более одного месяца. 'Акт о выборе площадки является
основным документом о согласовании намечаемых проектных решений и под-
ключении предприятия к инженерным сетям и коммуникациям.
Сроки действия согласований проектных решений и условий присоедине-
ния проектируемых объектов к источникам снабжения, инженерным сетям
и коммуникациям устанавливаются при выборе площадки для строительства
и согласовании проектных решений и указываются в акте по выбору площадки.
Указанные сроки не должны быть менее сроков, установленных в соответствии
с нормами продолжительности проектирования и строительства.
Указанные исходные данные являются разрешающим началом для орга-
низации инженерных изысканий, как предварительных, так и окончательных.
Отсутствие или недостаточная полнота их отрицательно сказывается на подго-
товке исходных даппых второй категории, а следовательно, и на своевремен-
ном развертывании полевых изыскательских работ.
Вторую категорию исходных данных составляют:
а) плановые материалы различных масштабов па район изысканий
(карты, планы землепользователей, маршрутная или площадная аэрофото-
съемка, фотосхемы, фотопланы и т. д.);
б) предварительно намеченные на имеющихся плановых материалах
в соответствии с заданием на изыскания и актами выбора площадки и трассы
линейных объектов (головные и промежуточные КСили НПС, ГРС, магистраль-
ные трубопроводы, вспомогательные инженерные коммуникации и т. д.);
в) согласования с военными округами и органами Госгеослужбы;
г) сведения о государственной геодезической сети па район пзы-
еканий
д) сведения о геологической изученности изыскиваемых трасс и пло-
щадок;
е) сведения об опорных метеостанциях и климате районов изысканий;
Ж) сведения о гидрологической изученности пересекаемых водных ире-
град и возможных поверхностных источников водоснабжения.
Только комплекс исходных данпых первой и второй категорий является
ем необходимым и достаточным условием, которое позволяет выполнить все
11Нженерных изысканий качественно и с наибольшим экономическим
аффектом.
85-
§ 4.2. Основные требования газовой инспекции
В силу пожароопасности нефтепроводов и взрывоопасности газопроводов
изыскания их должны вестись с соблюдением определенных требований газо-
вой инспекции. В основном эти требования сводятся к установлению мини-
мально допустимых расстояний от изыскиваемого трубопровода до населен-
ных пунктов, отдельных жилых строений, автомобильных и железных дорог,
линии электропередачи, связи и других сооружений, а также расстоянии
между параллельными трубопроводами (СНиП 11—45—75).
Все газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяют на
два класса (табл. 4.1). Нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от диа-
метра трубопровода подразделяют на четыре класса (табл. 4.2). Предельная
ширина полосы отвода на период строительства нефте- и нефтепродуктопро-
нодов с введением норм СН 452—73 аналогична ширине полосы отвода для
ТАБЛИЦА 4.1
Классификация газопроводов в зависимости от давления
(СНиП И—45—75, п. 2.1)
Класс газопровода Рабочее давление, игс/см!
ог ДО
I Свыше 25 100 включительно
II » 12 25 »
ТАБЛИЦА 4.2
Классификация нефте- и нефтепродуктопроводов в зависимости
от диаметра (СНиП И — 45—75)
Класс I и in IV
Диаметр, мм Свыше 1000 по 1400 От 1000 по 500 Менее 500 по 300 Менее 300
ТАБЛИЦА 4.3
Предельная ширина полосы отвода, м, на период строительства
одного подземного трубопровода
Диаметр трубопровода, мм Земли несельскохозяй- ственного назначения или непригодные для сельского хозяй- ства и земли Госу- дарственного лесного фонда Земли сельскохозяй- ственного назначения худшего качества (при снятии и восста- новлении плодородно- го слоя)
До 400 включительно 20 28
Более 400 по 700 включительно 23 33
Более 700 по 1000 » 28 39
Более 1000 по 1200 » 30 42
Более 1200 по 1400 >> 32 45
86
газопроводов соответствующих диаметров (табл. 4.3). Указанные нормы пре-
дусматривают подземную укладку трубопроводов. Согласно примечанию
к СН 452—73 ширина полосы отвода для магистральных наземных и надзем-
ных трубопроводов определяется проектом, утвержденным в установленном
порядке.
§ 4.3. Согласования с местными органами власти
и различными государственными инстанциями
Правильно выполненные выбор и оформление актов выбора площадок
с намеченной системой подключения инженерных коммуникаций или крупных
линейных сооружений одновременно являются исходными данными для на-
чала организации изысканий и основными принципиальными согласованиями
с рядом местных и государственных организаций союзного или республикан-
ского значения (в зависимости от размеров и народнохозяйственной или госу-
дарственной важности объекта проектирования). Этих данных при изыска-
ниях магистральных трубопроводов в лучшем случае может оказаться доста-
точно только для начальной, конечной и нескольких промежуточных точек
трубопровода (головные сооружения, КС, НПС, ГРС и т. д.), так как любая
комиссия практически не может детально уложить трассу магистрального
трубопровода большого протяжения; ее задача — выбрать генеральное напра-
вление трассы ЙГ решить сложные вопросы узких мест (размещение сопутству-
ющих сооружений, подключение инженерных коммуникаций, снос строений,
попадающих в охранную зону трубопровода, пересечепие или обход сельхоз-
угодий и т. д.). Кроме того, часто в состав комиссий по выбору площадок
(особенно таких, какими являются КС и НПС, жилые поселки обслужива-
ющего персонала и др.) пе входят представители военных округов и террито-
риальных органов Госгеолслужбы, требования которых могут существенно
изменить отдельные участки трассы или ее генеральное направление.
Поэтому до начала полевых работ по имеющимся материалам разрабаты-
вается плановая схема трассы трубопровода и в первую очередь проводятся
согласования именно с этими организациями. По получении ответов от воен-
ных округов и территориальных органов Госгортехнадзора СССР заканчи-
ваются согласования предполевого периода. Далее следует в случае необходи-
мости корректура трассы по результатам полученных согласований (учет
интересов отдельных воинских частей, отклонения трассы трубопровода
с целью избежать пересечений с коммуникациями оборонного значения,
обойти месторождения полезных ископаемых и т. д.). Все материалы по откор-
ректированной трассе магистрального трубопровода передаются заказчику.
Заключительным этапом согласований трассы магистрального трубопро-
вода являются так называемые уточняющие согласования во время полевых
Работ, обусловленные детальной укладкой трассы. Эти согласования выпол-
няют в первую очередь с землепользователями (совхозы, колхозы, леспром-
хозы, опытные хозяйства, машинно-мелиоратнвные станции и т. д.), затем —
со всеми организациями, интересы которых в топ или иной мере затронуты.
По получении всех согласований или одновременно с согласованиями
местных Советов депутатов трудящихся оформляется разрешение-на проведе-
ние изыскательских работ. Порядок получения согласований и разрешения
на изыскания предусмотрен в п. 8, 9 и 19, 20 указанного выше «Положения
° порядке возбуждения и рассмотрения ходатайств о предоставлении земель-
ных участков». В процессе согласований должны быть получены также
справки облисполкома или райисполкома о стоимости сельхозугодий, обл-
планов о наличии местных строительных материалов, территориальных
органов Госгеолслужбы об отсутствии на трассе трубопровода месторожде-
ний полезных ископаемых, о судоходных и сплавных реках, пересекаемых
трассой трубопровода, о категорийности пересекаемых автомобильных дорог;
Характеристики линий связи, ЛЭП и Других. коммуникаций, проходящих
8 охранной воне трубопровода без его пересечения»
87'
§ 4.4. Проведение натурных изысканий
Особого положения в части стадийности изысканий и проектирования
магистральных трубопроводов не существует. Подобно другим сооружениям,
в обычных условиях магистральные трубопроводы изыскиваются и проекти-
руются в две стадии: технический проект и рабочие чертежи. Счожные усло-
вия (районы распространения многолетнемерзлых грунтов, чрезвычайно
большая длина трубопровода, особое назначение и т. д.) требуют трехстадий-
ного проектирования: ТЭО, технический проект и рабочие чертежи. Оптималь-
ные трассы трубопроводов выбирают, как правило, на стадии ТЭО (подробно
см. гл. 3). Магистральные трубопроводы небольшого протяжения (особенно
газопроводы-отводы) проектируют в одну стадию (техпо-рабочпй проект).
Стадии изысканий соответствуют стадиям проектирования.
Стадия ТЭО. В обычных условиях изыскания для ТЭО сводятся в основ-
ном к камеральному трассированию трубопровода по имеющимся картам раз-
личных масштабов (1 : 1 000 000; 1 : 500 000; 1 : 200 000; 1 : 100 000 и др.).
При отсутствии карт указанных масштабов издания ГУГК допускается трас-
сировать магистральный трубопровод по административным картам .масштаба
1 : 600 000 и .мельче ил/r по картам атласов отдельных республик. Уложенная
на указанных плановых материалах трасса магистрального трубопровода
(один или несколько вариантов) оформляется в схему для согласовании, кото-
рые ограничиваются па :>той стадии изысканий в несложных условиях только
согласованиями с двумя категориями организаций: военными округами и тер-
риториальными органами Госгортехнадзора СССР. •
По получения ответа от указанных организации трасса магистрального
трубопровода корректируется в соответствии с поставленными условиями
(частичные отклонения, обходы и т. д.). В случае необходимости проводится
аэровизуальное обследование наиболее сложных участков илп конкуренто-
способных вариантов. Характеристика рельефа местности, пересекаемые
естественные и искусственные препятствия .геологическая и гидрогеологиче-
ская характеристики, климатические данные, сведения о режиме водных
преград и т. д. — все заимствуется из литературных и фондовых источников
И имеющегося картографического материала. Результаты изысканий офор-
мляются в виде отчета, состоящего из пояснительной записки с краткой харак-
теристикой трассы, плана и профиля липейпой части трубопровода в масштабе
используемых карт. По площадкам наземных сооружений и вспомогательным
коммуникациям специальный материал не представляется, за исключением
случаев, когда проектирование ведется в особо сложных условиях (в зоне
распространения многолетпемерзлых грунтов, в горной местности и т. д.).
Стадия технического проекта. При двухстадийпом проектировании
(технический проект и рабочие чертежи) изыскания к техническому проекту
являются наиболее ответственной и трудоемкой частью всего комплекса изы-
сканий магистральных трубопроводов. Именно по материалам изысканий
к техническому проекту принимаются все принципиальные проектные реше-
ния, определяется окончательная сметная стоимость всего объекта, разраба-
тываются заявочные спецификации на оборудование, материалы, специальные
машины и т. д. Поэтому все вопросы, связанные с получением исходных дан-
ных, выбором площадок, согласованиями со всеми заинтересованными органи-
зациями п т. д., решаются при изысканиях на стадии технического проекта.
Предварительная проработка и согласования трассы па этой ста-
дии имеют свой особенности. Если оптимальная трасса не была выбрана
с помощью ЭВМ и утверждена, то при значительной протяженности трассы
(500 км и более) предварительная проработка трассы, как правило, выпол-
няется в нескольких вариантах на мелкомасштабном плановом материале
(карты масштаба 1 : 1 000 000 или 1 : 500 000). Затем намеченные варианты
уточняются по более крупным планам (карты масштаба 1 : 100 000, 1 : 50 000
или 1 : 25 000). При этом с достаточной точностью онределяются районы
пересечения крупных водных преград, переходы автомобильных и железных
дорог, обходы населенных пунктов ит.д. В случае многовариантности в это
же время производится предварительное сравнение вариантов, на основании
.88
которого для дальнейшей проработки оставляются наилучшие два-три ва-
рианта. Предварительно отработанная таким образом трасса магистрального,
трубопровода оформляется в ситуационную схему для согласований с ин-
спекциями Госгортехнадзора СССР и другими заинтересованными организа-
циями (рис. 4.1). Для создания схемы трассы большого протяжения целесо-
образно вновь вернуться к мелкому масштабу (1 : 1 000 000 или 1 : 500 ООО).
При трассах сравнительно небольшого протяжения (100—200 км) схема мо-
жет иметь более крупный масштаб.
По получении ответа от указанных организаций в предварительно разра-
ботанную трассу вносят соответствующую корректировку, после чего прово-
дится вторичное и окончательное сравнение оставшихся вариантов. Это срав-
нение должно убедительно показать преимущества одного из вариантов, кото-
рый и принимается для дальнейших изысканий. Если оставшиеся варианты
оказываются равноценными или близкими (разница в приведенных затратах
менее 5%), то изыскания па стадии технического проекта выполняются по
обоим вариантам, что должно быть оговорено в задании на проектирование.
Данные как первого, так и второго (окончательного) сравнения вариантов
в последующем вносятся в отчет по инженерным изысканиям.
Следующим этапом работы над уточнением трассы магпстрального трубо-
провода является пакладка ее по наиболее выгодному варианту на планы
землепользователей, которые имеют, как правило, масштаб 1 : 10 000,
а иногда 1 : 25 000. Это так называемая натурная проработка трассы с одно-
временным согласованием ее с землепользователями и владельцами пересе-
каемых сооружений (автомобильные и железные дороги, линпи электропере-
дачи и связи, водоводы, теплопроводы, другие газопроводы и нефтепроводы,
мелиоративные сети и системы и т. д.). При этом выявляются все строящиеся
и проектируемые сооружения п предприятия в охранной зоне изыскиваемого
трубопровода, которая определяется минимальными разрывами от оси трубо-
провода до разного рода сооружений!.
Укладка трассы на планы землепользователей производится аморально,
п лишь в отдельных случаях требуются контрольные измерения в натуре.
Эту работу выполняет руководитель полевого подразделения (начальник
экспедиции, главный инженер экспедиции пли начальник изыскательской
партии, отряда). В районах наземных сооружений (КС, ППС) трасса трубо-
провода укладывается в соответствии с актами выбора этих сооружений.
В сложных случаях привлекаются главный инженер проекта и ведущие-
специалисты проектных отделов.
Вторым эшелоном по трассе движутся непосредственные исполнители
полевых работ: топографы, геологи, геофизики, гидрологи. На стадии техни-
ческого проекта они выполняют следующие виды и объемы работ:
а) топогеодезическпе работы — плановую глазомерную или полупнстру-
ментальную корректуру используемых карт и планов землепользователей
в полосе трассы трубопровода; вынос п закрепление створов переходов через
железные и категорийные автомобильные дороги, а также через крупные
водные преграды (многониточные переходы); полуинструментальное профили-
рование всех естественных и искусственных препятствий; инструментальную
съемку крупных иодных переходов;
б) геологические, гидрогеологические и геофизические работы — буре-
ние линейной части трассы па требуемую заданием глубину с шагом между
геологическими выработками, определяемым в зависимости от полноты и на-
дежности предварительно собранных материалов, а также от ожидаемого гео-
логического разреза; установление уровня грунтовых вод на момент изыска-
ния и их режима в головом разрезе; отбор проб грунтовых вод на химический
анализ; установление границ обводнеппых и заболоченных участков для небла-
гоприятного периода года; бурение переходов через железные и категорийные
автомобильные дороги (в случае близкого залегапия скальных пород под
полотном железной или автомобильной дороги разбуриваются смежные
Участки для перенесения трассы трубопровода в створ с мягкими грунтами);
буреппе переходов через крупные водные преграды (створ перехода через
крупную водную преграду выбирается па участке с наиболее устойчивыми
8&
область Л. • • • область
руслом и берегами, причем крайне желательно, чтобы русло и берега или
хотя бы русло были сложены наскальными породами; при отсутствии явно-
более благоприятных условий перехода материалы топографической съемки,
промеров и бурения в виде профилей по всем обследованным вариантам предъ-
являются на решение комиссии, возглавляемой главным инженером проекта);
определение коррозионных свойств грунтов с помощью электрометрии;
в) гидрологические работы — обследование всех пересекаемых естествен-
ных и искусственных водных преград, установление их режима (постоянство
или периодичность действия, периоды пересыхания и перемерзания); непосред-
ственное участие изыскателей в выборе створов переходов через водные
преграды; определение расчетных гидрологических характеристик в межепь
и паводок (горизонты и ширина зеркала воды, наибольшая глубина, поверх-
ностная и донная скорости течения); установление хозяйственного значения
водотока или водоема (судоходство, лесосплав, рыбное хозяйство); организа-
ция п производство промеров на крупных водных переходах; измерение ско-
ростей и направлений течения; определение размеров деформаций русла и бе-
регов; отбор проб воды на химический анализ.
По площадкам наземных сооружений и вспомогательпым коммуника-
циям на стадии технического проекта выполняется весь комплекс топогео-
дезических, инженерно-геологических, геофизических и гидрологических
изысканий. Масштаб топографической съемки площадок и коммуникаций
обычно принимается более мелкий, а бурение производится на площадках
не под сооружения, а по задаваемой сетке.
Стадия рабочих чертежей. Целью изысканий является детализация
материалов, выданных на стадии технического проекта, уточнение отдельных
участков трассы трубопровода, досъемка площадок и трасс коммуникаций
на основе требований экспертизы технического проекта, уточнение и дополне-
ние отдельных согласований, создание материалов более крупных масштабов
как по линейной части, так и по площадкам, а также подготовка трасс и пло-
щадок для сдачи заказчику.
По линейной части магистрального трубопровода, подобно изысканиям
к техническому проекту, выполняется комплекс топогеодезических и гидроме-
теорологических работ. Однако характер выполнения этих работ на стадии
рабочих чертежей несколько другой. Выполняется сплошная инструменталь-
ная укладка трассы на местности (трассировка); в зависимости от диаметра
проектируемого трубопровода и условий местности проводится сплошная
топографическая съемка полосы трассы или только съемка сложных участков
(переходы через водные преграды, автомобильные и железные дороги, болота
большой протяженности, горные и косогорные участки, балки, овраги и др.).
Инженерно-геологические работы выполняются с таким расчетом, чтобы име-
лась возможность отбить границы всех литологических разностей грунтов
по трассе трубопровода и составить геологический профиль с учетом рельефа
местности и увеличенного заглубления трубы в переломных точках. Выпол-
няется сплошная электрометрия для проектирования изоляции и электрохи-
мической защиты. Наконец, дополняются и уточняются гидрологические
характеристики пересекаемых больших и малых водотоков. Аналогичные
работы выполняются при изысканиях площадок и трасс коммуникаций на
стадии рабочих чертежей. »
Если на стадии технического проекта проектировщики работают по пло-
щадкам на планах 1 : 2000—1 : 1000 (компоновка генплана), то на стадии
рабочих чертежей им обычно требуется плановый материал масштаба 1 : 500
(детальная планировка). Поэтому приходится либо выполнять крупномас-
штабную съемку в соответствии с разработанным генпланом, либо увеличи-
вать ее с более мелкого масштаба (пантографирование, новая накладка, меха-
ническое увеличение при несложном рельефе и т. д.). Для инженерно-геологи-
ческих работ на площадках при изысканиях под рабочие чертежи характерно
не «обзорное», а детальное бурение непосредственно под проектируемые соору-
жения (компрессорный цех, энергоблок, гараж и т. д.).
Изыскания по трассам инженерных коммуникаций значительных особен-
ностей не имеют.
91
Стадия техно-рабочего проекта. Изыскания для техно-рабочего проекта .
являются одностадийными. Проводятся они, как правило, только для проек-
тирования трубопроводов малых диаметров и небольшого протяжения.
Характер и объем изыскательских работ зависят от характера и объема работ,
подлежащих выполнению при изысканиях на стадии^технического проекта
и рабочих чертежей.
§ 4.5. Топогеодезические изыскания трасс и
площадок
Планово-высотное обоснование. Топогеодезические изыскания трасс
магистральных трубопроводов, площадок сопутствующих сооружений и ком-
муникаций регламентируются инструкциями по инженерным изысканиям для
линейного строительства (СИ 234—62), по инженерным изысканиям для про-
мышленного строительства (СН 225—62) и по топогеодезическим работам для
городского, поселкового и промышленного строительства (СН 212—62),
Опыт изысканий магистральных трубопроводов показывает, что планово-
высотное обоснование необходимо поставить в зависимость от стадии проекти-
рования, диаметра трубопровода и его назначения.
Плановым обоснованием для линейной части трубопровода и коммуни-
каций являются теодолитные ходы, которые привязываются к опорным пунк-
там государственной или ведомственной геодезической сети. Относительная
невязка в теодолитных ходах не должна быть более 1 : 2000, а абсолютные —
не должны превышать значений, приведенных в табл. 4.4. Максимальные
длины теодолитных ходов, удаленность узловых точек от пунктов триангу-
ляции и полигонометрии, а также количество точек поворотов висячих теодо-
литных ходов не должны превышать значений, указанных в табл. 4.5—
4.6. Угловые певязки в замкнутых полигонах и ходах не должны превышать
/₽=±1'^, (4.1)
где и — число углов в полигоне или ходе.
ТАБЛИЦА 4.4
Допустимые абсолютные невязки теодолитных ходов
Невязки, м
Масштаб съемки
на незастроенны
территориях
, на застроенной па незастроенной в неблагоприятных
территории территории условиях (заросли,
болото, пахота
и т. д.)
1 : 500
1 : 1000
1 : 2000
1 : 5000
0,25
0,40
0,60
1,20
0,40
0,60
Р,90
1,80
0,50
0,80
1,20
2,40
Высотным обоснованием является геодезическое или техническое (гео-
метрическое) нивелирование. При топографических съемках с сечением рель-
ефа более 1 м высотпые отметки пунктов можно определять геодезическим ни-
велированием, при этом длины ходов должпы быть не более 2 км. При съемках
с сечением рельефа до 1 м определение высотпых отметок производится техни-
ческим нивелированием.
Геодезическое нивелирование производится измерением вертикальных
углов одним полным приемом при двух положениях вертикального круга.
Расхождения между прямым и обратным превышением илп между превыше-
92
ТАБЛИЦА 4.5
Максимальные длины теодолитных ходов и удаленность узлов точек
от пунктов триангуляции и полигонометрии, км
Масштаб съемки Между пунктами триангу- ляции и полигонометрии или между узловыми точками теодолитных ходов, служащих само- стоятельной опорой Висячие ходы Удаленность узловых точек от пунктов триангуля- ции и поли- гонометрии
на застроен- ной терри- тории на незастро- енной тер- ритории на застроен- ной терри- тории на неза- строенной территории
1 : 500 0,80 1,20 0,10 0,15 0,70
1 :1000 1,20 1,80 0,15 0,15 1,00
1 :2000 2,00 3,00 0,20 0,30 1,50
1 : 5000 4,00 6,00 — 0,50 3,00
ТАБЛИЦА 4.6
Максимальные длины и количество точек поворота
висячих теодолитных ходов
Масштаб съемки На застроенной территории На незастроенной территории
Длина хода, м Кол-во точек поворота Длина хода, м Кол-во точек поворота
1 : 500 100 3 150 1
1 :1000 150 3 150 1
1 :2000 200 3 300 2
1 : 5000 — — 500 2
ниями, определенными при наведении на равные высоты рейки для одной
и той же линии, не должно быть более 0,04s, м, где s —длина линии, сотни мет-
ров. Допустимые невязки в ходах и замкнутых полигонах, м, не должны
превышать
А/г = ± 0,04s 'Кп, (4.2)
где s—средпяя длина линии, сотни метров; п — число линий; s— s^/n;
2 si — сумма всех длин линий хода.
Техническое нивелирование пунктов съемочного обоснования проводится
отдельными ходами, системами ходов и замкнутыми полигонами между мар-
ками и реперами нивелирования II, III и IV классов. В исключительных слу-
чаях допускается проложение висячих нивелирных ходов, измеряемых в пря-
мом и обратном направлениях. Предельная невязка хода пли замкнутого
полигона, мм, но должна превышать
Afe=±50/Z (4.3)
или
Afe=±10'Kn, (4,4)
где L — число километров; п — число станций в ходе или полигоне.
93
В результате проведенных работ по съемочному плановому и высотному
обоснованию должны быть представлены:
— схемы съемочного обоснования;
— абрисы привязок пунктов, закрепленных центрами;
— журналы геодезического или технического нивелирования;
— ведомости обработки измерения барисов;
— ведомости уравнивания и вычисления координат и высот;
— каталог координат и высот пунктов съемочного обоснования.
Трассировка. До массового освоения математических методов выбора
оптимальных трасс с помощью ЭВМ трассирование линии трубопровода целе-
сообразно проводить в несколько этапов. Камеральное трассирование в подго-
товительный (иредполевой) период по имеющимся плановым материалам вы-
полняется для предварительной оценки на стадии ТЭО и согласований в виде
схемы трассы трубопроводов; трассирование по картам крупных масштабов,
материалам аэрофотосъемки и планам землепользователей производится, как
правило, на стадии изысканий для технического проекта; инструментальное
трассирование выполняется при изысканиях под рабочие чертежи по Материа-
лам предварительного камерального трассирования (при качественном и пол-
ном использовании материалов аэрофотосъемки инструментальное трассиро-
вание по сути может быть выносом трассы в натуру для установки знаков за-
крепления и сдачи ее заказчику).
Подготовительный процесс для камерального трассирования по име-
ющимся плановым материалам, крупномасштабным картам и планам земле-
пользователей складывается из подбора однородного планового материала
на всю трассу трубопровода *, размещения этого материала на одной плос-
кости (стол, подрамник) с возможно точным сопряжением по границам от-
дельных листов с помощью чертежных грузиков или кнопок, отыскания на
плановом материале начальной и конечной точек (пунктов) трассы трубопро-
вода, закрепления этих точек булавками или иголками и натяжения между
ними обычной нити. На этом подготовительная часть заканчивается и начи-
нается собственно трассирование.
Качественное выполнение камерального трассирования требует соблюде-
ния определенных правил. Сначала определяют промежуточные узловые
точки трассы трубопровода. Такими точками могут быть пункты расположе-
ния НПС или КС, переходы через крупные водные преграды, обходы путевых
развязок железных и автомобильных дорог, обходы крупных населенных
пунктов, обходы определенных территорий по условиям согласований и др.**
Промежуточные узловые точки также закрепляют булавками, иголками или
отмечают на плане мягким карандашом. Затем первую промежуточную узло-
вую точку рассматривают как конечную точку первого участка трассы и иа
этом участке проводят трассирование мягким карандашом или также с по-
мощью булавок (иголок) и другой нитки (желательно другого цвета, нежели
воздушная прямая). После окончания укладки трассы на первом участки
переходят ко второму, третьему и т. д. до конечной точки (рис. 4.2). Углы
поворота трассы, значительно отклоняющие ее от воздушной прямой, заносят
в ведомость (табл. 4.7). Если природные условия сложные (сильная изрезан-
ность рельефа, наличие оврагов, интенсивно размываемых рек, большая засе-
ленность территории, сильная заболоченность, густая сеть автомобильных
и железных дорог со сложными развязками и т. д.), то промежуточные узло-
вые точки могут иметь несколько вариантов. Тогда предварительное трассиро-
вание ведется по всем конкурентоспособным вариантам.
Каждый из вариантов закрепляется на плановом материале (обычно мяг-
ким карандашом), после чего в специальные ведомости (табл. 4.8) заносятся
* При очень длинных трассах магистральных трубопроводов необходимо
начинать трассирование по планам мелкого масштаба, переходя на более
крупный (1 : 1 000 000, 1 : 100 000, 1 : 25 000 и т. д.).
** Все узловые точки целесообразно выбирать как можно ближе к воз-
душной прямой: к прямо натянутой нити между начальной и конечной точ-
ками трубопровода.
94
>. 4.2. Камеральное трассирование трубопровода по картам.
ВП — воздушная прямая; I—V — варианты трассы.
95
ТАБЛИЦА -4.7
Форма ведомости основных углов поворота трассы трубопровода
Л« п- и. Километр трассы угла пово- рота Угол поворота по отноше- нию к предыдущей прямой Обоснование угла поворота
вправо влево
1. 3,2 12° — Обход населенного пунк- та
2. 5,6 — 24° То же
3. 8,0 12 — Выход на генеральное на- правление
4. 26,5 6 — Обход болота
основные показатели трассы, снятые с указанного планового материала.
Варианты трассы копируются или составляется их схема. По данным ведо-
мостей производится сравнение вариантов и для дальнейшей работы оста-
вляется, как правило, одпн вариант с несколькими подварпантамп на отдель-
ных сложных участках.
Па стадии технического проекта инструментальное трассирование выпол-
няется лишь частично (в пределах переходов через крупные водные преграды,
автомобильные дороги I—III категории и магистральные железные дороги
нормальной колеи). На стадии рабочих чертежей инструментальное трассиро-
вание выполняется сплошное, с закреплением трассы стандартными закрепи-
тельными знаками: деревянными столбами, металлическими трубами пли
угольниками *. Закрепительные знакп устанавливаются на всех углах пово-
рота, выносках, переходах через водные преграды, автомобильные и желез-
ные дороги, овраги,балки и другие препятствия, а также на прямых участках
трассы в виде створных знаков. Расстояние между закрепительными знаками
должно быть не более 400 м и обеспечивать прямую видимость. Закрепитель-
ные знаки маркируются масляной краской; на них указываются сокращенное
название организации, условное название трассы, порядковый номер знака,
значение и направление угла.
Кроме закрепительных знаков при трассировании трубопровода на пере-
ходах через водные преграды и растущие овраги с шириной в межень по зер-
калу воды или между бровками оврага более 30 м устанавливаются нестандарт-
ные грунтовые реперы, по одному па каждом из берегов однониточпых перехо-
дов и по два на каждом пз берегов многониточпых переходов. Для установки
реперов выбираются безопасные от повреждения места в стороне от трассы
(100—150 м), противоположной перспективному развитию трубопровода.
По уложенной па местности и закрепленной трассе трубопровода прокла-
дывается магистральный теодолитный ход с привязкой: к пунктам государст-
венной геодезической сети. Измерения горизонтальных углов выполняются
оптическими теодолитами (цена деления 30") двумя приемами с перестановкой
лпмба между приемами примерно па 90°. Расстояния между закрепительными
знаками и дополнительными точками теодолитных ходов измеряются сталь-
ными компарпровапными 20-метровыми лентамп в прямом л обратном напра-
влениях.
Разница между двойными измерениями пе должна превышать 3 см на
100 м липин, а относительная линейная невязка не должна превышать
1 : 2000. Угловая невязка
АагС + Г/й, (4.5)
где п — количество измеренных углов в ходе,
* В залесенной местности допускается в качестве закрепительных зна-
ков использовать пни от срубленных деревьев.
96
ТАБЛИЦА 4.8 Форма сводной ведомости основных показателей трассы трубопровода
Нол-во по вариантам
Показатель .— Приме- I II m чанив
Длина трассы, км Длина воздушной прямой, км Абсолютное удлинение, км Относительное удлинение, % Переходы через водные преграды, переходов/км: многонпточные через крупные преграды (ширина в межень более 75 и) одпониточные через средние преграды (ши- рина в межень от 20 до 75 м) однопиточпые через малые реки и ручьи одпониточные через балки и овраги Протяженность пересекаемых болот, км/количе- ство Протяженность обводненных участков, км Переходы через железные дороги: нормальной колеи узкой колеи Переходы через автомобильные дороги: Г— III категорий IV—V категорий профилированные некатегорийпые Протяженность пересекаемых косогорных участ- ков, км/количество Протяженность залесенных участков, км Протяженность трассы, км, по пересекаемым: пахотным землям участкам с закрытым дренажем участкам с открытым дренажем участкам поливных земель Протяженность трассы в неблагоприятных для строительства условиях (скальные грунты, такыры, вечная мерзлота, карст и др.), км Строения в охранной зоне трубопровода: жилые промышленные подсобные Протяженность трассы вдоль существующих ав- томобильных, железных дорог и водных путей сообщения (до 3 км), км Суммарные капитальные вложения, тыс. руб. Эксплуатационные расходы, тыс. руб./год Приведенные затраты, тыс. руб./год
Прп угловых измерениях на одной точке нескольких направлений (более
Двух) производится замыкание горизонта. На узловых точках и пунктах
триангуляции измеряются правые и левые примычные углы. По результатам
этих измерений определяются азимутальные направления теодолитного хода.
В случаях, когда на большом протяжении трассы (порядка 20 км) отсутствуют
близ расположенные пункты триангуляции (находятся далее 3—5 км), опре-
деляется астрономический азимут тремя приемами с погрешностью ± 1°.
7 Заказ 15в
97
Допускаются следующие значения погрешности измерения горизонталь-
ных углов теодолитами с ценой деления 30":
а) колебание двойной коллимационной ошибки — ±1';
б) колебание направления из отдельных приемов — ±45";
в) ошибка замыкания горизонта — ±30".
Результаты инструментального трассирования заносятся в угломерные
журналы с ведением общей схемы теодолитного хода и постраничных абрисов.
Содержание и объем топогеодезических инженерных изысканий при примене-
нии математических методов оптимизации трасс с помощью ЭВМ существенно
отличаются от обычного, изложенного выше, способа выбора вариантов трассы.
Принципиальные положения этой новой методики изложены в гл. 3.
Пикетаж. Пикетажные работы выполняют на стадии“рабочих чертежей
по окончательно закрепленной на местности трассе трубопровода или другого
линейного сооружения. Разбивка пикетажа и правильное ведение пикетаж-
ного журнала имеют важное значение для дальнейшей обработки материалов
изысканий. Пикетажный журнал наиболее полно характеризует условия
прохождения трассы трубопровода, включая в себя большой объем инженер-
ной информации как по оси трассы, так и в заданной полосе (характеристика
местности в увязке с плановым положением трассы трубопровода; точки пере-
сечения естественных и искусственных препятствий, включая наземные,
надземные и подземные коммуникации; их характеристики; расположение
всех створных знаков и углов поворота с их номерами и значениями; наимено-
вания и границы землепользователей; расстояния от оси трассы до разного
рода зданий, строений и сооружений, попадающих в охранную зону трубо-
провода; характеристика растительности и т. д.).
В состав пикетажпых работ входят: одиночное измерение линии стальной
лентой с последовательным закреплением на местности кольями и сторож-
ками как самих пикетов (через 100 м), так и всех характерных точек плана
и профиля по оси трассы (плюсовые точки); краткое описание и измерение
расстояний от оси трассы до зданий и сооружений в охранной зоне трубопро-
вода; составление эскизов пересекаемых препятствий (реки, ручьи, каналы,
железные и автомобильные дороги, ЛЭП, ЛЭС, другие газопроводы, нефте-
проводы, водоводы, канализация, силовые кабели, кабели связи и т. д.), а такж"
зарисовка ситуации в полосе трассы. Разграфка каждой страницы журнала
выполняется в виде сетки для удобства масштабного изображения как самой
оси трассы, так и ситуации в полосе разной ширины.
Ширина освещаемой полосы трассы определяется наибольшим значением
охранной зоны трубопровода, т. е. зависит от его диаметра, давленпя и спо-
соба прокладки. Так, для газопровода диаметром 500 мм при подземной про-
кладке ситуация должна быть зарисована в полосе шириной но менее 300 м
(по 150 м в каждую сторону), а для газопровода диаметром 1200 мм при над-
земной прокладке ширина освещаемой полосы увеличивается уже до 1200 м,
т. е. по 600 м в каждую сторону от оси трассы. Для трасс коммуникаций
в пределах комплекса площадок КС и НПС ширина полосы ситуационной
съемки значительно уже и равна 50--100 м. Пример заполнения пикетажного
журнала приведен на рис. 4.3.
Нивелирование. Для проектирования магистральных трубопроводов,
комплекса площадок НПС и КС и коммуникаций между ними выполняют тех-
ническое нивелирование, опирающееся на пункты государственной геодези-
ческой сети нивелировки IV, III и более высокого класса (твердые точки).
Как правило, используют разомкнутые ходы (проложенные между двумя
твердыми точками). В исключительных случаях допускается прокладка
висячих ходов, имеющих лишь одну твердую точку (пункт государственной
геодезической сети). В этом случае измерения ведут дважды: в прямом и об-
ратном направлениях.
Техническое нивелирование можно выполнять методами геометрического
нивелирования с помощью нивелира и геодезического нивелирования с по-
мощью теодолита. Для геометрического нивелирования используют нивелиры
с ценой деления уровня до 25" и двусторонние трехметровые рейки. Плечи
нивелирования не должны превышать 150 м. Отсчеты берутся по одпой сред-
98
и II II II X у*
11 II II
II х II пр. 12.2 5Р*75
II II ip. 9,9 У 54 гол2П, 9+5^0
V V
X/
Мел -Sem. on ЛЭП 35к 1 оры в V н/бЯ-чГ -ggjEgsH^
орь^-
й Па. ШНЙ
О О <
огяет о™н ой о камер ор+2и 5р+5
\_\су2 дво, тый 150 о
? о
О О / ° МГ 00' \ 31_
//
11 п II
II Грунт ш.Зм
Па шня <
ГК 551
\+90
+ 62 \ II II
Wp^35 +45 II II
V V’ и II
ГК 54 )£^- ’1^ 7,
'СтЪ.216 —*0,5 777777 .• • * *гг
7 1ашня 11
93 “h4 ОЗ |Г*>-. ...
, Ств. 215 *0(548+32,61 1 И
•1. ”<2* 1 •-. ГК 548^ °’ 4чей ет ййовоя ~0,8
+92 1 Угол '/К547 О И4 + 75,20 О 1 о \ в.лр. 7,90'-
ХН/ 1р. /,^и о •....
II \ / / а 1~. г с. 2nfr
И *: <25 ’ 4 о
Cmt JK541 \.2К +16,40 " 93 Пруд
ГК547 Водопой
Рие. 4.S. Пример заполнения пикетажного журнала при линейных изысканиях.
7*
99
ней нити. Допускаемую невязку нивелирного хода определяют по формуле
(4.3). При геодезическом нивелировании производятся измерения вертикаль-
ных углов одним полным приемом. Данные геодезического нивелирования
заносятся в угломерный журнал. Допустимая высотная невязка при этом опре-
деляется по формуле (4.2). Измеренпе линий в обоих случаях выполняется
стальной лентой с точностью не ниже 1 : 1000.
При нивелировании определяются высоты всех угловых, пикетных
и плюсовых точек трассы магистрального трубопровода и трасс коммуника-
ций. На привязочных нивелирных ходах (при передаче высот с твердых
точек на точки трасс или съемочного обоснования) разбивка пикетных и плю-
совых точек не производится.
Съемка. Для проектирования магистральных трубопроводов (собственно
линейной части и переходов через естественные и искусственные препятствия),
наземных сооружений (КС и НПС, жилые поселки, водозаборы, очистные
водопроводные и канализационные сооружения, склады ГСМ, стройбазы,
вертолетные площадки и др.) и коммуникаций (подъездные автодороги, же-
лезнодорожные тупики, водоводы, канализационные коллекторы, выпуски
с очистных сооружений, ЛЭП, ЛЭС или кабели связи, радиофидеры) как на
стадии технического проекта, так и на стадии рабочих чертежей выполняются
топографические съемки в пределах заданных размеров.
Границы съемки и их масштабы для площадок и линейных сооружений,
как правило, определяются заданием на изыскания, а границы съемки по
длине переходов через естественные и искусственные препятствия назначаются
непосредственно в поле в зависимости от характера препятствия. Так, при
съемке перехода через реку длина перехода определяется ие урезами воды
и русловыми бровками берегов, а пойменной частью реки при наличии поймы
и бровками коренных берегов па беспойменных участках, Наиболее сложным
случаем установления границ съемки перехода является случай широкой
поймы с пологими склонами долины реки. Поэтому прежде чем приступить
к созданию съемочного обоснования и непосредственно к съемке, необходимо
установить границы максимального затопления поймы реюТ в створе пере-
хода.
Эта работа выполняется несколькими способами: если вблизи перехода
имеется пункт наблюдения гидрометеослужбы или другого ведомства, то
сведения о наивысшем уровне воды берутся по этому пункту (водомерному
посту) и переносятся в створ перехода с поправкой на уклон реки; если вблизи
перехода имеются населенные пункты и нет систематических наблюдений
за режимом реки, то максимальный уровень (так называемый ВИГ — высокий
исторический горизонт) определяется опросом старожилов. При этом опрос
ведется перекрестным путем, т. е. опрашивается обязательно несколько чело-
век до наиболее вероятного совпадения сведений. Полученные таким путем
сведения о ВИГ актируются, подписываются старожилами и заверяются
в местном органе власти (сельсовет, райисполком и т. д.). После этого отметка
наивысшего горизонта аналогично первому случаю передается в створ пере-
хода. Если вблизи перехода нет водомерных постов и населенных пунктов,
то максимальное затопление поймы определяется по местным признакам
(размыв коренных берегов, отложения плавника на их склонах, содранная
кора деревьев, растущих вблизи русловых берегов, или следы остатков травы
и мусора, застрявших па ветках деревьев и кустарника).
Отметок горизонта высоких вод (ГВВ) какого-либо конкретного года или
ВИГ мало для установления границ съемки перехода через водную преграду.
Необходимо еще наличие сравнительно ровной площадки, равной по длине
1,2—1,5 ширины реки в’межень (по зеркалу воды), для производства строи-
тельно-монтажных работ'по подготовке дюкера и укладки его в створе пере-
хода. При высокой и сухой между весенними паводками пойме такая пло-
щадка может быть расположена в пределах самой поймы и границами съемки
перехода будут урезы ГВВ редкой повторяемости или ВИГ плюс 150—200 и
по склонам долины от этих урезов. При низкой,пойме, подверженной затопле-
нию'кроме весеннего половодья еще и дождевыми паводками, наличии стариц
или большой заболоченности строительно-монтажная площадка выбирается
100
либо на пологом склоне долины за пределами поймы, либо за пределами бровки
коренного берега. В этом случае длина перехода увеличивается соответственно
па длину или ширину строительно-монтажной площадки, расположенной по
оси или перпендикулярно к переходу. *
' По ширине снимаемый водный переход должен быть равен 1,2—
1,5 ширины реки в межень, по не менее, м,
1=а(п —1)4-26, (4.6)
где а — расстояние между нитками в русловой части, м; п — число ниток
наТпереходе; Ь — запас съемки в каждую сторону от крайних ниток, равный
обычно 50—100 м.
Расстояния между нитками в русловой части определяют по СНиП
II—45—75 (табл. 4.9).
ТАБЛИЦА 4.9
Минимальные расстояния, м, между уложенными в русловой
и пойменной частях параллельными трубопроводами
Диаметр трубопро- вода, мм В русловой части пойменной части
До 1000 30 Такое же, как для ли-
Более 1000 50 нейной части
Примечание. Расстояния даны для водоемов о зеркалом воды
в межень шириной более 25 м.
Вторым по сложности определения границ съемки является переход через
автомобильную и железную дорогу. Выполненная съемка перехода (рис. 4.4)
должна удовлетворять двум основным требованиям:
1) быть достаточной для проектирования всех элементов перехода (соб-
ственно трубы, защитного кожуха, вытяжной свечи для газопроводов и сбор-
ного колодца для нефте- и нефтепродуктопроводов);
2) захватывать всю ширину полосы отвода железной дороги *, включая
защитные лесопосадки, так как разрешение на строительную просеку по
защитным лесопосадкам железных дорог дает Главное управление пути МПС.
Поэтому длина съемки перехода через железную и автомобильную дорогу
должна определяться расчетом. Значения а, Ь, с и d (соответственно расстоя-
ния от подошвы насыпи до конца кожуха, от оси насыпи до конца кожуха,
до вытяжной свечи газопровода и до сборного колодца нефте- или нефтепродук-
топровода) регламентируются СНиП II—45—75 (табл. 4.10).
В зависимости от высоты Н и крутизны т откосов насыпи (см. рис. 4.4)
длина защитного кожуха 2 будет 2 (а -|- mH -|- В/2) = 26. С учетом поправки
на высоту насыпи с всегда будет превышать или а -)- mH 4- В/2, или 6. Зна-
чение d может оказаться меньше их, так как при определении расстояния до
сборного колодца для нефте- и нефтепродуктопроводов поправка на высоту
насыпи не требуется. Таким образом, длина съемки перехода для газопрово-
дов
В=2(с-|-е); (4.7)
* Ширина полосы отвода железной дороги на станциях, разъездах
и перегонах с разными условиями снегозаноса, заноса песком и разными
способами защиты колеблется в очень широких пределах: от 25 до 200 м
плюс ширина насыпи по подошве или выемки по бровкам откосов.
101
102
ТАБЛИЦА 4.10
Минимально допустимые размеры, м, элементов профиля
при определении длины переходов трубопроводе
через железные и автомобильные дороги
Для газопроводов Для ягфте- и вефтепро- дуктопроводов
Категория дороги a ь С а а 1, с </
Железные дороги: общего пользе- 2 25 40 2 25 25
вания 1тоомьш1левиые Автомобильные доро- ги: I, II 2 15 25 2 15 15
2 15 25 2 15 15
III, IV 2 8 25 — 2 8 — —
Примечание. Приведенные значения с принимаются при равенстве отметок
головки рельса железной дороги или покрытия проезжей части автомобильной дороги
и основания вытяжной свечи. В случае превышения головки рельса или покрытии дороги
вад основанием свечи на каждый метр превышения значение с увеличивается на 5 м.
для нефте- и нефтепродуктопроводов
L = 2(d + e) при Ь<С.Л>а+тН+В!2', (4.8)
L = 2 (t> + «) при d<^b^>a 4~тН-|- В/2\ (4.9)
L=2 -\-B/2-\-e) при d<.a +тН + В/2>Ъ, (4.10)
где е * — расстояние от вытяжной свечи или сборного колодца до внешней
кромки защитной лесополосы; В — ширина земляного полотна по верху.
Формулы (4.7)—(4.10) справедливы при пересечении дороги под 90°.
По СНиП II—45—75 допускается пересечение дороги под острым углом
(до 60°). В этом случае в окончательную расчетную величину длины съемки
перехода вводится поправка, равная 1/sin а, т. е.
7® = £90° (1/sina), (4.11)
где а — угол между осями трубопровода и пересекаемой дороги.
Пример. Газопровод пересекает однопутную железную
дорогу общего пользования, которая в створе перехода имеет
насыпь высотой В = 10 м с откосами 1: т — 1 : 1,5 и шириной
земляного полотна по верху В = 5,8 м. Угол пересечения a =
= 90°. На расстоянии 43 м от оси пути начинается защитная
лесополоса шириной 20 м. По створу перехода местность попе-
речного уклона не имеет. Требуется определить длину съемки
перехода газопровода через железпую дорогу.
Решение. По табл. 4.10 и условиям задачи расстояние от
оси дороги до вытяжной свечи с = 40 м. Согласно примечанию
к табл. 4.10 необходимо ввести поправку на высоту насыпи:
* Расстояние е учитывается только в том случае, если защитная лесо-
полоса дороги распространяется за пределы размещения вытяжной свечи
илп сборного колодца.
10.3
Де = 5. io = 50 м. Суммарное значение й' = с-|-Дс=40-}-
4-50 = 90 м. Далее следует определить необходимость учета
в формуле (4.7) расстояния е от вытяжной свечи до внешней
кромки защитной лесополосы. Расстояние от оси дороги до
внешней кромки защитной лесополосы 43 -)- 20 = 63 м. Сопо-
ставляем с величпой с': 63 <4 90, т. е. вытяжная свеча должна
размещаться за пределами защитной лесополосы. В этом случае
расстояние е в расчет не принимается. По формуле (4.7) Д*о° =
= 2 (90 4- 0) = 180 м.
Пример. Решить ту же задачу при условии пересечения
железной дороги нефтепроводом. .
Решение. Предварительно следует выбрать расчетную фор-
мулу, Для чего необходимо определить значение а 4- тН 4-
4-.5/2 = 2 4- 1,5-10 + 5,8/2 = 19,9 м. Полученное расстояние
сопоставим с Ь и d (по табл. 4.10 Ъ = 25, d = 25 м). Следова-
тельно, Ь~ d> а 4- mH 4- 5/2 (25 >19,9).
За расчетную можно принять формулу (4.8) или (4.9).
По конструктивным соображениям сборный колодец лучше
несколько отдалить от конца кожуха (например, на 1 м). Тогда
d' = 25 4- 1 = 26 м. В этом случае окончательно Ь d > а 4-
4- mH 4- 5/2, т. е. расчет длины съемки перехода следует вы-
полнять по формуле (4.8).
Далее анализируется необходимость учета расстояния е
в расчетах. Расстояние до внешней кромки защитной лесополосы
43 4- 20 = 63 м, а расстояние от оси дороги до сборного колодца
(по табл. 4.10) d = 25 м. Следовательно (63 > 25), внешняя
кромка защитной лесополосы находится за пределами сборного
колодца, т. е. е вводится в расчет. По условиям задачи е =
= 63 — 25 — 38 м. По формуле (4.8) = 2 (d 4- е) -=
= 2 (25 4- 38) = 126 м.
Съемка выполняется, как правило, мензулой или тахеометром. Примене-
ние мензульной съемки наиболее целесообразно в условиях незастроенной
или мало застроенной территории, когда необходимо получить план какой-
либо площадки (НПС или КС, поселка, водозабора, перехода и т. д.). Преиму-
щество мензульной съемки состоит в том, что план площадки создается непо-
средственно в поле в виде готовой продукции. При съемке линейных объектов
(полоса вдоль трассы трубопровода, подъездной дороги, водовода и т. д.)
или при съемке площадок в условиях плохой погоды наиболее предпочти-
тельна тахеометрическая съемка.
Инструкциями по инженерным изысканиям для промышленного строи-
тельства (СН 225—62) и для линейного строительства (СН 234—62) предусма-
триваются масштабы съемки как на предварительных, так и на окончательных
изысканиях для всех сооружений магистральных трубопроводов от 1 : 5000
до 1 : 1000 с накладкой плана только в отдельных случаях в масштабе 1 : 500
(водозаборные и очистные сооружения, НПС, плотины, мостовые переходы,
путепроводы, эстакады). Однако практика проектирования показала, что
необходимо площадки под целый ряд сооружений снимать в более крупном
масштабе, особенно на стадии рабочих чертежей.
Камеральная обработка. Результатом камеральной обработки инженер-
ных изысканий трасс и площадок магистральных трубопроводов являются
материалы: 1) для проектирования всего комплекса сооружений; 2) для сдачи
трасс и площадок заказчику. Первая категория материалов подготавливается
два или три раза (для каждой стадии проектирования); вторая — только на
стадии рабочих чертежей. Объем и характер представляемых материалов
изысканий в зависимости от стадии проектирования выглядит следующим
образом.
Для стадии ТЭО. Схема трассы магистрального трубопровода пред-
ставляется с краткой технической характеристикой в виде таблицы основных
показателей (длина трассы, количество переходов через крупные водные
преграды, железные и автомобильные дороги, ожидаемая протяженность
104
Рио, 4.1. Плав ииягонитечного перехода трубопровода через реку.
пересекаемых болот, скальных участков, участков многолетней мерзлоты
и ожидаемая протяженность трассы вдоль существующих транспортных путей
сообщения), а также дается краткая пояснительная записка с описанием райо-
нов прохождения трассы в административном, топографическом, геологиче-
ском-и климатическом отношениях.
Для стадии технического проекта. Разрабатывается
обзорный план трассы трубопровода на основе административных карт мас-
штаба 1 : 600 000 п мельче с отражением железных и автомобильных дорог
Инженерно-геологическая
характеристика
Черные отметки
(абсолютные).»
Разложившийся moptp (болото Птипа), д.н.0,15;
Красные отметки
(верх травы).м
Расчистка трассы
Траншея Глубина, м
Откосы Ширина дна. м
Разработка
Засыпка
Категория уч-ка газопровода
Трибы Ф*8,мм
Тип протибокоррозионнои
___ изоляции_____________
Защита изоляций от механичес
них повреждений___________
балластировка газопровода
Способ икладки
газопровода.
Пикетаж _________
Расстояние между
отметками
--------- Уклон гдздпро-
Дрина ичасткаСТГ—-—Soon
ю. электр. сопрот. грунтоо
2*36
„ ___________J______________________
15 | 15 | 34 \ 27 \ 22 \ 25 '
____ 4
25 Т
Рис. 4.6. Пример подготовки профиля реки для проек
общего пользования, судоходных рек и крупных населенных пунктов; план
трассы трубопровода с отражением ситуации в узкой полосе * на основе карт
масштаба 1 : 100 000 и крупнее и профиль с геологическим разрезом па глу-
бину 3 -5 м; планы и профили мпогониточных переходов через водные пре-
грады масштабов: горизонтальный 1 : 1000—1 : 2000, вертикальный — 1 : 200
(рис. 4.5 и 4.6).
♦ Ширина полосы должна быть не меньше удвоенной максимальной
ширины охранной зоны проектируемого трубопровода,-определяемой табл. 4
СНиП 11—45—75.
106
Ведомости согласований, водотоков (водоемов), пересекаемых трассой
трубопровода, балок и оврагов, болот и обводненных участков, железных
и автомобильных дорог, землепользователей и сельхозугодий, подземных
коммуникаций, участков с открытым и закрытым дренажем, воздушных линий
связи и электропередачи, горных и косогорных участков, ведомость строений
5 6
24 | 26 |0 57 | 24 | 20 \14 | 16 110
тарования многониточного перехода трубопровода.
и ценных насаждений, расположенных в охранной’зоне трубопровода, и ведо-
мость лесорастительности по трассе трубопровода *.
Ситуационные планы комплекса площадок КС или НПС с коммуника-
циями масштаба 1 : 10 000—1 : 5000 (рис. 4.7).
Планы площадок КС (НПС) водозаборов, очпстных водопроводных и ка-
нализационных сооружений, горюче-смазочпых материалов, вертолетно-поса-
дочных площадок, строительных баз, жилпоселков и т. д. масштаба 1 : 2000
(рис. 4.8) с геологическими разрезами (рис. 4.9).
* При составленпи ведомости лесорастительности характеристика леса
дается по табл. 4.11.
107
ТАБЛИЦА 4.It
Характеристика леса для расчистки трассы
Классификация леса Число деревьев Примерное Норма выхода древесины, м’/га
м расстояние
между эВ
О деревьями» О
по крупности по густоте м О
2 ф ч О
я 0 Й 8
Топкомерный Г устой 2250 22 Менее 2 33 10 23
110 Средний 1450 14 2—4 20 6 14
д0 120 Редкий 800 8 Более 4 10 3 7
Очень мелкий Густой 1400 14 Менее 3 135 68 67
160 Средний 850 8-9 3-5 85 43 42
до 180 Редкий 400 4 Более 5 35 18 17
Мелкий Густой 850 8-9 Менее 4 150 90 60
240 Средний 500 5 4—6 100 60 40
да 260 Редкий 300 3 Более 6 50 30 20
Средней крупности Густой 520 5 Менее 4 175 105 70
320 Средний 340 3-4 4—8 125 75 50
д0 340 Редкий 150 1—2 Более 8 75 45 30
Крупный Густой 320 3 Менее 6 200 120 80
320 Средний 200 2 6—11 150 90 60
> 340 Редкий 80 1 Более И. 100 60 40
Примечани е. Числитель — диаметр ствола, внаменатель — пня, мм.
Рис. 4.7. Ситуационный план комплекса площадок КС (НПС) о коммуни-
кациями»
108
Планы и профили трасс коммуникаций (подъездные автомобильные до-
роги, ЛЭП, ЛЭС, радио, водопровод, канализационные коллекторы, выпуски
условно чистых вод и др.) масштаба 1 : 5000—1 : 2000 (рис. 4.10).
Ситуационные планы площадок ГРС масштаба 1 : 5000—1 : 2000 с комму-
никациями. Планы площадок ГРС и домов операторов масштаба 1 : 1000
с геологическими разрезами.
Текстовая часть отчета состоит из разделов:
1) основания для производства инженерных изысканий;
таблица 4.12
Форма ведомости закрепительных знаков
Кв п. п. Наиме- нование и номер знака Пикетаж- ное зна- чение по трассе Угол поворота Расстояние от трассы, м Отметка полка Примечание
Право Лево Право Лево Земля
У г. 3 Ств. 7 РП 2 Заполняется только для углов поворота Заполняется только для реперов
ТАБЛИЦА 4.13
ТАБЛИЦА 4.14
Форма ведомости пересекаемых коммуникаций и прочих сооружение
Кв п. п. Место пересечения по трассе трубо- провода Наиме- нование Глубина заложения до верхней образу- ющей, м Мар- ка Диаметр, м Владелец, его адрес и номер телефона
км ПК
109
110
Рио. 4,8. Паш пощадам
авемвого вооружения.
Ill
2) обоснование выбора основного направления и вариантов трассы трубо-
провода;
3) климат районов проложения трассы трубопровода;
4) характеристика топогеодезических работ;
5) инженерно-геологические и гидрогеологические условия трассы трубо-
провода, площадок и трасс коммуникаций;
6) строительные материалы.
Рио. 4.9. Геологические развези площадки наземного вооружении (а) и схема их располо-
жении а масштабе 1 : 1000 (б).
1 —• почвенный слой; 2 — гравий и галька; 3 — валуны; 4 — пылеватые пески; 5 — супе-
си; в —глины; 7 — уровень грунтовых вод и дата вамера; 3 — номер лабораторного ана-
лиза грунта.
7) гидрологические характеристики пересекаемых водных преград,
источников водоснабжения и водоприемников условно чистых вод.
Отчет по изысканиям компонуется, как правило, в отдельные тома по
объектам: линейная часть трубопровода; многопиточпые переходы через
водные преграды; КС (НПС) с коммуникациями; вдольтрассовые сооружения
(РРС, АОП, ВПП и др.).
Для стадии рабочих чертежей. Планы и профили 10-ки-
лометровых участков трассы трубопровода масштабов: горизонтальный
1 : 10 000, вертикальный 1 : 1000, геологический 1 : 200 (рис. 4.11).
Планы и профили одпопиточных переходов через водные преграды шири-
ноГГзеркала воды в межень 20—75 м* в масштабе 1 : 1000.
* Планы и профили многопиточпых переходов повторяются па стадии
рабочих чертежей только в случае необходимости уточнения каких-либо
данных. Планы и профили малых водотоков (ширина зеркала воды в межень
менее 5 и) отдельно не приводятся. На водные переходы шириной в межень
5—20 м даются выноски.
112
oi -е><э
У» m ‘e‘( юг юрноу
6 '9XQ----
8'0 -9x9 шоюцд/п
TlM
O‘S m ‘9*1 m UDHD)/
0'61
sic
oos
006
S'6I
0'81
1'01
0'00
0'61
061
9'81
S‘8l
9'91
0'61
L'91
061
0'91
6'Ll
091
0‘8l
0'61
0'61
(.91
061
881
8‘Ll
L'Ll
L'Ll
L'U
9LI
-09-
006
-09-
OSl
soo
900
~09i
OOP
ООО
091
SOI
Рис. 4.10. Профиль трассы коммуникаций.
1 — почвенный слой; 3 — песок моренный с гравкем, галькой до 15% валунами до 10%, р0 « 1,7 г/смэ; з — торф слабо и хорошо разло-
жившийся, р0 == 0,98 -г 1,01 г/см’; 4 — суглинок морениый в гравием, галькой до 5% и валунами до 10%, р0 » 2,03 г/см»; 5 — уровень
грунтовых вод и дата замера.
061
001
jrn.
SOS
003
.Q'gOJILlO'Clft I/0H08—
O'£ rrl ‘O'l 1Гг ювнп)1~
O'f m'O'l ог ювион
9 9*3
0'Sn'94 аг юонву —
/?Л (L ‘8£9 “X) N-хвжОо/ gogoduotnj
S'8l
6'81
0'91
l'?l
61Л
0'81
6'Ll
091
6LI
0'91
091
Ш
060
-06-
ZSLZ
ООО
001
SL'
90T
901
'ZSLO
SLO
~OSl~
-6L-
~9Г
099
114
рис. 4.11. План в профиль участка трассы трубопровода, подготавливаемого для разра-
ботки рабочих чертежей.
1 Черные отметки, м
7 Тип изоляции
2 Глубина траншеи, м
Уклон газопровода
8 Удельное электросопротивление
грунтов, ом/м
Длина участка, м
9 Защита изоляции от механиче-
ских повреждений
4 Расстояние между отметками, м
5 Пикетаж
Балластировка газопровода
Категория участка газопровода
Размер трубы: .0 X >. мм
Инженерно-геологическая харак-
теристика
Планы на все площадки, указанные в разделе технического проекта,
в пределах генеральных планов даются на этой стадии в масштабах 1 : 500,
Планы и профили трасс коммуникаций в масштабе 1 : 2000—1 : 1000
могут быть заимствована из материалов изысканий к техническому проекту,
если их трассы не претерпели изменений в результате уточнения посадки
площадок и других причин или выполнены в этих же масштабах заново.
Материалы к сдаче трасс и площадок заказ-
чику. В соответствии с «Временной инструкцией о порядке закрепления
и сдачи заказчикам трасс магистральных трубопроводов, площадок промыш-
ленного и жилищного строительства и внеплощадочных коммуникаций»
(РТМ—1151, 1969 г., п. 9) в состав «Материалов к сдаче...» входят:
₽«о. 4.12. Схема закреплении трассы трубопровода (коммуникаций, площадок) для сдачи
заказчику.
8»
115
ТАБЛИЦА
Форма ведомости сооружений, расположенных в цп(
лах охранных зон проектируемых объектов, и расчистки ценных насажде-
№ п. п. Инвентар- ный номер чертежа участка трассы или перехода Местоположение строения
Километр и ПК Название села, райо- на, области, республики Расстояние от оси трубо- провода, м Наиме- нование Этаж- иоеть
влево вправо
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. ,
Характеристика строения ценные насаждения Владе- лец, его адрес и номер телефона Прим чанв
Кубату- ра, м’ Площадь, м* Материал Наиме- нование Пло- щадь, га
стен кровли
а) схемы закрепления трассы (площадки) в масштабах 1 : 10 00
1 : 25 000 (в пустынных районах 1 : 50 000—1 : 100 000) шириной 1—2
с нанесением основных контуров, границ землепользований, точек закрег
ния трассы трубопровода, трасс инженерных коммуникаций и площа,
(рис. 4.12);
таблица ‘
Форма ведомости согласований со всеми заинтересованнь
организациями или копви документов согласова!
№
п. п.
Наименование
согласованного
участка трассы
(переход через
реку, шоссейную
или железную
дорогу, пересечение
коммуникаций,
участков лесорас-
тительности, снос
строений и т. д.)
не
б) ведомости закрепительных знаков и реперов с указанием пикетажа,
углов поворота, длин линий, отметок реперов и азимутов линий (магнитпых
или истинных), ведомостей пересекаемых сельхозугодий и 'коммуникаций,
сооружений, расположенных в охранной зоне, и расчистки ценных насажде-
ний, а также ведомости согласований со всеми заинтересованными организа-
циями (табл. 4.12—4.16).
В результате полевой приемки знаков закрепления объектов, закончен-
ных изысканиями, составляются двусторонние акты. В случае неявки предста-
вителя заказчика для приемки объекта сдачи в течение 5-дневного срока
изыскательская организация составляет односторонний акт о неявке заказ-
чика и в дальнейшем не несет ответственности за сохранность установленных
знаков.
§ 4.6. Инженерно-геологические
и гидрогеологические изыскания
Наиболее экономичное и технически целесообразное размещение различ-
ных сооружений, входящих в комплекс магистральных трубопроводов, во мно-
гом определяется точностью оценки инженерно-геологической обстановки,
установлением неблагоприятных природных факторов для проектирования
и осуществления необходимых профилактических мероприятий, обеспечива-
ющих устойчивость, долговечность и надежность работы конкретных объектов.
Под инженерно-геологической обстановкой подразумевается комплекс
природных процессов и явлений в их взаимном сочетании и взаимодействии,
которые прямо или косвенно могут влиять па условия строительства и эксплуа-
тацию сооружений. Это — рельеф и геоморфология района и участка; усло-
вия залегания, строение и состав толщ грунтов; глубина залегания и мощ-
ность водоносных горизонтов, физические свойства и химический состав под-
земных вод; степень трещиноватости, структурные и текстурные особенности
и физико-механические свойства грунтов, физико-геологические процессы
и явления (эрозия, абразия, карст, оползни, просадки), развитие которых
тесно связано с климатом и прочими природными факторами.
Изучение всех этих процессов требует постановки комплексных инже-
нерно-геологических и гидрогеологических изысканий. Методика, объем
и детальность их определяются стадией проектирования, ответственностью
сооружения, сложностью инженерно-геологических условий.
На стадии составления ТЭО строительства трубопровода производится
сбор материалов по справочникам, фондовым документам, изучение аэрофото-
материалов; в наиболее сложпых случаях — инженерно-геологическое обсле-
дование с целью обоснования выбора оптимального направления трассы
и сбора данных для проектпрования сооружений.
На стадии технического проекта инженерно-геологические изыскания
включают в себя: инженерно-геологическую маршрутную съемку в полосе
трассы трубопровода; разведочные работы по трассе и па переходах рек, овра-
гов, болот, искусственных сооружений, на площадках КС, НПС, ГРС, по
внутри- и внеплощадочным коммуникациям; поиск и разведку месторождений
строительных материалов; лабораторные исследования свойств образцов
грунтов и проб воды.
На стадии рабочих чертежей ведутся детальные инженерно-геологические
изыскания, складывающиеся из инженерно-геологической съемки масштаба
1 : 10 000, проходки разведочных выработок по окончательно утвержденной
трассе с целью представления сплошного геологического профиля с отбитыми
границами всех встреченных литологических разностей грунтов, с учетом
рельефа местности и возможного увеличенного заглубления трубы. Произво-
дятся дополнительные и контрольные обследования сложных участков и пере-
ходов, проходка выработок па площадках сооружений, лабораторные более
полные анализы грунтов и подземных вод, сплошное определение коррозион-
ной активности грунтов по трассе,
ИТ
Одностадийные изыскания для техно-рабочего проектирования выпол-
няются, как правило, по трубопроводам небольшой (до 30—5(? км) протяжен-
ности в равнинной местности с несложной геологической характеристикой
н малыми водотоками. Состав и объем инженерно-геологических изысканий
при одностадийном проектировании должен обеспечивать все требования
установленные для обоснования технического проекта и рабочих чертежей'
На технически несложных объектах состав работ может быть сокращенным
что отоваривается в задании на изыскания, но обеспечивающим разработку
всех конструктивных решений, связанных с природными условиями района
строительства.
Линейная часть. Из всего объема изысканий, связанных с проектирова-
нием магистральных трубопроводов, наиболее значительную часть предста-
вляют линейные трассовые инженерно-геологические изыскания, которые
складываются из предварительных, полевых, завершающих работ и оконча-
тельной камеральной обработки материалов.
На стадии ТЭО. Инжеперно-геологическая характеристика трассы
магистрального трубопровода во всех представляющихся конкурентоспособ-
ными вариантах дается на основании собранных и проработанных картогра-
фических, архивных и литературных материалов, в первую очередь материа-
лов инженерно-геологических и гидрогеологических съемок и изысканий
прежних лет по проходящим параллельно трассе линейпопротяженным объ-
ектам (трубопроводы, дороги, ЛЭП, ЛЭС и т. д.). При этом особая роль отво-
дится материалам аэрофотосъемки, позволяющим резко ускорить процесс
подготовки необходимых исходных данных для проектирования. Выбор опти-
мальных направлений трасс трубопроводов на этой стадии, как уже указыва-
лось в гл. 3, производится с помощью ЭВМ согласно п. 3.1 СНиП 11—45—75.
Окончательным выводам о наиболее приемлемых вариантах трассы в слож-
ных природно-климатических, в частности геологических, условиях предше-
ствуют комплексное аэровизуальное обследование по выбранным направле-
ниям трубопровода в малоисследованных местностях, в горных районах,
на труднодоступных территориях, а иногда и наземное визуальное обследова-
ние наиболее сложных участков с точки зрения инженерно-геологических
и гидрогеологических условий.
На данной стадии особое значение имеет картографический материал.
Значительное облегчение и упрощение задачи может быть достигнуто заблаго-
временной разработкой и использованием комплекса карт, освещающих
инженерно-строительные условия определенных районов страны, наиболее
перспективных к освоению трубопроводным строительством [17].
В разделе ТЭО, связанном с инженерно-геологическими факторами, на-
ряду с обзором геолого-лптологического строения, инженерно-геологпческих
и гидрогеологических условий по трассе рекомендуется в табличной форме
выделять такие определяющие показатели, как суммарная протяженность
участков, пересекающих заболоченные и обводненные земли, барханные
и дюнные пески, солончаки, валунные поля, скальные грунты и т. д. Должны
быть приведены сведения о наличии и характере карста, многолетней мерз-
лоты, сейсмичности района, общая Оценка грунтов по коррозионной актив-
ности, перспективы использования месторождений местных строительных
материалов и подземных вод в целях водоспабжения.
На стадии технического проекта. На этом основном
этапе проектирования роль инженерно-геологических изысканий наиболее
ответственна, особенно в тех случаях, когда геологические условия пред-
определяют направление трассы. При этом, как правило, недостаточно уста-
новить характер неблагоприятных физико-геологических процессов, а необ-
ходимо выявить причины интенсивности и площади распространения этих
процессов, определить степень влияния их на прочность магистрального
трубопровода, дать прогпоз влияния строительства трубопровода на дальней-
ший ход указанных процессов.
Полевые линейные инженерно-геологические изыскания заключаются
в проведении маршрутной инженерно-геологической съемки, геологоразве-
дочных и гидрогеологических работ.
118
Глазомерной съемкой охватывается полоса шириной в 100 м (по 50 м от
оси трассы вправо и влево) вдоль всей трассы трубопровода, включая неслож-
вые переходы. На участках с более сложными инженерно-геологическими
условиями, на средних и больших переходах ширина полосы съемки увеличи-
вается до пределов, позволяющих изучить в комплексе геологические явления,
которые могут оказать воздействие на устойчивость сооружения.
В процессе маршрутной инженерно-геологической съемки дается описа-
ние элементов рельефа, пересекаемых трассой (условия прохождения по водо-
разделам, склонам с указанием крутизны в градусах, через овраги, балки,
водотоки и т. п.), геологических явлении в полосе съемки (карст, оползни,
размывы, барханпые и дюнпые пески, солончаки, островная и сплошная
многолетняя мерзлота), выявляются участки с периодическим поверхност-
ным обводнением свыше 20 суток, заболоченные участки, устанавливаются
их границы в наиболее неблагоприятные периоды года.
Особое внимание следует уделять гидрогеологической стороне обследова-
ния, выявлению грунтовых вод и их положения с прогнозом в годовом раз-
резе, степени увлажненности различных литологических разностей грунтов.
При этом рекомендуется широко использовать естественные обнажения, суще-
ствующие колодцы, карьеры и пр.
Объем буровых и горнопроходческих работ по трассе и па переходах
определяется наличием, полнотой и надежностью предварительно собранных
материалов, а также сложностью естественных условий. В средних условиях
на данной стадии задается до одной-двух выработок на 1 км трассы при глу-
бине, обычно не превышающей 3—5 м. На участках распространения скаль-
ных грунтов и заболоченных геологические выработки задаются с таким рас-
четом, чтобы имелась возможность определения не только протяженности
неблагоприятного отрезка трассы, но и глубины залегания скальных пород,
мощности зоны выветривания торфа, характера подстилающих устойчивых
грунтов (на глубину не менее 1 м).
На валунных полях, наблюдаемых непосредственно на поверхности и
в шурфах, устанавливаются максимальные и наиболее часто встречающи-
еся размеры валунов и количество их на единицу длины трассы. Выделяются
участки, сложенные грунтами с галькой или щебнем размером крупнее 40 мм
с содержанием свыше 5%.
Переходы через лощипы, балки, овраги и водотоки выбираются па прямо-
линейных участках со спокойными, хорошо задернованными, устойчивыми
склонами. Прохождение трассы вблизи вершин действующих оврагов допус-
кается на расстоянии не менее 150, недействующих — не менее 50 м. Проло-
жение трассы по оползневым участкам, по косогорам с уклоном более 12°
не рекомендуется.
Переходы через железные и автомобильные дороги приурочиваются
к прямолинейным участкам их на насыпи. Если под полотном дороги залегают
скальные или плывунные грунты, то необходимо проводить разбуривание
не только створов переходов, но и смежных участков для установления наибо-
лее благоприятных условий пересечения этих искусственных препятствий.
Особенности изысканий водных переходов и переходов через болота, а также
участков со сложными геологическими условиями рассматриваются ниже.
В процессе маршрутной съемки и разведочных работ ведется отбор проб грун-
тов и высокостоящих грунтовых вод для лабораторных исследований. Все
наблюдения, фиксируемые в процессе маршрутной съемки, должны иметь
точную привязку по километражу и населенным пунктам, естественным рубе-
жам, дорогам и т. д.
Используемые в настоящее время для лпнейпых изысканий геофизические
и аэрофотометоды резко сокращают сроки изысканий и объемы натурных
исследовании с одновременным повышением надежности получаемых исход-
ных данпых. Содержание и объем инженерно-изыскательских исследований
При применении ЭВМ для оптимизации трассы трубопровода (см. гл. 3)
существенно отличаются от таковых при обычпом способе выбора оптималь-
ных вариантов. Детальная проработка камеральным способом картографиче-
ских и других материалов не исключает аэровизуальных и наземпых маршрут-
Вых обследований участков трассы, однако результаты последних задаются
119
в виде исходных параметров математической модели и учитываются при счете
на ЭВМ наряду с суммой всех возможных показателей по данному участку.
Таким образом, оптимизация трассы газопровода с применением ЭВМ яв-
ляется не исключающим, а дополняющим, решающим этапом проектно-изы-
скательских работ. Широкие возможности современных методов исследова-
ний рассматриваются пиже па примере инженерно-геологических изысканий,
проводимых в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов,
В результате проведенных инженерно-геологических исследований на ста-
дии технического проекта в отчете по изысканиям дается инженерно-геологи-
ческая характеристика трассы с описанием ее по характерным участкам,
с отражением всех особенностей последних (заболоченность, обводненность,
наличие неустойчивых грунтов, наличие многолетней мерзлоты, засоленность,
закарстованность, скопления валунов, наличие перевеваемых песков с указа-
нием направления перемещения последних и т. д.).
В отчете приводятся общие сведения о переходах через естественные
и искусственные преграды, составляется сводная справка об инженерно-
геологических условиях по трассе газопровода, рекомендуемая форма кото-
рой приводится в табл. 4.17.
ТАБЛИЦА 4.17
Справка об инжеперно-геологических условиях по трасее трубопровода
Варианты трассы
Показатели Единица измерения I II
Общая протяженность
Грунты по трассе в пределах глу-
бины заложения траншей
Количество валунов в среднем
по трассе (массой более 50 кг)
Протяженность болот по трассе
(по категориям)
Протяженность обводненных
участков с уровнем грунтовых
вод, равным диаметру трубо-
провода плюс высота засыпки
(с учетом возможного повыше-
ния уровня)
Протяженность участков с нали-
чием многолетней мерзлоты
Протяженность участков, требу-
ющих устройства подушки из
мягких грунтов
км
С подразделением
по группам,
% к общему
объему по участку
или в целом
по трассе
м3/км
км
км
км
км
Па основании инженерно-геологических изысканий на спрямленный про-
филь трассы трубопровода в масштабе 1 : 100 000 или 1 : 50 000 наносится
геологический разрез в вертикальном масштабе 1 : 200 в общепринятых услов-
ных обозначениях с отражением уровней грунтовых вод (на дату изысканий)
и в соответствующих графах — инженерно-геологической характеристики
участка: наименования грунта с указанием его консистенции (для связных)
или степени влажности (для несвязных), номера его группы по объемному
весу (по СНиП IV—10—77), наличия включений валунов, содержания гальки
120
или щебня крупностью более 40 мм в процентах (если более 5%, то требуется
подсыпка в траншею подушки из мягкого грунта).
В ведомостях переходов через естественные и искусственные преграды
в соответствующих графах освещаются:
— в ведомости водотоков (водоемов) — грунты, слагающие берега, пойму,
русло;
— в ведомости балок и оврагов — геологическое строение склонов и дна;
— в ведомости болот и обводненных участков — протяженность и наи-
большая мощность торфа (м), тип болота, допускаемая пагрузка на поверх-
ность болота (кгс/см2); протяженность участка с поверхностным обводнением
более 20 суток в году и высоким стоянием грунтовых вод;
— в ведомостях пересекаемых железных и автомобильных дорог — грун-
товые условия перехода. При наличии скальных грунтов или плывунов в ос-
новании переходов па отметках заложения трубопровода к каждому из таких
переходов дается обоснованная бурением справка о нецелесообразности
(невозможности) обхода выбранных створов. Это правило распространяется
на все железные дороги и автодороги I—IV категорий;
— в ведомости горных и косогорных участков — строительная характе-
ристика грунтов.
На стадии рабочих чертежей. Проводятся детальные
инженерно-геологические изыскания по утвержденному варианту трассы.
Основная цель этих изысканий — отбивка границ основных геолого-литоло-
гических разностей грунтов по трассе трубопровода и выяснение гидрогеологи-
ческих условий для представления сплошного геологического профиля с уче-
том рельефа местности и увеличенного заглубления трубы в переломных
точках.
На линейной части трассы задаются скважины и шурфы по оси трассы
в среднем через 300 м (обычно из расчета три выработки на 1 км) на глубину
3—5 м в зависимости от характера рельефа и смены условий по внешним при-
знакам, с учетом диаметра трубопровода. Шурфы задаются па сложных
в геологическом отношении участках, а также для отбора проб монолитов
грунтов с ненарушенной структурой (1% от количества выработок).
Па участках с близким к поверхности залеганием скальных пород выра-
ботки учащаются и задаются с шагом порядка 100 м. Глубина скважин опре-
деляется залеганием кровли скальных пород. При этом желательно возможно
большее заглубление в скальные породы для оценки степени их выветрелости.
Рекомендуется в этих случаях примерно 5% выработок проходить шурфами.
На переходах через ручьи со слабоврезанным руслом и пологими склонами
задаются обычно три скважины: одна в русле (глубиной примерно 3 м) и по
одной на берегах (примерно в 10—20 м от бровки на глубину около 4 м).
На ручьях с глубоковрезанным руслом глубина береговых скважин должна
быть увеличена до 5—6 м.
На переходах через овраги, балки, лога, лощины с пологими склонами
без выраженных в рельефе бровок выработки задаются одна по тальвегу
(глубиной около 3 м) и по одной в 50 м от тальвега вверх по склонам.(на глу-
бину 4—5 м). При наличии крутых склонов с явно выраженными бровками
увтупов разведочные выработки задаются на уступах в расстоянии порядка
10 м от бровок на глубину до 10 м (в зависимости от высоты уступа).
При наличии на переходах пропессов размыва временными или постоян-
ными водотоками склонов, русловых берегов или уступов террас участок
обследуется на всем протяжении активно развивающихся процессов для
выяснения причин, их вызывающих. Фиксируются все обнажения пород,
изучаются геотехнические свойства грунтов путем отбора проб с нарушенной
и ненарушенной структурой.
При пересечении шоссейных и железных дорог выработки задаются по
обе стороны перехода в 10—20 м от основания насыпи на глубину 5 м (с уве-
личением ее при пересечении дороги в выемке до 7—10 м). При близком к по-
верхности залегании скальных или плывунных грунтов количество разведоч-
ных выработок увеличивается для детального выявления геологического раз-
реза в створе выбранного на стадии технического проекта перехода. При этом
12*
необходимо учитывать, что до верха образующей трубы защитного кожуха
должно быть не менее 3 и от подошвы рельса железной дороги или покрытия
проезжей части автодороги и не менее 0,5 м от основания насыпи дна кювета
или резерва.
При вынужденном проложении трассы по косогорам с уклонами более
12° скважины п шурфы проходятся па этих участках через 50—100 м на глу-
бину до 5 м по поперечникам: на оси трассы и в 10 м выше и ниже по косо-
гору. Из всех характерных разностей грунтов отбираются монолиты для лабо-
раторных геотехнических исследований с целью проверки откосов на устой-
чивость.
Все разведочные выработки должны иметь привязку к пикетажу. На
участках с высоким стоянием грунтовых вод отбираются пробы воды для опре-
деления агрессивности их воздействия на бетон. Линейные полевые геолого-
разведочные работы сочетаются, как правило, с геофизическими исследова-
ниями, от объема и достоверности результатов которых зависит необходимое
количество разведочных выработок. Итогом камеральной обработки линейных
инженерно-геологических изысканий является составление раздела отчета,
включающего:
а) описание методики и объемов выполненных инженерно-геологических
работ;
б) детальную инженерно-геологическую характеристику участков трассы
со сложными условиями;
в) продольные профили по трассе в масштабе 1 : 10 000 (горизонтальный)
с нанесением геологического разреза в масштабе 1 : 200 с указанием уровней
грунтовых вод, групп грунтов, их инженерно-геологических характеристик,
электросопротивлений по геофизическим данным;
г) каталог разведочных выработок;
д) журнал послойного описания разведочных выработок;
е) сводную таблицу геотехнических исследований грунтов;
ж) сводную таблицу химических анализов грунтовых вод с оценкой
их агрессивностиjio отношению к бетону.
Водные преграды. В настоящем разделе рассматриваются особен-
ности инженерно-геологических изысканий переходов через средние и
крупные водные^ преграды, выделяемые из линейной части трубопровода
как более сложные объекты, строительство которых ведут специализирован-
ные организации. Задачей инженерно-геологических изысканий при наиболее
распространенном — подводном — решении перехода является комплексная
Оценка инжеперпо-геологических условий участков перехода для разработки
наиболее падежных и экономичных конструктивных решений. Полученные
в результате исследований данные должны освещать геоморфологические
особенности участка, его геологическое строение, характер и интенсивность
физико-геологических процессов с учетом прогноза их развития при сооруже-
нии и эксплуатации перехода, гидрогеологические условия.
Для обоснования выбора перехода на стадии технического проекта вы-
полняется ипженерно-геологическая съемка, обычно в масштабе 1 : 50 000
для участков простого геологического строения и 1 : 25 000 для участков
с особо неблагоприятными явлениями. Ширина полосы съемки для выбора
перехода принимается в пределах между коренными склонами долины’ при
простом геологическом строении — от 0,5 до 1,0 км, при паблагопрйятных
условиях — до 2 км.
По выбранным вариантам производятся буровые разведочные работы.
При устойчивых русле и берегах и песчапо-глинистых грунтах на стадии
технического проекта разбуриваются скважины глубиной 4—5 м по одной
в русле при ширине менее 150 м, через 50—60 м в русле при ширине более
150 м, по две — на урезах, на пойме и на подходах. В тех же условиях при
неустойчивых, частично илистых грунтах рекомендуется увеличивать глубину
скважин до 5—6 м, в илах — на всю их мощность. При любых условиях
глубина выработок должна не менее чем на 1 м превышать глубину траншеи
под трубопровод.
Из скважин отбираются пробы грунтов: для песчаных разностей — на
122
гранулометрический состав, объемную массу и плотность, естественную
влажность и коэффициент пористости; для связных грунтов — на объемную
пассу и плотность, естественную влажность, пределы пластичности, конси-
стенцию, коэффициент пористости. При неблагоприятных инженерно-геологи-
ческих условиях отбираются монолиты для определения компрессионных,
свойств, угла внутреннего трения и удельного сцепления. При решении пере-
хода прокладкой нескольких ниток трубопровода на стадии технического'
проекта производится разбуривание центрального створа с последующей
экстраполяцией результатов разведки на близлежащие створы. Исключение
составляют переходы на участках выхода или залегания, близкого к поверх-
ности земли, скальных пород. Здесь требуется проведение более детальных-,
разведочных работ, особенно при переходе через судоходную реку. Обычно-
разбуривание ведется по трем створам — центральному, в 50 м выше и 50 м
ниже него по течению.
На стадии рабочих чертежей либо в случае одностадийных изысканий
водных переходов через средние и крупные реки помимо геологической съемки
перехода в масштабе 1 : 5000—1 : 2000 выполняются разведочные детальные
исследования русловой и пойменной части, сочетаемые с геофизической раз-
ведкой методом ВЭЗ. Ширина участка съемки должна превышать на 100—
200 м расстояние между крайними нитками; по длине участка съемка охваты-
вает подходы до бровки верхней пойменной террасы.
Литологический разрез русловой части освещается бурением по каждой
нитке через 30—50 м в зависимости от геологического строения. При этом
глубина бурения русловых скважин от дна реки на несудоходных и несплав-
ных реках — 3, на судоходных и сплавных — не менее 4 м. При неустойчи-
вых грунтах глубина бурения увеличивается на их мощность. В пределах
пойменных террас скважины задаются по каждой нитке на урезах воды на глу-
бину 5 м, на уступах пойменных террас в 10 м от бровки уступа на глубину
в пределах 10 и и на пойме па глубину 3 м при шаге скважин через 100—150 м
в характерных точках. При неблагоприятных условиях и наличии слабых
грунтов требуется задавать скважины на их полную мощность последних.
При наличии скальных грунтов проходка выработок ведется до их вскры-
тия с возможным заглублением в кровлю для определения ее выветрелости.
Из скважин и шурфов отбираются пробы грунта и воды для определения пока-
зателей, аналогичных таковым на стадии технического проекта, с целью уточ-
нения характеристик грунтов в пределах окончательно заданных створов^
перехода.
При ведении изысканий на крупных реках при наличии сложных гидро-
логических и инженерно-геологических условий изыскания выполняются
в соответствии с индивидуальным заданием. Во всех случаях инженерно-гео-
логические и гидрогеологичекие изыскания представляют собой лишь часть,
общего комплекса исследований водного перехода и должны проводиться
в тесной увязке с геодезическими и гидрологическими изысканиями.
Раздел отчетных материалов по геологическим изысканиям должен после-
довательно отразить геоморфологические условия, литологическое строение,
гидрогеологические условия, физико-механические свойства грунтов, физико-
геологические явления, инженерно-геологические рекомендации. Па всех
графических материалах по переходу приводятся результаты изысканий в виде
схемы расположения геологических выработок, геологических разрезов
в вертикальном масштабе 1 : 100—1 : 200 и пр. Результаты анализов и испы-
таний грунтов прилагаются в виде ведомостей.
Прп оформлении материалов необходимо учитывать, что проект каждого
крупного перехода, включающий все данные изысканий, должен самостоя-
тельно представляться на согласование с рядом заинтересованных органи-
, заций.
Болота. Трассы магистральных трубопроводов часто пересекают таежно-
болотистые участки большой протяженности, причем отдельные трубопроводы
пересекают болота общей протяженностью в несколько сотен километров.
Строительство и эксплуатация трубопроводов на болотах связаны с большими
капитальными затратами, чем на нормальных участках линейной части, и тре-
12»
бутот дополнительных мероприятий, позволяющих осуществлять безаварий-
ную эксплуатацию. При изысканиях и проектировании переходы через болота
занимают наиболее значительный объем работ. Все это требует отдельного
и расширенного рассмотрения вопросов, связанных с изысканиями через
болота.
Болотом (торфяником) со строительной точки зрения называется избы-
точно увлажненный участок земной поверхности, покрытой слоем торфа мощ-
ностью 0,5 м и более. Болота с мощностью торфяной залежи менее 0,5 м отно-
сятся к заболоченным землям.
Торф есть своеобразное, относительно молодое геологическое образование,
создающееся в результате отмирания болотной растительности при избыточ-
ном количестве влаги и недостаточном доступе воздуха. Для торфа в его есте-
ственном состоянии характерна высокая влажность (85—95%). По внешнему
виду торф представляет собой волокнистую (при малой степени разложения)
или пластичную (при высокой степени разложения) массу. Сухое вещество
торфа состоит из не вполне разложившихся растительных остатков (раститель-
ного волокна), продуктов разложения растительных остатков (темного бес-
структурного вещества гумуса) и минеральных веществ (золы). Окраска торфа
в зависимости от содержаний в нем гумуса светло-желтая, коричневая или
черная. Отдельные хорошо сохранившиеся волокна растений видны на
глаз.
Видом торфа называется торфяное отложение, характеризующееся отно-
сительной однородностью ботанического состава и комплекса физико-хими-
ческих свойств.
Торфяной залежью называется напластование одного или нескольких
видов торфа.
Вид залежи — определенное сочетание тех илп ппых торфов па данном
участке болота.
Болотный микроландшафт — это участок болота, покрытый однородной
растительностью, с одинаковым микрорельефом и с одинаковым водным
режимом. Под микрорельефом понимаются все поверхностные неровности:
кочки, гряды, понижения и мочажины, образованные растительным покро-
вом; па верховом месторождении они возникают в результате неодинакового
роста сфагновых мхов, на низинном — неровности микрорельефа создаются
осоковыми и моховыми кочками.
Болотным массивом называется участок земпой поверхности, занятый
болотом, границы кодорого представляют собой замкнутый контур, проходя-
щий по нулевой глубине торфяной залежи, т. е. болотный массив включает
в себя и заболоченные земли.
В зависимости от условий образования болота делятся на три типа: ни-
зинпыо, переходные и верховые.
Болота низинного типа образуются в условиях обводнения сильно мине-
рализованными (жесткими) водами: грунтовыми, поверхностно-сточными,
речпыми или озерными. Такие месторождения покрыты растительностью,
требующей обильного минерального питания. При ее отмирании образуется
сравнительно высокозольный низинный торф. Болота низинного типа возни-
кают в пониженных элементах рельефа: в поймах рек, в их притеррасных час-
тях илп водораздельных котловинах.
Болота верхового типа образуются в условиях обводнения слабоминера-
лизованными (мягкими) водами, в которых преобладают атмосферные. Рас-
тительный покров верховых торфяников состоит из малотребовательных
к минеральному питанию растении. Здесь отлагается слабоминерализовап-
ный (малозольный) торф. Месторождения этого типа формируются на более
возвышенных элементах рельефа, поверхность их обычно выпуклая.
Болота переходного типа встречаются сравнительно редко и формируются,
как правило, в условиях обводнения поверхностно-сточными водами с бере-
гов из аллювиальных отложений. Чаще в основаниях болот переходного типа
залегают пласты низинных, а сверху — слои верховых торфов. Торфяники
такого строения являются переходными от пизипных залежей в верховые
и образуются в условиях, когда поверхность залежи в связи с естественным
124
ростом торфяного слоя поднялась выше уровня обводняющих ее грунтовых
вод, а минеральное питание ухудшилось.
Низинный, переходной и верховой типы делятся на подтипы: лесной,
лесо-топяноп, топяной. Болота различаются также по характеру происхожде-
ния, которое бывает озерным (на месте заторфованных водоемов) и суходоль-
ным (на минеральных почвах в результате заболачивания лесов и лугов).
Вазоне тундр в условиях равнинного рельефа заболоченность территории
достигает огромных размеров, но мощность торфяных залежей невелика.
В зоне лесов заболоченность территории значительно ниже, чем в тундре;
торфяники приурочены большей частью к отрицательным формам рельефа
(впадинам, понижениям), но при благоприятных условиях здесь образуются
залежи с мощностью торфа нередко до 10 м. Зона лесостепи неблагоприятна
для развития болот. Последние здесь встречаются лишь на поймах рек или
располагаются в глубоких котловинах. В зоне степей болота встречаются
лишь в устьях рек и носят название плавней. Наконец, в зоне полупустынь
и пустынь образование болот почти невозможно. Торфяники встречаются очень
редко и исключительно в поймах рек.
Физико-механические характеристики торфа.
Торф — полудисперсная система, состоящая обычно из трех фаз: твердой,
жидкой и газовой. Отдельные частицы твердой фазы — остатков растений
и минеральных примесей — имеют размеры от нескольких миллиметров до
размеров мельчайших коллоидных частиц, равных 10-е мм. На границе раз-
дела между отдельными фазами действуют поверхностные силы, присущие
дисперсным системам. Твердая фаза состоит из органической и минеральной
частей. Соотношение между ними характеризует! зольность А торфа. Вода
но является простой механической примесью в торфе, а тесно связана с ним.
Энергия этой связи при большой влажности невелика, но при уменьшении
влажности она возрастает, поэтому удаление воды из торфа сопряжено с боль-
шими трудностями. Газовая фаза в торфе представлена воздухом или (реже)
газами, выделяющимися при химическом изменении торфа. От количества
воздуха в торфе зависят его объемная масса, прочность, теплопроводность,
коэффициент фильтрации и другие важные физико-механические характе-
ристики.
Влажность торфа может быть абсолютной и относительной. Если в об-
разце массой Р содержится Рт сухого торфа и Р — Рт воды, то абсолютная
влажность, г/г,
РГ=(Р—PT)/PT,j (4.12)
а относительная влажность, %,
1Р=-7^т-»100. (4.13)
с т
Соотношения между абсолютной и относительной влажностью таковы:
W
W=*u>/(100—u>); w = 1 + w~»100, (4.14)
Степенью разложения R торфа, или гумификацией, называется коли-
чество разложившейся части — гумуса, имеющейся в той или иной пробе
торфа (в процентах по отношению ко всей массе торфа). Зависимость между
естественной влажностью торфа неосушенных болот и степенью разложения
выражается следующими эмпирическими формулами: для верхового торфа
w = 96 — 0,14/?; (4.15)
для низинного торфа
и> = 95—0,20/?. (4.16)
Объемная масса торфа, г/см3,
роб = ₽/Е, (4.17)
где V — объем образца, см3.
125
Объемная-масса в основном зависит от типа торфа, степени его разложе-
ния и влажности.
Для верхового торфа
1.47?
Роб. в =jQo_w -f-11 0,0047? + 0,06; (4.18)
для низинного торфа
1,77?
Роб. н= iqq_0,0057? 0,09. (4.19)
формулы (4.18) и (4.19) справедливы для торфов с естественной золь-
ностью не более 5 (верховые) и 15% (низовые).
Плотность р торфа есть отношение массы абсолютно сухого торфа
(твердая фаза) к его объему без пор.
р=рт/Рт, (4.20)
где Vj — объем твердой фазы, см3.
Плотность торфа в значительной степени определяется его типом и сте-
пенью разложения. При увеличении последней плотность уменьшается, так
как при этом содержание битумов, обладающих низкой плотностью, возра-
стает. В значительной мере плотность торфа зависит от степени минерализа-
ции, степени уплотнения вышележащими слоями и т. д.
Пористость п есть отношение объема всех пор к общему объему торфа, %:
-^•100 = [1«f^W]-l°0- (4.21)
Пористость находится в тесной обратной зависимости от степени разло-
жения торфа, т. е. чем выше степень разложения, тем ниже пористость. Она
также зависит и от ботанического состава торфа. Для иллюстрации в табл. 4.18
приведены результаты однократного определения пористости и других физико-
механических характеристик некоторых видов торфа8
ТАБЛИЦА 4.18
Физико-механические свойства торфа
Вид торфа Степень разложения Зольнооть А, % Объемная масса, г/см’ Плотность, г/см» Пористость п, 7.
Осоковый 84 8,25 1,62 0,32 80
Древесно-осоковый 83 8,91 1,52 0,35 77
Тростниковый 98 8,86 1,45 0,62 57
Тростниково-осоковый 99 8,03 1,44 0,64 56
Осоковый 70 9,12 1,43 0,44 69
Троетниково-древесно-осоковый 60—65 11,64 1,47 0,57 61
Осоковый 60—65 8,21 1,58 0,74 53
Пушицево-осоковый 30-35 10,37 1,56 0,48 69
Древесно-осоковый 80—85 19,25 1,67 0,84 50
Пушицево-сфагновый 55 3,31 1,52 0,85 56
Пушицевый 40 2,29 1,45 0,69 48
Древесный 55 2,29 1,45 — —
Сфагновый 5 — 0,71 — —
126
Коэффициент пористости — отношение объема всех пор в торфе к объ-
ему твердой фазы
6 = (F-FT)/FT = + (4.22)
POQ
Влагоемкость — способность торфа впитывать и удерживать в себе опре-
деленное количество воды; количественно соответствует максимальной абсо-
лютной влажности W, выраженной в процентах; зависит от структурных
особенностей торфа (пористости и размера пор), его состава и степени разло-
жения. Вследствие того что растительная ткань способна впитывать огромное
количество воды, влагоемкость торфов во много раз больше, чем минеральных
грунтов. Так, влагоемкость не разложившегося сфагнового торфа равна
3800% и более, в то время как даже для глинистых грунтов она равна 60 —
70%. При однородном ботаническом составе торфы низкой степени разложе-
ния отличаются более высокой влагоемкостью (табл. 4.19); с увеличением сте-
пени разложения влагоемкость падает. При одинаковой (примерно) степени
разложения торфы моховой группы имеют большую влагоемкость, чем травя-
нистые и древесные. Влагоемкость имеет практическое значение при определе-
нии степени насыщенности торфов водою.
ТАБЛИЦА 4.19
Ориентировочные показатели влагоемкости торфов
Виды торфа Степень разло- жения R (опре- делена микро- скопическим методом) Зольность А, % Пористость п, % Влагоемкость, %
полная капил- лярная
Осоковый 84 8,25 80 628,16 628,16
Древесно-осоковый 83 8,91 77 562,67 —
Тростниковый 98 8,86 57 550,94 550,94
Тростниково-осоковый 99 8,03 56 526,19 526,13
Осоковый 70 9,12 69 341,28 —
Тростниково-древесно-осоковы й 60 11,64 61 316,94 —
Осоковый 60 8,21 53 607,10 605,21
Пушицево-осоковый 30—35 10,37 69 392,25 301,10
Древесно-осоковый 80-85 19,25 50 179,20 —
Пушицево-сфагновый • 55 3,31 — 1934,20 —
О соково-древесный 80—85 30,93 — 354,48 —-
Пушицевый 40 2,29 55 1381,10 —
Объемная, усадка торфа (3 есть уменьшение его объема при высыхании
Усадка зависит от первоначальных и конечных относительной влажности
(u>i, и>2) и объемной массы (р10б, р2об):
P'L1 р2об(Ю0-и>2) J
Более разложившиеся торфы имеют более значительную усадку (табл. 4.20),
менее разложившиеся — меньшую. Пушицевый торф верхового болота пред-
ставляет собой в этом отношении исключение ввиду чрезвычайно большой вла-
гоемкости верховых болот и большой амплитуды влажности торфа до и после
сушки.
Водопроницаемость торфа характеризуется коэффициентом фильтрации
(табл. 4.21). Для осушенной и иеосушеиной залежи этот коэффициент сильно
колеблется в зависимости от степени разложения торфа, типа и строения
залежи.
127
ТАБЛИЦА 4.20
Объемная усадка некоторых видов торфа (предельная)
Вид торфа Степень разложе- ния, % 0. %
Сапропель 100 86
Пограничный горизонт 88 86
Пушицевый 47 84
Осоковый 79 68
Тростниковый 52 49
Сфагновый 33 38
Ориентировочные значения коэффициента фильтрации (по А. Н. Ниценко)
ТАБЛИЦА 4.21
Грунт
Коэффициент фильтрации,
см/сек
Круппый и средний песок
Сфагновый очес, мелкий песок
Сфагновые, гипповые, осоковые и тростниковые тор-
фы слабой степени разложения; супеси и заилен-
ные пески
Сфагновые, гипновые, осоковые и древесные торфы
средней степени разложения; тростниковые торфы
средней и высокой степени разложения; пушице-
вые слабой и средней степени разложения; легкие
суглинки
Сфагновые и пушицевые торфы высокой степени раз-
ложения, осоковые и древесные низинные торфы
высокой и очень высокой степени разложения;
древесные верховые торфы средней степени раз-
ложения; суглинки
Сфагновые и пушицевые торфы очень высокой степе-
ни разложения; древесные верховые торфы высо-
кой степени разложения; легкие глины
(14-Ю)-10’1
(14-Ю)-10* 2
(14-Ю)-10-3
(14-10)-10'4
(14-Ю)-10-^
(14-10)-10'® и меньше
Классификация болот применительно к трубо-
проводному строительству. Физико-механические свойства
болот меняются со временем, причем даже по отдельным участкам одного
и того же болота. Поэтому необходима четкая классификация болот, особенно
при инженерных работах, когда торфяные грунты проектируются как основа-
ния сооружений. Для того чтобы ответить на вопрос, как осуществить строи-
тельство и будет ли возведенное сооружение отвечать всем техническим требо-
ваниям нормальной эксплуатации, при изысканиях, проектировании и экс-
плуатации необходимо знать давление сооружения на основание, пределы
возможных безаварийных деформаций сооружения и способность торфяного
основания к восприятию временных или постоянных нагрузок.
При засыпке трубы торфяным грунтом для устойчивости требуется бал-
ластировка утяжеляющими грузами. Искусственно созданная отрицательная
плавучесть прижимает газопровод ко дну траншеи. Значение отрицательной
плавучести согласно СНиП II—45—75 должпо составлять 5% от массы вытес-
ненной жидкости на 1 м трубы. Нетрудно подсчитать, что давление газопро-
вода на торфяную залежь не будет превышать 0,002—0,005 кгс/см2. Если
128
в траншею укладываются нефте-, продуктопровод с балластировкой, то
давление на основание не будет превышать 0,02—0,06 кгс/см2, а при закрепле-
нии газопроводов анкерными устройствами — равно нулю. Давление на осно-
вание 0,05—0,06 кгс/см2 возникает в тех случаях, когда балластировку нефте-
и продуктопровода рассчитывают из условия опорожнения пх в период
эксплуатации. Подробное изучение имеющейся отечественной научно-ис-
следовательской и производственной литературы показывает, что песущая
способность торфяного грунта превышает, как правило, 0,1 кгс/см2. Вышеиз-
ложенное позволяет сделать вывод, подтверждаемый практикой строительства
и эксплуатации переходов трубопроводов, что болота, целиком заполненные
торфом любой степени разложения, могут служить основанием- для сталь-
ных магистральных трубопроводов.
Любая строительная классификация болот должна учитывать два основ-
ных положения: способ ведения работ и сохранение цельности сооружения
на весь период эксплуатации. С одной стороны, вполне достаточно, чтобы
основанием трубопровода служили торфяные грунты, целиком заполняющие
болота до минерального дна. Это обеспечит цельность сооружения. С другой—
классификация болот должна быть такова, чтобы при проектировании и строи-
тельстве можно было определить способы ведения работ, а при эксплуатации—
возможность доступа к любой точке перехода. Поскольку нагрузка от
строительной техники на торфяную залежь в 10—20 раз больше, чем от
трубопровода, то в основу классификации болот должна быть положена их
проходимость. Этот принцип был использован в классификации болот для
трубопроводного строительства, предложенной в 1961 г. А. К. Дерцакяном и
Б. Д. Макуровым [8]. В дальнейшем она стала назйваться «Классификация
болот по Гипроспецгазу» и была официально зафиксирована в СНиП III—
Д.10—72.
По проходимости болота делятся на три типа (табл. 4.22):
I тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу
и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давлением
0,2—0,3 кгс/см2 или проход обычной техники с помощью щитов, еланей либо
дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи
до 0.2 кгс/см2;
II тип — болота, целиком заполненные торфом, допускающие работу
и передвижение строительной техники только е помощью щитов, еланей либо
дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи
до 0,1 кгс/см2;
III тип — болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плава-
ющей торфяной коркой (сплавиной) и без сплавины, допускающие работу
только специальной техники па понтонах или обычпой техники с плавучих
средств.
Классификация болот по проходимости строительной техники справед-
лива для незамерзших болот. В случае промерзания болота в зимний период
независимо от типа болот их проходимость определяется расчетом по фор-
мулам:
для травяных болот
Л = 4/^; (4.24)
для моховых и лесных болот
Л = 5Vq, (4.25)
где h — толщина промерзшего слоя, при котором возможна работа меха-
низма, см; Q — масса строительного механизма в рабочем состоянии, т.
Открытые травяные болота промерзают равномерно, и поэтому песущая
способность промерзшего слоя на таких болотах относительно высока. Мохо-
вые и лесные болота в силу неравномерного промерзания (из-за кочек, пней,
деревьев и кустарников) имеют меньшую несущую способность, тем более что
поверхность залежи воспринимает нагрузку через кочки и пни, т. е. сосредо-
точенно, по отдельным участкам.
Проходимость болота определяется его микроландшафтом. Отнесение
*икроландшафтов к тому или другому типу болот предложено еще в 40-х
гвдах специальной экспедицией Государственного гидрологического института
9 заказ 15* 129
ТАБЛИЦА 4.22
Классификация болот по проходимости
Типы болотных микроландшафтов Типы болот по прохо- димости
при слабом увлажнении при сильном увлажнении
Лесные верховые всех типов Моховые сфагново-кустарничковые Мохово-лесные переходные и верховые всех типов Травяные вейциково-осоковые и осоковые Травяно-моховые низинные всех типов и переход- ные осоково-сфагновые Моховые гипново-осоковые, сфагново-пушицевые и сфагново-кустарничково-пупшцевые I II
Лесные еловые и березовые Кустарничковые, кустарничково-осоковые и кустар- ничково-осоково-гипновыо Травяные осоково-пушицевые и пушицевые (верхо- вые) I III
Лесные сосново-березово-осоково-сфагновые II II
Лесные сосново-березово-гипновые и сосново-осоко- во-сфагновые Травяно-лесные низинные всех типов, кустарничко- вые ивовые и кустарничково-тростниково-осоко- вые Травяные тростниково-осоковые и пушицевые (ни- зинные) Травяно-моховые пушицево-сфагновые (переходные) II III
Лесные черноольховые Травяные хвощовые, вахтовые, тростниковые и шейхцериевые Травяно-моховые шейхцериево-сфагновые (переход- ные и верховые) Моховые гипновые Комплексы III III
(ГГИ, Ленинград). Результаты большого объема натурных исследований про-
ходимости болот гусеничной техникой в различное время года были обобщены
и изданы. По заданию Гипроспецгаза ГГИ в 1962—1963 гг. уточнял и коррек-
тировал болотные микроландшафты по проходимости существующей отече-
ственной строительной техникой. Кроме того, было выявлено, что на отдель-
ных микроландшафтах в зависимости от обводненности проходимость болота
в различное время года может меняться. Микроландшафт болота опреде-
ляется в процессе изысканий.
Объем и методика изысканий переходов. На стадии
ТЭО на основе картографических и фондовых материалов, справочных источ-
ников производятся рекогносцировочные изыскания переходов через значи-
тельные массивы болот. Отдельные переходы через болота малой глубины
и небольшой протяженности входят в линейную часть газопровода, и изыска-
ния по ним ведутся в общем порядке. В задачу рекогносцировочных изыска-
ний заболоченных участков входят:
130
— установление общей протяженности пересекаемых болот по тому или
иному варианту трассы;
— рассмотрение возможных конструкций укладки трубопровода на пере-
ходе через болота с учетом основного вида укладки трубопровода по всей
трассе.
Широкое использование материалов аэрофотосъемки масштабов 1 : 25 000
и крупнее дает возможность в сочетании с визуальным обследованием ключе-
вых участков определить тип болот по проходимости, среднюю глубину торфя-
ной залежи и ориентировочное значение уклонов поверхности болота.
На стадии технического проекта проводятся изыскания по конкуриру-
ющим вариантам трассы в пределах заболоченного массива с выбором опти-
мального перехода; С исходными материалами, проработанными камерально
и дополненными воздушной рекогносцировкой, приступают к полевым рабо-
там. Одновременно с согласованием в заинтересованных организациях трассы
трубопровода необходимо получить все сведения по осушению, торфоразведке
и т. п., касающиеся участков болот, попадающих в створ перехода.
Полевые инженерно-геологические и гидрогеологические изыскания
заключаются в определении границ перехода с учетом наиболее неблагоприят-
ного периода года; уточнении типа болота по проходимости (по микроланд-
шафту) и сплошности торфяной залежи; установлении характеристик грунтов,
подстилающих торфяную залежь; определении степени разложения торфа;
установлении гидрогеологического режима болота или болотного массива.
Болотный микроландшафт является показателем типа болота. По описа-
нию болота и фотоэталопу выделяются соответствующие участки перехода.
Мощность торфяной залежи и ее сплошность определяются проходкой сква-
жин с послойным их описанием. Расстояние между скважинами определяется
выдержанностью залежей. Глубина скважип должна быть не менее 3 мп обес-
печивать вскрытие плотного минерального грунта на 0,5—1,0 м. Одновре-
менно с бурением скважин на болотах с однообразным микроландшафтом
ведется зондирование щупом или специальным буром малого диаметра. В це-
лях выбора оптимального по глубине и протяженности перехода через болота
могут исследоваться одновременно несколько параллельных створов. Если
буревием установлено, что по всей мощности залежи до минерального дна
отсутствуют прослойки сапропеля или воды, а также если сплошность торфа
не нарушена до глубины 4,0 м или залежь подстилается сапропелями малой
мощности (до 10—15% от мощности торфа), то эти болота могут быть отнесены
к оптимальным вариантам. Из скважип отбираются для лабораторных испыта-
ний по два-три монолита на каждый участок болотного микролапдтпафта.
В полевых условиях определяется степень разложения и влажности торфа.
На стадии рабочих чертежей проводятся окончательные изыскания по
створу перехода через болота. При этом независимо от конструкции перехода,
утвержденной на стадии технического проекта, подлежат уточнению протя-
женность болота по границам нулевой глубины; тип болота по проходимости;
мощность торфяной залежи.
В зависимости от типа укладки трубопровода на переходе через болото
требуется различный объем окончательных исходных данных. При подземной
укладке определяются:
— степень разложения торфа (по визуальным признакам), влияющая
на величину откосов траншей;
— коэффициент фильтрации (по табличным данным, в зависимости от
степени разложения торфа) для проектирования дренажных мероприятий;
— амплитуда колебаний уровней грунтовых вод (путем замера макси-
мальных и минимальных уровней, желательно в характерные периоды года)
и наличие ближайших водотоков для определения возможности применения
Метода сплава при протаскивании трубопровода либо решения вопросов водо-
отвода;
— качественная характеристика подстилающих минеральных грунтов.
На болотах I и II типов при "Залегании до глубины 2 м минеральные грунты
Могут быть использованы как основание трубопровода или балластирующий
материал при обратной засыпке. На болотах III типа, на которых трубопровод
9* 131
рекомендуется укладывать на минеральное дно, необходимо иметь характе-
ристику подстилающих грунтов по несущей способности, объемной массе,
степени минерализации сапропелей и т. д.
Бурение скважин производится по створу перехода с шагом не менее 50 м
с заглублением в подстилающие грунты не менее 1 м.
При наземной укладке помимо всех перечисленных выше характеристик
в результате инженерных изысканий необходимо иметь несколько гидрологи-
ческих показателей, таких как поперечный уклон болота на полосе шириной
по 100 м в обе стороны от оси трубопровода, модуль стока в пределах болота,
максимальный расход воды в паводок для расчета водопропусков под трубо-
проводом. При надземной укладке трубопроводов больших диаметров с ком-
пенсационными устройствами требуется бурение скважин по разбитому
в натуре створу с заглублением в подстилающие грунты не менее чем на 2 м.
При укладке трубопровода в насыпи для определения типа болота приме-
няется классификация проф. К. С. Ордуянца с обязательным определением
степени разложения и консистенции торфа, а также отметки стояния павод-
ковых вод 5%-ной обеспеченности. Особое внимание при данной конструкции
перехода уделяется поиску карьеров качественных и близко расположенных
грунтов для отсыпки пасыпей.
В процессе полевых изысканий помимо отбора проб грунтов ведется отбор
проб воды на химический анализ для определения ее агрессивности по отно-
шению к бетону. G большим успехом при исследовании переходов через забо-
лоченные массивы кроме аэрофотосъемки используются геофизические спо-
собы. Отчетные материалы, включая графические приложения, оформляются
соответственно стадии изысканий по аналогии с переходами через водные
преграды.
Особенности линейных изысканий на участках многолетнемерзлых
грунтов, пустынь, горной местности. Одной из основных особенностей линей-
ных изысканий трасс трубопроводов в сложных природных условиях является
трудность всесторонней оценки возможных вариантов проложения трассы
и выбора оптимального из них. Необходимость применения новых методов
изысканий и проектирования, позволяющих быстро и с минимальными затра-
тами определять оптимальный вариант, отчетливо проявляется в зоне много-
летней мерзлоты, так как в этом случае наряду с экономическими факторами
первостепенное значение имеет необходимость обеспечения высокой надеж-
ности сооружения в крайне сложных природно-климатических и инженерно-
геокриологических условиях.
v Участки на многолетне мер злых грунтах. Опти-
мальность прокладки трубопроводов на участках распространения многолет-
ней мерзлоты определяется кроме общих для всех трубопроводов еще рядом
существенных факторов. Мерзлотные проявления, зависящие от условии зале-
гания и мощности деятельного слоя, температурного режима, гранулометри-
ческого состава и льдистости грунтов, для трубопроводного строительства
опасны с точки зрения пучинистости и просадочности грунтов, солифлюкциоп-
ных процессов, морозобойного трещинообразования, наледеобразования
и т. д. Даже простой перечень показателей, необходимых для оценки и прог-
нозирования условий прокладки трубопровода на рассматриваемых участках,
свидетельствует о сложности решения этой задачи. Помимо общего геологиче-
ского строения района требуется охарактеризовать в пределах полосы трассы:
— площадное распространение мпоголетнемерзлых и талых грунтов;
— мощность многолетнемерзлых грунтов и вертикальное строение мерз-
лой толщи до глубип, характеризующих термоактивную зону влияния маги-
стрального трубопровода;
— температурный режим грунтов;
— геокриологические процессы и явления с прогнозом их развития;
— физические, теплофизические и механические свойства грунтов.
Установить и детально изучить комплекс параметров, которые позволили
бы определить наличие и интенсивность большинства мерзлотных явлений
при одноразовых непродолжительных по времени изысканиях в условиях
трассы зпачительпой протяженности, практически невозможно, учитывая
132
что при этом следует исходить из наиболее неблагоприятных сочетаний клима-
тических условий и изменений, которые произойдут по трассе вследствие
вырубки леса, срезки мха и других нарушений поверхности.
В основу инженерно-геологических изысканий для технического проекта
магистральных трубопроводов должен быть положен в данном случае метод
ландшафтного районирования вариантов трассы и определения инженерно-
геологических мерзлотных условий выделенных ландшафтных подразделений
с тщательной предполевой проработкой материалов по району строительства.
Обычно -карта ландшафтного районирования составляется в масштабе не
мельче 1 : 100 000, при этом в качестве рабочих материалов при изысканиях
используются плановые аэрофотоматериалы масштаба не мельче 1 : 60 000.
Каждое ландшафтное подразделение должно быть охарактеризовано в преде-
лах полосы трассы шириной не менее 4 км (по 2 км вправо и влево от оси
трассы). При этом должны быть получены данные буровых работ в наиболее
характерных точках подразделения с учетом результатов геофизических работ
и ландшафтного обследования.
Прогнозирование температурного режима грунтов ведется с учетом наибо-
лее характерных условий каждого инженерно-геологического подразделения
в зоне теплового влияния проектируемого трубопровода при эксплуатации
для различных способов прокладки, обеспечивающих устойчивость сооруже-
ния в пределах данного подразделения. Объемы изысканий, необходимых
для детального обоснования каждого из возможных способов прокладки тру-
бопровода, различны. Для научно обоснованного подхода к выбору оптималь-
ного варианта трассы па характерных по ландшафтным признакам участках
с различными по просадочности грунтами П. П. Бородавкиным и Р. Э. Фри-
маном с использованием классификаций А. Л. Ястребова и И. Е. Духина
разработана п предложена таблица (табл. 4.23), в которой исходя из
прогноза развития учтены возможные мерзлотные процессы. Па основании
этих данных можно на начальной стадии изысканий задаться оптимальным
способом прокладки газопровода и определить объем инженерных изысканий
на отдельных участках, получить наиболее целесообразное проложение
трассы.
Учет всей суммы факторов, влияющих па выбор оптимальной трассы,
в том числе и конструкции трубопровода, может быть выполнен только на
основе широкого применения математических методов, ЭВМ и аэрофото-
методов. По содержанию и объему инженерно-изыскательские исследования
при применении ЭВМ существенно отличаются от обычного способа выбора
оптимальных вариантов трассы [14]. Это в значительной мере зависит также
от стадии проектирования и реальных возможностей получения информации
в заданные сроки.
Как указывалось выше, в зоне распространения многолетней мерзлоты
к неблагоприятным относятся участки с активными геокриологическими про-
цессами и явлениями, бугристые торфяники, склоны с возможными возникно-
вениями солифлюкции. С другой стороны, к более благоприятным относятся
участки распространения талых, скальных, полускальных, гравийно-галеч-
никовых, обломочных грунтов,, участки с наименьшей суммарной влажностью
(льдистостью), с минимальными глубинами сезонного оттаивания.
Исходя из методики создания цифровой модели местности можно диффе-
ренцированно оценить пересекаемую территорию по инженерно-геокриологи-
ческим признакам, что позволит при машинной оптимизации трасс выявить
конкурентоспособные направления. Более того, с учетом данных приведенной
таблицы при назначении способов прокладки газопровода на отдельных
участках можно учесть особенности температурного режима сооружения как
в период строительства, так и в период эксплуатации.
Порядок производства инженерно-геологических изысканий для строи-
тельства магистральных трубопроводов в районах распространения многолет-
ней мерзлоты по выбранному оптимальному направлению регламентируется
рядом официальных документов: PGH 36—70 [22], РСН 31—69 [21] и PGH
37—70 [23]. Одновременно с этими специальными нормативами для руковод-
ства при работе в рассматриваемых районах является обязательным СНиП
II—Б.6—66 [28], на основании которого принимаются наименование видов
133
ТАБЛИЦА 4.23
Рекомендуемые способы прокладки газопровода в районах
многолетней мерзлоты
Тип участка по сложности инженерно-геокриологических условий, группы типов местности, категории грунтов по просадочности Режим эксплуатации участка
«горячий» «теплый» «холодный»
Нормальный. Мерзлые грун- ты I категорий (непроса- дочные при оттаивании ли- бо дающие незначительную равномерную осадку):
речные террасы, зале- сенная пойма Подземная и надземная
болота в междуречьях, надпойменные тер- Подводная с пригрузкой I в насыпи
Сложный. Тундровые и лесо- Надземная на Надземная Наземная без
тундровые плохо дрениро- свайных и по- и наземная обвалования
ванные местности. Мерзлые верхностпых с теплоизоля- и подземная
грунты II категории (мало- просадочные, дающие рав- номерную осадку до 10% от мощности оттаявшего слоя) опорах цией и с об- валованием
Особо сложный. Бугристые Надземная на Надземная на Наземная
и плоские торфяники, скло- сваитм ых свайных и по- с теплоизоля-
ны с развитием солифлюк- опорах верхностных цией и обва-
ционных процессов. Мерз- лые групты III категории (льдонасыщевные, дающие неравномерную осадку 10—40% мощности оттаяв- шего слоя). Мерзлые грун- ты IV категории (содержат крупные включения под- земного льда, при протаи- вании образуются термо- карсты и провалы) опорах лованием
мерзлых грунтов, их номенклатура, подразделяются грунтовые воды зоны
многолетней мерзлоты.
В связи с ответственностью и решающим значением инженерно-геологи-
ческие изыскания под сооружения на многолетней мерзлоте выполняются
не менее чем в две стадии: технический проект и рабочие чертежи. В техниче-
ском задании на изыскания трубопровода обязательно должны быть указаны:
его назначение; тепловой режим транспортируемого продукта по длине тру-
бопровода; физические и теплофизические характеристики транспортиру-
емого продукта; характеристики нагрузок на групт при соответствующих спо-
собах прокладки; допустимые уклоны рельефа; ширина полосы трассы маги-
стрального трубопровода, подлежащая исследованиям исходя из числа ниток
трубопровода. Для изысканий, дополнительно выполняемых на стадии рабо-
чих чертежей, должны быть уточнены: способы прокладки магистрального
трубопровода по участкам трассы и через водные преграды; тепловые характе-
ристики транспортируемого продукта во времени по длине трубопровода
134
с учетом способов прокладки последнего; нагрузка трубопровода на грунты
в зависимости от принятых способов прокладки, а также предъявлены особые
требования по определению дополнительных характеристик грунтов и прове-
епию специальных видов мерзлотных исследований.
На стадии технического проекта задачами инженерно-геологических
лппейных изысканий в районах распространения многолетней мерзлоты
являются общая пнженерно-геологическая оценка участков прохождения
трассы, обследование вариантов трассы и выбор оптимального из них, устано-
вление геокриологических условий по предлагаемому варианту трассы.
Выше уже была описана рекомендуемая методика выбора оптимального ва-
рианта трассы, проходящей по районам многолетней мерзлоты.
Аэровизуальное и наземное дешифрирование вариантов трассы произво-
дится в соответствии с РСН 31—69 и РСН 36—70. По материалам дешифриро-
вания местности выполняется улучшающая корректировка вариантов трассы,
составляется карта ландшафтного районирования последних в масштабе не
мельче 1 : 100 000 и пояснительная записка к ней. На этой карте с учетом
неблагоприятных и благоприятных участков наносится рекомендуемый
вариант трассы трубопровода. Каждое ландшафтное подразделение должно
быть охарактеризовано в пределах полосы трассы шириной 4 км (по 2 км
вправо п влево от оси). Сведения, полученные при буровых работах в наиболее
характерных точках, экстраполируются на соответствующие ландшафтные
подразделения с учетом результатов геофизических работ и маршрутного
обследования. Места заложения выработок, их глубина, объем геофизических
исследований, маршруты натурного обследования определяются заданиями
изыскательским подразделениям, составляемыми в соответствии с деталь-
ностью полученных в предполевой период материалов, особенностями рййона
и проектируемого трубопровода. При этом скважины задаются, как правило,
на глубину распространения годовых колебаний температуры в данном рай-
оне, но не менее 3—4 м.
Цель полевых работ — определение литологического состава груптов,
уточнение контуров по оси трассы мерзлых и талых груптов, определение
криогенных текстур, определение гидрогеологических условий, отбор образ-
цов грунтов для определения основных физико-механических характеристик,
а также дополнительно суммарной влажности (суммарной льдпстости), объем-
ной массы скелета, относительного сжатия мерзлого грунта при переходе
в талое состояние, засоленности, а также характеристик для расчетов, свя-
занных с прочностью и устойчивостью мерзлых груптов как оснований.
Одним из наиболее сложных моментов является прогнозирование темпе-
ратурного режима мерзлых грунтов с учетом взаимодействия их с проектиру-
емым сооружением. Методика прогнозированпя изложена в соответствующей
специальной литературе.
На'стадии рабочих чертежей изыскания выполняются в объеме, необхо-
димом для получения исходных данных при рабочем проектировании на кон-
кретных участках в зависимости от принятого способа прокладки трубопро-
вода. По оси трубопровода производится ландшафтное районирование в по-
лосе шириной до 500 м. По оси трассы выполняется электропрофилирование
для определения точного положения границ между участками распростране-
ния талых и многолетнемерзлых грунтов, а также бурятся скважины. Среднее
расстояние между ними принимается 300 м, но шаг сужается в зависимости
от сложности геокриологических условий. Глубина скважин задается диффе-
ренцированно по участкам в зависимости от способа прокладки проектиру-
емого трубопровода на этих участках по техническому проекту п с учетом прог-
нозируемого термического режима грунтов в процессе эксплуатации проекти-
руемого объекта.
Прп подземной прокладке трубопровода, пазсмпой или надземной
в насыпи Гглубина выработок задается с таким расчетом, чтобы на 5—10 м
превысить глубину прогнозируемого оттаивания, но не менее чем па глубину
годовых колебаний температуры в грунтах. При прокладке трубопровода
надземпо на опорах глубипа скважин на 3—5 м должна превышать низ за-
проектированных опор и быть не менее глубины распространения годовых
135
колебаний температуры в грунтах. Комплекс геофизических исследований,
отбор и анализ проб грунтов проводятся в соответствии с РСН 31—69.
По материалам инженерно-геокриологических исследований на профиль
трассы в масштабе 1 : 2000—1 : 1000 наносятся геологические выработки,
геофизические параметры, границы ландшафтных подразделений и геоморфо-
логических элементов, на основании которых строится геолого-литологиче-
ский разрез с указанием границ литологических разностей грунтов, их состоя-
ния (талые, мерзлые) на момент изысканий. В характеристике разреза указы-
ваются геокриологические и прочностные параметры грунтов, определенные
в полевых и лабораторных условиях.
В отчетных материалах кроме детальной инженерно-геокриологической
и гидрогеологической характеристик участков трассы на базе прогнозирова-
ния температурного режима грунтов должны быть даны окончательные реко-
мендации по наиболее приемлемым с геокриологической точки зрения спосо-
бам прокладки магистрального трубопровода и заключение о возможности
возникновения мерзлотных физико-геологических процессов, опасных для
нормальной эксплуатации трубопровода в зоне мерзлоты.
Участки в районах пустынь. Пустыни, пересекаемые
трассами трубопроводов, могут быть подразделены на песчаные, глинистые
и каменистые. Общей особенностью трасс на этих участках является то, что
они проходят по безлюдным, безводным п бездорожным районам. В обжитых
же районах пустынь, оазисах возникает другая трудность: необходимость
пересечения густой сети оросительных каналов, канав и арыков. Наиболее
неблагоприятны для трассировочных решений неустойчивые пески: бархан-
ные, бугристые, ячеистые и др. Они приурочены к районам распространения
неустойчивых ветров со значительными скоростямп. Мощность подвижного
слоя по отношению к средним отметкам поверхности бугристых песков обычно
не превышает 1—2 м. Глубина выдувания при движении барханов не превы-
шает, как правило, наинизших отметок такыров или межбарханных н грядово-
кучевых понижений.
Объем и методика изысканий в зоне пустынь, как и на других участках,
зависят от стадии проектирования. В этих условиях наибольший эффект дости-
гается при применении аэрофотосъемки с последующим глубоким дешифриро-
ванием ее материалов. Существенная сложность заключается при этом в малом
количестве или отсутствии опознавательных знаков, что затрудняет в последу-
ющем привязку аэрофотоснимков к местности. При трассировании трубопро-
водов в песчаных пустынях предпочтение должно отдаваться направлению
трассы по понижениям грядовых песков параллельно внешним или внутрен-
ним границам барханных цепей и связанным с ними поперечно-грядовым
пескам; по участкам равнинных песков, вдоль направления господствующих
ветров; по участкам наименее подвижных ячеистых, бугристых песков.
Одновременно следует избегать пересечения трассой такыров, грядовых
песков, участков одиночных барханов и крупнобугристых подвижных
песков.
Инженерно-геологические работы заключаются в составлении геологи-
ческих карт и профилей по данным дешифрирования аэрофотоснимков, ре-
зультатам электропрофилирования и проходки разведочных выработок.
Обычно скважины задаются через 1,0—0,5 км на глубину до 3 м. Большего
внимания требуют переходы через ирригационные системы, где глубина выра-
боток определяется заложением трубопровода. Участки с интенсивной засо-
ленностью при инженерно-геологическом обследовании необходимо оконту-
ривать как неблагоприятные для пересечения трассой. Устанавливается
максимальное значение естественной влажности и степени засоления грунтов
по результатам химических анализов водных вытяжек из проб. Особое внима-
ние на таких участках уделяется установлению коррозионного воздействия
грунтов на металлические конструкции.
С учетом безводности пустынных районов гидрогеологические изыскания
сводят к установлению возможности использования ближайших колодцев
и других источников для хозяйственного и промышленного водоснабжения
объектов магистрального трубопровода.
136
Участки в горной местности» Инженерно-геологические
и гидрогеологические условия горной или сильно пересеченной местности
отличаются исключительным разнообразием. Вместе с тем, сложность строи-
тельства трубопроводов в этих районах при необходимости обеспечения надеж-
ной эксплуатации системы предъявляет к инженерным изысканиям трасс
особые требования. При трассировании трубопроводов на косогорах одновре-
менно с инженерно-геологической съемкой изучаются участки выемок для
определения устойчивости косогора после укладки трубопровода. Исследу-
ются гидрогеологические условия, от которых в значительной мере зависит
возникновение и развитие физико-геологических явлений на участке строи-
тельства. Геологические выработки и электрозондирование должны дать
точную картину состава и мощности делювиальных пород, характеристику
подстилающих коренных пород.
Особое внимание при прокладке трассы трубопровода по пересеченной
местности должно уделяться оврагам и склонам, нарушение поверхности
которых прокладкой трубопровода может привести к оврагообразованию.
В связи с этим инженерно-геологическая характеристика подобных участков
должна содержать сведения о конфигурации в плане и крутизне склонов,
о наличии и уклонах тальвегов, о виде растительного покрова, грунтов,
местах выхода подземных источников и полосы стока атмосферных вод.
На оползневых склонах производится инженерно-геологическая съемка,
отражающая линии срывов, трещины, уступы оползневых террас, границы
смещенных грунтовых массивов и выходы грунтовых вод. При этом выяв-
ляются связь оползня с геологическим строением склона, геоморфологиче-
ская п гидрогеологическая характеристики склона, причины возникновения
древних и современных оползневых подвижек, роль подземных вод и других
факторов в образовании оползней, динамика их развития. Трасса трубопро-
вода должна пересекать оползневой участок лишь в исключительных случаях,
при невозможности его обхода. При этом выявляются участки склонов с наи-
меньшей степенью опасности нарушения их устойчивости; определяется необ-
ходимость проектирования противодеформационных мероприятий. Участки
осыпей и курумов, пересекаемые трассой трубопровода, также должны осве-
щаться инженерно-геологической съемкой, в задачу которой входит и выявле-
ние источников питания осыпей, установление мощности активного слоя
и поверхности неподвижной части. Гидрогеологические изыскания должны
осветить условия притока поверхностных вод и фильтрации в теле осыпи.
Для построения геологических разрезов разбивается сеть выработок по
направлению движения осыпи и перпендикулярно к нему. Определяется
петрографический состав обломков, механический состав осыпи на разных
участках склона, выявляется степень опасности осыпи для проектируемых
сооружений, оконтуривается возможная зона воздействия. Участки пересече-
ния селей и конусов выноса исследуются с широким применением геофизиче-
ских и аэрофотометодов. В сложных в инженерно-геологическом отношении
районах исследования должны проводиться, как правило, по специально
составляемым программам.
Площадки н трассы коммуникации. Выбор оптимальных вариантов
трассы трубопроводов включает в себя и определение наиболее благоприятных
условий для размещения площадок КС (НПС), ГРС, жилых поселков или
отдельных строений для них, вертолетпых площадок, коммуникаций подъезд-
ных дорог, водо-, тепло- электроснабжения, связи. Требования по размещению
площадок, а также указания по ожидаемым нагрузкам на фундаменты огра-
ждающих конструкций и оборудования, необходимому количеству воды для
питьевых и хозяйственных нужд, ожидаемым канализационным стокам указы-
ваются в заданиях па изыскания площадок и коммуникаций.
При выборе площадок для размещения КС и НПС одновременно с ком-
плексом требований, вытекающих из заданий и норм разрывов от ближайших
сооружений, размещения всех объектов с учетом их расширения, должны
учитываться условия максимального снижения стоимости строительства
Жилого, культурно-бытового, санитарпо-тохнического, энергетического и до-
рожного, необходимость приближения к путям сообщения, источникам водо-
137
снабжения, электроснабжения и культурно-бытовым объектам. Желательно
располагать площадки на участках с благоприятными инженерно-геологиче-
скими и гидрогеологическими условиями (талые грунты с несущей способ-
ностью пе ниже 1,5 кгс/смг, грунтовые воды ниже глубины заложения фунда-
ментов), со спокойным рельефом при небольших уклонах, что обеспечит
минимальные объемы земляных работ и нормальный сток поверхностных вод,
нозатопляемость площадки паводковыми водами. В пределах топографической
съемки площадок выполняются инженерно-геологические изыскания.
Основная цель этих изысканий на стадии технического проекта (помимо
получения геолого-гидрогеологических характеристик согласно вышеизло-
женному) — уточнение расположения зданий и сооружений в пределах
площадки. В процессе изысканий должны быть установлены условия залега-
ния, состав и физико-механические свойства грунтов в сфере влияния проекти-
руемых сооружений на грунты; условия залегания и положение уровня грун-
товых вод, их химический состав, изменение положения уровня по сезонам
года.
Территория выбранных площадок охватывается инженерпо-геологиче-
ской съемкой. При благоприятных грунтовых условиях ее масштаб 1 : 50 000—
1 : 10 000. Крупномасштабные съемки проводятся на площадках со слож-
ными грунтовыми условиями. Разведочные выработки на строительных пло-
щадках закладываются обычно по сетке со стороной квадрата 100—200 м, при-
чем скважины разбуриваются на 1,5—3,0 м ниже зоны влияния фундамен-
тов на грунты. При необходимости отбора проб грунтов с ненарушенной
структурой проходятся шурфы. При несложном геологическом строении пло-
щадок несущие свойства и группы грунтов для оценки их разработки уста-
навливают визуально, без лабораторных исследований. При низком расчет-
ном сопротивлении грунтов для уточнения их несущей способности отби-
раются монолиты для лабораторных определений.
По трассам внеплощадочных коммуникаций (подъездные дороги, водо-
провод и канализация) инженерно-геологические работы выполняются в тех
же объемах, что и по трассе трубопровода. По внеплощадочным ЛЭП и ЛЭС
производится упрощенная маршрутная съемка масштабов 1 : 200 000—
1 : 100 000 без проходки разведочных выработок и выполнения лаборатор-
ных работ.
На стадии рабочих чертежей при инженерно-геологических изысканиях
необходимо получение не обзорных, а конкретных характеристик геологиче-
ских разрезов под проектируемыми сооружениями (компрессорный цех, энер-
гоблок и т. п.). Инженерно-геологическая съемка при благоприятных усло-
виях выполняется в масштабе 1 : 10 000, в сложных — 1 : 2000. Выработки
задаются по правильной сгущенной сетке либо непосредственно по осям ос-
новных сооружений в соответствии с генеральным планом, утвержденным на
стадии технического проекта. При этом глубина выработок определяется мощ-
ностью активной зоны под основанием сооружения, глубиной залегания
кровли несжимаемых грунтов.
В соответствии с «Руководством по проведению инженерных изысканий
ускоренными методами» [24] ориентировочную глубину выработок рекомен-
дуется задавать в зависимости от конструкции фундамента и нагрузки на него
(табл. 4.24). Если в интервале глубин, указанных в таблице, залегают скаль-
ные грунты, то для определения выветрелости необходимо заглубиться в них
выработками на 1—2 м. На участках развития слабых грунтов глубина вскры-
тия определяется необходимостью их изучения на всю мощность и установле-
ния глубины залегания подстилающих более прочных грунтов.
При исследованиях инженерно-геологических условий трасс коммуника-
ций глубина вскрытия геологического разреза должна па 1 м превышать глу-
бину расположения трасс тепло-, водо- и энергоснабжения, канализации.
При изысканиях трасс подъездных автодорог особое внимание необходимо
уделять характеру верхнего слоя грунтов, способности грунта-оспования
к просадкам п пучепию при зимнем промерзании, характеру поверхностного
стока воды для выбора местоположения нагорных канав и водопропускных
труб,
138
ТАБЛИЦА 4.24
Ориентировочная глубина вскрытия геологического разреза
в зависимости от нагрузки на фундамент
При отдельных опорах При ленточных фундаментах
Нагрузка на опору, т, до Глубина вскрытия, м Нагрузка иа фунда- мент, т/м, до Глубина вскрытия, м
50 4—6 10 4—6
100 5—7 20 6-8
250 7-9 50 9-12
500 9—13 100 12—17
1500 12—19 200 17—20
5000 18-26
Примечания. 1. Глубина вскрытия отсчитывается от отметок предполагаемого
заложения фундаментов, а дин свайных фундаментов — от нижнего конца сваи (с глубины
их предполагаемого заложения). 2. Большие вначения глубин вскрытия принимаются
при наличии грунтовых вод в пределах глубины вскрытия геологического разреза.
При проектировании внеплощадочных ЛЭП большой протяженности
мощностью 35 кв и более и для ЛЭС в районах со сложными грунтовыми усло-
впями выполняется инженерно-геологическая съемка в масштабе 1 : 100 000—
1 : 50 000. Для ЛЭП мощностью более 100 кв на участках с неблагоприятными
условиями разведочные выработки закладываются под каждую опору.
Выше указывалось па крайнюю нежелательность размещения строитель-
ны i площадок и трасс коммуникаций на участках распространения много-
летпемерзлых грунтов. В случае, когда размещение проектируемых сооруже-
ний на многолетнемерзлых грунтах неминуемо, изыскания площадок и трасс
коммуникаций должны производиться по программам, составленным в соот-
ветствии с нормативами, утвержденными Госстроем РСФСР, РСН 31—69,
РСН 36-70 и РСН 37-70.
Результаты инженерно-геологических изысканий строительных площа-
док и трасс коммуникации излагаются в соответствующих разделах отчетов.
К плановым топографическим материалам но площадкам прилагаются геоло-
гические разрезы по характерным направлепиям и по оси основных сооруже-
ний обычно в масштабе горизонтальном — 1 : 2000, вертикальном — 1 : 200,
По трассам коммуникаций на топографические профили наносится геологиче-
ский разрез в вертикальном масштабе пе мельче 1 : 200.
Определение необходимых для проектирования характеристик грунтов и
воды. Назначение настоящего справочника не вызывает необходимости под-
робного освещения методики выполнения полевых и лабораторных инженерно-
геологических исследований. В специальной литературе [2 , 9, 13, 20 , 32J
приводятся исчерпывающие сведения общего и детального характера о спосо-
бах организации буровых, съемочных, опытных и лабораторных работ в кон-
кретных условиях. В соответствующих разделах гл. 4 освещаются особенности
постановки и производства инженерно-геологических изысканий, объемы
и размещение геолого-разведочных выработок. Ниже приводятся лишь общие
сведения и рекомендации о способах ведения буровых работ в связи с отбором
проб грунтов и воды, а также понятия о классификациях грунтов, их наиболее
характерных признаках, физических свойствах, основных зависимостях, ха-
рактеризующих закономерности изменений деформаций и прочности грунтов
применительно к трубопроводному строительству. При этом материал скомпо-
нован в расчете на возможности использования его инженерами-проектиров-
щиками при составлении заданий на изыскания, при приемке материалов ин-
женерно-геологических исследований, при полевых обследованиях и в кон-
кретном проектировании.
Буровые работы. В совокупности с проходкой горных выработок
(расчистки, канавы, шурфы), проводимых при пнженерпо-геологическпх
139
Инженерно-геологическая классификация грунтов по ф1г
Группа' Физические ’ Водные
I Скальные Плотность высокая (2,65—3,10 г/см3), по- ристость незначитель- ная — доли процента, редко больше Невлагоемкие. Практически нераство- римые, водопроницаемы только по трещинам. Коэффициент фильтрации не превышает 10 м/сутки, удельное водопоглощение со <5 5 л/мин
II Полускальные Плотность средняя (2,20—2,65 г/см3), по- ристость до 10—15%, у отдельных разностей выше Слабовлагоемкие. Водопроницаемость изменяется в зависимости от трещи- новатости и выветрелости, коэффи- циент фильтрации изменяется от 0,5 до 30 м/сутки (со до 15 л/мип) у слабо- и средневодопроницаемых и более 30 м/сутки (со > 15 л/мин) у сильно- водопроницаемых
III Рыхлые несвязные Плотность (1,40— 1,90 г/см3) и пори- стость (25—40%) изме- няются в широких пре- делах Невлагоемкие или слабой лагосские (тонко- и мелкозернистые разности). Практически нерастворимые, водо- проницаемые, коэффициент фильтра- ции до 30 м/сутки у слабо- и средне- водопроницаемых и более 30 м/сутки у сильноводопроницаемых
IV Мягкие связные Плотность (от 1,10, 1,20 до 1,90—2,10 г/см3), пористость (от 20—30 до 75—80%) и влаж- ность (от 12—15 до 75—80%) изменяются в широких пределах Влагоемкие. Нерастворимые, слабово- допроницаемые или водоупорные. Коэффициент фильтрации обычно меньше 0,1 м/сутки
V Породы осо- бого состава, состояния и свойств Горные породы этой группы характеризуются специфическими
исследованиях, позволяют получить геологический разрез в наиболее харак-
терных точках местности, произвести отбор образцов грунтов с сохранением
природной влажности, а при помощи специальных грунтоносов — и струк-
туры (из связных грунтов). Интервалы интересующих глубцн, как правило,
находятся в пределах 3—5, реже 10—15 м. Максимальные глубины не пре-
вышают 25 м. Диаметр скважип определяется их назначением и условиями
проходки. По трассе трубопровода при изыскании трасс коммуникации доста-
точным является диаметр 89 мм. При изыскании переходов через естественные
и искусственные преграды задаются скважины диаметром 127 мм, что дает
возможность применения обсадных труб. На водных переходах и при изыска-
140
ТАБЛИЦА 4.25
Зико-мсханичсским свойствам (по Ф. П. Саваренскому и В. Д. Ломтадзе)
Механические
Прочность и упругость высокие. Сопротивление сжатию 500—4000, скалыванию
200—1000, разрыву 20—150 кгс/см2. Несжимаемые, устойчивы в откосах. Модуль
общей деформации обычно выше 100 000 кгс/см2. Коэффициент сдвига бетона по
этим породам достигает 0,65—0,70. Крепость высокая, /кр > 8. Разрабатываются
взрывным способом. Характерна анизотропия свойств пород в массиве
Прочные. Сопротивление сжатию 150—500 кгс/см2, средней прочности 25—150 кгс/см2
и малой прочности <<25 кгс/см2. Сопротивление скалыванию превышает 50 кгс/см2
у пород прочных, от 10' до 50 кгс/см2 — средней прочности и менее 10 кгс/см2 —
у пород слабых. Сопротивление разрыву от 1—2 до 20—30 кгс/см2. Слабосжи-
маемы или практически несжимаемы. Модуль общей деформации у пород ослаб-
ленных </20 000 кгс/см2, у пород менее ослабленных от 20 000 до 100 000 кгс/см2.
Коэффициент сдвига бетона по этим породам изменяется от 0,3 до 0,50—0,55.
Устойчивость в откосах завиепт от степени трещиноватости и выветрелости. Кре-
пость средняя /кр = 2-4-8. Разрабатываются ударным инструментом и взрывным
способом. Характерна анизотропия свойств пород в массиве. Многие разности
обладают реологическими свойствами
Прочность зависит от плотности сложения. Крепость небольшая: /кр < 2. Обычно
сжимаемы. Модуль общей деформации изменяется от 50—100 до 1000 кгс/см2.
Коэффициент внутреннего трения / = 0,25-4-0,60. Устойчивость в основании со-
оружений и в откосах зависит от величины внутреннего трения и интенсивности ди-
намических воздействий. Разрабатываются механическим и ручным способами
Прочность изменяется в широких пределах в зависимости от влажности и плотности.
Крепость небольшая: /hp < 2. Сжимаемы и сильносжимаемы. Модуль общей де-
формации изменяется от 50 до 1000 кгс/см2. Коэффициент внутреннего трения
/ = 0,15-4-0,35. Устойчивость в откосах завиепт от влажности пород и высоты от-
коса. Разрабатываются ручным и механическим способами. Характерны реоло-
гические свойства
свойствами, требуют специальных методов исследований и индивидуальной оценки
ниях площадок под ответственные сооружения диаметр скважин увеличи-
вается до 168 мм.
Учитывая труднопроходимость изыскиваемой трассы трубопровода и не-
целесообразность рубки просек и расчистки полосы по первоначальным
вариантам трассы для использования механизированных буровых установок,
наиболее целесообразно в подавляющем большинстве случаев использование
ручного бурения с применением при необходимости легкой сборной переносной
вышки. При наличии подъездных дорог на крупных переходах и площадках
с успехом используются легкие, транспортируемые в прицепе или вручную
установки с автономным двигателем типа буровой установки Ленгипротрапса
141
либо самоходные установки для бурения скважин типа УБР-2 (глубина буре-
ния 15—25 м, диаметр начальный максимальный 253 мм, конечный 102 мм,
для обсадных труб 219, 168, 127 мм). Для проходки рыхлых крупнообломоч-
ных отложений должно применяться механическое ударное бурение, для про-
ходки скальных и полускальных пород — механическое вращательное буре-
ние. В практике Гипроспецгаза успешно применяется вездеходная установка
вращательного бурения, смонтированная на базе легкого вездехода.
Классификация грунтов. Встречаемые в разрезах по трассе
трубопровода или на площадках грунты следует классифицировать в соответ-
ствии со СНиП и действующими инструкциями. Для подразделения грунтов
по группам, обладающим более пли менее общими физико-механическими
ТАБЛИЦА 4.26
Подразделение грунтов но гранулометрическому составу
Фракции
Размер частиц, мм
Валуны (окатанные) или камни (угло-
ватые)
Галька (окатанная) или щебень (угло-
ватый)
Гравий (окатанный) или дресва (угло-
ватая)
Песок крупный
Песок средний
Песок мелкий
Песок тонкий
Пыль
Глина
Более 100
100—20
20—2
2-0,5
0,5—0,25
0,25—0,1
0,1—0,05
0,05—0,002
Менее 0,002
ТАБЛИЦА 4.27
Подразделение песчаных грунтов по фракциям
Виды грунтов
Распределение частиц грунта по круп-
ности, % от массы сухого грунта
Крупнообломочные грунты
Щебенистый (при преобладании ока-
танных частиц — галечниковый)
Дресвяный (при преобладании окатан-
ных частиц — гравийный)
Масса частиц крупнее 10 мм составляет
более 50%
Масса частиц крупнее 2 мм составляет
более 50%
Песчаные грунты
Гравелистые пески
Крупный песок
Средней крупности песок
Мелкий песок
Пылеватый песок
Масса частиц крупнее 2 мм составляет
более 25%
Масса частиц крупнее 0,5 мм состав-
ляет более 50%
Масса частиц крупнее 0,25 мм состав-
ляет более 50%
Масса частиц крупнее 0,1 мм составля-
ет более 75%
Масса частиц крупнее 0,1 мм составля-
ет менее 75%
142 •
свойствами, целесообразно пользоваться инженерно-геологической классифи-
капией Ф. П. Саваренского, дополненной В. Д. Ломтадзе (13] (табл. 4.25),
по которой выделяются группы скальных, полускалъных, рыхлых несвязных,
мягких связных и особого состава пород. По гранулометрическому сос-
таву грунты подразделяются на крупнообломочные, песчаные и глинистые
(табл. 4.26). В свою очередь по преобладанию фракций с различным размером
частиц песчаные грунты подразделяются на пять разновидностей (табл. 4.27).
Подразделение глинистых грунтов дано на табл. 4.28.
ТАБЛИЦА 428
Подразделение глинистых грунтов по фракциям
Грунт Содержание фракций, %
ГЛИНИСТЫХ (< 0,002 мм) пылеватых (0,002— 0,05 мм) песчаных (0,05—2 мм) гравелистых ( > 2 мм)
Глина тяжелая Глина Суглинок: тяжелый средний легкий Супесь: тяжелая легкая Песок >60 60—30 30—20 20—15 15-10 10—6 6—3 <3 Меныпе, чем песчаных Больше, чем пылеватых <10
Одними из классификационных признаков глинистых грунтов являются
их пластичность и консистенция. В инженерно-геологической практике плас-
тичность, т. е. способность глинистых грунтов изменять под действием внеш-
них сил свою форму и сохранять ее, характеризуется пределами пластич-
ности. Разность между влажностью верхнего предела (переход в текучее
состояние) и нижнего продела (переход из твердого состояния в пластичное)
называется числом пластичности (табл. 4.29).
Таблица 4.2э
Классификация грунтов по числу пластичности
ВИДЫ глинистых грунтов
Число пластичности
Супесь
Суглинок
Глина
. 1 < Wp < 7
1 < W,.<< 17
Wp > 17
По консистенции В, т. е. степени подвижности частиц грунта или сопротивля-
емости его внешним механическим воздействиям при различной влажности,
глинистые грунты подразделяются в соответствии со СНиП II—Б.1—62
(табл. 4.30).
При классификации торфянистых грунтов решающее значение имеет
степень их разложения. А. К. Дерцакяном и Б. Д. Макуровым [8] приво-
дятся признаки, дающие возможность по внешнему виду определить степень
разложения торфа, тем самым отнести грунт к определенной категории, что
143
в сочетании с влажностью и другими показателями является основанием для
вывода об использовании торфяного грунта в качестве основания.
В основу классификации мерзлых грунтов в силу их специфики положен
не гранулометрический состав или число пластичности, а просадочность в со-
ответствии с влажностью в отношении к массе скелета мерзлого грунта. Этот
принцип был предложен А. Л. Ястребовым для подразделения мерзлых грун-
тов при дорожном строительстве. Классификация мерзлых грунтов примени-
тельно к трубопроводному строительству усовершенствована с учетом прог-
ноза геокриологических изменений на различных по сложности участках
(см. табл. 4.23).
Физико-механические свойства грунтов. Опреде-
ляются как в полевых, так в лабораторных условиях. Обеспечивают возмож-
ность принятия оптимальных проектных решений в конкретных грунтово-
геологических условиях. Основные обозначения, характеристики физических
свойств грунтов для оценки их состояния, зависимости, характеризующие
ТАБЛИЦА 4.30
Классификация глинистых грунтов по консистенции
Грунты Показатель консистенции
Супеси
Твердые
Пластичные
Текучие
.В<0
0^ Вsz 1
1
Суглинки и глины
Твердые
Полутвердые
Тугопластичные
Мягкопластичные
Т екучепластичные
Текучие
В< 1
0^5^0,25
0,25 0,5
0,5 << В <5 0,75
0,75 < В sg 1
В£> 1
закономерности изменения прочности и деформации грунтов, приводятся
в специальной литературе [13].
Методика отбора проб грунтов и воды описана в специальной литературе.
При взятии проб грунтов по трассе линейной части трубопровода необходимо
охватить все характерные встречающиеся разности грунтов с интервалом
отбора проб по протяженности трассы не более 10 км. Для определения есте-
ственной влажности, объемной массы, мерзлотных показателей и прочностных
свойств грунтов необходим отбор монолитов. Использование гамма-нейтрон-
ного каротажа облегчает эту задачу, так как влажность и объемная масса опре-
деляются в естественном залегании.
При прохождении трассы через участки засоленных грунтов необходим
отбор проб воды или водных вытяжек из этих грунтов. Рекомендации по
отбору проб грунтов на переходах через водные преграды, болота и на пло-
щадках наземных сооружений приведены выше. Объем проб воды на химиче-
ский анализ, в том числе для определения агрессивности по отношению к бе-
тону, 1л.
В табл. 4.31 приводится перечень показателей свойств грунтов, использу-
емых при проектировании объектов магистральных трубопроводов при раз-
личных типах прокладки последних. Учитывая необходимость в ряде случаев
проведения расчетов для технико-экономических сравнений вариантов трассы
па предварительных стадиях изысканий, а также для оценки результатов
144
www.no-fire.ru
ТАБЛИЦА 4.31
Физико-механические свойства грунтов, определяемые для проектирования трубопроводов
Дополнительные показатели для мерзлых гртдтов Суммарная влажность и сум- марная льдистость; крио- генная текстура; степень заполнения объема пор льдом; объемный вес ске- лета мерзлого грунта; от- носительное сжатие мерз- лого грунта при его оттаи- вании
(’dn и чюояиьиохэЛое -ойои ‘чхэопзйя) иезх -вееяоп эипчегвинэпэ +
1 -т % •КИНЭЖОКЕВЙ ЧИЭПдЮ 4- (Торф)
% ’чхэокашгхнДввд +
и/геи ‘вяЕеэо чкКЕои +
,ИЭ/ЭХЯ '•% ипЕвиДофэЕ чМИоК —
,кэ/эхя ‘э эинавпапэ oKEBdx ‘иннаДх ojsHHadxAHa iroxx «Sgg_|_ _|_ -hl!- >-ч и + (33 -f-
ияхЛэ/и ‘HHhBd -хчвиф хпаиНиффеоя + +
g иийнэхэиэнон + + + +
ЧХЭОИЬИХЭВЕП + + + +
ИЮ ОХ -эийоп хнацПиффеоя + + + +
чхэоп -жвеги неннаяхээхзз + + + +
9К/1 ИЕК 8KO/J ‘еээвк ивинагдо + + + +
two/x ‘чхзокхокц + + + +
88X300 ^HHOdhudxawOEXHedj + + + +
Объект трубопро- вода Линейная часть трассы Переходы через бо- лота (для дон- ных грунтов) Переходы через водные преграды Грунты в резервах и карьерах стройматериа лов
10 Заказ 156 145
исследований грунтов, проводимых в полевых и лабораторных условиях, це-
лесообразно приведение ориентировочных значений прямых расчетных показа-
телей отдельных характеристик грунтов, заимствованных в основном из
«Руководства...» Госстроя СССР по проведению инженерных изысканий уско-
ренными методами [24]. Так, в табл. 4.32 представлена плотность наиболее
распространенных видов грунтов. В табл. 4.33 даются ориентировочные зна-
чения объемной массы и угла внутреннего трения песчаных разностей грунтов,
в табл. 4.34 — те же показатели для глинистых грунтов, а также значения
сцепления и модуля осадки этих грунтов. П. П. Бородавкин [1] приводит
средние значения коэффициента пористости, объемной массы, влажности
и коэффициента фильтрации торфяных грунтов в зависимости от степени их
разложения (табл. 4.35).
ТАБЛИЦА 4.32-
Плотность наиболее распространенных
видов грунтов
Грунт
Плотность, г/см’
Песок
Супесь
Глина
Лёсс
Суглинок
То же, моренный
То же, покровный
2,65—2,67
2,68—2,72
2,71—2,76
2,68—2,70
2,69—2,73
2,68—2,73
2,69—2,72
ТАБЛИЦА 4.33
Ориентировочные значения прямых расчетных показателей
песчаиых грунтов
Песчаный грунт Объемная масса песка, т/м’ Угол внутреннего трения грунта
средней плотности ПЛОТНОГО средней плотности плотного
Пылеватый 1,92 2,00 26° 30°
Мелкозернистый 1,92 2,00 27 30
Среднезернистый 1,94 2,00 28 32
Разнозернистый 1,96 2,05 29 33
Крупнозернистый 1,98 2,05 29 33
С гравием и галькой 2,00 2,10 30" 35
При определении объемов грунтов, необходимых для возведения насыпей
и подсыпок, следует учитывать такой показатель, как разрыхляемость.
Коэффициент “разрыхления определяется отношением объема разрыхленной
породы к объему ее в массиве естественного залегания. Используется также
понятие остаточная разрыхляемость (табл. 4.36), которая показывает, на
сколько процентов объем слежавшейся насыпи больше объема грунта в есте-
ственном массиве. Усредненные коэффициенты фильтрации грунтов даны
в табл. 4.37. В табл. 4.38 приводятся ориентировочные значения модуля
деформации для крупнообломочных, песчаных и глинистых грунтов.
146
ТАБЛИЦА 4.34
Ориентировочные значения прямых расчетных показателей
глинистых грунтов
Состояние глинистого грунта Глина Суглинок Супесь
Объемная мас- са, т/м’ Угол внутрен- него «рения Сцепление, кгс/см* Модуль осад- ки, мм/м Объемная мас- са, т/м* Угол внутрен- него трения Сцепление, кгс/см* Модуль осадки, мм/м Объемная мас- са, т/м’ Угол внутрен- него трения Сцепление, кгс/см2 Модуль осадки,। ММ/М |
Твердое 2,15 229 1,00 2 2,15 25° 0,60 1 2,05 28° 0,20 1
Полутвердое 2,10 20 0,60 5 2,10 2,00 23 0,40 3 2,00 26 0,15 2
Тугопластичное 2,05 18 0,40 10 21 0,25 7 1,95 24 0,10 3
Мягкопластич- 1,95 14 0,20 15 1,90 17 0,15 10 1,90 20 0,05 5
ное Текучепла- 1,90 8 0,10 25 1,85 13 0,10 15 1,85 18 0,02 10
стичное Текучее 1,80 6 0,05 40 1,80 10 0,05 25 1,80 14 0,00 15
Примечания. 1. Объемная масса грунта указана в водоиасыщеяяом состоя-
нии. 2. Модуль осадки принят как показатель сжимаемости грунта (мм/м мощности слоя)
при нагрузке 3 кгс/см*.
ТАБЛИЦА 4.35
Средние значения физико-мехаиическпх показателей торфяных грунтов
Степень разло- жения торфа, % Коэффи- циент пори- стости еа Объемная масса торфа рт, г/см8 Влажность торфа о), % Коэффи- циент фильтрации А, м/сутки
0,4—0,90 . 85-95
0—10 8,5—10 0,2—0,40 70-85 До 1,5
0,7—1,03 85—95
11—24 8—9 0,4—0,80 70—85 0,3—0,55
0,81—1,03 85—95
25—40 6-8 0,45-0,80 40—85 0,04—0,4
0,92—1,03 85—95
Более 40 4—6 0,45—0,90 40-85 0,01—0,1
Торфяной ил 2,5—6 — — —
ТАБЛИЦА 4.38
Ориентировочные показатели разрыхляемости основных
грунтов
Грунт Разрыхляемость, %
первоначальная остаточная
Песок (гравий) 5—15 1—1,5
Суглинки 12—20 2—4
Песчаник, мергель 18—22 4—5
Твердая глина 20—25 6—7
Скальные грунты 25—40 8—15
Торф, чернозем 20—25 3—4
-10»
147
ТАБЛИЦА 4.S7
Коэффициент фильтрации грунтов
Грунт Коэффициент фильтрации, м/суткм
Скальные грунты:
слаббтрещиноватые 5-20
трещиноватые 20—60
сильнотрещиноватые Более 60
Галечник:
ЧИСТЫЙ Более 200
с песком 20—100
Гравий чистый 100-200
Гравийно-галечниковые грунты со значительной 20-60
примесью мелких частиц Песок:
пылеватый 0,5-5
мелкозернистый 10-25
среднезернистый 20—50
крупнозернистый 35—75
Супесь 0,1—1
Суглинок 0,4-0,05
Глина Менее 0,001
ТАБЛИЦА 4.38
Модуль деформации грунтов
Грунт Модуль деформации, кгс/см’
Крупнообломочный
Гравий и галька
Щебень
Дресва
650—540
650—290
420—140
Песок
Крупный и гравелистый (независимо
от влажности)
Средней крупности (независимо от
влажности)
Мелкий сухой
Мелкий, насыщенный водой
Пылеватый сухой
Пылеватый влажный
Пылеватый, насыщенный водой
480/380
420/310
360/250
310/190
210/175
175/140
140/90
Глинистый
Глина
Суглинок
590—160/160—40
390—160/160—40
Примечание. В числителе даны сведения для плотных песков или твердых гли-
нистых грунтов, в знаменателе — соответственно дпн песков средней плотности или пла-
стичных глинистых грунтов.
148
При расчетах перемещений подземных трубопроводов необходимо иметь-
значения коэффициентов постели па сдвиг и предельного касательного напря-
жения (табл. 4.39),
ТАБЛИЦА 4.39
Пределы значений коэффициентов достели на сдвиг
и предельных касательных напряжений [1]
Грунт Коэффициент постели на сдвиг, кгс/см’ Предельное каса- тельное напряжение, кгс/см2
Пески 0,6-1,2 0,03—0,25
Супеси 0,3—0,6 0,03-0,2
Суглинки 0,3—0,8 0,03-0,3
Глины 0,3-0,8 0,03-0,5
Показатели, характеризующие физико-механические свойства мерзлых
грунтов, в том числе и нормативные сопротивления мерзлых грунтов нормаль-
ному давлению и сдвигу по бетонным и деревянным поверхностям, приведены
в СНиП II—Б-6—66 [28]. Там же приведены и расчетные значения теплофизи-
ческих характеристик талых и мерзлых грунтов. Руководством для организа-
ции и проведения лабораторных работ с грунтами может явиться книга
В. Д. Ломтадзе [13].
Физико-химические свойства воды. При проведении
инженерно-геологических и гидрогеологических линейных изысканий должны
определяться свойства подземных вод с целью выявления их минерализации
и оценки агрессивности по отношению к бетону п металлу. Характер минера-
лизации определяется соотношением химических компонентов, в первую
очередь трех анионов (хлоридпый С1~, сульфатный SO^”, гидрокарбонатный
НСОд) и трех катионов (натрии Na+, магний Mg2+, кальций Са2+). Кроме
перечисленных главнейших ионов в подземных водах содержатся ионы NO",
К+, Fe2+ и другие, количество которых обычно невелико, а также могут быть
растворены газы в молекулярном виде: двуокись углерода СО2, сероводород
H2S, азот N2, метан СН4, кислород О2, гелий Не. Результаты химического
анализа чаще всего выражаются формулой Курдова:
HGO3C1 SO4
М Na Са Mg
TD,
где М — общая минерализация, г/л; в числителе йсевдодроби располагаются
анионы, в знаменателе — катионы (те и другие в убывающих количествах,
%-экв.); Т — температура воды, °C; D — дебит, м3/сутки.
Наименование воде дают по преобладающим анионам и катионам, напри-
мер: вода гидрокарбонатно-хлорпдная, кальциево-натриевая. При гидрохими-
ческой оценке подземных вод весьма важпо зпать реакцию воды, выражаемую
через pH. Для нейтральной среды pH — 7, при pH <" 7 — среда кислая,
при pH /> 7 — щелочная. Агрессивностью воды называется ее способность
разрушать различные сооружения. Различаются следующие виды агрессив-
ности.
Углекислотная — вызывает разрушение бетона в результате растворения
карбоната кальция под действием агрессивной углекислоты. Допустимое
содержание агрессивной углекислоты зависит от величины HCOS, общей мине-
рализации, а также условии, в которых происходит агрессия (максимальное
допустимое содержание при наиболее опасных условиях — 3, при наименее
опасных — 8,3 мг/л).
14»
Агрессивность выщелачивания — происходит за счет растворения карбо-
ната кальция и вымывания из бетона гидрата окиси кальция. В зависимости
от содержания цемента и условий, в которых находится сооружение, вода
обладает этой агрессивностью при минимальном содержании НСО3 от 0,4
до 1,5 мг-экв.
Общекислотная агрессивность — связана с содержанием свободных водо-
родных ионов. Вода будет агрессивной по отношению к бетону, если pH ниже
5,0 (паихудшие условия) и 6,8 — при наименее опасных условиях.
Сульфатная агрессивность — при большом содержании ионев выра-
жается во вспучивании и разрушении бетона при кристаллизации. При приме-
нении сульфатостойких цементов вода будет агрессивной при содержании
в пей SO4 4000 мг/л и более, а при обычных цементах — от 250 мг/л и выше.
Магнезиальная агрессивность — при высоком содержании иона магния.
Предельно допусти.мое количество Mg в воде зависит от сорта цемента и про-
чих условий. Вода агрессивна по отношению к бетону при содержании Mg
от 750 мг/л и более.
Кислородная агрессия — вызывается содержащимся в воде растворенным
кислородом и проявляется преимущественно по отношению к металлическим
конструкциям, и в частности к трубам. Ее действие значительно усугубляется
при углекислотной агрессивности.
Анализы воды могут производиться как в стационарных лабораторных
условиях, так и с использованием походных полевых лабораторий типа
лаборатории Резникова, МЛАВ (маршрутная лаборатория для анализа воды),
ПЛАВ (полевая лаборатория для анализа воды) и т. д. Отбор проб воды произ-
водится в зависимости от целен исследований и конкретных гидрогеологиче-
ских условий. Различаются полный химический анализ воды, сокращенный
анализ и анализ воды на агрессивность. Показатели, требуемые при гидро-
геологических исследованиях по трассе трубопровода, должны уточняться
заданием на изыскания. Методики отбора проб и их анализа приводятся
в специальной литературе [32].
§ 4.7. Гидрометеорологические изыскания
Гидрометеорологические изыскания для проектирования трубопроводов
и наземных сооружений складываются из установления значений отдельных
элементов климата районов прохождения трасс трубопроводов, режима пере-
секаемых водных преград, водотоков и водоемов, являющихся источниками
водоснабжения или водоприемниками бытовых и промышленных стоков,
а также определения их расчетных гидрологических характеристик. Исход-
ные материалы для расчетов следует заимствовать в первую очередь из опуб-
ликованных справочных материалов Главного управления гидрометеорологи-
ческой службы при Совете Министров СССР. В особых случаях могут быть
организованы как гидрологические, так и метеорологические наблюдения.
Классификация переходов трубопроводов через водные преграды. Клас-
сификационными признаками переходов трубопроводов через водные пре-
грады являются: размеры водной преграды, число укладываемых ниток для
одного трубопровода, способ пересечения водной преграды, диаметр трубопро-
вода и его длина. По размерам водных преград переходы следует подразделить
на большие, средние и малые. По числу укладываемых ниток для одного тру-
бопровода переходы подразделяются па многониточные и однопиточные.
По способу пересечения водной преграды переходы подразделяются на подзем-
ные (дюкерные) и воздушные (мостовые). Выбор способа пересечения водной
преграды зависит от ее размеров и устойчивости русла и берегов против раз-
мыва. Сравнительно устойчивые широкие русла с пологими коренными
берегами пересекаются, как правило, подземным способом, а глубоко врезан-
ные, сложенные скальными породами, или неустойчивые — воздушным.
Чпс.то ниток па переходе зависит от шлрипы зеркала воды в межень, ширины
затапливаемой поймы, продолжительности затопления и устойчивости русла
против размыва.
1 50
Необходимый минимум полевых гидрологических работ на водных объек-
тах. Водные объекты (реки, ручьи, озера, водохранилища) при изысканиях
магистральных трубопроводов могут представлять интерес с разных точек
зрения: как преграда для трубопровода или коммуникаций (табл. 4.40);
как источник водоснабжения; как водоприемник вод с осушаемой территории
или промышленных и бытовых стоков с очистных сооружений; как транспорт-
ная артерия для строительства п эксплуатации. В каждом случае водный
объект должен быть изучен и по нему представлены необходимые для проекти-
рования данные. Изучение начинается с ознакомления со справочником по
ресурсам поверхностных вод и ежегодниками. Наличие материалов наблюде-
ний Гидрометслужбы или других ведомств на изыскиваемом водном объекте
значительно облегчает решение гидрологических вопросов, но не освобождает
от производства полевых работ в нужном створе (перехода, водозабора,
сброса, причала и т. д.). Необходимым минимумом полевых работ в районах
изысканий являются следующие.
ТАБЛИЦА 4.40
Основные классификационные признаки переходов трубопроводов
через водные преграды
Наименование переходов Классификационные признаки н их значение
Большие Ширина зеркала воды в межень 75 и более или в па- водок более 500 м
Средние Ширина зеркала воды в межень от 20 до 75 или в па- водок от 250 до 500 м
Малые Ширина зеркала воды в межень менее 20 и в наво- док менее 250 м
Многониточные Все большие и средние с неустойчивыми руслами
Однониточные Средние с устойчивыми руслами и все малые
Подземные (дюкерные) Большие, средние, малые с пологими коренными бе- регами и устойчивыми руслами, сложенными мяг-
кими грунтами
Воздушные (мостовые) Большие, средние и малые с высокими крутыми ко- ренными берегами, с неустойчивыми руслами или сложенные скальными породами
Примечание. Ширина зеркала воды в паводок определяется до ГВВ 10%-ной
обеспеченности продолжительностью стояния более 20 суток.
1. Натурное обследование водотока (водоема) с установлением его гидро-
логического режима по сезонам года и хозяйственного использования.
2. Выбор створа *.
3. Определение пригодности створа проектируемого сооружения для
гидрологических расчетов.
4. Выбор дополнительных специальных створов: морфоствор, гидроствор
и др. (по необходимости).
5. Разбивка магистрали и промерных поперечников с привязкой их
к единой планово-высотной системе.
6. Организация временных водомерных и гидрометрических наблюдений
(по необходимости).
7. Разовые пли периодические промеры в пределах съемки участка.
8. Нивелирование уклона водной поверхности и определение коэффи-
циента шероховатости русла и поймы.
* При выборе створов переходов и проведении изысканий по ним сле-
дует руководствоваться указаниями ВСН 1—54—74 и ВСН 1—55—74.
151
9. Отбор проб воды на химический и бактериологический анализы, опре-
деление БПК5, растворенного кислорода или других требуемых заданием
показателей.
Гидрологические расчеты. Необходимые расчетные гидрологические дан-
ные определяются характером предполагаемого использования водотока или
водоема. Например, при проектировании подземного перехода трубопровода
через водную преграду в первую очередь важно знать размеры ее в межень
и паводок (ширина, наибольшие глубины и скорость), при проектировании
водозабора нужны морфометрические данные-, минимальные расходы воды
в летне-осенний и зимний периоды, качественная характеристика и др
(см. ВСН 1—55—74).
В зависимости от наличия и объема данных наблюдений на изучаемом
водном объекте возможны следующие методы гидрологических расчетов:
1) при достаточности данных наблюдений — непосредственно по этим
данным;
2) при недостаточности данных — путем приведения их к многолетнему
периоду по рекам-аналогам с более длинным рядом наблюдений;
3) при отсутствии наблюдений — по эмпирическим формулам, основан-
ным на обобщении данных наблюдений в однородных по условиям формирова-
ния стока районах (косвенный метод).
Периоды наблюдений, достаточные для определения расчетных гидроло-
гических характеристик, зависят от природной зоны (табл. 4.41). Границы
зон устанавливаются по карте физико-географических зон территории СССР
(прил. 13 к СН 435—72). Все три метода расчета изложены в «Указаниях
по определению расчетных гидрологических характеристик» СН 435—72
и в «Руководстве по определению расчетных гидрологических характеристик»
125].
ТАБЛИЦА 4.41
Продолжительность периода наблюдений
на водотоках (водоемах), необходимая для
гидрологических расчетов
Зона
Период наблю-
дений, лет
Лесотундровая и лесная
Лесостепная
Степная
Сухостепная и полупустынная
Горные районы
25
30
40
50
40
Прнмечавве. Если период наблюдений меньше
указанного, то результаты расчета необходимо дополнительно
проанализировать, используя ваблюдепия па репах-аналогах.
При достаточности наблюдений максимальные, средние и минимальные
значения расчетных величин (расходы воды, уровпи и т. д.) определяются
по следующим формулам:
средняя арифметическая расчетная величина из всего ряда наблюдений
Со = 2 (4.26)
1=1
где Qi — единичное значение расчетной величины с порядковым номером г,
когда все члены ряда расположены в убывающем порядке; п — общее число
членов ряда (число лет наблюдений, число измерений в определенный период
и т. д.);
152
модульный коэффициент каждой величины
Kt^Qi/Qo,
(4.27)
коэффициент вариации расчетных величин
с0 = V 2 (^-i)2/(«-i)-
(4.28)
Вероятность превышения (обеспеченность) расчетной величины, %,
Pz=[(i-0,3)/(n + 0,4)] -ЮО. (4.29)
При недостаточности наблюдений пользуются теми же приведенными
выше расчетными формулами, только предварительно удлиняют ряд наблюде-
ний на изучаемом водотоке наблюдениями на реке-аналоге. Продление расчет-
ного ряда выполняют по графику связи расчетных величин (рис. 4.13). Для
его построения выписывают одновременные наблюдения искомых величин
Рис, 4.13. График связи расчет-
ных величин (расходов воды,
уровней) по изучаемой реке и
реке-аналогу.
1 — ход построения графика;
2 — съем данных при удлинении
ряда наблюдений.
в пределах короткого ряда по изучаемому водотоку и реке-аналогу. Па заго-
товленную сетку прямоугольных координат накалывают точки одновременных
наблюдений и по их положению проводят среднюю линию в пределах возмож-
ных изменений рассматриваемой величины. Как правило, эта прямая прохо-
дит через начало координат. Построенный таким образом график Qu = / (Qa)
и является графиком связи.
Для получения длинного ряда необходимой величины (например, макси-
мального расхода воды) достаточно на оси ординат последовательно отклады-
вать известные значения Q", Q"+1 реки-аналога и снимать с оси абсцисс
соответствующие им неизвестные значения Q„, Q"+1 изучаемой реки.
При отсутствии наблюдений максимальные, средние и минимальные зна-
чения расчетных величин определяются, как было сказано выше, по эмпири-
ческим формулам.
Для проектирования трубопроводов и сопутствующих сооружений чаще
всего требуются характеристики уровней и расходов воды. В данном случае
уровни воды получают как функцию соответствующих расходов воды по’кри-
вым Q ~ / (ff), которая в свою очередь строится по гидравлическим и морфо-
метрическим характеристикам русла и. поймы в рассматриваемом створе
(перехода, водозабора, причала, водосброса и т. д.)»
153
Максимальные расходы воды. В зависимости от климати-
ческой зоны и размеров водотока максимальный расход воды может формиро-
ваться за счет снеготаяния (весеннее половодье — талые воды) или дождей
(дождевые паводки). Поэтому иногда необходимо выполнять расчеты на те
н другие максимумы и для проектирования принимать экстремальные значе-
ния *.
Расчетный мгновенный максимальный расход талых вод равнинных рек
(относительные колебания высот не превышают 400 м), м3/сек,
<?р —~
^о^рРр
(Р + Ъп
(4.30)
где др — модуль максимального расчетного расхода воды, м3/(сек- км2); F —
площадь водосбора водотока (водоема) до замыкающего створа, км3; Ка —
параметр, характеризующий дружность половодья; hp — расчетный спой
суммарного (без срезки грунтового питания) стока половодья той же вероят-
ности превышения Р, %, что и искомый максимальный расход воды, мм;
р.р —коэффициент, учитывающий неравенство статистических параметров
слоя стока и максимальных расходов; п — показатель степени редукции
(уменьшения) отношения ?р/йр в зависимости от площади водосбора; сц —
коэффициент, учитывающий снижение максимального расхода рек, зарегу-
лированных озерами (6J и водохранилищами (61); 62 — коэффициент, учиты-
вающий снижение максимального расхода воды в залесенных и заболоченных
бассейнах.
Расчетный мгновенный максимальный расход талых вод горных рек
(резкие колебания высот, превышающие 400 м), м3/сек,
<?Р =
KpfepPp
(F-|- 1)0,16
(4.31)
М.
Максимальные расходы воды дождевых паводков в зависимости от при-
родной зоны, площади водосбора и ее отметки (для горных районов) опреде-
ляются или по эмпирической редукционной формуле
<?p = ?2oo(200/^)" Ip^F,
(4.32)
где д2а0 — модуль максимального расхода воды вероятностью превышения
1%, приведенный к площади водосбора 200 км3; п — показатель степени ре-
дукции (уменьшения) модуля максимального расчетного расхода воды;
Лр — переходный коэффициент от вероятности превышения 1% к другой
вероятности, или по формуле предельной интенсивности стока
Qp~ ’ (4.33)
где — суточный слой осадков вероятностью 1%; <р — коэффициент паво-
дочного стока; А — максимальный модуль стока (при — 1), выраженный
в долях от произведения (ср//^).
Выбор расчетной формулы производится по табл. 4.42.
Минимальные расходы воды. При определенип минималь-
ных расходов воды выбор способа расчета зависит от размера реки, который
устанавливается по площади водосбора. По данным «Руководства...» [25],
к средним рекам относятся реки с площадью бассейна, превышающей площадь
малых рек, но не больше 75 000 км2. К малым рекам относятся реки с пло-
щадью бассейна, не превышающей приведенную в табл. 4.43.
* Рекомендуемые ниже расчетные формулы применимы для рек с пло-
щадями водосборов от элементарно малых (менее 1 км2) до 20 000 на европей-
ской и до 50 000 км2 на азиатской части СССР..
154
ТАБЛИЦА 4.42
Границы применимости расчетных формул дождевого паводка
Площадь водосбора, км*
Природная зона формула предель- ной интенсивности стока Эмпирическая редукционная формула
Равнинная т ундровая, лесная и лесостепная теплая асушливых степей (олупустынная ерритория <50 <200 <200 <200 50—30 000 200—10 000 200—1 000
Горные районы (500 < Нср < 2000 м)
'аноны Средней Азии
[рочие
<200
<200
200—10 000
Примечавия. 1, Для райовов Северо-Востока расчет по формуле предельной
атенсивности производится при F < 10 км», а при F > 10 км’ — по эмпирической редун-
иониой формуле. 2. Прк проектировании сооружений ва реках с площадями водосборов,
ревышающими указанные пределы, илк ва реках, бассейны которых закарстованы более
ем к а 25%, максимальные расходы дождевых паводков рекомендуется определять па
спове полевых гидрологических исследований.
ТАБЛИЦА 4.43
Наибольшие площади бассейнов малых рек
Район Площадь, км’
Летне-осенний период Зимний период
А 1 200 1200
Б 1 500 1500
В 2 000 1800
Г 2 500 2000
Д 5 000 2500
Е 10 000 5000
Примечание. Район устанавливаетск по прил. 13
и 14 «Руководства...» [25].
Расчет начинается с определения минимального среднемесячного расхода
воды 80%-ной обеспеченности:
л min ср.-мес_„min и ,,
<80% = ?S0%F> <4-34>
где — модуль минимального стока 80%-ной обеспеченности, л/(сек-км2);
Г — площадь водосбора, км2.
Минимальный среднемесячный расход воды (модуль стока) нужной обеспе-
ченности (Р%)
^min ср.-мес = ^min ср.-мес^, (4,35)
где Ар — переходный коэффициент, определяемый по табл. 4.44.
155
ТАБЛИЦА 4.44
Переходный коэффициент
Обеспеченность расхода воды, %
Район 75 80 85 90 95 97
I 1,04 1,0 0,94 0,87 0,80 0,75
II 1,04 1,0 0,93 0,70 0,60 0,45
Для эпизодически пересыхающих или перемерза- ющих рек 1,20 1,0 0,75 0,45 0,15 0,00
Примечание. Район устанавливается по карте (прил, 11, СН 435—72).
Минимальный среднесуточный расход воды нужной обеспеченности (Р, %)
определяется также через минимальный среднемесячный расход воды 80%-ной
обеспеченности:
(?™in сР.-сут = ХрКет1п ср.-мес, (4.36)
где К — коэффициент для перехода от среднемесячных расходов воды к сред-
несуточным (определяется по табл. 4.45).
Ж ТАБЛИЦА 4.45
Коэффициент К для определения минимального
среднесуточного расхода воды 80%-ной
обеспеченности
Район Период
ЗИМНИЙ летне-осешшй
1(1) 0,90 0,86
2 (П) 0,83 0,83
3 (III) 0,54 0,73
4 — 0,68
5 — 0,60
6 — 0,45
Минимальный среднемесячный (30-дневный) расход 80%-пой обеспечен-
ности на роках с площадью бассейна меньшей, чем указано в табл. 4.43, но
не менее 20 км3 для увлажненных районов и 50 км2 для районов недостаточ-
ного увлажнения
(?go%ср-мес =1°"3а (F + /o)n, (4.37)
где а, п, fa — параметры, определяемые в зависимости от географических
районов по прил. 15 «Руководства...» [25]; если /0 отрицательно и по абсолют-
ному значению превышает F, то <?™0'%ср'’мес принимается равным нулю.
Формула не пригодна для определения минимальных расходов рек со зна-
чительным озерным регулированием, протекающих в районах резкого локаль-
ного влияния карста, а также при ярко выраженном влиянии хозяйственной
деятельности на сток реки. Минимальные среднемесячные и среднесуточные
расходы воды заданной обеспеченности для малых рек определяются так же,
как для средних, т. е. по формулам (4.34)—(4.36).
156
Максимальные и минимальные уровни воды,
соответствующие расчетным расходам заданной
вероятности превышения. Как указывалось выше, любые
уровни воды при отсутствии данных наблюдений могут быть определены
по кривым расходов воды Q = f (Н). Для построения кривых кроме расчет-
ных расходов необходимы морфометрические и гидравлические характери-
стики русла реки в расчетном створе (профиль морфоствора, шероховатость
русла и поймы, уклон водной поверхности). Получив на основании промеров
и нивелировки профиль реки и задавшись произвольными значениями уров-
ней воды, определяют площадь живого сечения, среднюю скорость потока
и расход воды для этих уровней. Расчеты сводят в таблицу, форма которой
дана в табл. 4.46, и по полученным данным строят кривую расходов воды
(рис. 4.14). По оси абсцисс откладывают расход воды заданной вероятности
превышения и, проведя ординату до пересечения с кривой, получают значе-
ние соответствующего уровня воды. В случае определения минимальных
уровней воды нижнюю часть кривой строят с наибольшей тщательностью.
При этом интервалы между уровнями воды принимают возможно меньшими
с таким расчетом, чтобы они учитывали все переломы руслового профиля.
ТАБЛИЦА 4.46
Расчет расходов воды при заданных уровнях
Уровень воды, м Площадь живого сечения, м2 Коэффициент шеро- ховатости Уклон водной поверх- ности, % Средняя скорость, м/сек Расход воды, м8/сек
русла поймы
1 2 3 4 5 б 7
к ®1 т TWj н <?!
О)2 т г2 аз Qi
'hn' Wn т
Необходимые метеорологические данные и источники их получения.
При проектировании магистральных трубопроводов и сопутствующих им
сооружений необходим определенный минимум метеорологических данных
(температура воздуха, осадки, ветер и т. д.). Наиболее концентрированно эти
сведения представлены в СНиП II—А.6—72. Кроме того, Гидрометеоиздат
систематически выпускает «Справочник по климату СССР» па основании дан-
ных многолетних наблюдений на существующей сети метеорологических стан-
ций и постов. «Справочник...» состоит из 34 выпусков, подготовленных упра-
влениями Гидрометеослужбы СССР по единой программе и методике. Каждый
выпуск «Справочника...» разбит на пять частей, которые содержат характери-
стики отдельных элементов климата; часть I — солнечная радиация, радиа-
ционный баланс и солнечное сияние; часть II — температура воздуха и почвы;
часть III — ветер; часть IV — влажность воздуха, осадки и снежный по-
кров; часть V — облачность и атмосферные явления (туманы, метели, грозы,
град).
Для быстрого нахождения нужных сведении следует пользоваться сбор-
ной картой выпусков «Справочника...». Например, нужно получить многолет-
нюю характеристику температуры воздуха по району Новосибирска. Как
отыскать нужный том? Достаточно^ посмотреть на сборную карту и опреде-
лить, какой номер имеет замкнутый контур территории, на которой располо-
жен Новосибирск. Таким номером будет 20. Следовательно, все сведения по
климату для района Новосибирска сосредоточены в «Справочник...», выпуск
20. Цели нас интересуют не все элементы климата, а, например, один ветер,
157
Рис. 4.14. Кривая О = / (Я>
для определения соответ-
ственных расчетных уровней
воды при отсутствии наблю-
дений.
Рис. 4.15. Участии карты сети метеорологических станций и постов.
1 — станция; 2 — пост.
158
то следует взять (запросить) «Справочник...», выпуск 20, часть III, еслп
интересуют метели — необходимо взять выпуск 20, часть V и т. д. Указанные
источники содержат уже обобщенные данные, приведенные к многолетнему
ряду и, как правило, осредненные по определенным периодам (месяц, год,
пятидневка, сутки и т. д.). Если необходимы более подробные сведения об из-
менениях какого-либо элемента климата в разрезе интервалов, не отраженных
в СНиП или «Справочнике...» (внутримесячный, внутрисуточный ход и т. д.),
то следует обращаться в территориальные управления Гидрометеослужбы
СССР или непосредственно на ближайшую к интересующему пункту метео-
станцию. Такие сведения можно получить, либо выписав их из первичных
документов (таблицы ТМ-1), либо оформив заказ через БРИС (бюро расчетов
и справок).
Трассы магистральных трубопроводов имеют большую протяженность
(сотни и тысячи километров), поэтому метеорологические данные необходимы
не по одной-двум, а по значительному количеству станций. Выбор необходи-
мых станций из общей сети Гидрометеослужбы СССР удобно делать, пользуясь
картами сети метеорологических станций и постов, приводимыми в каждом
выпуске «Справочника по климату СССР». Нанеси на эту карту изыскиваемую
трассу, можно достаточно легко определить станции и посты, данные которых
будут наиболее точно характеризовать климат в любой точке трассы, пло-
щадки и т. д. (рис. 4.15).
Характеристика климата районов проложенин трассы магистрального
трубопровода составляется обычно на стадии ТЭО (очень краткая) и на ста-
дии технического проекта (развернутая). На стадии рабочих чертежей, как
правило, делаются только какие-либо уточнения или дополнении, связанные
с детализацией отдельных элементов климата. Сведения о выбранных для
характеристики климата по трассе метеостанциях целесообразно свести
в таблицу (табл. 4.47). Для проектирования линейной части трубопроводов,
ТАБЛИЦА 4.47
Метеорологические станции и посты, расположенные в полосе
трассы трубопровода
JA п.п. Станция, пост Период работы Эле- менты климата, за кото- рыми ведутся наблю- дения Примечание
открыта закрыта
t 2 3 4 5 6
В графе 5 элементы климата можно указывать условно. Например, Т — темпера- тура воздуха; О — осадки; В — ветер; ТГ — темпера- тура грунта; ВВ — влаж- ность воздуха; Г — голо- лед; М — метели и т. д.
КС и НПС, ГРС, жилых поселков, радиорелейных станций, вертолетных пло-
щадок, КИП и автоматики достаточно определенного набора климатических
данных (табл. 4.48).
159
ТА БЛИЦА 4.48
Основные климатические данные для характерных участков трассы (площадок) магистральных трубопроводов
1 Ветер 1 Скорость, м/сек возможная один раз за число лет о СО 4-4 Приме- чание о со
о ю 4-4
* ф ф 2 ф О 1 О S а и о я я rto s aS Ф Ef (м & R яс св»©33 OS
’Н со Пыльные бури s ® 1 2 s > *• о я а5 в «2s я X) Ф ~ □ о м^. се ч «5 3 « «а QO
! сред- него- довая
Средняя 1 суммар- ная длитель- ность за год, 4 1 Si
ю И в о 5 и ф et Й О ч-(
Среднее кол-во за год 1 «О
— Св К 1 И z—. g I - и к н S >. “ 2 оЭЭ® J: я § a-sgann" и О
Изморозь Число дней в году с измо- розью 10 мм 1 _ 1 ю CQ
। Осадки, мм Су- точ- ный мак- симум 05
Макси- мальная толщина, мм
Годо- вая । сумма 00
S £ св is ' И о ~ с-
Гололед ® ^oSs RSH^ о S 2 Sg d «s СГ«и,^т 3
я д в । я * сб а о я 5 я
1 Температура воздуха | абс. мини- мум «о
абс, макси- мум ю Темпера- тура грунта на глубине 0,8 м, °C мини- маль- ная
средняя наиболее холод- ной пяти- дневки •ч* макси- маль- ная
. g i g g £ § Я Я И §30“g к S > ж и о§ «в 5 ® Я s й ы й о ?, f- 3 S И5S о
сред- него- довая со
Участок трассы, пло- щадка Относительная влажность воздуха, % и । В । й „, £ « S Я >»о в-- о ао 2 2 £ £ ю сб Ф >.Sg gs . о Я *s 00
ео. Й Й сред- । него- довая , £
§ 4.8. Геофизические изыскания
В линейных изысканиях из обширного комплекса геофизических методов
в настоящее время практически применяются в основном электроразведочные
и радиометрические. Определяя программу комплексных инженерных изыска-
ний трасс магистральных трубопроводов и сопутствующих объектов, необхо-
димо учитывать, что геофизические методы призваны не заменять инженерно-
геологические, а в тесном сочетании с ними содействовать более быстрому,
глубокому и эффективному проведению инженерно-геологических исследо-
ваний.
Изыскания трасс трубопроводов. При электроразведке исследования
проводят измерением сопротивления грунтов пропускаемому через них по-
стоянному току или измерением разности потенциалов естественных или искус-
ственных токов, проходящих по грунтам исследуемого участка. При изыска-
нии трасс применяют:
1) метод сопротивлений, в котором можно выделить три способа — ВЭЗ
(вертикальное электрическое зондирование), ЭП (электропрофилирование),
каротаж буровых скважин;
2) метод ПС (спонтанной поляризации);
3) метод заряженного тела.
Метод сопротивлении. Принцип метода заключается в том,
что через крайние заземления А п В (рис. 4.16) вводится ток I от батареи Е.
Между внутренними точками участка М и 7V измеряется разность потенциа-
лов Д{7. По значениям 7, Д{7 и расстояниям между заземлениями (электро-
дами) МиЛ', пользуясь известными законами электрического поля,
определяют удельные или кажущиеся сопротивления горных пород на участке
между Ми N в пределах эффективной глубины проникновения тока, которая
меняется в зависимости от электрических свойств грунтов и расстояния
между А и В. Среднпе значения удельного электросопротивления различных
грунтов приведены в табл. 4.49. По найденным величинам кажущихся удель-
ных сопротивлений для ряда заранее выбранных взаимоположений заземле-
ний А , В, М н N определяются геологические особенности участка и глубина
залегания пород, различных по удельному сопротивлению.
При ВЭЗ электроды М и N сохраняются неподвижными, а А и В последо-
вательно перемещаются все дальше от центра установки, за который прини-
мается средняя точка между М и N. Метод ВЭЗ применяется при необходи-
мости исследования разреза на глубину. При ЭП все четыре электрода одно-
временно перемещаются по профилю, что дает возможность выявить геологи-
ческие особенности разреза на примерно известном интервале глубин.
Заземление устраивают путем забивки штырей — электродов стальных
(на Л и В) и латунных (на М и N) на глубину 15—50 см. Разносы электродов
при ЭП принимают обычно постоянными (между АВ 7—7,5 м при разносе
MN 1,5 м), однако более правильно разнос питающих электродов задавать
в зависимости от грунтового сложения участка н глубины заложения трубо-
провода.
Основная задача ЭП, выполняемого по трассе трубопровода, заключается
в определении по значениям рк степени коррозионной активности грунтов,
которая (ее показывают на продольном профиле трассы) служит основанием
для проектирования мероприятий противокоррозионной защиты.
Каротаж буровых скважин заключается в одновременном измерении
сопротивления пород и потенциала естественного тока, который фиксируется
соответствующими измерительными приборами при включении тока.
Заказ 156 161
1М
ТАБЛИЦА 4.49
Удельное электросопротивление грунтов
Грунт Удельное сопротивление, ом - м Грунт Удельное сопротивление» ом- м
Глина 10-*-10 Гранит 102—10е
Суглинки 10—ю2 Сиенит 102—10®
Пески, насыщенные 10-1~10 Диорит 10*—10е
солеными водами Диабаз 102-10®
Пески, насыщенные 10-10® Базальт 102—10®
пресными водами Габбро 102-10®
Песчаники 10—10® Кристаллические 102—10*
Аргиллиты 10-102 сланцы
Алевролиты 10—102 Глинистые сланцы 10-10®
Известняки 10—10® Мрамор 102—10®
Мергели 10—102 Кварцит 10—10®
Ангидриды 10*—10е Гнейс 102—10*
Каменная соль 10‘-10®
Конгломерат 10—10*
Мерзлые грунты:
при t до —5° С 102—104
при t ниже 104-10®
—5° С
Лед >104
Метод ПС (спонтанной поляризации или естественных электрических
потенциалов). При линейных изысканиях широко применяется на участках
с возможным наличием естественных или блуждающих токов для измерения
потенциалов электрических токов по трассе трубопровода. Выявление участ-
ков с наличием электрического поля производится по соответствующему кар-
тографическому материалу с учетом того, что. естественные токи приурочены
обычно к пересечению трассой подземных металлических сооружений, кабелей
трубопроводов, к контактам водонасыщенных и водоупорных пород. Блужда-
ющие токи наблюдаются при пересечении электрифицированных железных
дорог, высоковольтных линий электропередачи и на участках, примыкающих
к населенным и промышленным пунктам.
Профилирование производится с помощью потенциометра, снабженного
полуавтоматическим или автоматическим регистратором, с, неподвижным
закреплением одного нз неполяризующихся электродов и переносом другого
электрода на равные расстояния, соответствующие шагу установки (20—50 м),
либо с переносом обоих электродов по профилю. Об изменении потенциалов
блуждающих токов во времени судят по нескольким замерам в одной точке
значений U или Д17.
Метод заряженного тела. Основан на изучении характера
электрического поля, созданного проводящим телом в земле, через которое
пропускают электрический ток. При этом одно заземление устраивают в ка-
кой-либо точке проводящего тела, а второе относят на расстояние, в десять
раз большее глубины залегания изучаемого образования. В обычной практике
линейных изысканий метод заряженного тела имеет ограниченное распростра-
нение. Используется прп изысканиях в зоне распространения мерзлоты,
особенно островной, а также прп поисках и разведке карьеров местных
строительных материалов.
Методика, объем, детальность электроразведочных линейных работ зави-
сит от стадии проектирования. Вместе с тем основные геофизические работы
162
должны быть выполнены на стадии технического проекта с целью уточпснпя
геологического разреза но трассе и определения всего комплекса мероприятий
по изоляции и защите трубопровода от коррозии. На стадии рабочих чертежей
должна быть выполнена разбивка всей трассы па участки с указанием харак-
терных значений, с выделением участков распространения естественных
и блуждающих токов и определением величин возникающих потенциалов.
В отчетных материалах результаты геофизических наблюдений, в част-
ности значения удельных электросопротивлений, вносятся в соответствующие
позиции графических приложений, а также излагаются в виде заключения
о коррозионных свойствах грунтов по конкретным участкам трассы. Оценка
коррозионной активности грунтов по отношению к стальным трубопроводам
по данным удельного электросопротивления грунтов рекомендуется в следу-
ющем виде:
Минимальное годовое удельное Более 100—20 20—10 10—5 Менее 5
сопротивление груптов, ом-м 100
Степень коррозионной активно- Низкая Средняя Повы- Высокая Весьма
сти грунтов - шенная высокая
Если на трассе длиной 50 м обнаружено изменение электросопротивления
в 30 раз и более, степень коррозионной активности грунтов этого участка
принимается на категорию выше»
При наличии источников блуждающих токов для участков трассы, иду-
щих параллельно эксплуатируемым трубопроводам или линиям электропере-
дачи, составляются следующие ведомости:
1) ведомость наличия ЛЭП-0,4 кв на расстоянпи до 1,0 км от оси трассы,
а также ЛЭП-6 кв, ЛЭП-10 кв и ЛЭП-35 кв — в полосе 2,5 км от оси
трассы газопровода;
2) ведомость участков трассы, следующих параллельно электрифициро-
ванным железным дорогам на расстоянии менее 2,5 км или пересекающих
эти дороги. При этом приводятся сведения о размещении путевых дросселей-
трансформаторов с привязкой их к километражу железной дороги и газопро-
вода и тяговых подстанции (тяговый ток, полярность на рельсах, напряжение};
3) ведомость расположения средств электрохимической защиты на дей-
ствующем трубопроводе, следующем параллельно; рабочие параметры этих
сооружении. По участкам пересечения трассой электрифицированных дорог
дается ведомость измеренных потенциалов «рельс — земля» с указанием место-
положения и характеристик ближайших к переходам дроссель-трансформато-
ров и тяговых подстанций.
Электроразведка при инженерно-геологической съемке и изыскании
площадок. В число задач, которые помогает решать инженерная электрораз-
ведка, кроме линейных исследований входят:
— исследование стройплощадок для установления их геологического
разреза, выявление крутых контактов пород, выявление рельефа коренных
пород, установленпе зон разломов и трещиноватости и пр.;
— исследование участков переходов через водные преграды в сложных
геологических и геоморфологических условиях;
— исследование районов развития многолетней мерзлоты с определением
глубины залегания п мощности мерзлоты, выявлением и оконтуриванием
островной мерзлоты или таликов;
— исследование заболоченных районов и участков с определением мощ-
ности залежей торфа и глубины минерального дна;
— исследование оползневых районов с изучением геологического строе-
ния района, определением мощности оползневых масс и пород, их подстила-
ющих;
— исследование карстовых участков с определением мощности наносов-,
мощности карстующихся пород, выявление степени закарстованности пород
по площади и по глубине;
— поиски и разведка месторождений строительных и балластных мате-
риалов с оконтуриванием месторождения, определением мощности вскрыши
и толщи самого полезного ископаемого;
11* 163
— электро- и гидрогеологические исследования при поиске и разведке
подземных источников водоснабжения.
Детальные рекомендации по применению методов электроразведки при
инженерно-геологической съемке приведены в работе [20J.
Интерпретация данных электроразведочных работ дает надежные резуль-
таты лить при следующих условиях:
— рельеф участка относительно ровный;
— грунты залегают горизонтальными или слабонаклонными слоями;
— электросопротивление отдельных слоев различается между собой
не меньше чем в два-три раза;
— основные элементы грунтовых условий района известны.
Особенно эффективно применение электроразведки при изысканиях в зоне
распространения многолетней мерзлоты. Выше указывались преимущества
ландшафтно-ключевого метода, при котором с помощью аэрофотосъемки выде-
ляются характерные участки по трассе и ведется изучение типичных предста-
вителей этих участков с последующей интерполяцией полученных результатов
на весь район прохождения трассы трубопровода и размещения площадок
сооружений. С помощью электроразведки па эталонных участках определяют
примерную глубину залегания кровли многолетнемерзлых грунтов. По абсо-
лютным значениям рк, сопоставленным сданными разрезов обнажений и выра-
боток, определяют состав и льдистость мерзлых грунтов или состав и влаж-
ность талых. Не мепее успешно электроразведку применяют п в зонах распро-
странения карста.
При инженерно-геологической съемке площадок в указанных районах
с помощью электроразведки оконтуриваются неблагоприятные участки с на-
личием островной мерзлоты либо карстовых пустот. Детальная электроразве-
дочная проверка территорий выбранных площадок в этих районах на стадии
ТАБЛИЦА 4,50
Рекомендуемые параметры сети расположения точек
геофизических исследований
Задачи исследований вэз эп
Расстоя- ние между точками, м Разносы питающих электро- дов, м Расстоя- ние между профи- лями, м Расстоя- ние между профи- лями, м Шаг опробо- вания, м
Установление глубины за- легания скальных пород и картирование рельефа их поверхности 50—200 100—200 100-500 — —
Расчленение геологиче- ского разреза рыхлых отложений 25—100 До 100 100—200 — —
Определение глубины за- легания подземных вод 50-200 100—250 100-500 — —
Выявление зон повышен- ной трещиноватости, картирование зон раз- рывных тектонических нарушений, прослежи- вание слоев и подобные картировочные задачи 50-100 10—20
164
окончательных изысканий позволяет избежать непредвиденных осложнений
в период строительства, резко сокращает объем буровых и горнопроходче-
ских работ. Прп съемке участков переходов через водные преграды с помощью
электроразведки уточняются условия залегания различных грунтов по пло-
щади п глубине с учетом глубины заложения дюкера; оконтуриваются лпнзы
илов, талпков, островной мерзлоты, зон выветривания; устанавливается напра-
вление потока грунтовых вод п контуры сильнотрещиноватых зон на участках
распространения карста; уточняются границы действующих оползней и т. д.
Электроразведочные работы прп поисках местных строительных материа-
лов с успехом применяются для разведки карьеров бутового камня, извест-
няка, песчано-гравпйпых грунтов. При этом используется резкое отличие
электросопротивления песчаных и гравпйно-галечнпковых отложений, осо-
бенно в сухом состоянии, от такового для глпн и суглинков. Применяется
ЭП или ВЭЗ, при которых горизонты сухпх песков будут выделяться резко
повышенным значением рк.
В настоящее время электроразведка достаточно широко Используется
и прп площадочных гидрогеологических изысканиях, в частности при изыс-
каниях источника водоснабжения. В зависимости от целей гидрогеологиче-
ских исследований выбирается и методика электроразведочных работ. Так,
уточнение местоположения водоносных горизонтов и относительное измене-
ние минерализации воды с глубиной производится методом каротажа гидро-
геологических скважин. При поисках перспективных участков для создания
подземных водозаборов применяется ЭП и ВЭЗ. Рекомендуемые параметры
сети точек геофизических наблюдений для различных задач приведены
в табл. 4.50 [24].
Применение радиометрических методов в инженерно-геологических изы-
сканиях. Радиоизотопные методы исследования все шире используются
при инженерно-геологических изысканиях для оценки строительных свойств
грунтов, а также при изучении инженерно-геологических процессов. В настоя-
щее время отработаны методики, аппаратура и оборудование для решения
целого комплекса практических задач:
— определения объемной массы и влажности пород в отдельных точ-
ках поверхностных отложений, в стенках шурфов и прочих выработок по
поглощению и рассеянию гамма- и нейтронного излучения;
— выделения в геологическом разрезе отдельных литологических раз-
ностей грунтов, установления положения вод методами радиоактивного
каротажа скважин;
— определения механических свойств и расчленения разреза рыхлых
отложений без предварительного бурения скважин путем комплексного
использования методов радиоактивного каротажа и статического зондирова-
ния;
— получения диаграмм изменения плотности и влажности поверхностных
отложении методами гамма- и нейтронного профилирования;
— стационарных наблюдений за динамикой влаги зоны аэрации при изу-
чении инженерно-геологических процессов (оползней, селей, карстообразо-
вания и пр.):
— изучения фильтрационныхсвойств пород в природных условиях и опре-
деления скоростей и направления подземных потоков с помощью радиоактив-
ных индикаторов и др.
В практике ведения комплексных изысканий таких линейнопротяженных
объектов, как магистральные трубопроводы, наибольшее распространение
получили экспресс-методы для определения механических свойств грунтов
в естественном залегании с применением глубинного гамма-плотномера
(ГГП-1) и нейтронного индикатора влажности (НИВ-1). Оперативное получе-
ние показателей практически в любом интервале глубин (при линейных
изысканиях в пределах 6 м от поверхности, а прп необходимости и до глубины
20 м) исключает необходимость отбора монолитов грунта, транспортировки
и анализа их в лабораторных условиях. Более детальные сведения о примене-
нии геофизических методов для решения задач инженерной геологии приво-
дятся в специальной литературе [2].
165
§ 4.9. Изыскания местных строительных материалов
Строительство линейной части трубопроводов, переходов через естествен-
тые и искусственные преграды, дорог и проездов вдоль трассы, КС, НПС
I ГРС, объектов жилого строительства должно быть обеспечено местными
строительными материалами. Основными разновидностями их являются:
1) мелкозернистые грунты (пески, супеси) для выравнивания дна тран-
шей, пройденных в скальных, полускальных, мерзлых грунтах, и для отсыпки
щщитного слоя поверх трубы перед засыпкой траншеи разработанным круге»
аообломочным или мерзлым грунтом. В зимних условиях мелкозернистые
грунты должны доставляться в талом состоянии;
2) грунты песчаные, гравелистые или щебенистые для отсыпки насыпей
тля съездов с дорог, наземных участков прокладки трубы и пр.;
3) инертные заполнители для бетона (щебень, гравий, крупнозернистый
песок) и бутовый камень при строительстве переходов и площадочных соору-
жений;
4) глины, тяжелые суглинки для водозащитных отмосток, устройства
перемычек в траншеях на ковогорных участках и пр.;
5) деловая древесина, подтоварник, хворост и другие лесоматериалы
на крепежные и прочие вспомогательные работы;
6) мох, камыш, торф для утепляющих покрытий при строительстве про-
мышленных объектов и жилых зданий.
Объем и методика поисковых и разведочных работ зависят от стадии изыс-
каний и районов, в которых ведется строительство. Поиски и разведка ведутся
в районе участков, где не могут быть заложены резервы грунтов (болотистые,
засоленные и пр.).
На стадии технического проекта должны быть определены основные по-
казатели по наличию, способам разработки и дальности доставки местных
материалов, определяющие стоимость их использования, закладываемую
в сводный сметно-финансовый расчет. Сведения о наличии карьеров необхо-
димых материалов могут быть получены в территориальных геологических
управлениях и местных плановых органах с уточнением их в ведомствах,
в ведении которых находятся карьерные хозяйства. Учитывая, что получен-
ные сведения будут являться основанием для составления смет, их следует
оформлять в виде официального документа (справка планового органа,
письмо заводоуправления и т. д.). При этом необходимо указать следующие
характеристики:
— вид строительного материала;
— местоположение участка разработки;
— способ доставки (автотранспорт, железнап дорога) с указанием состоя-
ния дорог, возможности их использования;
— дальность возки от карьера до строительной площадки;
— расстояние от карьера до железнодорожной станции или резервных
путей, где могут проводиться погрузо-разгрузочные работы.
Одновременно должны быть получепы (в случае подтверждения этого
заданием на изыскания) данные по наличию производств сборпого железо-
бетона, Местных стеновых материалов, пиломатерпалов, механических, дере-
вообрабатывающих и других промышленных предприятий, которые могли бы
выполнять заказы для строительства объектов трубопроводов. Сбор последних
данных ведется, как правило, с участием представителя главного инженера
проекта либо проектного отдела.
При отсутствии близко расположенных карьеров строительных материа-
лов либо при технической возможности и экономической целесообразности
использования местных материалов в зоне, примыкающей к трассе, па строи-
тельные материалы проводятся поисковые и разведочные изыскательские
работы. На основании обследования составляется ведомость резервов грунта,
в которой указываются наименование и объемы разрабатываемых грунтов,
точное местоположение резерва с привязкой к трассе, размеры площади для
разработки, положение грунтовых вод, характер и протяженность подъезд-
ных путей, объем вскрышных работ.
166
При поисках резервов необходимо исходить из того, что при подземной
прокладке трубопровода с подсыпкой мягкого грунта потребуется примерно
1500 м3 такого грунта на 1 км траншеи, около 1000 м3 на устройство одного
съезда при строительстве трубопровода, около 15 000 м3 дренирующего
грунта на 1 км болота для обеспечения вдольтрассового проезда строительных
колонн на заболоченных участках. Объемы грунта при наземной прокладке
трубопровода определяются заданием. Оконтуренные резервы должны быть
согласованы с землепользователями и другими заинтересованными ведомст-
вами. На местности они отмечаются опознавательными знаками.
Поисковые работы проводятся вдоль трассы в полосе шириной до 2 км
или более путем маршрутной геологической съемки с использованием геологи-
ческого и геоморфологического дешифрирования материалов аэрофотосъемки,
обнажений и выработок, пройденных для обоснования инженерно-геологи-
ческой съемки. Разведка месторождений грунтов выполняется с детальностью
по категории В + С в соответствии с «Инструкцией по применению классифи-
кации запасов месторождений твердых полезных ископаемых».
Месторождения, имеющие вытянутую форму (аллювиальные, ледниковые,
песчано-гравийные и др.), целесообразно разведывать выработками, размеща-
емыми через 25—30 м на поперечниках, разбиваемых через 100—200 м.
Месторождения с площадным распространением грунтов (зандровые покровы,
глинистые породы) обычно рекомендуется разведывать выработками, распола-
гаемыми по сетке прп поисковых работах 200 X 200 м, при разведке с шагом
50—100 м. Глубина выработок задается на всю мощность полезного слоя
или до уровня грунтовых вод. Значительный эффект в поисках и разведке
месторождений строительных материалов достигается за счет применения гео-
физических методов.
Месторождения каменных материалов разведываются буровыми скважи-
нами и горными выработками: шурфами, канавами, расчистками и штольнями.
Прп этом одной частью выработок определяют мощность полезной толщи,
другой — мощность вскрыши и выветрелой зоны скальных пород. При раз-
ведке изверженных горных пород выработки рекомендуется задавать по сетке
200 X 200 или 300 X 300 м. При осадочных породах, залегающих монокли-
нально, разведочные выработки располагаются вкрест простирания структур
на расстоянии 200—400 м при предварительной разведке и 100—200 м прп
детальной разведке для категории А2.
Запасы грунтов — строительных материалов определяются по методу
среднего арифметического. Запасы не подлежат, как правило, утверждению
в местных плановых органах и территориальных геофондах. Это, одпако. не
освобождает проектную организацию от выполнения необходимых согласова-
ний с организацией-землевладельцем и прочими заинтересованными органи-
зациями. Качество изыскиваемых материалов определяется визуальпо в поле-
вых условиях и при помощи лабораторного анализа проб, отбираемых в про-
цессе поисковых и разведочных работ.
Для лабораторного определения механического состава тонко- й мелко-
зернистых песков отбираются пробы массой 1, для крупнозернистых с при-
месью гравия — 5, для песчано-гравелистых и песчано-гравелисто-галечных
грунтов — 40—50 кг. Пробы отбирают методом квартования всей породы,
извлеченной из скважины или опробуемого интервала. Из горных вырабо-
ток — шурфов, дудок и расчисток — пробы отбирают бороздовым ме-
тодом.
Состав и методика анализа грунтов зависит от их вида и назначения
в качестве строительного материала. Помимо общих сведений по месторожде-
нию требуют освещения следующие характеристики: 1) вещественный состав
(минеральный, гранулометрический, химический); 2) особенноети строения
(структура, текстура и сложение); 3) физические свойства (плотность и объем-
ная масса, пористость, влажность, консистенция для глинистых пород, отно-
сительная плотность для песчаных); 4) водные свойства (водоустойчивость,
влагсемкость и водоемкость, капилярность и водопроницаемость); 5) механи-
ческие свойства (прочность на сжатие и разрыв, сопротивление скалыванию
и сдвигу, общая деформируемость, сжимаемость и просадочность, ползучесть
167
и длительная прочность); 6) специального назначения (крепость, твердость,
истираемость, разрыхляемость, морозоустойчивость).
Требования к качеству естественных строительных материалов, испо.ц.-
зуемых в виде инертных добавок для приготовления бетона и растворов
для кладочных и штукатурных работ, регламентированы соответствующими
стандартами, (ТОСТ 8736—67 на песок для приготовления армированного
и неармированного бетона и строительных растворов, ГОСТ 8268—62 на гра-
вий с учетом его морозостойкости и т. д.).
В процессе изысканий не всегда возможно полевое и лабораторное опре-
деление всех необходимых показателей по грунтам — строительным мате-
риалам. Для ориентировочной оценки их физическпх, водных и механических
свойств нами рекомендуется использование ппжеперно-геологической класси-
фикации горных пород по Ф. П. Саваренскому, с измепеппямп и дополнениями
В. Д. Ломтадзе [13]. При этом все породы разбиты на пять групп, в соответ-
ствии с котормми могут быть классифицированы и грунты — строительные
материалы (см. табл. 4.25).
При комплексной оценке резервов и месторождений местных строитель-
ных материалов особое внимание следует уделить возможностям подъезда
к ним в период бездорожья, т. е. ввести принятый коэффициент на бездорожье
и распутицу. При разведке месторождений в районах распространения много-
летней мерзлоты необходимо тщательно учитывать местные гидрогеологиче-
ские условия: распространение талпков, наледей, гидролакколитов, сезонной
мерзлоты и т. п. Учет всех этих факторов в их совокупности позволяет назна-
чить разработку месторождения наиболее выгодными в экономическом и тех-
ническом отношениях способами.
Выявленные притрассовые резервы и карьеры, а также разведанные место-
рождения материалов наносятся на специальную карту, часто совмещаемую
с картой инженерно-геологического районирования. Здесь же отмечаются
выбранпые по соответствующим картам, схемам, лесотаксацпонпым ведомо-
стям и другим материалам угодья, выделяемые под порубку для поставки
на трассу в необходимых количествах деловой древесины, подтоварника,
хвороста п других лесоматериалов. При этом максимально учитывается воз-
можность их получения па полосе расчистки вдоль проектируемой трассы
газопровода.
ТАБЛИЦА 4.51
Ведомость резервов грунтов для мягкой подушки в районе
трассы трубопровода
ЛА п. п. Расстояние по трассе газопровода и до трассы (вправо, влево), км Наименование и краткая характеристика грунтов Ориентировочные запасы, м*
ТАБЛИЦА 4.52
Ведомость месторождений дорожных строительных материалов
(песок, гравий, щебень)
ЛА п. п. Место- рождение Местопо- ложение месторож- дения Запасы, м# Основные качествен- ные характе- ристики Разра- ботчик Произво- дитель- ность карьера Способ тран- спорт и- ровки
168
Указанные выше характеристики месторождений освещаются в специаль-
ном разделе пояснительной записки по изысканиям. На стадии рабочих
чертежей проводятся, как правило, лишь дополнительные изыскания, уточ-
няющие площади распространения и запасы месторождений местных строи-
тельных материалов с учетом окончательного Выбора трассы трубопровода
на местности и конструктивных решений. Для удобства в работе, как показала
практика Гипроспецгаза, следует составлять ведомости карьеров грунтов,
служащих резервами для подсыпкц при укладке трубы и дорожного строи-
тельства, с привязкой их к конкретным участкам трассы трубопровода
(табл. 4.51 и 4.52).
§ 4.10. Аэрофотосъемка трасс и площадок
При организации изысканий следует руководствоваться следующими
преимуществами аэрометодов перед наземными способами производства работ:
а) получение абсолютно объективного материала с большим объемом
инженерной информации;
б) возможность «консервирования» натуры — изображения местности
со всеми подробностями.на сколь угодно длительный срок и возможность
неоднократного возвращения к изучению деталей для отыскания наиболее
правильного решения инженерных задач;
в) перенесение процесса выбора трасс и площадок из полевых условий
в камеральные;
г) механизация большей части процессов изысканий;
д) большой резерв повышенпя производительности труда и качества
материалов изысканий.
Масштабы съемки. Аэрофотосъемка для стадии технического проекта,
как правило, выполняется более мелкого масштаба, чем для стадии рабочих
чертежей. Целесообразность уменьшения масштаба на стадии технического
проекта диктуется сложностью природных условпп, когда задачи проложения
трубопровода плп другого линейного объекта, а также выбора площадок под
сопутствующие сооружения одновариантно не решаются. Если имеющиеся
материалы позволяют уверенно определить район прохождения трассы и поло-
жения площадок, то масштаб съемки устанавливается с таким расчетом, чтобы
он обеспечил выдачу материалов на двух стадиях проектирования — техниче-
ского проекта и рабочих чертежей (табл. 4.53). Наличие у изыскательской
организации фотограмметрических приборов с высоким коэффициентом увели-
чения также позволяет уменьшить масштабы съемки без уменьшения масшта-
бов конечной продукции. Работы по аэрофотосъемке выполняются с соблюде-
нием требований ОТТ—62 «Основные технические требования к аэрофото-
съемке, производимой для создания топографических карт» и «Правил при-
емки и оценки материалов аэрофотосъемки».
Полевые привязочные работы по результатам аэрофотосъемки
(табл. 4.54). Необходимы для получения материалов повышенной точности
при изысканиях к рабочим чертежам. Выполняются, как правило, по материа-
лам первой съемки независимо от ее масштаба *. Проект привязочных работ
разрабатывается руководителем подразделения аэрометодов (лаборатории,
сектора, группы) и утверждается руководством отдела изысканий.
В проект привязки включаются схемы маршрутов съемки по трассам
и площадкам. Короткие маршруты привязываются только по концам, длин-
ные — кроме концевых опознаков должны иметь промежуточные привязочные
поперечники, расположенные через 16—20 базисов. Хорошие результаты при
фотограмметрической обработке материалов аэрофотосъемки дает предвари-
тельная маркировка трасс и площадок. Маркировка выполняется, как пра-
вило, подручными материалами (вырезка дерна, ошкуренные или расколотые
* Для составления проекта привязок, как и для других целей, могут
быть использованы материалы съемок прежних лет, выполненных другими
организациями.
169
ТАБЛИЦА 4.53
Рекомендуемые масштабы съемки трасс магистральных трубопроводов
и площадок с коммуникациями
Объест Стадия проектирования
Технический проект Рабочие чертежи
Трасса магистрального трубопровода в обыч- ных природных услови- ях 1:17 000 1 : 17 000
То же, в сложных природ- ных условиях 1 : 50 000—1 : 25 000 1 : 17 000
Переходы через крупные водные преграды, косо- горные и горные уча- стки, участей со слож- ными геологическими УСЛОВИЯ1Ш 1 : 10 000 1 : 10 000—1 : 4000
Комплекс площадок КС и НПС с коммуникациями 1 : 17 000 1 : 10 000-1 : 4000
стволы деревьев, выкладка камнями, разрубка просек и т. д.). Форма
маркировочных знаков может быть различной, размеры сторон знака в откры-
той местности должны быть не менее 1,5 X 5,0 м, а просеки — 2,0 X 20,0 м.
Точность теодолитно-нивелирных ходов, прокладываемых для привязки опо-
знаков, должна быть не ниже точности планово-высотного обоснования при
наземной съемке.
Фотограмметрическая обработка материалов аэрофотосъемки. Планово-
высотные привязки по концам маршрутов, каркасов или дополнительным
поперечникам являются исходными данными для последовательной передачи
планово-высотного обоснования на каждый снимок маршрута или съемки
площадки. Задачу уравнивания сетей пространственной фототриангуляцпп
целесообразно решать на ЭВМ по специально разработанным программам.
Данные развития и уравнивания сетей пространственной фототриангуляции
вводятся в универсальные фотограмметрические приборы, после чего рисуется
рельеф местности в полосе трассы или на площадке. Составление профиля
трассы может выполняться обычным путем — по плану в горизонталях или
непосредственным набором высот и расстояний на приборах по заданной линии
фотоплана без горизонталей.
Принципы дешифрирования материалов аэрофотосъемки. В практике
инженерных изысканий магистральных трубопроводов используется несколько
основных видов дешифрирования материалов аэрофотосъемки: топографиче-
ское, гидрографическое, гидрологическое, геологическое н гидрогеологиче-
ское. При выполнении любого вида дешифрировапня используются прямые
и косвенные дешифровочные признаки. Прямые признаки — форма, размер,
фототепь, высота, тень — непосредственно указывают на характер объекта,
косвенные сопутствуют определенным объектам (дорога, обрывающаяся
на одном берегу реки и продолжающаяся на другом, указывает на наличие
брода или парома; прямоугольники или фигуры овальной формы, изображен-
ные на снимке открытой местности, указывают на сенокосные угодья; дорожки
или тропинки, сходящиеся в одной точке, указывают на наличие колодца;
участки, облесенные соСпой, указывают на наличие песчаных грунтов и т. д.).
При дешифрировании важно учитывать сразу несколько признаков.
Для облегчения и повышения качества дешифрирования создаются аль-
бомы эталонов дешифрирования. Целесообразно создавать их по характерным
170
ТАБЛИЦА 4.54
Характеристика материалов, получаемых при обработке аэрофильмов
Материал Масштаб Назначение
получаемый ИСХОДНЫЙ
Схема накидного Контактная 1 : 40 000— Для нахождения от-
монтажа печать 1 : 60 000 дельных снимков в общем объеме аэро- фотосъемки; для про- верки фильмов воен- ными округами; для проверки качества съемки
Фотосхема То же В масштабе съемки Для предварительного изучения местности, укрупненного ре- шения вопросов ук- ладки трассы, выбо- ра переходов и пло- щадок, оценки ва- риантов
Уточненная фото- Трансформи- В заданном Для окончательного
схема рованные снимки масштабе выбора площадок, переходов и трасс линейных объектов, создания ситуацион- ных планов на трас- сы и площадки
Фотоплан пони- женной точности с рисовкой рель- ефа на основе имеющихся карт масштабов 1 : 25 000 — 1 : 100 000 То же В заданном масштабе (1 : 10 000 — 1 : 2000) с се- чением рель- ефа 2—5 м Материал по трассам магистральных тру- бопроводов, комп- лексам площадок КС (НПС) с коммуника- циями для разработ- ки технического про- екта .
Профили трасс ли- Фотоплан по- В заданном Для решения инже-
пенных объек- ниженной точ- масштабе первых задач на ста-
тов и геологпче- ности и ка- (1 : 10 000 — дин технического
ские разрезы по площадкам , моральное де- шифрирование аэроснимков 1 : 2000) проекта
Фотоплан новы- Трансформи- В заданном длг разработки рабо-
шейной точности рованные масштабе чих чертежей всего
с рисовкой рель- ефа па основе полевых привя- зок аэрофото- съемки снимки (1 : 5000 — 1 : 500) с се- чением рельефа 0,5-1,0 м комплекса сооруже- ний линейных объек- тов н площадок
Окончательные профили трасс линейных объек- тов и геолошче- ские разрезы по площадкам Фотоплан по- вышенной точ- ности, отде- шифрпрован- ный, с исполь- зованием дан- ных бурения В заданном масштабе (1 : 5000 — 1 : 500) То же
171
районам изысканий (центральная часть Союза, Северо-Запад, Крайний
Север, Восточная и Западная Сибирь, полупустыни и пустыни Средней Азии
и т. д.). Дешифрирование выполняется в две стадии: камерально и в поле.
Камеральное дешифрирование ведется с использованием изданных карт,
справочников, альбомов, эталонов и других материалов (выписываются назва-
ния рек, населенных пунктов, отдельных объектов). Контуры и объекты,
надежно отдешнфрнрованные, закрепляются тушью, а сомнительные —
Рис. 4.17. Типы русловых процессов.
а — ленточно-грядовый; б — осередковый с малоустойчивыми осередками;
в — с устойчивыми островами; меандрирование: г — ограниченное, О —
свободное, е — незавершенное, ж — пойменная многорукавность.
карандашом. После такого дешифрирования намечаются маршруты полевого
обследования. При проведении полевого обследования непосредственно па
месте уточняются объекты, которые не были уверенно отдешифрированы
камерально (названия объектов, пояснительные надписи, цифровые характе-
ристики). В случае появления нового объекта после съемки (вновь построенное
здание, дорога, вырытый канал и т. д.) последний привязывается инструмен-
тально к твердым контурам дешифрируемого снимка, после чего наносится
на этот снимок. Результатом камерального и полевого дешифрирования
являются материалы, отвечающие на поставленные заданием по инженерным
изысканиям вопросы. ‘
Топографическое дешифрирование дает возможность составить точный
ситуационный план местности в районе расположения проектируемых соору-
жений. Для достижения наибольшей эффективности при дешифрировании
изготавливаются: фотосхемы в масштабе съемки; масштабированные уточнен-
172
ные фотосхемы, фотопланы. Уточненные фотосхемы и фотопланы, как правило,
создаются в масштабе 1 : 2000, 1 : 5000, 1 : 10 000. Большую информацию
о местности дает любой из этих материалов, но наиболее эффективны контакт-
ная печать,' фотоплан и уточненная фотосхема. Контактная печать позволяет
рассматривать стереоскопическую модель местности нужного участка, фото-
план и уточненная фотосхема дают возможность проводить линейпые измере-
ния и решать многие инженерные вопросы прп проектировании н строитель-
стве трубопроводов. На среднемасштабных снимках легко дешифрируются все
подъездные дороги, при этом в отличие от топографических карт по аэросним-
кам можно определять состояние всех дорог и мостов, что значительно облег-
чает выбор места и направления подъездных путей к трассе пли площадке.
Основное значение топографического дешифрирования заключается в опреде-
лении типа местности (луг, пашня, лес) и характера рельефа, в получении их
морфологических и морфометрических характеристик.
Гидрографическое дешифрирование позволяет определить количество
и размеры водных преград, пересекаемых трассами магистральных трубопро-
водов и коммуникаций, а также наметить необходимые поверхностные источ-
ники водоснабжения и водоприемники промышленных и бытовых стоков.
На аэроснимках хорошо дешифрируются речные долины. Уступы террас
опознаются по морфометрическим признакам, поймы рек — по следам блу-
ждания русла. Дуговая сухая пойма имеет светло-серый тон и полосчатый
рисунок. Понижения и западины имеют более’ темный тон. Острова, отмели
и косы резко выделяются на темном фоне воды. Грунт дпа хорошо дешифри-
руется при песчаном ложе. Признаки песчаного дна: светлый тон и фестонча-
тый аэрорисунок, знаки волновой ряби на мелких местах, наличие кос, отме-
лей, песчаных островов. Косвенным индикатором грунта дна служит анализ
геологического строения территории и истории речной долины. Чем моложе
эрозионные формы рельефа, тем теснее связь грунтов дна водотоков с материа-
лами пород, размываемых рекой и слагающих русло.
Гидрологическое дешифрирование отвечает на вопросы режима водотоков
на участках переходов, размещения водозаборов, причалов и других соору-
жений, дает наглядное представление об устойчивости русловых и коренных
берегов, а также позволяет определить типы русловых процессов по длине
реки (рис. 4.17).
Геологическое и гидрогеологическое дешифрирование наиболее сложно
и, вместе с тем, позволяет добиться значительной эффективности в части сокра-
щения объемов буровых и других инженерно-геологических работ в патурпых
условиях, особенно на стадиях предварительных изысканий.
При инжеперно-геологическом дешифрировании используется совокуп-
ность всех признаков, как прямых, так и косвенных, основанных на суще-
ствующих взаимосвязях между различными компонентами ландшафта и гео-
логическим строением территории. По прямым признакам можно дешифриро-
вать некоторые отложения аллювпальпого и эолового происхождения. Так,
пойменный аллювий очень четко определяется по характерному полосчатому
аэрорисунку, обусловленному чередованием береговых валов, старичных
озер и травянистых болот. Учитывая, что пойменные участки являются, как
правило, труднопроходимыми, ограничение пх имеет большое значение.
По косвенным признакам можно выделить моренные участки. Для таких
участков, сложенных суглинками, характерны невысокие с мягкими очерта-
ниями холмы, преобладание еловых и елово-березовых лесов, широкое разви-
тие болот и др. На аэрофотоснимках морена имеет пятнистый рисунок, обу-
словленный чередованием лесов и моховых болот. Для песчаных отложений
характерно преобладание сосцовых лесов, легко дешифрируемых на аэрофото-
снимках, наличие широких вытянутых понижений (ложбины стока), незна-
чительная заболоченность п др. Изображение поверхности однородное, тон
светло-серый.
Наиболее неблагоприятными при проектировании магистральных трубо-
проводов являются карстовые участки и скальные грунты. Карст хорошо
просматривается на аэроснимках по характерным воронкам округлой формы
и слепым логам. Воронки хорошо просматриваются под стереоскопом и
173
визуально. Скальные грунты, перекрытые рыхлыми отложениями н мощ-
ностью более 1,5—2 м, дешифрируются с большим трудом. На близкое залега-
ние скальных пород указывает рпсунок гидросети и болот. Реки и болота
имеют прямолинейные очертания и характерные коленообразные изгибы,
что связано с приуроченностью речных долин к системе вертикальных тре-
щин в скальных породах. На участках с близким залеганием скальных
пород необходимо проводить контрольное бурение. Таким образом, если по
аэроснимкам нельзя определить глубину залегания скальных пород, то уве-
ренно можно сказать, где эти породы могут встретиться, и ориентировочно
наметить возможную глубину их залегания.
Наиболее сложным препятствием при строительстве являются болота.
На аэроснимках четко дешифрируются характер их поверхности: топи, озера,
сплавины, окнища, растительный покров и т. п. Аэрофотоснимки позволяют
наметить возможные проезды по болоту или объезд. На топографических же
картах микрорельеф поверхности болот но показывается. Особенно неблаго-
приятными участками являются заболоченные земли в пределах зоны распро-
странения многолетней мерзлоты. С помощью аэрофотоснимков можно раз-
граничить крупно- и пл-оскобугристыо болота, грядово-полигональпо-моча-
жинные и кочковато-мелкобугристые болота.
Круннобугристые болота просматриваются достаточно четко визуально
или под стереоскопом. На местности высота бугров достигает 3—5 м, склоны —
крутые. Обычно на буграх развита мохово-лишайниковая растительность,
по склонам низкорослые кустарники. Иногда на вершинах бугров имеются
участки, лишенные растительного покрова, а на поверхности залегает торф.
Бугры на аэрофотоснихмках бывают от светло-серого до темно-серого топа
в зависимости от покрывающей их растительности. Так, вершины имеют
обычно светло-серый тон (лишайники), склоны — более темный, доходящий
до черного. Минеральные бугры, встречающиеся среди торфяных, имеют на
снимках ровный серый илп темно-серый тон. В отличие от торфяных бугров
пологие склоны дешифрируются с большой достоверностью.
Узкпе понижения (мочажины) между буграми в зависимости от харак-
тера растительного покрова на аэроснимках имеют тон от светло-серого (почти
белого) до темно-серого или черного. В мочажинах встречаются небольшие
по размеру озера термокарстового происхождения: на снимках они характер-
ного черного тона. На аэрофотоснимках плоские бугры имеют округлую
форму, тон серый или темно-серый. Кочковато-мелкобугристые болота имеют
мелкосетчатый рисунок. При этом кочки и бугры характеризуются окраской
серого топа, понижения между нпмп более темные.
Определение по аэрофотоснимкам мощностей торфа болот является одним
из мало изученных вопросов при ипженерно-геологпческом дешифрировании.
Необходимо отметить, что по прямым признакам абсолютные мощности торфа
•не дешифрируются. По аэрофотоснимкам можно определить лишь ориентиро-
вочные мощности торфа с ошибкой от 1 м на мелкозалежных болотах до 2—
3 м — на глубокозалежных. На данной стадии изученности вопроса мощности
торфа можно дешифрировать лишь при предварительных изысканиях трасс
магистральных трубопроводов. При этом следует использовать описанный
выше ландшафтно-ключевой метод. По фотосхемам илп аэрофильмам выде-
ляются морфогенетические тона болот, приуроченные к конкретпым геолого-
геоморфологическим условиям местности.
Таким образом, можно выбрать болота-аналоги и по справочнику торфя-
ного фонда получить необходимые данные по ним в камеральных условиях.
Уточнение характеристик болот — основных ландшафтно-ключевых предста-
вителей — ведут также разбуриванием' нескольких типичных участков, что
дает возможность более уверенно интерполировать характеристики торфяных
залежей в пределах района изысканий.
Не менее сложной задачей является гидрогеологическое дешифрирование
аэрофотоматериалов с целью определения глубины залегания грунтовых вод.
Здесь исходят из того, что для каждого комплекса четвертичных отложений
характерны свои закономерности в отношении залегания грунтовых вод.
Так, для флювиогляциальных песков типично наличие выдержанного гори-
174
зонта грунтовых вод с глубиной залегания ниже 3 м. Для моренных суглин-
ков характерно спорадическое распространение грунтовых вод, приурочен-
ных к лийзам и прослоям песка. Таким образом, основанпем для прогноза
гидрогеологических условий является характер отложений грунтов.
§ 4.11. Выбор и изыскания источников водоснабжения
Одним из важных вопросов, подлежащих решению прп разработке про-
екта магистрального трубопровода, является выбор п изыскания источников
водоснабжения КС, ПГГС, ГРС, жилых поселков в условиях невозможности
подключения к существующим водопроводным сетям или водозаборам. Основ-
ным документом для организации гидрогеологического обследования и изыс-
каний по выбору источника водоснабжения служит техническое задание, под-
готавливаемое специализированным отделом при участии главного инженера
проекта.
В задании, выдаваемом в соответствии со стадией проектирования, ука-
зываются:
— необходимое количество воды с подразделением его на хозяйственно-
питьевые и технологическпе нужды, с выделением потребностей временных
(на период строительства) и постоянных (эксплуатационных). При этом
должна предусматриваться перспектива развития объекта на полную мощ-
ность;
— графики потребления воды с учетом сезонного, суточного и часового
коэффициентов неравномерности;
— требования к химико-бактериологическому составу и физическим
свойствам воды, предназначаемой на хозяйственно-питьевые и технологи-
ческие нужды;
— местоположение объекта, требующего водоснабжения, желательные
.и допустимые с точки зрения технико-экономических соображений расстояния
от пункта водопотребленпя до водозаборных сооружений:
— очередность осуществления проекта водоснабжения и сроки, отводи-
мые па комплекс изыскательских работ.
Источниками водоснабжения могут быть подземные воды (грунтовые,
межпластовые и артезианские), поверхностные воды рек, озер и водохрани-
лищ. Преимущество подземных источников водоснабжения заключается, как
правило, в их большей надежности по качеству химического состава воды
и в санитарном отношении. Их использование более экономично в связи
с исключением затрат на строительство и эксплуатацию очистных сооруже-
ний, предназначенных для осветления воды и удаления из нее органических
веществ. При этом если возникает необходимость химической очистки воды,
то она упрощается и может быть автоматизирована, поскольку подземные
воды в большинстве случаев характеризуются более или менее постоянным
химическим составом. Вместе с тем, по существующему законодательству
подземные воды должны использоваться только для хозяйственно-питьевых
нужд, и лишь при малых объемах водопотребленпя (до 1500—2500 м3/сутки)
разрешается их применять и для промышленных целей. При проектировании
трубопроводов в безводных районах (области распространения мощной слива-
ющейся многолетней мерзлоты, в полупустынях и пустынях, на некоторых
горных плато) вопрос водоснабжения объектов становится одним из реша-
ющих, влияющих на выбор местоположенпя площадок КС и НПС, переход
на вахтенное обслуживание объектов и т. д.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бородавкин П. П. Подземные трубопроводы. М., «Недра», 1973. 304 с.
2. Бондарик Г. К., Комаров И. С., Ферронский В. И. Полевые методы
инженерно-геологических исследований. М., «Недра», 1967. 372 с.
175
3. ВСН 1—54—74-Указания по выбору участков подводных переходов
магистральных трубопроводов. М., 1974. 19 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т
по стр-ву магистр, трубопроводов).
4. ВСН 1—55—74. Методические указания по инженерным изысканиям
при сооружении подводных переходов магистральных трубопроводов. М.,
1974. 62 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопро-
водов).
5. Выбор оптимального варианта трассы магистрального газопровода
на вечномерзлых грунтах. — В кн.: Доклады и сообщения II Международной
конференции но мерзлотоведению. Вып. 7. Якутск, 1973, с. 150—153. Авт.:
А. К. Дерцакян, В. Д. Макуров, Р. Э. Фриман и др.
6. Выржиковский В. К., Плащев А. В., Чекмарев В. А. Экспедицион-
ные гидрологические исследования. Л., Гидрометеоиздат, 1970. 276 с.
7. Гришанин К. В. Динамика русловых потоков. Л., Гидрометеоиздат,
1969. 428 с.
8. Дерцакян А. Я., Макуров В. Д. Переходы магистральных трубопро-
водов через болота. Л., «Недра», 1965. 215 с.
9. Дубровский В. В. Методическое пособие по изысканиям подземных
вод для водоснабжения энергетических объектов. М., Госэнергоиздат, 1962.
250 с.
10. Измайлов П. И., Нормандская О. Б. Практикум по аэрофототопо-
графии. М., «Недра», 1969, с. 2—15.
11. Инструкция по применению классификации запасов к месторожде-
ниям естественных каменных и других строительных материалов. М., Гос-
геолиздат, 1954—1955. 75 с.
12. Клибашев К. И., Горшков И. Ф. Гидрологические расчеты. Изд. 2-е.
Л., Гидрометеоиздат. 460 с.
13. Ломтадзе В. Д. Методы лабораторных исследований физико-меха-
нических свойств горных пород. Л., «Недра», 1972. 312 с.
14. Малъберт И. Э., Фриман Р. Э., Иванов С. А. Объем инженерных
изысканий и исходной информации для выбора оптимальных вариантов трасс
магистральных газопроводов. Уфа, 1970, с. 14—17. (Уфим. нефт. пп-т).
15. Некрасов В. К. Рационально использовать земли при дорожном
строительстве. — «/Автомобильные дороги», 1972, № 10, с. 9.
16. Новая геологоразведочная техника, намеченная к изготовлению
в 1973 г. М., 1972. 128 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т экономики, минер,
сырья и геол.-развед. работ).
17. О составлении инженерно-строительных карт для сооружения маги-
стральных трубопроводов. Проектирование и строительство трубопроводов
и газопефтепромысловых сооружений. — «Информац. сб. Всесоюз. пауч.-
исслед. ин-та экономики, организации производства и техн.-экон, информации
в газ. пром-сти», 1970, № 12, с. 3—9. Авт.: П. П. Бородавкин, А. К. Дерца-
кян, С. А. Иванов и др.
18. Попов И. В. Деформации речных русел и гидротехническое строи-
тельство. Изд. 2-е. доп. и иерераб. Л., Гидрометеоиздат, 1969. 363 с.
19. Попов И. В. Аэрофотосъемка и изучение вод суши. Л., Гидрометео-
издат, 1960. 167 с.
20. Розенгауз Н.А., Смирнов С. Д. Изыскания магистральных трубо-
проводов. Л., Гостоптехпздат, 1960. 255 с.
21. РСН 31—69. Указания по производству инженерно-геологических
изысканий в районах распространения вечномерзлых грунтов. М., 1970.
101 с. (Госстрой РСФСР).
22. РСН 36—70. Указания по производству инженерно-геологических
изысканий для строительства магистральных трубопроводов в районах
распространения вечномерзлых грунтов. М., 1971. 44 с. (Госстрой РСФСР).
23. РСН 37—70. Указания по производству инженерно-геологических
изысканий для строительства инженерных коммуникаций в районах распро-
странения вечномерзлых грунтов. М., 1971. 31 с. (Госстрой РСФСР).
24. Руководство по проведению инженерных изысканий ускоренными
методами. М., Стройиздат, 1972. 88 с.
176
25. Руководство по определению расчетных гидрологических характери-
стик. Л., Гидрометеоиздат, 1973. 111 с.
26. Северьянов Н. Н. Краткий справочник по изысканиям для линейного
строительства. Изд. 3-е, перераб. Л., Стройиздат, 1972. 189 с.
27. СН 234-62. Инструкция по инженерным изысканиям для линейного
строительства. М., Стройиздат, 1963. 36 с.
28. СНиП II—Б.6—66. Основания и фундаменты зданий и сооружений
на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1967.
31 с.
29. СНиП III—Д.10—72. Магистральные трубопроводы. Правила про-
изводства и приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 33 с.
30. СНиП II—45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектиро-
вания. М., Стройиздат, 1975. 157 с.
31. Спиридонов В. В., Семенов Л. П., Кривошеин Б. Л. Сооружение
трубопроводов в районах распространения вечномерзлых грунтов. — В кн.:
2-я Международная конференция по мерзлотоведению. Доклады и сообщения.
Вып. 7. Якутск, 1973, с. 142—150.
32. Справочное руководство гидрогеолога. Т. 1,2. Под ред. В. М. Макси-
мова. Изд. 2-е, испр. и доп. Л., «Недра», 1967. 592 с. и 360 с.
33. Фриман Р. Э., Иванов С. А., Бородавкин П. П. Магистральные
трубопроводы. Основные сведения. М., «Недра», 1976. 160 с.
12 закав 156
Глава 5
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
В зависимости от назначения и диаметра с учетом требований безопас-
ности эксплуатации магистральные трубопроводы и их участки подразделяют
на пять категорий: В, I, II, III и IV (табл. 2 и 3 СНиП II—45—75). Категория
трубопровода или его участка определяет требования к расчету, контролю
сварных соединений и испытаниям (табл. 5.1). Общие положения расчета,
приведенные в данном разделе, распространяются на расчет магистральных
стальных газопроводов, нефте- и нефтепродуктопроводов и отводов от них
диаметром до 1420 мм (включительно) и давлением не свыше 100 кгс/см2
в обычных природно-климатическпх условиях.
ТАБЛИЦА 5.1
Требования к участкам трубопроводов в зависимости от категории
Категории магистраль- ных трубо- проводов и их уча- стков Коэффициент 771 условий работы при расчете трубопроводов на прочность Количество мон- тажных сварных соединений, под- лежащих контролю физическими методами, % к общему коли- честву Давление предвари- тельного гидравличе- ского испытания трубопровода на трассе
в 0,60 100 1,25 Рраб
I 0,75 100 1,25 Рраб
II 0,75 100 ) Предварительное испыта-
III 0,90 100 ние участков трубопро-
IV 0,90 <20 J водов не требуется
Примечание. Переходы магистральных нефтепроводов категории В через
водные преграды следует подвергать предварительному гидравлическому испытанию
на величину 1,5рраб.
Расчеты трубопроводов, проектируемых в условиях Крайнего Севера
и многолетнемерзлых грунтов, следует выполнять в соответствии с «Инструк-
цией по проектированию трубопроводов с компенсацией продольных дефор-
маций» ВСН—2—26—71, разработанной ВНИИСТ и утвержденной Миигаз-
промом СССР 11 января 1971 г., «Инструкцией по проектированию подзем-
ных трубопроводов на опорах в вечномерзлых грунтах», разработанной
ВНИИСТ и утвержденной Мингазпромом СССР 28 сентября 1971 г., и «Вре-
менными указаниями по проектированию, строительству и эксплуатации
объектов газовой и нефтяной промышленности в условиях вечной мерзлоты»
Р 215—76, разработанными ВНИИСТ. Расчеты трубопроводов, проектируе-
мых в районах с сейсмичностью более восьми для подземных и шести
баллов для надземных трубопроводов, на подрабатываемых территориях,
на геологически неустойчивых участках, подверженных оползням и карс-
там, в пучинистых и просадочных грунтах, можно выполнять по методике,
приведенной в данном разделе, только с учетом дополнительных требова-
ний, предъявляемых к проектированию и строительству в указанных рай-
опах»
178
§ 5.1. Требования к трубам
Для строительства магистральных трубопроводов следует применять:
а) прямошовные и спиральношовные электросварные и бесшовные трубы
диаметром 57—426 мм из спокойных и полуспокойных углеродистых сталей;
б) электросварные прямошовные и спиральношовные трубы диаметром
530—1420 мм из низколегированных сталей.
В связи с большим разнообразием климатических условий при строитель-
стве и эксплуатации трубопроводов трубы подразделяют на две группы.
К первой относят трубы в обычном исполнении (для трубопроводов, проклады-
ваемых в средней полосе и южных районах страны), для которых приняты
температура эксплуатации 0° С и выше и температура строительства —40° С
и выше. Ко второй группе относят трубы в северном исполнении (для трубо-
проводов, прокладываемых в северных районах страны)', ‘для которых при-
няты температура эксплуатации —20 ч- .—40° С, а температура строитель-
ства — —60° С. За температуру эксплуатации принимают минимальную
температуру стенки труб при эксплуатации под рабочим давлением; за темпе-
ратуру строительства — температуру стенки труб или воздуха (для наиболее
холодной пятидневки) при строительно-монтажных работах или остановке
трубопровода, которую следует определить в соответствии со СНиП по строи-
тельной климатологии и геофизике. Выбор марки стали труб в зависимости от
температуры строительства и эксплуатации трубопроводов следует вести
в соответствии с «Указаниями по применению стальных труб в газовой про-
мышленности». В этих же «Указаниях» приведен перечень ТУ п ГОСТ па
трубы для магистральные трубопроводов.
§ 5.2. Характеристики труб, сталей и грунтов,
используемые при расчетах трубопроводов
Магистральные стальные трубопроводы и все составляющие их конструк-
тивные элементы следует рассчитывать на нагрузки и воздействия по методу
ТАБЛИЦА 5.2
Нормативные и основные механические характеристики металла труб
Характеристика
Услов-
ное
обозна-
чение
Чиелснгое значение
Нормативное сопротивление одноосному
растяжению металла труб и сварных
соединений из условия работы на разрыв
Нормативное сопротивление одноосному
растяжению, сжатию и изгибу металла
труб и сварных соединений из условия
достижения предела текучести
Модуль упругости стали при растяжении,
сжатии и изгибе
Коэффициент линейного расширения стали
Коэффициент поперечной деформации (ко-
эффициент Пуассона) в упругой стадии
работы металла
Коэффициент поперечной деформации (ко-
эффициент Пуассона) в пластической
стадии работы металла
Средняя плотность стали труб
7/щ
Е
а
Н
Нил
Ртр
Минимальное значение
временного сопротивле-
ния овр стали труб по
ТУ или ГОСТ, кгс/см2
Минимальное значение
предела текучести аг
стали труб по ТУ или
ГОСТ, кгс/см2
2,1-10е кгс/см2
12-10-6 1/°С
0,3
0,5
7850 кг/м3
12*
179
ТАБЛИЦА 5.3
Коэффициент безопасности по материалу
Характеристика труб hi
Прямошовные и спиральношовные термически упрочненные (за- каленные и отпущенные в трубе или листе) из низколегирован- ной стали, прокатанной по регулируемому режиму, сваренные в три слоя с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и 100%-ным контролем основного металла и сварных сое- динений неразрушающими физическими методами 1,34
Прямошовные и ениральнмновные горяченравяеные (по режиму нормализации) и термически упрочненные (закаленные и отпу- щенные в трубе или листе) из нормализованной улучшенной низколегированной стали и из стали, прокатанной но регули- руемому режиму, сваренные в три слоя со 100% -ным контро- лем сварных соединений неразрушающими физическими мето- дами 1,40
Спиральношовные из горячекатаной низколегированной стали, сваренные в три слоя, и прямошовпые экспандированные из нормализованной листовой стали, сваренныр двусторонним швом дуговым методом Прямошовпые экспандированные и спиральношовные из горяче- 1,47
катаной низколегированной и углеродистой стали,' сваренные двусторонним швом дуговым методом или токами высокой ча- стоты; бесшовные 1,55
ТАБЛИЦА 5.4
Коэффициент безопасности к2 по материалу
Характеристика труб
Бесшовные из малоуглеродистых сталей
Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистых
и низколегированных сталей с отношением /?2H//?lfi^ 0,75
Сварные из высокопрочных сталей с отношением /?2„/Я1н > 0,75
1,10
1,15
1,20
ТАБЛИЦА 5.5
Коэффициент надежности k№
Dy, мм Для газопроводов при рабочем внутреннем давлении, кгс/см* Для нефте- и нефтепро- дуктопроводов
р < 55 55 < р < 75 75< р < 100
500 1,00 1,00 1,00 1,00
и менее 600—1000 1,05 1,05 1,05 1,00
1200 1,05 1,05 1,10 1,05
1400 1,05 1,10 1,15 1,10
180
ТАБЛИЦА 5.6
Физико-механические свойства песчаных грунтов
Коэффициент пористости в Удельное сцеп- ление с, кгс/см’ Угол внутреннего трения ф Модуль деформации Е, кгс/см’
Гравелистые и крупные
0,41—0,50 0,02/— 43°/41О 500/—
0,51—0,60 0,01/- 40/38 400/—
0,61-0,70 — 38/36 300/—
0,71—0,80 — — —
Средней крупности
0,41—0,50 0,03/— 40/38 500/—
0,51-0,60 0,02/— 38/36 400/—
0,61—0,70 0,01/— 35/33 300/—
0,71—0,80 Мелю ie
0,41-0,50 0,06/0,01 38/36 480/—
0,51—0,60 0,04/- 36/34 380/—
0,61-0,70 0,02/- 32/30 280/-
0,71—0,80 — 28/26 180/—
Пылеватые
0,41—0,50 0,08/0,02 36/34 390/—
0,51-0,60 0,06/0,01 34/32 280/—
0,61-0,70 0,04/- 30/28 180/—
0,71-0,80 0,02/- 26/24 110/—
Примечание. В числителе приведены нормативные, в знаменателе — расчет-
ные значения.
ТАБЛИЦА 5.7
Удельное сцепление с, кгс/см2, и угол внутреннего трения ф
для глинистых грунтов (при консистенции 0^В^0,75)
Влажность грунтов Wp на границе раска- тывания, % Характеристика грунтов Коэффициент пористости е
0,41-0,50 0,51—0,60 0,61—0,70 0,71-0,80 0,81—0,95 0,96—1,10
9,5— с 0,12/0,03 0,08/0,01 0,06/- —.
12,4 ф 25723° 24°/22° 23°/21° — — —
12,5— с 0,42/0,14 0,21/0,07 0,14/0,04 0,07/0,02 — —
15,4 ф 24/22 23/21 22/20 21/19 — —
15,5— с — 0,50/0,19 0,25/0,11 0,19/0,08 0,11/0,04 0,08/0,02
18,4 ф — 22/20 21/19 20/18 19/17 18/16
18,5— с — — 0,68/0,28 0,34/0,19 0,28/0,10 0,19/0,06
22,4 ф •— — 20/18 19/17 18/16 17/15
22,5— с — — — 0,82/0,36 0,41/0,25 0,36/0,12
26,4 ф — — — 18/16 17/15 16/14
26,5- с — — — — 0,94/0,40 0,47/0,22
30,4 ф — — — — 16/14 15/13
Примечавве. В числвтеле приведены нормативные, в знаменателе— расчетные
значения.
181
предельных состояний. Для всех видов и конструктивных схем прокладки
магистральных трубопроводов принимают два предельных состояния работы
материала:
1) предельное состояние, за которое принимают условие прочности
металла труб на разрыв (достижение временного сопротивления оВр);
2) предельное состояние, за которое принимают условие появления плас-
тических деформаций (достижение предела текучести от).
За расчетное сопротивление R металла труб силовым воздействиям сле-
дует принимать нормативное сопротивление RH материала (табл. 5.2) с учетом
коэффициентов безопасности по материалу кг (табл. 5.3) и ка (табл. 5.4),
условий работы трубопровода т (см. табл. 5.1) и надежности ка (табл. 5.5).
При расчете по первому предельному состоянию расчетное сопротивление
металла труб, кгс/см2,
Bi=R1„m/(k1kll); , (5.1)
при расчете по второму предельному состоянию расчетное сопротивление
металла труб, кгс/см2,
B2 = B2Hm/(/c2fcH). (5.2)
Характеристики грунтов, используемые при расчетах трубопроводов,
следует определять при инженерных изысканиях на трассе проектируемых
трубопроводов. Прп отсутствии данных по изысканиям необходимые характе-
ристики можно принять по табл. 5.6—5.13.
ТАБЛИЦА 5.8
Модуль деформации (нормативный) Е глинистых грунтов, кгс/сма
Наименование грунта и консистенция Коэффициент пористости в
0,31—0,40 0S‘0—17‘0 0,51—0,60 0,61—0,70 0,71-0,80 0,81-0,90 00‘1-А>*0 01'1-1 ОТ О со 7 1,31—1,50 1,51—1,70
Аллювиальные, делювиальные, озерные и озерно-аллювиальные
четвертичные отложения
Супеси 0< В <0,75 320 240 160 100 70 — — — — —
Суглинки 0 < '.в < 0,25 — 340 270 220 170 140 110 — — — —
0,25 В <0,5 — 320 250 190 140 110 80 — — — —
0,5 < в< =5 0,75 — -—. — 170 120. 80 '60 50 — — —
Глины 0 < в < 0,25 — — 280 240 210 180 150 120 — — —
0,25 В <0,5 — — — 210 180 150 120 90 — —
0,5 < в< =5 0,75 — — — — 150 110 90 70 — — —
Флювиогляциальные
Супеси 0 < В < 0,75
Суглинки 0 < В < 0,25
0,25 < В < 0,5
0,5 < В < 0,75
четвертичные отложения
330 240 170 НО 70 — —
440 330 270 210 — — —
350 280 220 170 140 — —.
— — 170 130 100 70 —
Моренные четвертичные отложения
Супеси, В <? 0,5
суглинки
750 j 550 1450 I - I — IJ— I — I — I — I — I —
Юрские отложения оксфордского яруса
Глины 0,25 < В < 0
0<(В<0,25
0,25 < В < 0,5
270 250 220 — —
240 220 190 150 —
— — 160 120 100
182
ТАБЛИЦА 5.9
Коэффициенты трения трубопровода о грунт
Грунт Коэффициент трения /тр
Пески:
гравелистые и крупные, плотные и сред- 0,70/0,65
ней плотности
средней крупности, плотные 0,72/0,60
средней крупности, средней плотности 0,65/0,60
мелкие, плотные 0,65/0,55
мелкие, средней плотности 0,57/0,50
пылеватые, плотные 0,62/0,50
пылеватые, средней плотности 0,53/0,40
Суглинки:
плотные 0,55/0,35
пластичные 0,47/0,25
Глины:
плотные 0,60/0,40
пластичные 0,50/0,25
Примечание. В числителе приведены данные для сухого, в
вжамеяателе ~ для водонасыщенного грунта.
ТАБЛИЦА 5.10
Средняя плотность грунта естественной влажности
Грунт р, кг/м*
Лески, пески с примесью гальки, щебпя или 1600
гравия (до 10 об. %) Пески с примесью гальки, щебня или гравия (бо- лее 10 об. %) Супеси, супеси с примесью гравия, гальки или щебня (до 10 об. %) Супеси с примесью гравия, гальки или щебпя (более 10 об. %) Суглинки легкие я лёссовидные с примесью галь- ки, щебня или гравия (до 10 об. %) Суглинки тяжелые, суглинкп легкие и лёссовид- ные с примесью гальки, щебня или гравия (более 10 об. %) Глины жирные мягкие без примесей Глины жирные мягкие с примесью гравия, галь- ки или щебня (до 10 об. %) Глины жирные мягкие с примесью гравия, галь- ки или щебня (более 10 об. %) Гравий и галька Моренные глины с валунами (до 10 об. %) Моренные глины с валунами (от 10 до 30 об. %) Моренные пески, супеси и суглинкп с гравием, галькой и валунами (до 10 об. %) Моренные пески, супеси и суглинки с гравием, галькой и валунами (до 30 об. %) Торф 1700 1600 1700 . 1600 1750 1800 1750 1900 1750 1850 2100 1750 1950 500—700
183
ТАБЛИЦА 5.11
Коэффициент Пуассона грунта
Грунт 6 Гр
Суглинки и глины: твердые и полутвердые тугопластичные и плас- тичные текучие Супеси (в зависимости от конси- стенции) Пески 0,10—0,15 0,30—0,40 0,45—0,50 0,15—0,30 0,20—0,25
ТАБЛИЦА 5.12
Коэффициент снижения модуля
деформации грунта
ТАБЛИЦА 5.13
Обобщенный коэффициент
касательного сопротивления грунта
Грунт ^гр Грунт Сх. о
Ненарушенной струк- 1,0
туры Пески сухие рыхлые 0,19
Насыпной 0,6 Супеси влажные плот- 0,33
Обводненный 0,3 ные
Суглинки и глины:
сухие рыхлые 0,21
влажные плотные 0,41
§ 5.3. Нагрузки и воздействия
Расчетные нагрузки и воздействия, возникающие нри сооружении,
испытании и эксплуатации трубопроводов равны нормативным нагрузкам
с учетом коэффициентов перегрузок п (табл. 5.14) при наиболее небла-
гоприятных сочетаниях, учитываемых коэффициентом сочетаний пс. Норма-
тивными нагрузками и воздействиями называются установленные нормативами
или проектом наибольшие внешние нагрузки и воздействия, допустимые при
нормальной эксплуатации конструкции. Коэффициенты перегрузки п учиты-
вают возможное изменение нагрузок и воздействий при эксплуатации, приво-
дящее к превышению нормативных нагрузок и воздействий. Коэффициенты
сочетания пс учитывают вероятность одновременного воздействия нескольких
нагрузок в наиболее неблагоприятном сочетания.
Нагрузки и воздействия по продолжительности приложения классифи-
цируют па постоянные и временные, а временные — на длительные, кратко-
временные и особые. Основные сочетания нагрузок и воздействий состоят
из постоянных и временных длительных нагрузок, т. е. нагрузок, постоянно
действующих на трубопровод или возникающих при его эксплуатации.
Дополнительные сочетания состоят из постоянных, временных длительных
и кратковременных нагрузок. Особые сочетания включают все нагрузки до-
полнительного сочетания и одну из особых нагрузок.
Как правило, подземные, подводные и надземные трубопроводы следует
рассчитывать на основные и дополнительные сочетания нагрузок. При этом
значения расчетных кратковременных нагрузок следует принимать с коэффи-
циентом сочетания нагрузок пс = 0,9. При расчетах трубопроводов с учетом
особых сочетаний нагрузок значения расчетных кратковременных нагрузок
следует принимать с пс = 0,8.
184
ТАБЛИЦА 5.14
Расчетный коэффициент перегрузки в зависимости от нагрузок
и воздействий
Характер нагрузок и воздействий Нагрузки и воздействия Способ прокладки трубопровода Коэффициент перегрузки
подземный, наземный (в насыпи) надземный
Постоянные Собственный вес трубопрово- да и обустройств + + 1,1 (1)
Воздействия предварительно- го напряжения трубопро- вода (упругий изгиб и др.) + 1,0
Давление (вес) грунта за- сыпки + — 1,2 (0,8)
Гидростатическое давление ВОДЫ + — 1,0
Временные длительные Внутреннее давление для га- зопроводов + + 1,1
Внутреннее давление для не- фтепроводов диаметром 700—1400 мм с промежу- точными НПС без подклю- чения емкостей + + 1,15
Внутреннее давление для не- фтепроводов диаметром 700—1400 мм без промежу- точных НПС или с проме- жуточными НПС, работа- ющими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефте- и нефте- продуктопроводов диаме- тром менее 700 мм + + 1,1
Вес продукта или воды + + 1,0 (0,95)
Температурные воздействия + + 1,0
Воздействия неравномерных деформаций грунта, не со- провождающиеся измене- нием его структуры (про- садки, пучения и др.) + + 1,5
Воздействия от смещения — + 1,0
Кратковременные Снеговая нагрузка — 1,4
Ветровая нагрузка — + 1,2
Гололедная нагрузка — + 1,3
Нагрузки и воздействия, воз- никающие при пропуске очистных устройств + 1,2
•Нагрузки и воздействия, воз- никающие при испытании трубопроводов + + 1,0
185
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 5.14
Характер нагрузок и воздействий Нагрузки и воздействия Способ прокладки трубопровода Коэффициент перегрузки
подземный, наземный (в пасыци) надземный
Воздействие селевых потоков и оползней + + 1,0
Особые Нагрузки и воздействия, воз- никающие при строитель- стве и ремонте трубоярово- дов + + 1.2
Воздействие деформации зем- ной поверхности в районах горных выработок и кар- стовых районах + + 1,0
Воздействие деформаций грунта, сопровождающих- ся изменением его струк- туры (например, деформа- ции просадочных грунтов при замачивашш) + + 1,0
Сейсмические воздействия + + 1,0
Примечания. 1. Зван «+» обозначает, что нагрузки и воздействия учиты-
ваются; знак «—» — не учитываются. 2. Коэффициенты перетру аки, указанные в скоб-
ках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и ус-
тойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает
условия работы конструкции. 3. При определении гидростатического давления воды на
трубопровод объемный вес воды следует принимать с учетом ее солености и наличия взве-
шенных частиц. 4. Если по условиям испытания или эксплуатации возможно в газопрово-
дах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в неф-
те- и нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необхо-
димо учитывать изменение нагрузки от веса продукта. 5. Для нефте- и нефтепродуктопро-
водов диаметром 700—1400 мм включительно на всех промежуточных НПС, работающих
без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части
нефте- и иефтепродуктопроводов от воздействия переходных процессов; остановки насо-
сов, изменения режима работы, закрытия задвижек и др.
Нормативные веса, кге/м, равпы:
трубопровода пустого на воздухе
<5’3)
изоляции трубопровода на воздухе
—у„3. (5.4)
футеровка трубопровода на воздухе
?ф = ^ф?ф>' (5.5)
воды в трубопроводе
9’3 = T^bhYb! <5-6)
186
трубопровода пустого в воде
?тр. в = “ Двн) (Утр — Yd); (5.7)
изоляции трубопровода в воде
?и». в — "4" (^з-^и) (Yw— Yb); (5.8)
футеровки трубопровода в воде
9ф. в=Гф(уф—ув); (5.9)
вытесненной воды при погружении трубопровода в воду сила воды) (выталкивающая
? = VChYd; (5.10)
транспортируемого газа У-°ВН 9газ— 215угаэ , (5.11)
для природного газа можно принять
?гав 7’^вн’ (5.12)
нефти и нефтепродуктов
я п2 9прОД= £ ^вн^прод» (5.13)
где йя — наружный диаметр неизолированного трубопровода, м; 7ЭВН—вну-
тренний диаметр неизолированного трубопровода, м; уТр — объемный вес
материала труб, кгс/м3; DHs — наружный диаметр трубы, покрытой изоля-
цией, м; yHS — объемный вес изоляции, кгс/м3; Уф — объем деревянной футе-
ровки, м3/м; — объемный вес футеровки, кгс/м3; ув — объемный вес воды,
кгс/м3; yras— удельный вес газа при нормальных условиях, кгс/м3; р — нор-
мативное давление газа, кгс/см2; z — коэффициент сжимаемости газа; Г —
абсолютная температура газа, °К; уПрод— объемный вес нефти или нефтепро-
дукта, кгс/м3.
Нормативная нагрузка от обледенения, кгс/м,
5лед= 1,7ЬНн, (5.14)
где h — толщина слоя обледенения, мм; принимается по табл. 5.45 в зависи-
мости от района гололедности,
ТАБЛИПА 5.15
Толщина стенки гололеда в заввсимоств от райова гололедности
Район гололедности (по карте 4 СНиП II—6—74) I II Ш IV V
6, ММ Не менее 3 5 10 15 Не менее 20
Нормативная снеговая нагрузка на горизонтальную проекцию конструк-
ции надземного трубопровода, кгс/м2,
?СН= Р0с,
(5.15)
187
где р — вес снегового покрова, кгс/м2, приходящегося на горизонтальную
поверхность земли; принимается по СНиП II—6—74; с — коэффициент
перехода от веса снегового покрова на горизонтальной поверхности земли
к нормативной нагрузке на рассчитываемую конструкцию, принимаемый
равным 0,4 для одиночно прокладываемых трубопроводов.
Нормативная ветровая нагрузка для одиночной трубы перпендикулярно
к ее осевой вертикальной плоскости, кгс/м,
9вет = (9н. с + ?н. д) ^н, (5.16)
где дя, с — нормативная статическая составляющая ветровой нагрузки,
кгс/м2; дн- д — нормативная динамическая составляющая ветровой нагрузки,
кгс/м2, для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной
жесткостью; значения дя с и gH д надо принимать в соответствии со СНиП
П-6—74.
Температурное воздействие — это воздействие от нормативного темпера-
турного перепада, определяемого как разница между наивысшей или наиниз-
шей возможной температурой стенок труб в процессе эксплуатации и темпера-
турой стенок труб в процессе строительства (при сварке захлесточных стыков,
компенсаторов, засыпки подземных и фиксации в рабочем положении надзем-
ных трубопроводов) на данном участке трассы. Нормативный температурный
перепад для надземных трубопроводов принимается не менее ±50, для под-
земных — не менее ±40° С. Расчетный температурный перепад при высокой
температуре транспортируемого продукта (подземная и надземная прокладка
трубопроводов) необходимо ограничивать. Для этого строительство трубопро-
вода ведут по температурному графику, в котором изоляционно-укладочные
работы и засыпка трубопровода спланированы таким образом, что «горячие»
участки за КС и НПС сооружают в наиболее теплое время года, а в наиболее
холодное время года — участки на подходах к ним. Температурпые графики
строительства следует составлять для участков между смежными КС или НПС
с учетом изменения температуры и внутреннего давления по длине трубопро-
вода.
Рабочее (нормативное) давление транспортируемого продукта устанавли-
вается проектом. Когда исключена возможность обратной перекачки продукта,
допускается учитывать изменение рабочего (нормативного) давления по длине
трубопровода. Изменение давления по длине трубопровода должно быть обос-
новано проектом с учетом принятой технологии транспортирования газа,
нефти и нефтепродуктов. Так, все газопроводы-отводы к ГРС от магистралей
рекомендуется рассчитывать на максимально возможное давление в точке
отвода, принимаемое в соответствии с гидравлическим расчетом. Так же реко-
мендуется устанавливать рабочее (нормативное) давление для отдельных
участков газопроводов, нефте- и нефтепродуктопроводов, ограниченных
узлами установки запорной арматуры. Причем для нефте- и нефтепродукто-
проводов принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров
транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для
данного участка трубопровода.
Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и- пучениями грунта,
оползнями, перемещениями опор и т. д., должны определяться на основании
анализа грунтовых условий и их возможного изменения при строительстве
и эксплуатации трубопровода. Надземные трубопроводы следует дополни-
тельно рассчитывать на динамическое воздействие, возникающее при пропус-
ках очистных поршней или других устройств для очистки внутренней полости
трубопроводов.
§ 5.4. Расчет толщины стенки трубопровода
Номинальная толщина стенки трубопровода, см,
прРн
°- 2(Я1 + пр) ’
(5.17)
188
при наличии продольных осевых сжимающих напряжений
(5Л8>
где п — коэффициент перегрузки рабочего (нормативного) давления в трубо-
проводе (см. табл. 5.14); Rt — расчетное сопротивление металла труб,
кгс/см2 [по формуле (5.1)[; фг — коэффициент, учитывающий двухосное
напряженное состояние труб.
Ф1 = /1 - 0.75 (<тпр N/Rtf-0,5 (опр д,/^), (5.19)
где <тпр N— абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений
кгс/см2, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упруго-
пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктив-
ных решений.
Увеличение толщины стенки труб при наличии продольных осевых сжима-
ющих напряжений сверх значения, полученного по формуле (5.17), должно
быть обосновано технико-экономическими расчетами, учитывающими кон-
структивные решения и температуру транспортируемого продукта, которая
должна устанавливаться исходя из требований обеспечения оптимальных
температурных напряжений в металле труб.
Полученное по формулам (5.17) или (5.18) значение следует округлить
в большую сторону до ближайшего размера в соответствии с ГОСТ или ТУ
на трубы и проверять на воздействие испытательного давления на трассе
Рисп. тр- Последнее не должно быть выше испытательного давления рисп, дав,
установленного для данных труб ГОСТ или ТУ на заводе-изготовителе, т. е.
Рисп. тр Рисп.зав, (5.20)
причем
Рисп тр = п„спР (5.21)
где пнсп— коэффициент превышения рабочего (нормативного) давления
во время испытания трубопроводов на трассе; для участков категории В
Писп= 1,5; I категории — 1,25; II, III и IV категорий — 1,1.
Испытательное давление на заводе-изготовителе, кгс/см2,
_ 2аЯн бпНп
Рисп. san - рн_2бт|п
(5.22)
где а — коэффициент к нормативному сопротивлению, принимаемый при опре-
делении испытательного давления на заводе в соответствии с ГОСТ или ТУ
на трубы; RH — нормативное сопротивление металла труб, равное Л1П или
Я2Н (см. табл. 5.2); 6min — минимальная толщина стенкп трубы (с учетом
минусового допуска), см.
Для труб, испытываемых на заводе под давлением, при котором кольце-
вые напряжения в стенках с учетом минимального допуска составляют 90%
от предела текучести Л2Н (а = 0,9),
_ 1,8Я2нбт1п с-
Рисп. зав— DH_26tn|n
Для труб, испытываемых на заводе под давлением, при котором кольце-
вые напряжения в стенках с учетом минусового допуска составляют 40% от
временного сопротивления Rllt (а = 0,4),
_ O.SWinfimln
Рисп. зав- pH_26min •
189
www.no-fire.ru
§ 5.5. Проверка прочности и устойчивости
подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов
Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять:
по прочности в продольном направлении,против развития чрезмерных дефор-
маций, на общую продольную устойчивость и на устойчивость положения
против всплытия.
Условие прочности трубопровода в продольном направлении имеет вид
°npW (5.25)
где anp N — осевые продольные сжимающие илп растягивающие напряжения
от расчетных нагрузок и воздействий, кгс/см2; ф2 — коэффициент, учитыва-
ющий двухосное напряженное состояние металла труб; /?1 — расчетное со-
противление металла труб, кгс/см2, определяемое по формуле (5.1).
При растягивающих осевых продольных напряжениях (опр д-Заб) ф2 = 1;
при сжимающих осевых продольных напряжениях (опр N < б)
ф2 — )/1-0,75 0,(5.26)
где «Ткц — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, кгс/смз
<Гкц — прРвн/(2б), (5.27)
где п — коэффициент перегрузки рабочего (нормативного) давления в трубо-
проводе, принимаемый по табл. 5.14; р — рабочее (нормативное) давление,
кгс/см2; Рви—внутренний диаметр трубы, см; 6 — номинальная толщина
стенки трубы, см.
Деформации трубопроводов следует проверять жз условий
стпр. н ^3"а~ Т?2и (5.28)
^кц. н Т?2н, (5.29)
где апр> н — максимальные суммарные продольные сжимающие или растяги-
вающие напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий,
кгс/см2; ф3 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние
металла труб; с — коэффициент, принимаемый равным 1 для трубопроводов
III и IV категорий, 0,85 — I и II категорий, 0,65 — категории В: Т?2Н — нор-
мативное сопротивление, принимаемое по табл. 5.2; кя — коэффициент надеж-
ности, принимаемый по табл. 5.5; <ткц 1(— кольцевые напряжения в стенках
трубы от рабочего (нормативного) давления, кгс/см’.
При растягивающих осевых продольных напряжениях (опр, ,,=^0) ф3 =
= 1; при сжимающих осевых продольных напряжениях (<тПр. н 0)
L4’3=]/l—0,75 [\ткц.н 0,5 [>кц.н (5.30)
<Гкц, и=Р®вн/(29). (5.31)
Проверку общей продольной устойчивости трубопроводов в плоскости
наибольшей податливости грунта (наименьшей жесткости системы)- следует
выполнять по условию.
“^экв wiJVKp, (5.32)
где 5Экв— эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода
от расчетных нагрузок и воздействий, кгс; т — коэффициент условий работы
190
трубопровода, принимаемый по табл. 5.1; — критическое продольное
усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопро-
вода, кгс.
Проверку устойчивости положения от всплытия трубопроводов на обвод-
ненных участках, болотах и переходах через водные преграды следует вести
в соответствии с указаниями § 5.7.
Продольные осевые напряжения anp2V определяются от расчетных нагру-
зок и воздействий с учетом упруго-пластической работы металла труб. Расчет-
ная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие
его с грунтом. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков
трубопроводов, прокладываемых без компенсирующих устройств, при отсут-
ствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта
максимальные расчетные продольные осевые напряжения (с учетом работы
металла в пластической стадии) от воздействия температуры н внутреннего
давления
апр jv = 0,25npDBH/d —аЕ At, (5.33)
где а — коэффициент линейного расширения материала труб, принимаемый
по табл. 5.2; Е — модуль упругости материала труб, принимаемый по
табл. 5.2; At — расчетный температурный перепад, °C (положительный при
нагревании).
Максимальные суммарные продольные напряжения апр. н определяются
от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий, исходя
из упругой работы металла труб с учетом поперечных н продольных перемеще-
ний трубопроводов в соответствии с правилами строительной механики.
В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопрово-
дов, прокладываемых без компенсирующих устройств, при отсутствии про-
дольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта максималь-
ные суммарные продольные напряжения (с учетом работы металла в упругой
стадии) от воздействия температуры, внутреннего давлении и упругого изгиба
ffnp. H=O,15pZ>BH/d — а.Е &t± EDB/(2p), (5.34)
где DH — наружный диаметр трубы; р — минимальный радиус кривизны оси
трубы при упругом изгибе, см.
При заданной толщине стенки труб температурные перепады опреде-
ляются из условия прочности (5.25) с учетом формулы (5.33) по формулам:
абсолютное значение максимального отрицательного температурного перепада
At = (/?!—0.25прПвн/»)/(аЕ); (5.35)
максимальное значение положительного температурного перепада
At=(i|>2/?1 + 0,25npDB1,/6)/(aE). (5.36)
При заданных толщине стенки труб и температурном перепаде минималь-
ный радиус упругого изгиба труб из условия (5.28) с учетом формулы (5.34)
р = EDH | [2 Я2н + 0,15 аЕ At)] . (5.37)
Значение, полученное по формуле (5.37), должно быть не меиее значений,
определенных из условий жесткости (деформации) по следующим формулам:
в вертикальной плоскости на вогнутых кривых при укладке трубопровода
непрерывной ниткой
384Д/[1 —cos (р/2)]
У 3?тр₽« (О-38>
ИЛИ
sZ(D® + ^H)[l-co8(P/2)]
P«=s= 12,95]/ -----------; (5.39)
191
в вертикальной плоскости на вогнутых кривых при укладке трубопроводов
отдельными плетями (на переходах через водные преграды, балки, овраги
и пр.)
3/ 384А7 [1 — cos (р/2)]
5^04--------- (5Л0>
или
3/ + Н-соз(₽/2)]
10,87 |/ ->-------; (5.41)
в вертикальной плоскости на выпуклых кривых
3 Г у
{5-42)
или
з/ /)2_|_^2
р„^5,12]/ ; (5.43)
в горизонтальной плоскости
р 5а ЭООРн,. (5.44)
где I — момент инерции сечения трубы, см4; ?тр— вес трубопровода, кгс/см
[по формуле (5.3)]; 0 — угол поворота трубопровода (в числителе — в граду-
сах, в знаменателе — в радианах).
Эквивалентное продольное осевое усилие в сечепии трубопровода следует
определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и попе-
речных перемещении трубопровода в соответствии с правилами строительной
механики. В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и криво-
линейных участков, выполненных упругим изгибом, с расчетным радиусом
изгиба осп трубопровода ро^1000 £>н прп отсутствии компенсации продоль-
ных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное
осевое усилие в сечении трубопровода, кгс,
5экв = 5,=(0,2акц+аВД<) F. (5.45)
Для криволинейных участков с расчетным радиусом изгиба оси трубопро-
вода р„ <7 1000 Du при отсутствии компенсации продольных перемещении,
просадок и пучений эквивалентное продольное сжимающее усилие зависит
от выполнения условия предельного равновесия грунта
EFfi Д
х ' 1+2/3
(5.46)
При невыполнении условия (5.46), т. е. при наличии участка предельного
равновесия грунта прп сдвиге,
8 экв
_ z Г1Г, . 4 t±EF
=^о-г[]/1+-г-
(5.47)
при выполнении условия (5.46), т. е. при отсутствии участка предельного
равновесия грунта при продольных перемещениях трубопровода,
(5.48)
ЕгД
<5ЭКв=5’о— 1 +2/3 ’
192
где F— площадь поперечного сечения стенок трубы, см2; Sa— эквивалентное
продольное сжимающее усилие для прямолинейных участков трубопроводов
[по формуле (5.45)], кгс.
А = Т^(/2+2//о); (5-49)
L2
/0 = -^; (5.50)
а 1 / лРобх. О
(5.52)
^ = 2пр£'кр, (5.53)
где ЛКр— расчетная длина волны выпучивания, см, определяемая в зависи-
мости от расчетного радиуса изгиба; р0 — расчетный радиус изгиба, см, опре-
деляемый в зависимости от схемы прокладки; Ср — коэффициент разгрузки,
кгс/см2; </[1Р— предельное сопротивление грунта поперечным вертикальным
перемещениям трубопровода, кгс/см; Сх о — обобщенный коэффициент каса-
тельного сопротивления групта, кгс/см2 (по табл. 5.13); tnp — предельное
сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, кгс/см.
Предельное сопротивление грунта поперечным вертикальным перемеще-
ниям трубопровода, имеющего начальный изгиб,
?пр — 9п.т-|-Игр</пр, гр, (5.54)
где дп. т — положительная плавучесть трубопровода, кгс/см; пгр — коэффи-
циент перегрузки для грунта, принимаемый по табл. 5.14; упр. Гр— предель-
ная удерживающая способность грунта вертикальным поперечным переме-
щениям, кгс/см.
Для трубопровода, имеющего в вертикальной плоскости выпуклость
вверх,
?п.т = 7тр-[-?доп; (5.55)
?пр. гр = УгрDH(fc0—0,390H) + yrph2 tg 0,7<ргр + C0s'o^~ '» (5-56)
для наземного (в насыпи) трубопровода, имеющего кривизну в горизонталь-
ной плоскости,
<7п.т =<7тр tg фгр! (5.57)
Г О„Я . (а + Ь)Я -“I Ь — Du
?пР. гр — Угр tg <Ргр L 2 ‘ 4 ^hJ+c 2 * (5.58)
Зпр. гр = Угр[1оОн tg2 (45°H-q>rp/2), (5.59)
где ?тр — вес трубопровода с продуктом (без коэффициента перегрузки),
кгс/см; ядоп— вес грузов или удерживающая способность анкеров, кгс/см;
если трубопровод полностью илп частично погружен в воду, необходимо учи-
тывать фактический вес грузов или удерживающую способность анкеров;
угр — расчетный объемный вес грунта засыпки над трубопроводом, кгс/см3;
hn — расстояние от верха засыпки до оси трубопровода, см; <рГр— расчетный
угол внутреннего трения грунта, градусы; с — расчетное удельное сцепление
грунта, кгс/см2; Я — расстояние от верха засыпки до низа трубы, см; а —
ширина насыпи по верху, см; b — то же, по низу.
13 заказ 156 193
Из значений, определенных по формулам (5.58) и (5.59), за расчетное
принимается меньшее.
Предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубо-
провода
^пр= гагр (?п.т tg <ргр + 2уГрСилП2 tg фгр + О.блОцс), (5.60)
где — коэффициент, учитывающий образование свода естественного равно-
весия (рис. 5.1) в зависимости от hfDn — относительной глубины заложения
трубопровода; h — высота засыпки над верхом трубы, см.
Если грунт полностью или частично обводнен, то следует учитывать
уменьшение его удерживающей способности.
Рис. 5.1. Зависимость коэф-
фициента cR, учитывающего
образования свода!естествен-
ного равновесия грунта при
продольных перемещениях
трубопровода, от относи-
тельной глубины заложения
трубопровода h/Dn.
Грунты: 1 — песчаные; 2 —
глинистые.
Коэффициент разгрузки, кгс/см3,
ср = '7пр,гр//Л,
(5.61)
где Hi при расчете устойчивости в вертикальной плоскости равпо //; при рас-
чете устойчивости трубопроводов, уложенных в насыпи с изгибом в горизон-
тальной плоскости, равно Ь/2-
Продольные критические усилия ЛКр, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, следует определять согласно прави-
лам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения
и начального искривления трубопровода, в зависимости от глубины его зало-
жения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта и за-
крепляющих устройств.
На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздей-
ствие воды. В частности, для прямолинейных участков заглубленных в грунт
трубопроводов длина волны выпучивания, соответствующая минимальному
значению критического продольного усилия,
2>кр — л Sf ЕП(,су. oDg);
(5.62)
минимальное критическое продольное усилие
Лгкр=2Ксу.о*МЛ (5.63)
где Су. 0 — коэффициент нормального сопротивления грунта, кгс/см3.
Су. о = 0,12
^грЛгр/ _ -аЛ0
(5.64)
где ЕГр — модуль деформации грунта, кгс/см3, принимаемый по табл. 5.6
и 5.8; цГр — коэффициент Пуассопа грунта (по табл. 5.11); цГр— коэффициент
снижения модуля деформации (по табл. 5.12); 1д — 100 см — единичная длина
трубопровода.
194
Для подземных и наземных (в насыпи) участков трубопроводов, имеющих
углы поворота, обращенные выпуклостью вверх, и наземных (в насыпи)
участков, имеющих углы поворота в горизонтальной плоскости, расчетная
длина волны выпучивания
8ОЯ/ср
Ро2?пр
(5.65)
минимальное критическое продольное усилие
Л’кР —0,375^црро.
(5.66)
Для подземных и наземных (в насыпи) участков трубопроводов, проклады-
ваемых по кривым упругого изгиба (при р0 Sz 1000jDh), с расчетным радиусом
изгиба ро равным радиусу упругого изгиба оси трубы р, при выполнении
условия
LKp<2psin(a/2) = Z0 (5.67)
минимальное критическое продольное усилие определяется по формуле
(5.66), а минимальный расчетный радиус упругого изгиба трубопровода, при
котором соблюдается продольная устойчивость,
Ро — ТУкр/(0,375 ?Пр) • (5.68)
При невыполнении условия (5.67) (длина хорды упругой кривой меньше
длины волны выпучивания) и радиусах упругого изгиба р0 < 1000Z)H расчет-
ные радиусы изгиба следует определять по формулам:
при проектировании поворота трубопровода по схеме, приведенной на рис. 5.2,
со вставками машинного гнутья с углом а s' 9°, когда длина хорды кривой
менее длины волны выпучивания и длина каждого из прямолинейных примы-
кающих участков удовлетворяет условию Znp+ £0/2^ £кр/2,
' 2£2р cos (а/2)
р0“л2 {LKpSin (а/2)-2рк [1-cos (а/2)]} ’ (5,69)
при проектировании поворота трубопровода по схеме, приведенной на рис. 5.3,
когда расчетный участок состоит из двух кривых вставок машинного гнутья
с углами менее 9° и прямолинейного участка между пимп с выполнением усло-
вия pi sin (ar/2) + р2 sin (a2/2) + Лг’в^ГКр,
10 «Г, «1-г«2 । /, , «I а2 \
. л [_£кр tg 2 г ^7/np + pi tg 2 “bPatg-Tpy
' Л а2 —ai ’ ®1+«2 «г — “1 \"| ’ (5,7°)
(sin---2-----tg----2---cos----2—’ 7
при применении сварных колен по схеме, приведенной на рис. 5.4, когда
на расчетной длине имеется лишь один угол поворота,
po = 2LKp/[n2 tg (a/2)]; (5.71)
при применении сварных колен по схеме, приведенной на рис. 5.5, когда на
расчетной длине имеется два угла поворота с прямолинейной вставкой между
НИМИ,
__________________________________________________________
Р,“ te i±2L+_ ,e jata cos.ар)] •
(5.72)
19»
13»
Рис. 5.2. Расчетная схема
трубопровода при длине хор-
ды кривой меньше расчетной
длины волны выпучивания
(L„ < LKp).
Рис. 5.3. Расчетная схема
трубопровода при наличии
иа длине волны выпучива-
ния двух кривых с примоли-
иейиой вставкой между ними.
Рис. 5.4. Расчетная схема
трубопровода при одном угле
поворота, выполненном с по-
мощью сварного колена.
Рис. 5.5. Расчетная схема
трубопровода с двумя углами
поворота, выполненными из
сварных колен с прямоли-
нейной вставкой между нимп.
Рис. 5.6. Расчетная схема
трубопровода при замене кри-
вой на ломаную линию с рав-
ными углами и прямолиней-
ными вставками между ними.
196,
при проектировании поворота с применением сварных 3—6° колен по ломаной
линии с равными углами и расстояниями между ними, указанными па схеме
рис. 5.6,
2LK% cos
Ро— г па! "I ’ (5‘73)
л2 I Лкр sin ~2— — Lnp (п — 1) sinax
где рк — радиус кривой машинного гнутья, см; ЬПВ— длина прямолинейной
вставки, см; а, и а2 — углы поворота трубопровода, градусы, образованные
прямолинейной вставкой; п — число углов поворота на расчетной длине
волны выпучивания; Lo — длина хорды кривой1, см.
Расчетный радиус р0 следует определять в зависимости от схемы про-
кладки методом последовательного приближения, задаваясь первоначальным
возможным значением длины волны выпучивания. Для расчетов в первом
приближении рекомендуется принимать 7.кр = (50 -- 70) Z)H; затем поформуле
(5.65) и вычисленному р0 определять LKpn по нему повоо значение рп; далее
расчет следует повторить. Для определения действительного значения расчет-
ной длины волпы выпучивания и радиуса обычно достаточно трех-четырех
приближений. Определив р0, по формуле (5.66) определяют NKB и по формуле
(5.32) - 5экп- ’
Расчетный температурный перепад из условия продольной устойчивости
трубопровода
Д« = (50—0,2<ткцР)/(аЕР). (5.74)
По результатам расчета па продольную устойчивость вертикальные вы-
пуклые углы поворота трубопровода, выполняемые с помощью сварпых колен
или колеп машинного гнутья, обычно требуют дополнительного заглубления
в грунт или закрепления против поперечных перемещений. Грузы или анкера
рекомендуется устанавливать сосредоточенно вблизи вершины вертикального
угла. Длина, на которой необходимо устанавливать анкера или грузы,
a—nLKp, (5.75)
где п определяется пз условия
?пр определяется по формуле (5.54); — удерживающая способность иа при-
мыкающих к вершине угла участках, кгс/см; <у2 — удерживающая способность
в окрестности вершины угла, кгс/см.
= Пгр?пр. гр + ?тр; (5.77)
?2 = пгр?пр. гр + ?тр + ?доп. (5.78)
Пример. Определить толщину стенки газопровода из
труб диаметром 1420 мм, имеющих 7?1Н = 6000] кгс/см2; Л2П =
= 4200 кгс/см2; Kv = 1.4, для участков III категории (т = 0,9)
при рабочем (нормативном) давлении 75 кгс/см2, при расчетном
температурном перепаде Д£ = 70° С.
Решение. По табл. 5.5 принимаем ка = 1,1. Поформуле (5.1)
7?! = 6000-0,9/(1,4-1,1) = 3500 кгс/см2. По формуле (5.17) 6 =
= 1,1 • 75'142/(2 (3500 4- 1,1-75)] = 16,3 мм. Принимаем бли-
жайший размер в соответствии с ТУ на трубы равный 16,5 мм;
Рв„ = 1420 - 2-16,5 = 1387 мм.
По формулам (5. 20) и (5.21) проверяем на испытательное
давление: 1,1- 75 < 90 кгс/см2 (90 кгс/см2 — испытательное за-
водское давление в соответствии с ТУ па трубы). По формуле
197
(5.33) определяем продольные осевые напряжения <тпр N =
= 0,25-1,1 X 75-138,7/1,65 — 25,2-70 = —30 кгс/см2.
По формуле (5.19) % = /1 — 0,75 (30/3500)2 —
- 0,5-30/3500 ₽« 1. Тогда по формуле (5.18) 6 = 1,1-75 X
X 142/[2 (1-3500 + 1,1-75)1 = 16,3 мм.
П р п м е р. Определить из условия прочности максималь-
ные расчетные температурные перепады для подземного трубо-
провода из условия предыдущего примера.
Решение. По формуле (5.27) пкц = 1,1-75 (142 — 2-1,65)/(2Х
X 1,65) = 3460 кгс/см2. Условие прочности в продольном напра-
влении обеспечивается прп выполнении условия (5.25), где а^р
определяется по формуле (5.33): а) при <тпр 0 i|:2 = 1;
б) при апр N < 0 по формуле (5.26) = V1 — 0,75 (3460/3500)2 —
— 0,5-3460/3500 = 0,015. По формуле (5.35) абсолютное значе-
ние максимального отрицательного температурного перепада
А« = (3500 — 0,25-1,1-75-138,7/1,65)/(12- 10-е- 2,1-10») = 70° С.
По формуле (5.36) максимальное значение положительного тем-
пературного перепада А/= (0.015 -3500 + 0,25 -1,1 -75 X
X 138,7/1,65)/(12- 10-е-2,1-10в) = 70,5° С.
Пример. Определить из условия прочности минимальный
радиус упругого изгиба трубопровода для условий предыдущих
примеров при нормативном положительном температурном
перепаде А/ = 60° С, с = 1 и ки = 1,1. Г
Решение. По формуле (5.30) кольцевые напряжения от рабо-
чего (нормативпого) давления без коэффициента перегрузки
Окц. н = 75-138,7/(2-1,65) = 3150кгс/см2. По формуле (5.31)
коэффициент снижения расчетного сопротивления при расчете
по сжатой зоне сечения ф3 = V1 —0,75 (3150 • 1,1 /4200)2—
— 0,5- 3150-1,1 /4200 = 0,29. Из условия (5.28) с учетом формулы
(5.34) по формуле (5.37)
Р =
2,1 -108.142
= 2 (0,29 • 4200/1,1 +0,15 • 75 -138,7/1,65 — 12 - 10-е . 2,1 -10-6 • 60) =
= 2,7.105 см = 2700 м.
Пример. Определить минимальный радиус упругого
изгиба трубопровода 1420 X 16,5 мм йз условий жесткости
(деформации) при укладке трубопровода совмщценпым способом
(непрерывной ниткой по трассе трубопровода) на углах поворота
в вертикальной плоскости, равных 3°.
Решение. На вогнутой кривой по формуле (5.38)
3/384 • 2,1 -106-1 791 601 [1 —cos (3°/2)]
р- V 3-5,711(52,3-10-3)4
157000 с.м^.1570 м,
где Z = 1 791 601 см4, утр = 5,711 кгс. На выпуклой кривой по
формуле (5.41)
8 • 2,1 -106.1 791 601
ро & J/ 5,711 • (52,3 • IO*®)2 & 124 000 см 1240 м.
Пример. Проверить выполнение условия продольной
устойчивости подземного газопровода диаметром 1420 X 16,5 мм,
протрассированного по радиусу упругого изгиба р = 3000 м
198
в вертикальной плоскости выпуклостью вверх с углом поворота
а = 6°. Рабочее (нормативное) давление р = 75 кгс/см2; норма-
тивный положительный температурный перепад AZ = 70° С;
глубина заложения до верха трубы h = 80 см. По данным инже-
нерных изысканий трубопровод прокладывается в грунтах
со следующими характеристиками: расчетный объемный вес
уг = 1,5-10~3 кгс/см3; расчетный угол внутреннего трения
гоГр = 24°; расчетное удельное сцепление с = 0,01 кгс/см2; коэф-
фициент условий работы трубопровода т = 0,9. Геометрические
и статические характеристики трубы: F = 727,5 см2; I =
= 1 791 601 см4; утр = 5,711 кгс/см; ,9ВН= 138,7 см.
, Решение. По формуле (5.27) кольцевые напряжения от рас-
четного внутреннего давления <ткц = 1,1-138,7-75/(2-1,65) =
= 3470 кгс/см2. По формуле (5.45) эквивалентное продольное
сжимающее усилие Аэкв= So = (0,2-3470 + 12-10'6.2,1 X
X Ю6- 70)- 727,5 = 1,79-106 КГс. По формуле (5.55) <?п. т = утр =
= 5,711 кгс/см. По формуле (5.56) предельная удерживающая
способность грунта qn„ гр = 1,5-10~3-142 (151 — 0,39-142) +
+ 1,5 • IO-3.1513 tg(0,7 .24°) +0,7 -0,01 - 151/cos(0,7 -24°) =
= 31,8 кгс/см, где + = 80 + 142/2 = 151 см.
По формуле (5.54) предельное сопротивление грунта попе-
речным перемещениям ?np = 5,711 + 0,8-31,8 = 31,15 кгс/см.
Проверяем выполнение условия (5.67). По формуле (5.61) коэф-
фициент разгрузки ср = 31,8/222 = 0,143 кгс/см2, где ZZt =
= 80 + 142 = 222 см. По формуле (5.65) расчетная длина
волны выпучивания, принимая р0 = р,
^Р =
_______________265 • 2,1 - 1Q6 • 1 791 601
Г 1Г 80-2,1 -106-1
3 -105 - 31,15 [1 + у 1+ й
= 4,8-10’ см2;
£кр = /4,8 • 10’ = 6930 см = 69,3м.
Длина хорды кривой Z,o = 2р sin (а/2) = 2- 3- 106sin 3° =
= 31 500 см. Таким образом, Zo = 31 500 /> ZKp= 6930, т. е.
условие (5.67) выполнено, и тогда критическое продольное усилие
определяется по формуле (5.66). 7VKp = 0,375-300 000-31,15 =
= 3,51-108 кгс. Из условия продольной устойчивости (5.32)
1,79-106 <( 0,9- 3,51-106 = 3,15-10® кгс, т. е. продольная устой-
чивость газопровода обеспечивается.
Пример. Проверить устойчивость газопровода, прокла-
дываемого наземпо (в насыпи), по условиям предыдущего при-
мера. Размеры насыпи а = 2,2 м, Ь = 12,2 м. Заложение отко-
сов 1 : 2,25.
Решение. По формуле (5.27) <тКц — 3470 кгс/см2; по формуле
(5.45) АЭКв = 1,79-106 кгс; поформуле (5.57) ?п.т = 5,711 tg24° =
= 2,543 кгс/см; по формулам (5.58) и (5.59) определяем упр- гр
и за расчетное принимаем меньшее значение: дпр Гр =
, П42-222 , (220 + 1220)-222 ~| ,
= 1,5- Ю-з tg 24° L--2— + ---------- 4"------------ 1422J +
. 0.01 (1220—142)
-I------—--------- = 55,77 кгс см; дПр, Гр= 1,5.10-8 151 -142 X
X tg2 (45° +24°/2) = 76,22 кгс/см.
791 601-0,143
• 31,152
199
По формуле (5.54) д™ = 2,543+ 0,8-55,77 = 47,16 кгс/см;
77, = 1220/2 = 610 см. IIo формуле (5.61) Ср = 55,77/610 =
= 0,091 кгс/см2. По формуле (5.65)
L2 =
кр
265 2,1 • 1Q6 • 1 791 601________
—_____________________________________________________-./ 80 • 2,1 • 10е • 1 791 601-0,091 ] =
3• 10o.47.16 ^1 + у 1+ (3-105)2.47,162 J
= 3,4 • 107 СМ2;
Lkt, ~ V3,4-107 = 5850 см. Длина хорды кривой Lo = 31 500
5850 см, тогда NKp= 0,375- 3-105- 47,16 = 5,3-106 кгс и по
формуле (5.32) 1,79-106 кгс < 0,9- 5,3-106 кгс, т. е. устойчивость
газопровода обеспечивается.
Пример. Проверить выполнение условий продольной
устойчивости подземного трубопровода диаметром 1420 х 16,5мм,
протрассированного по радиусу 3000 м в вертикальной плоскости
выпуклостью вверх на обводненном участке со следующими
инженерно-геологическими характеристиками, определенными
инженерными изысканиями: удельный вес грунта уу = 2,8 х
X 10-3 кгс/см3; расчетный угол внутреннего трения фгр = 15°;
расчетное удельное сцепление с — 0,1 кгс/см2; объемный вес воды
ув = 1,0 • 10-8 кгс/смЗ; коэффициент пористости грунта е= 1,1;
угол поворота трубопровода а = 6°; рабочее нормативное давле-
ние р = 75 кгс/см2; нормативный положительный температурный
перепад At = 70° С. Глубина заложения трубопровода до верха
трубы h — 80 см. Характеристики трубы 1420 X 16,5 мм: F =
= 727,5 см2; 7=1 791 601 см4; Пвн = 138,7 см; 9тр = 5,711 кгс/см;
Решение. По формуле (5.27) окц = 3470 кгс/см2; по формуле
(5.45) Л'экв = 1,79-106 кгс; по формуле (5.146) <?п.-г = </и —
= 0,79Р2ув —?тр—?доп- При?Доп= 0?п. т= 0,79-1422-1-10-3 —
— 5,711 = —10,2 кгс/см.
По формуле (5.149) унзв = (2,8 — 1,0)-10-3/(1 + 1,1) —
= 0,855- IO"3 кгс/см3; по формуле (5.147) ^пр гр— 0,855-10'3 х
X (142-80 + 0,11-1422) + 1 [0,855 • IO-3 (80 + 142/2)2 х
X tg (0,7-15°) 4-0,7-0,1 (80 +142/2)/cos (0,7-15°)] = 25,97 кгс/см.
По формуле (5.54) дПр = —Ю,2 + 0,8-25,97 = 10,5 кгс/см.
Проверяем выполнение условия (5.67). По формуле (5.61)
ср — 25,97/222 = 0,117 кгс/см3. По формуле (5.65)
ч>=
__________________265-2,1 -1Q6.1 791601_________________
~ , Д, л Г. 80 - 2,1-106-1 791 601-0,117 ] ~
3 * 1° ’1015 Р + У 1 + (3 • 105)2 -10,52 J
= 1,1 • 108 см2;
LKp= V 1,1-108 — 1,05-104 см. Длина хорды кривой Le = 2р X
X sin (а/2) = 2- 3- IO6 sin 3° = 31 500 см 10 500 см. Следова-
тельно, условие (5.67) выполнено и NKD определится по формуле
(5.66): М<р = 0,375- 3-10*-10,5 = 1,18- 10в кгс. .
Из условия продольной устойчивости (5.32) 1,79-106 Кгс
0,9-1,18-106 кгс, т. е. условие устойчивости не выполняется.
Для обеспечения продольной устойчивости значение NKp должно
быть не менее определяемого по формуле (5.32): NKp $$кв/т=
200
= 1,79-106/0,9 = 2,00-10® кгс. Следовательно, ?пр должно быть
увеличено за счет заглубления газопровода в грунт на большую
величину или дополнительной пригрузки газопровода балласт-
ными грузами или анкерами. По формуле (5.66) ?пр =
= ЛГкр/(О,375ро) = 2,00-106/(0,375- 3-105) = 18,0 кгс/см. Из фор-
мул (5.54) и (5.55) ?доп= 18,0 — 10,5 = 7,5 кгс/см.
Принимая для закрепления газопровода анкера с диаметром
лопасти 400 мм и несущей способностью в данных грунтах
JVaHK = 5300 кгс, по формуле (5.144) определяем шаг анкеров:
I = 5300/7,5 — 710 см. Длина кривой волны выпучивания, на
которой следует установить анкера, по формуле (5.65)
кр
_ ________________265-2,1 • 106.1,7916-106_____________ _
~ [, 1Л , 80-2,1-10е • 1,7916-10е-0,117 1 “
3 • 1°5 • 18’° [1 + ]/ 1 + (3 -105)2.18,0 ]
= 7,5-10? см2;
£кр = 4^7,5-10 = 8,65-103 см. Общее число апкеров 8650/710
12 пар.
Пример. Определить радиус упругого изгиба, при кото-
ром обеспечивается продольная устойчивость газопровода при
условиях предыдущего примера и при ?пр = 10,5 кгс/см; 7VKp=
= 2,0-106 кгс.
Решение. По формуле (5.68) р = 2,0-106/(0,375-10,5) =
= 5,1-105 см = 5100 м.
П р и м е р. Определить продольную устойчивость газопро-
вода диаметром 1420 X 16,5 мм при укладке на прямолинейном
участке в глинистых мокрых грунтах со следующими характери-
стиками: модуль деформации £Гр = 70 кгс/см2; коэффициент
Пуассона ргр = 0,4; коэффициент снижения модуля деформации
грунта т]Гр = 0,3; р = 75 кгс/см2; Д4 = 70° С; h = 80 см; k0 —
= 151 см; 5ЭКВ = 1,79-106 кгс; т = 0,9.
Решение. По формуле (5.64) коэффициент нормального
сопротивления грунта су. о = 0,12- 70- 0,3/[(1—0,4)2УЧ00-142]Х
X (1 — е~2'151/142)=0,022 кгс/см3. По формуле (5.63) 7VKp =
= 2 V 0,022-142- 2,1-106-1 791 601 = 6,66-106 кгс. По формуле
(5.32) 1,79-106 кгс < 0,9- 6,66-106 Кгс, т. е. условие устойчивости
выполняется.
Пример. Определить из условий продольной устойчи-
вости максимальный температурный перепад для подземного
участка газопровода диаметром 1420 X 16,5 мм, проектируемого
с одним углом поворота 3° с помощью колена (в соответствии
с рис. 5-4). Глубина заложения газопровода h = 150 см. Кроме
того, газопровод закрепляется анкерными устройствами с диа-
метром лопасти 400 мм с несущей способностью Ланк = 10,6 тс
с шагом 390 см, т = 0,9. Рабочее (нормативное) давление
р — 75 кгс/см2. Физико-механические характеристики грунта:
Угр — 1,5-10"3 кгс/см8; <ргр = 24°; с = 0,01 кгс/см2; ЕГр =
= 250 кгс/см2; цгр = 0,2; сх, 0 = 0,2 кгс/см3. Геометрические
и статические характеристики трубы: F — 727,5 см2; I =
= 1 791 601 см4; ^тр = 5,711 кгс/см; ПНи= 138,7 см.
Решение. По формуле (5.56) предельная удерживающая спо-
собность грунта Qnp гр = 1,5-10-3-142 (221 - 0,39-142) +
+ 1,5- Ю-з- 2212 tg (0,7-24°) + 0,7-0,01-221/cos (0,7-24°) =
= 59,0 кгс/см. По формуле (5.55) qn_ т = 5,7 + 10,6-103/390 =
= 32,9 кгс/см. По формуле (5.54) предельное сопротивление
201
грунта поперечным перемещениям газопровода ^пр = 32,9 +
+ 0,8-59 = 80,1 кгс/см. По формуле (5.61) коэффициент раз-
грузки Ср = 59/292 =• 0,202 кгс/см2. ~
Задаемся длиной волны выпучивания ЛКр = 50Z)„ =““'70 м.
По формуле (5.71) расчетный радиус изгиба в первом прибли-
жении р0 = 2- 7000/[3,142- tg (3°/2)] = 54 000 см.
По формуле (5.65) расчетная длина волны выпучивания
V
___________________265 • 2,1 • 106 • 1,791601 • 1Q6___________
~ „ Г -.Г 80 • 2,1 • 106 • 1,791601 • 10« • 0,202 I ~
5,4 • 104.80,1[1 + J/ 1 + (5.4.104)2. go 1а J
= 0,75-108 см2;
£кр = V0,75-108 = 8700 см. Во втором приближении по фор-
муле (5.71) р0 = (2- 87 00)/(3,142 tg 1° 30') = 6,70-104 см. Подфор-
муле (5 • 65)
^р =
_______________ 265.2,1-106.1,791601-106___________________ _
Г, 1/" 80 • 2,1 • 106.1.791601 • 106.0.202 1 ~~
6,7-10 -80,1 р-J- у 1-L (6,7-104)2-80,12 ]
= 0,67-108 см;
Лир = V0,67-108 = 8200 см. В третьем приближении по фор-
муле (5.71) ро = (2 - 82 00)/(3,142 tg i° 30') = 6,3-104 см. По фор-
муле (5.65)
га _
Чр-
___________________265-2,1-106.1,791601-106___________________
~ „„ , „„„Г, ЛГ\ 80 - 2,1 - 106.1,791601 - 106 - 0,202 1 ~~
6,3 • 10 • 80,1|_1 + у 1 I- (6,3-104)2.80,12 J
= 0,7-108 см; •
Лкр = ^0,7-108 = 8350 см. Принимаем Лкр = 8350 см; р0 =
= 6,3-104 см. По формуле (5.60) предельное сопротивление
грунта продольным перемещениям газопровода tnp = 0:8 X
X (32,9 tg 24°+ 2-1,5-10-3- 0,45 - 3,14-1422 tg 24° + 0,6-3,14 X
X 142-0,01) = 44,5 кгс/см, где при h/Du~ 150/142 = 1,05
по графику на рис. 5.1 сн = 0,45. По формуле (5.53) х = 44,5 X
X 8,35-103 = 3,72-105 кгс. По формуле (5.52) 0 = 8,35 X
X 10» V(3,14-142- 0,2)/(2,1-106- 727,5) = 2,02. По формуле (5.50)
/„= (8,35-103)2/(3,142-6,3-10‘) = 112 см. По формуле (5.51)
/= (0,3-112)/[1 + 3 (0,202/80,1) 112] = 18,2 см. По формуле (5.49)
Д = (9-3,142)/[32-(8,35-103)2] (18,22 + 2-18,2-112) = 1,76-10-4.
По формуле (5.66) NKp = 0,375 • 80,1 - 6,3 • 104 = 1,92 • 10« кгс.
Из условия устойчивости (5.32) /?Экв= 0,9-1,92-106 = 1,73 X
X 106 кгс, Проверяем условие (5.46): (2,1-106- 727,5- 2.02)/[(3,72х
X 106)-1,76 • 10-4/(1 + 2/2,02) = 0,734 < 1, тогда из формулы
(5.48) So = 1,73-106 + (2,1-106-727,5-1,76-10-4)/(1 + 2/2,02) =
= 1,86-106 кгс. По формуле (5.74) Д/ = [1,86-106 — 0,2 х
X (1,15 • 138,7 • 75)/(2 -1,65) • 727,5]/(12 -10*6.2,1 .106.727,5) =
= 72,0° С. Количество анкерных пар с принятым шагом 390 см,
202
располагаемых на длине волны выпучивания LKp = 8350 см,
составит 8350/390 = 22 шт.
При расположении анкеров вблизи вершины вертикального
угла с шагом 1,5 м погонная удерживающая способность на
примыкающих к вершине угла участках по формуле (5.77)
91 = 0.8-59 + 5,7 = 52,9 кгс/см, а погонная удерживающая
способность в окрестностях вершины угла по формуле (5.78)
<?2 = 0,8- 59 + 5,7 + 10.6-1СГ/150 = 123,6 кгс/см. Длина, на ко-
торой следует расположить анкера с шагом 1,5 м по формуле
(5,75) из условия (5.76) sin (пл/2) = (80,1 — 52,9)/(123,6 — 52,9)
= 0,384; п = 0,252 и а = 0,252- 83.5 = 21 м. Необходимое
количество анкерных пар составит 21,0/1,5 = 14 шт., т. е.
уменьшится па [(22 — 14)/22]-100 = 36%.
§ 5.6. Расчет компенсаторов при подземной
и наземной (в насыпи) прокладке трубопроводов
При проектировании подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов
с большими расчетными температурными перепадами для уменьшения про-
дольных перемещений трубопроводов при выходе из грунта в местах примыка-
ния к КС, НПС, ГРС, в местах расположения перемычек, запорной арматуры,
Рис. 5.7. Схемы подземных компенсаторов-упоров.
а — Z-образный; б — трапецеидальный симметричный; « — не-
симметричный.
узлов запуска и приема очистных устройств (скребков), в местах подключения
лупингов, отводов, резервных ниток многониточных переходов и т. п. сле-
дует применять различного вида компенсаторы-упоры: трапецеидальные,
Г-, П- или Z-образные (рис. 5.7 и 5.8). Располагать компенсаторы рекомен-
дуется на участках, сложенных сухими рыхлыми грунтами, либо засыпать
рыхлыми податливыми грунтами, обладающими малой удерживающей спо-
собностью против продольных перемещений трубопроводов.
Для устройства компенсаторов, как правило, следует применять колена
холодного гнутья, а в стесненных условиях — сварные заводского изготовления
203
с радиусом не менее пяти диаметров труб. Между коленами необходимо
вваривать прямые вставки длиной не менее пяти диаметров труб. Для умень-
шения напряжений в компенсаторах следует предусматривать колена
с углами: в симметричных трапецеидальных — 45, в несимметричных трапецеи-
дальных — 36—48 со стороны передачи усилия и 45—60 с противоположной
стороны, в Z-образных — 45—60°.
При выборе мест подключения к магистрали отводов, устройства перемы-
чек, узлов запорной арматуры и т. п. следует учитывать наличие углов
Рис. 5.8. Устройство подземных компенсаторов на различных участках трассы,
о и б — около КС и ГРС; в — около перехода через препятствия; г — около камеры за-
пуска или приема очистных устройств; Э — на перемычке между двумя параллельными
нитками; е — использование поворота трассы при выборе места примыкания отводящего
трубопровода.
поворота трассы, используя их в качестве ограничителей продольных
перемещений трубопроводов (см. рис. 5.8, е).
Прп подземной и наземной (в насыпи) прокладке трубопроводов компен-
саторы рассчитывают исходя из максимальных продольных перемещений тру-
бопровода в месте выхода его из грунта. При выполнении условия (критерия
отсутствия участка предельного равновесия грунта)
<пр[1+Пк/(ЛТу)] 1 (5Л9)
продольное перемещение трубопровода
До = 5 о/(/?/'у-|-Цк); (5.80)
прп невыполнении условия (5.79)
Аи==а [1 —/1 —(6/а)2], (5.81)
204
где So — эквивалентное продольное сжимающее усилие, кгс. определяемое
по формуле (5.45); znp—предельное сопротивление грунта продольным пере-
мещениям трубопровода, кгс/см, определяемое по формуле (5.60); т]к— жест-
кость компенсатора, т. е. усилие, возникающее в компенсаторе от единичного
продольного перемещения, кгс/см; у — характеристика упругой работы
' Znp k УПк . )•; (5.83)
при Ь.!а </ 0,1 До 1 2 ' а (5.84)
Прп пренебрежении жесткостью компенсатора т)к = 0 критерий отсут-
ствия участка предельного равновесия грунта выражается формулой
Soy/t„р 1. (5.85)
При выполнении условия (5.85)
A0 = 6’0/(EFy); (5.86)
при невыполнении —
(5-87>
y = V nD„Cx.0/(EF), (5.88)
где Сх. о — обобщенный коэффициент касательного сопротивления грунта
по табл. 5.13.
т)к = Е1/ск. (5.89)
Для Г-образного компенсатора
скГ = ^/3; (5.90)
для П-образного компенсатора
(^-2Ж^ + *-4Рк) + 0.67/3 + 1„1*-
-4рк^-2р^к-1.33р®; (5.91)
для Z-образпого компенсатора
ск2 = ^(^к^-2,28р^к411.4рЗ)+0>6713_2рк;2 + 2р|/к-1>ЗЗрЗ,
(5.92)
где ZK — вылет компенсатора, см; 1п — ширина полки компенсатора, см;
Рк — радиус кривизны колена (изгиба оси колена) компенсатора, см; /гж —
коэффициент уменьшения жесткости гнутых и сварных колен.
Для других типов компенсаторов жесткость определяется по правилам
строительной механики С учетом коэффициента уменьшения жесткости для
гнутых и сварных колен.
205
При <С 0,3
^ж = ^-</1,65; (5.93)
XK = SpK/r®, (5.94)
где 6 — толщина стенки колепа компенсатора, см; гс — средний радиус
трубы,, см.
Расчет компенсаторов па воздействие продольных перемещений трубопро-
водов от изменения температуры стенок труб, внутреннего давления и других
нагрузок и воздействий выполняется по упругой стадии работы металла
из условия
Ок + ^м —0.5окц, (5.95)
где 0К — расчетные продольные напряжения в компенсаторе под воздействием
изменения температуры стенок труб п внутреннего давления продукта,
кгс/см2; ом — дополнительные продольные напряжения в компенсаторе от
изгиба под действием поперечных и продольных нагрузок в расчетном сече-
нии компепсатора, кгс/см2, определяемые согласно общим правилам строи-
тельной механики; R2 — расчетное сопротивление, кгс/см2, определяемое по
формуле (5.2); о,(ц— кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давле-
ния, кгс/см2, определяемые по формуле (5.27).
При расчете компенсаторов на участках трубопроводов, работающих
при мало изменяющемся температурном режиме (на линейной части трубо-
проводов), допускается увеличение продольных напряжений в компенсаторах,
т. е. в формуле (5.95) вместо П2 можпо принимать /?2н.
Допускаемые деформации компенсаторов, см, без их предварительной
растяжки для П-образных компенсаторов
Дкп- EDnlKmK скп! (5.96)
для Z-образпых компенсаторов
AKZ= CKZ’ <5-97>
для Г-образных компенсаторов
ДкГ~ EDHlK скГ’ <5-98)
где тк — коэффициент увеличения напряжений в коленах.
™к = 0,9Д|/3. (5.99)
Продольные перемещения трубопроводов До должны быть меньше Дк.
Так как расчет компенсаторов на прочность выполняется исходя из мак-
симальных продольных перемещений, которые, как следует из формул (5.80)
и (5.81), являются функцией жесткости компенсатора, т. е. его линейных
размеров, то определение параметров компенсаторов следует вести методом
последовательных приближений. В первом приближении принимают, что
жесткость компенсатора цк = 0 и по формулам (5.86) и (5.87) рассчитывают
продольные перемещения. Далее определяют размеры компенсатора и его
жесткость, исходя пз необходимости компенсации перемещений с двух участ-
ков трубопровода, симметричных относительно компепсатора. С учетом факти-
ческой жесткости компенсатора рассчитывают действительные значения пере-
мещений, по которым вновь определяют размеры компенсатора. Обычно для
выбора размера компепсатора бывает достаточно двух приближений. Вылеты
подземных П-образных и трапецеидальных компенсаторов рекомендуется
принимать на 10—20% меньше расчетных.
206
Длины подземных участков, на которых происходит перемещение трубо-
проводов к месту выхода из грунта, с достаточной для практики точностью
определяются по следующим формулам:
при выполнении условия (5.79)
<5Л0())
г У дог
при невыполнении —
(5.101)
У ‘пр
Пример. Рассчитать Z-образный компенсатор подземного
газопровода диаметром 1420 X 16,5 мм в месте выхода его из
грунта с учетом компенсации с обеих сторон газопровода со сле-
дующими исходными данными: DH~ 1420 мм; Я = 2,1-10® кгс/см2;
угр = 1400 кгс/м3; 6 = 16.5 мм; I = 1,791 601-106 см4; <ргр = 15°;
Я1Н = 6000 кгс/см2; Л= 727,5 см3; сгр = 0; /?211 = 4200 кгс/см2;
Z>DH = 1387 мм; Сх. о = 0,19 кгс/см3; т = 0,9; qyP— 5,711 кгс/см;
h = 100 см; п -- 1,10; р = 75 кгс/см2; пгр = 0,8; At — 70° С.
Решение. По формуле (5.55) при ^ДОц= 0 ?1Т. т= утр =
— 5,711 кгс/см. При h/D„ = 100/142 = 0,705 по графику на
рис. 5.1 с„ = 0,35. По формуле (5.60) предельное сопротивление
грунта продольным перемещениям газопровода tnp = 0,8 X
X (5,711 tg 15°+2-1,4-10-8- 0,35-3,14-1422 tg 15°)= 14.5 кгс/см2.
По формуле (5.88) характеристика упругой работы грунта у =
= /3.14-142- 0,19/(2,1-106- 727,5) = 2,36-10'4 см-1. Пренебре-
гая жесткостью компепсатора (Як=0), проверяем условие
(5.85), определяя предварительно по формуле (5.45) эквивалент-
„ /п „ 1.1-75.138,7 .
ное продольное сжимающее усилие: 50= /0.2----------—-------[-
1 78-106.2 36-10-4
+12-10-6.2,1 • 106.70) • 727,5=1,78-106 кгс и ’ ,, 2 =
14,5
= 29,0 1, т. е. условие (5.85) не выполняется. Тогда при нали-
чии участка предельного равновесия грунта продольное пере-
мещение газопровода в место установки компенсатора определится
по формуле (5.87):
. 1 Г(1,78-106)2 14,5 Л
0 2.2,1.106.727,5 L 14,5 "г" (2,36 - IO"4)2 J ’
Зададимся параметрами компенсатора: 1К = 30 м, рк =
= 5О„ = 5-142 = 710 см, 6=1.65 см, гс = 71 — 1,65 = 69,35 см.
По формуле (5.94) Х.к = = 0,243; по формуле (5.93)
о9,302
1
кж = 0,243/1,65 = 0,157; по формуле (5.92) ск % = 0^57 *
X 13,14-7,1-102(3-103)3 — 2,28 (7,1-Ю2)2-3-103 1,4- (7,1 X
X 102)8] 4- 0,67 (3-Ю3)3 — 2- 7,1 • 102(3-108)2 + 2(7,1-102)2 х
X 3-103 — 1,33 (7,1 • 102)3 = 1,23- 10п. По формуле (5.951 пкомп=
= 2980 —0,5- 3400= 1280 кгс/см2, где /?2 = 4200-0,9/(1,15-1,1) =
= 2980 кгс/см2 и окц = 1,1 • 75-138,7/(2-1,65) = 3400 кгс/см2.
По формуле (5.99) коэффициент увеличения напряжений
в колене компенсатора тк = 0,9/0,243а/3 = 2,3. По формуле
(5.97) допускаемые деформации компенсатора Дк2 =
-271. io.., '2™. 10.. 2.3 - 76 “ П° (5'89)
жесткость компенсатора т];< = 2,1 • 106-1,791 601 • 106/(1,23- 10й) =
= 30,6 кгс/см.
207
Компенсатор работает на два подземных участка, поэтому
в формулах (5.82) и (5.83) учитываем удвоенную жесткость ком-
„ v оо, 1,78-10в , 2,1 • 108-727,5 -14.5
пенсатора. По формуле (5.82) =
= 5,96-106. По формуле (5.83) Ь2 = [1,78-106/(2-30,6)]2 +
+ [14,5/(2,36-10-8- 2- 30,6)]2 = 8,4-10»; b = V8,4-10» = 2,962 х
X 104; ъ]а = 2,9-104/(5,96-106) = 0,005<^ 0,1, поэтому определе-
ние продольного перемещения газопровода ведем по формуле
(5.84): Л,, = 1-8,4-108/(2-5,96-106) = 70 см.
Таким образом, принятые размеры компенсатора позволяют
компенсировать продольные перемещения газопровода. Так как
условие (5.79) не выполняется, то длину участка, на котором
происходит продольное перемещение газопровода, определяем
х 3 ,1.78-106—14,5/(2,36-10-8)
по формуле (5.101):
= 1,327-105 = 1,327 км.
§ 5.7. Подземная укладка трубопроводов
Укладку подземных магистральных трубопроводов в грунт следует
проектировать, как правило, параллельно рельефу местности с учетом
продольной жесткости трубопроводов. Продольный профиль подземного
трубопровода должеп определяться методом оптимального профилирования
с использованием ЭВМ. Оптимальным следует считать профиль, удовлетворя-
ющий условиям прочности и устойчивости положения трубопровода. При
этом в качестве критерия оптимальности следует принимать затраты на устрой-
ство траншеи, установку сварных кривых или кривых искусственного гнутья
и в первую очередь требования надежной эксплуатации.
Зоны: I — работы линейной колонны, II — рекультивации, III — складирования отвала
плодородного грунта и работы бульдозера.
При проектировании трубопроводов диаметром 1020 мм и более, облада-
ющих большой жесткостью, необходимо предусматривать планировку строи-
тельной полосы (микрорельефа) с целью создания рельефа местности, благо-
приятного для укладки труб. Из условия беспрепятственного ведения строи-
тельпо-монтажпы.х и транспортных работ, а также параметров траншеи и от-
вала ширину планировки, как правило, следует принимать равной ширине
полосы отвода на период строительства трубопровода.
При ироложепии трубопроводов на землях, используемых в сельском
хозяйстве (в обязательном порядке) и в лесных районах (по требованию земле-
пользователей), следует предусматривать рекультивацию (восстановление)
нарушенного при строительстве плодородного слоя почв. Рекультивация
состоит из снятия плодородного слоя почвы и перемещения его во временный
отвал перед началом строительпо-монтажиых работ и возвращения его после
окончания строительства. Строительная полоса при рекультивации земель
делится па три зоны (рис. 5.9, табл. 5.16). За минимальную ширину
208
рекультивируемой полосы (зона II) следует принимать ширину траншеи
(по верху), бермы п зоны размещения отвала минерального грунта.
ТАБЛИЦА 5.16
Размеры зон, м, строительной полосы при рекультивации земель
(см. рис. 5.9)
Диаметр трубопро- вода, мм Зона
I На Пб Ш 1+11+III
До 426 10,80 1,70 5,30 10,20 28,00
До 720 11,90 2,00 6,60 12,50 33,00
До 1020 12,00 2,50 8,10 16,40 39,00
1220 12,60 2,80 9,20 17,40 42,00
1420 12,80 3,00 10,00 19,20 45,00
По условиям обеспечения сохранности трубопроводов от механических
повреждений при эксплуатации минимальная глубина заложения трубопро-
водов установлена 0.8 для труб диаметром менее 1020 и 1,0 м для труб диа-
метром 1020 мм и более (от верха трубы до дневной поверхности). Па отдель-
ных участках трассы, а также на переходах через некоторые естественные
и искусственные преграды глубина заложения трубопроводов может быть
изменена как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения, но должна
быть не менее указанной в табл. 5.17, независимо от диаметра трубопровода.
ТАБЛИЦА 5.17
Минимальная высота засыпки в зависимости от участка
Участок Засыпка над верхом трубы, м
В пустынных районах, в скальных и болотистых грунтах при от- сутствии по ним проезда автотранспорта, строительных и сель- скохозяйственных машин и механизмов На переходах через болота, подлежащие осушению и использо- ванию как пахотные земли, и на поливных и орошаемых зем- лях В песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований 0,6 1,1 1,0
На отдельных участках трубопроводов высота засыпки может быть
больше вышеуказанной по причине: обеспечения радиуса упругого изгиба
"труб для конкретного рельефа местности; необходимости обеспечения продоль-
ной устойчивости (защемления) трубопроводов, транспортирующих газ или
продукт с высокими температурами; укладки трубопроводов ниже глубины
промерзания грунта или использования минерального грунта засыпки как
балластировки для удержания труб от всплытия на обводненных участках.
Глубина заложения магистральных нефтепродуктопроводов, транспорти-
рующих вязкие, парафинистые и быстрозастывающие нефти и нефтепродукты
(а также пефтп, требующие подогрева), должна назначаться в каждом
' 14 Заказ 156
209
отдельном случае с учетом не только вышеизложенного, но и в зависимости
от физико-химических свойств транспортируемых продуктов (температура
застывания, вязкость, условия выпадении парафина и пр.), температурного
режима трубопровода в условиях эксплуатации и других условии в со-
ответствии с нормами технологического проектирования.
Ширина траншей по дну папрямолппенных участках трасс трубопроводов
должна быть не менее D + 300 мм (но не менее 0,7 м) для трубопроводов
диаметром до 700 мм; 1,577 — 700 мм и более. Для трубопроводов диаметром
1220 и 1420 мм при траншеях с откосами положе 1 : 0,5 допускается уменьше-
ние ширины до D 4- 500 мм. Ширина траншеи по дпу на участках горизон-
тальных поворотов трубопроводов зависит от способов укладки и частично
от диаметров трубопроводов (табл. 5.18). Ширина траншеи при балластировке
трубопроводов чугунными пли железобетонными грузами должна быть не
менее В + 1000 мм (где В — ширина груза), при закреплении трубопроводов
анкерпыми устройствами — не менее I) 2d + 200 .мм, где d — диаметр
лопасти анкера, мм. Во всех случаях ширина траншеи по дну должна соответ-
ствовать ширине режущей кромки рабочего органа землеройной машины,
принятой проектом, но не менее ширины траншей, указанной выше.
ТАБЛИЦА 5.18
Ширина траншей ио дну на участках горизонтальных поворотов труб
Способ укладки трубопровода Ширина, мм
В виде плетей и отдельных секций независимо от диаметра трубо- провода Отдельными трубами диаметром до 500 мм Отдельными трубами диаметром более 500 мм Р + 600 D + 800 р + 1000
Допустимая крутизна откосов транше!! в. груптах естественной влаж-
ности, обводненных береговых (с учетом грунтовых вод) и подводных траншей,
а также траншей, разрабатываемых на болотах, приведена в табл. 5.19 п 5.20.
При подземной укладке трубопроводы на всем своем протяжении должны
опираться на дно траншеи. При укладке в скальпых, каменистых груптах
и грунтах, содержащих щебень, крупную гальку и другие твердые включе-
ния, следует предусматривать защиту трубопроводов от повреждений: Эта
защита выполняется устройством подушки из мягкого грунта толщиной не
менее 10 см над выступающими неровностями основания и присыпки трубопро-
вода мягким грунтом слоем 20 см; футеровкой газопровода деревянными
рейками, камышовыми или соломенными матами; выстилкой дна траншеи
камышовыми или соломенными матами и покрытием трубопроводов сверху
и с боков картоном, камышовыми или соломенными матами; выстилкой дна
траншеи двумя слоями брп.чола пли толь-кожп и защитой сверху и с боков
этими же материалами; комбппироваппым способом при любом сочетании
защитных материалов. Защита трубопровода футеровкой деревянными рей-
ками предусматривается также на подземных переходах через железные
и автомобильные дороги и водные преграды, если применен способ протаски-
вания. Футеровочные реечпо-прово.чочные маты применяются при закрепле-
нии трубопроводов винтовыми анкерами.
При взаимном пересечении магистральных трубопроводов расстояние
между ними в свету Должно быть не менее 350 мм, причем при пересечении
газопроводов с нефтепроводами и наоборот газопровод должен располагаться
над нефтепроводом. При пересечении магистральным газопроводом подземных
трубопроводов различного назначения (промышленные водопроводы, канали-
зация, теплотрассы и т. д.) расстояние между ними в свету должно быть
не менее 150 мм. Расстоянии в свету между магистральным газопроводом
210
ТАБЛИЦА 5.19
Допустимая крутизна откосов траншей в грунтах естественной влажности
Подводные траншеи Береговые траншей Глубина, Траншеи в грунтах естественной вла?киостн м
ВИД груша До 2,5 3 До 2,0 Более 2,0 До 1,5 । До 3,0 1 До 5,0 ।
Песчаный и гравий- ный: пески пыле- ” ватые и мелкие пески сред- незорни- стые пески разно- зернистые пески круп- нозерни- стые гравелистые и галечни- ковые (гра- вия и галь- ки >40%) Насыпной Супеси Суглинки Глины Лёссовый сухой Разрыхленный скальный 1 : 2,5 1 : 2 1 : 1,8 1 :1,5 1 :1 1: 1,5 1 : 1 1 : 0,5 1 ; 0,5 1 :3 1 : 2,5 1 : 2,3 1 : 1,8 1 : 1,5 1 : 2 1 : 1,5 1 : 1 1 : 1 1 :1,5 1 : 1,25 1 : 0,75 1 : 0,67 1 : 0,5 1 ; 0,25 1:2 1 : 1,5 1 : 1 1 : 1,25 1 : 0,75 1 : 0,25 1 : 0,5 1 : 0,67 1 : 0.25 1 : 0 1 : 0 1 : 0 1 : 1 1 : 1 1 : 0,67 1 : 0,5 1 : 0,25 1 : 0,5- 1 : 1 1 : 1,25 1 : 0,85 1 : 0,75 1 : 0,5 1 : 0,5
ТАБЛИЦА 5.20
Допустимая крутизна откосов на бо-ютах
при глубине траншеи до 2,5’м
Степень разложения торфа Тип болота
I и
Слаборазл вжившийся Хорошо разложившийся 1 : 0,75 1 : 1 1 : 1 1 : 1,25
Примечания. 1. В случаях, не предусмотренных таблицей, кру-
тизна откосов назначается проектом по материалам инженерных изыска-
ний. 2. При напластовании различных видов грунта крутизну откосов
для всех пластов надлежит назначать по более слабому виду грунта,
3. К насыпным грунтам относятся грунты, пролежавшие в отвалах менее
6 месяцев и не подвергавшиеся искусственному уплотнению.
14*
211
и пересекаемым им водопроводом питьевой воды должно быть не менее 400 мм.
В отдельных случаях это расстояние может быть уменьшено до 150 мм прп
условии заключения в защитный стальной кожух участка магистрального
газопровода. Концы защитного кожуха должны быть выведены не менее чем
на 3 м в обе стороны от места пересечения.
При пересечении канализационного илп водосточного коллекторов учас-
ток магистрального газопровода должеп быть заключен в защитный кожух
из стальных труб. Концы кожуха должны быть выведены в каждую сторону
от наружной степки коллектора не мепее чем на 3 м. Защитный кожух и за-
ключенный в него участок газопровода не должны иметь сварных стыков
и должны быть покрыты усиленной изоляцией. При пересечении магистраль-
ным газопроводом подземного телефонно-телеграфного „ли электрического
кабеля расстояние между ними в свету должно быть не менее 500 мм. Для
защиты от механических повреждений кабель должен быть заключен в раз-
резной металлический, асбоцементный или железобетонный кожух, копцы
которого должпы выводиться в каждую сторону от газопровода не менее чем
на 2 м.
§ 5.8. Наземная укладка
При наземной укладке верхняя образующая трубопровода располагается
выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая — ниже, на уровне
или выше дневной поверхности. Для уменьшения объема насыпи и увеличе-
ния устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно на
криволинейных участках) рекомендуется проектировать укладку трубопро-
вода в неглубокую траншею глубиной 0,4—0,8 м с последующим сооруже-
нием насыпи необходимых размеров. Такая укладка может быть рекомендо-
вана при высоком уровне грунтовых вод, в скальных грунтах и при очень
слабой несущей способности верхнего слоя грунта. Рекомендуемые минималь-
ные размеры насыпей (после их уплотнения) на прямолинейных участках
в зависимости от диаметров трубопроводов и расчетных температурных пере-
падов исходя из условия обеспечения устойчивости приведены в табл. 5.21.
Заложение отколов насыпей следует назначать не круче 1 : 1,25,
ТАБЛИЦА 5.21
Минимальные размеры насыпей на прямолинейных участках
Наружный диаметр труб D , .мм Т е м пе р а т у р 11 ы й перепад Д/ = 40° С Температурный перепад Д( = 50° С Температурный перепад Д( = 60° С
Ширина по верху, м Толщина слоя грунта над тру- бой, м Расстояние от тру- бы до откоса насы- пи, м Ширина по верху, м Толщина слоя грунта над тру- бой, N Расстояние от тру- бы до откоса насы- пи, м Ширина по верху, м Толщина слоя грунта вад тру- бой, м Расстояние от тру- бы до откоса пасы- пи, м
530 1,5 0,8 0,8 1,5 0,8 1,0 1,5 0,9 1,1
720 1,5 0,8 0,8 1,5 0,8 1,0 1,5 0,9 1,1
820 1,5 0,8 0,8 1,5 0,9 1,1 1,5 1,1 1,3
1020 1,6 0,8 0,9 1,6 0,9 1,1 1,6 1,1 1,3
1220 1,8 0,8 1,0 1,8 1,0 1,2 1,8 1,2 1,4
1420 2,2 0,8 1,0 2,2 1,0 1,2 2,2 1,2 1,4
При температурных перепадах на стенках труб более 40° С на прямо-
линейных участках, а также при меньших температурных перепадах на кри-
волинейных участках размеры насыпей следует определять расчетом на про-
212
дольную устойчивость трубопроводов в вертикальной плоскости на выпуклом
рельефе местности и на сдвиг трубопровода вместе с насыпью в горизонталь-
ной плоскости в соответствии с § 5.5.
При проектировании нефте- и нефтепродуктопроводов размеры насыпи,
принятые по условиям устойчивости, могут быть увеличены на основании
теплотехнического расчета, который надлежит вести из условия сохранения
заданной на данном участке трубопровода температуры перекачиваемого
продукта.
§ 5.9. Надземная укладка
В определенных условиях трубопроводы целесообразно укладывать
надземно, в некоторых случаях такая схема укладки является единственной.
Способ укладки трубопроводов выявляется, как правило, сопоставлением
технико-экономических показателей различных вариантов. В отдельных
случаях схема укладки очевидна. Надземная прокладка в большинстве слу-
чаев целесообразна при пересечении ущелий, оврагов, небольших рек с кру-
тыми берегами, горных рек с блуждающими руслами, при плотных скальных
груптах, в районах горных выработок и оползней, на сильно просадочных
многолетнемерзлых грунтах и на некоторых других категориях местности.
Если протяженность надземного трубопровода незначительна (в пределах
перехода через реку, овраг, болото, участка в районе многолетней мерзлоты)
и составляет сотни метров для малых диаметров и до 2—3 км для больших
диаметров, то температура транспортируемого продукта при прохождении
по надземному участку изменяется в пределах, практически не влияющих
на пропускную способность и режим работы трубопровода в целом.
В тех случаях, когда по сумме факторов, влияющих на выбор типа
укладки трубопровода, надземная часть имеет большую протяженность (в рай-
онах многолетней мерзлоты илп горных выработок), применяются простей-
шие системы конструкций, в которых трубопровод работает как неразрезная
балка. Если же надземный участок охватывает только переход через естествен-
ные (реки, овраги, болота) или искусственные преграды (железные и автомо-
бильные дороги, оросйтельные каналы), то применяются балочные, арочпые,
висячие и ряд других систем. Надземная укладка наиболее ясна с точки зре-
ния инженерных расчетов и благоприятна на сильнопросадочных многолетне-
мерзлых грунтах. В научно-исследовательских и проектных институтах
страны накопился значительный опыт проектирования, строительства и экс-
плуатации надземных трубопроводов в указанных районах для труб малых
и средних диаметров (до 720 мм). Разработка рабочих чертежей и строитель-
ство надземных газо- и нефтепроводов диаметром 1020 мм и более, могут быть
разрешены только после проверки всех конструктивных решений надземного
трубопровода в натурных условиях на опытных участках.
При разработке конструкций надземных трубопроводов необходимо стре-
миться к максимальному использованию несущей способности самого трубо-
провода с учетом условий строительства, эксплуатации и высокой степени
надежности. Выбрав как наиболее целесообразный вариант надземного пере-
хода через естественное либо искусственное препятствие, необходимо при де-
тальной разработке проекта определить основные размеры всех элементов
перехода, рассчитать все сооружения в целом, разработать главнейшие кон-
структивные детали перехода, проверить их расчетом. После этого состав-
ляется и согласовывается с будущей подрядной организацией проект органи-
зации строительства; на этой оспове разрабатывается сметная документация
на объект. Сооружение в целом, а также отдельные его элементы и сопряже-
ния должны рассчитываться на самое неблагоприятное сочетание возможных
нагрузок. Пролетные строения и опоры переходов должны быть устойчивыми
против опрокидывающего действия ветра; сжатые элементы должны быть
прочными па продольный изгиб; опоры должны выдерживать ледоход и не
размываться. Особые требования к жесткости сооружения предъявляются
с целью исключения разрушения перехода от вибраций под действием ветра.
213
При проектировании надземных трубопроводов значительной протяжен-
ности (2—3 км и более) следует тщательно выполнить теплотехнические рас-
четы для уточнения теплового режима транспортируемого по всей трассе
продукта и температуры стенок трубы. С одной стороны, изменение темпера-
туры продукта может значительно изменить пропускную способность трубо-
провода, с другой — потребовать сооружения трубопровода из труб особых
марок сталей, обеспечивающих необходимую ударную вязкость при низкой
а
Рис. 5.10. Схемы консольных балочных переходов через естественные препятствия.
а — Однопролетный, двухконсольный с двумя компенсаторами; б — то же, одноконсоль-
ный с одним компенсатором; в — двухпролетный двух консольный с двумя компенсаторами;
г — то же, трехпролетный.
Размеры; щ—а, — консолей; !,—I, — пролетов.
температуре эксплуатации во избежание хрупких разрушений (СНиП
II—45—75, табл. 20 и 21).
Балочные системы. Широкое распространение на магистральных трубо-
проводах получили различные балочные системы, простые в строительстве
и надежные в эксплуатации. На пересечениях небольших оврагов и рек трубо-
провод укладывают прямолинейно, иногда даже без устройства опор в местах
выхода его из грунта. Трубы укладываются на специальное основание, как
правило, из железобетонных плит, которое снижает нагрузки на грунт.
Кроме однопролетных строятся двух- и трехпролетные балочные пере-
ходы, размеры которых зависят от района строительства, назначения трубо-
провода, диаметра и толщины стенки труб и могут быть от 20 до 50 м (для труб
диаметром до 1420 мм). Для перекрытия больших переходов через реки
и овраги можно предусмотреть консольные балочные системы. Средний пролет
двухконсольной системы может достигать 40—50 м и более (рис. 5.10).
214
Надземные трубопроводы большой протяженности треоуют специаль-
ных устройств по компенсации температурных деформации. При относительно
малой протяженности открытого участка достаточно одного П-, Г- или Z-об-
разного компенсатора. Если же длина надземной прокладки составляет не-
сколько сотен метров и более, то требуется значительное количество компен-
саторов. Компенсаторы могут быть самых различных конструкций. Наиболее
распространены П-, Г-, Z-образные, зигзагообразные («змейка»), прямолиней-
ные со слабоизогнутыми участками, в виде плавно изогнутой волнообра'зной
кривой и параллельная прокладка. Каждый раз тип компенсации решается
при проектировании. Для пропуска очистного поршпя П-, Г- и Z-образные
компенсаторы малоприемлемы. По компенсаторам других конструкций теоре-
тически пропуск поршня возможен, одпако на практике для труб большого
диаметра это пока не проверено.
Mfcma. усиления
Рис. 5.11. Увеличение перекрываемого пролета за счет наварки на трубы дополни-
тельных элементов.
Для увеличения пролетов балочных систем в некоторых случаях приме-
няют усиление наиболее напряженных участков трубопровода навариванием
дополнительных элементов (рис. 5.11) или использованием пшренгельных
конструкций. Последние могут быть однопролетными и многопролетными.
У шпрепгельных конструкций имеется недостаток: опп уменьшают габарит
под трубопроводом, что иногда неприемлемо. В некоторых случаях, когда
требуется прокладка нескольких трубопроводов, сооружают специальный
мост пли эстакаду. На пролетные строения трубопроводы укладывают с по-
мощью скользящих или катковых опорных элементов или крепят к ним на
подвесках. Балочные переходы допускают многообразие конструктивных
решений, поэтому п имеют наибольшее применение при надземной прокладке.
Висячие системы. При сооружении надземных переходов, для которых
пролеты могут быть "приняты 80 м и более, целесообразно проектировать
висячие системы. Их можно устраивать с наклонными несущими винтами,
с одним или несколькими несущими канатами, к которым на подвесках кренят
трубопровод. При значительных пролетах для обеспечения необходимой жест-
кости конструкции в горизонтальной плоскости устанавливают ветровые
канаты. Несущие канаты, как правило, опираются на пилоны и закрепляются
в анкерных опорах. Ветровые канаты могут закрепляться за консольные вы-
носы у опор (рис. 5.12) или в анкерных опорах несущих канатов. Иногда
ветровые канаты могут иметь самостоятельную анкеровку.
На конструктивные решения висячих систем влияет множество факторов:
размер перекрываемого пролета, климат, рельеф местности, гидрогеологиче-
ская характеристика перехода, диаметр трубопровода, свойство транспорти-
руемого продукта (газ, нефть, нефтепродукт), архитектурно-эстетические тре-
бования. необходимость совмещения перехода трубопровода с проездом тех-
ники и проходом людей и др. Однако с увеличением диаметра труб и пролетов
конструкция висячих переходов усложняется, появляется необходимость
в двух и более несущих канатах. При малых и средних диаметрах (до 720 мм)
труб ипогда целесообразна конструкция самонесущего висячего трубопровода
215
(«висячая труба») в виде провисающей нити (рис. 5.13). Такие конструкции
довольно экономичны (при пролетах 200—400 м), так как не требуется ни
несущих канатов, ни оттяжек; эти функции берет на себя трубопровод. Если
переход сооружается через глубокпе ущелья и овраги с крутыми склонами
то систему в впде провисающей нити можно применять без пилонов. Тогда
концы открытого провисающего участка крепят в специальных анкерах,
а при относительно небольших пролетах возможна передача растягивающего
Рис. 5.12. Схемы ветровых тросов,
а, б — с креплением за самостоятельные анкеры; в, г — с креп-
лением в тех же анкерных опорах, что и для несущих тросов.
усилия полностью на подземные участки трубопровода, продолжением кото-
рых является переход.
Недостатком висячих систем переходов является их малая жесткость
и подверженность вибрации в ветровом потоке. Чтобы избежать опасных для
цельности сооружения вибраций, предусматриваются мероприятия по увели-
чению вертикальной жесткости. Для этого применяют ваптовые фермы.
Чтобы увеличить горизонтальную жесткость, требуется устройство ветровых
канатов или оттяжек. В системах типа «висячая труба», которые наиболее
гибки, уменьшить колебания можно установкой! виброгасителей. Однако
для каждого перехода существуют свои потоки и скорости ветра, что требует
индивидуального поиска и подбора конструкций виброгасителеп.
Арочные системы. Реже, чем балочные и висячие системы, применяются
арочные конструкции надземных переходов. При пересечении ущелий, гор-
ных и судоходных рек, где требуется обеспечить необходимый габарит, при
пересечении каналов, арыков, дорог и т. п. арочные переходы нередко бывают
216
Рис. 5.13. Схемы трубопроводов, подвешенных в виде провисающей нити (типа «висячаи
труба»).
а — однопролетная с оттяжками из нанатов или пронатного металла; б — однопролетная,
в которой оттяжками служит трубопровод (фактически трехпролетная); в — многопролет-
ная с анкерными пилонами; г — многопролетная с закреплением трубопровода в анкер-
ных опорах; S — двухпролетная с одним пилоном; е — Однопролетная с передачей растя-
гивающего усилия иа прилегающие подземные участки,
1 — трубопровод; в — пилон; 3 — иомпенсатор; 4 — оттяжки; 5 — аннериая опора .
L, Li, Lt, Lt — пролеты; /, ft, ft, ft — стрелки прогиба; Л — высотная разница опор.
217
более рациональны, чем другие системы прокладки; в отдельных случаях они
более привлекательны по архитектурно-эстетическим соображениям что
экономически можпо оценить в сопоставлении возможных вариантов.' При
пересечении небольших рек, каналов и арыков применяются простейшие
однотрубные арочные переходы пролетом до 30—40 м, не требующие устрой-
ства сложных опор. В этих случаях требуются более тщательные расчеты,
связанные с определением величии продольных перемещений труб в местах
выхода из грунта. При больших пролетах арочные переходы для увеличения
поперечной устойчивости сооружают из двух и более связанных между собой
трубопроводов. При необходимости перекрытия переходов арками больших
пролетов, большим числом трубопроводов или трубопроводами малых диа-
метров несущую конструкцию выполняют в виде пространственной арки, по
которой прокладываются трубопроводы. В этом случае последние не являются
элементами несущей конструкции (39].
§ 5.10. Переходы через водные преграды
Переходы магистральных трубопроводов через водные преграды следует
проектировать подводными и надземными (надводными). Конструкцию трубо-
провода па переходах надлежит выбирать исходя из целого ряда факторов,
главным из которых является надежность конструкции при эксплуатации.
Как правило, переходы через водные преграды следует проектировать под-
водными, за исключением рек с неустойчивыми руслами, подверженными
значительным русловым деформациям (типа р. Амударьи), горных рек с глу-
боко врезанными руслами, сложенными скальными грунтами, а также не-
больших водных преград с крутыми, перазмываемыми берегами, где следует
предусматривать надземные переходы.
Створы переходов подводных трубопроводов должны располагаться на
прямолинейных плесовых участках рек, пе имеющих рукавов, с пологими
перазмываемыми берегами как русел, так и долин рек, с устойчивыми рус-
лами, под прямым углом, в наиболее узких местах, при минимальной ширине
заливаемых пойм. Следует избегать участков рек с высокими крутыми бере-
гами и очень большими глубинами в русле, оползневыми и неустойчивыми
берегами, подверженными интенсивному размыву, со скальными руслами
и берегами, в местах заторов и зажоров льда. Створы надземных переходов
следует располагать также па прямолинейных участках рек, под прямым
углом, в наиболее узких местах с устойчивыми крутыми высокими берегами.
Во всех случаях на одном из берегов в створё перехода должна быть ровная
удобная площадка для монтажа трубопровода.
При выборе створа перехода следует пользоваться методом оптимального
проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого
водоема и прогнозирования их изменений в течение срока эксплуатации
перехода. Оптимизацию положения створа и продольного профиля перехода
следует выполнять по критерию приведенных затрат при обеспечении требо-
ваний, предъявляемых к прочности и устойчивости перехода, а также охраны
природы и сохранения экологического равновесия водоема. Проектные реше-
ния по каждому переходу (в том числе и производство работ по его стро-
ительству) должны быть согласованы с соответствующими бассейновыми
управлениями пути речного флота, органами по регулированию, использо-
ванию и охране вод и'органами охраны рыбпых запасов.
При ширине водных преград в межень 75 м и более в створах переходов,
как правило, следует предусматривать прокладку резервных ниток. И лишь
в исключительных случаях при обосновании такого решения в проекте ре-
зервные питки можпо пс предусматривать. Также необходима прокладка
резервных ниток нефте- и нефтепродуктопроводов, транспортирующих вязкий
продукт, временная остановка которых на пересечении водотоков шириной
зеркала воды в межень менее 75 м не допускается.
Если ширина заливаемых пойм более 500 м и продолжительность под-
топления паводковыми водами более 20 суток (уровень воды по году 10%-ной
218
обеспеченности), а также если необходимо пересекать горные реки и про-
кладывать трубопровод в зоне возможных переформирований русел рек
с неустойчивым дном и берегами, то в проекте следует предусматривать
резервную нитку при ширине водных преград до 75 м.
Запорную арматуру следует предусматривать к установке на отметках
не ниже отметок расчетного горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности
и горизонта возможного ледохода, за исключением горных рек, где за расчет-
ный принимается горизонт высоких вод’2%-ной обеспеченности.
Расстояние между параллельными подводными трубопроводами в русло-
вой части следует проектировать исходя из инженерно-геологических и гидро-
логических условий, конструкции перехода, глубины заложения труб,
а также условий производства работ по разработке и засылке подводной
траншеи и укладке трубопровода, но не менее 30 м при диаметрах трубопро-
водов до 1000 мм включительно и 50 м при диаметрах свыше 1000 мм при
заглублении их в дно водоемов с зеркалом воды в межень более 25 м ниже
зоны русловйх переформирований. На пойменных участках минимальное
расстояние между трубопроводами следует принимать таким же, как вне
переходов (на линейной части), за исключением отдельных случаев, когда
увеличение этого расстояния является необходимостью, обоснованной в про-
екте. При укладке трубопроводов по дну водоема без заглублевия или выше
отметок предельного профиля размыва (в зове русловых деформаций), когда
это обосновано проектом, минимальное расстояние между нитками рекомен-
дуется принимать пе менее трехкратных расстояний, принимаемых для
трубопроводов, уложенных ниже прогнозируемого предельного профиля
размыва русла.
Минимальную глубину заложения забалластированных трубопроводов
в русле водных преград следует принимать равной 0,5 м от прогнозируемого
на 25 лет после окончания строительства перехода предельного профиля
размыва русла реки, но не менее 1,0 м от естественных отметок дпа. При всех
типах русловых деформаций (ленточпо-грядовом, побочпсвом, осередковом,
при ограниченном, свободном и незавершенном меандрировапии) заглубление
трубопроводов следует предусматривать ниже отметок наиболее глубоких
плесов, расположенных выше створа перехода. При пересечении водных
преград, дно которых сложено скальными грунтами, заглубление трубопро-
вода следует принимать пе менее 0,5 м, считая от верха снаряженного трубо-
провода до дна водоема. В случаях особо сложных гидрогеологических усло-
вий и на больших глубинах, когда разработка траншей сложна, неэконо-
мична или невозможна, допускается укладка подводных трубопроводов
без заглубления в дпо водной преграды либо в зоне возможных деформаций
русла с принятием необходимых инженерных решений по защите трубо-
провода.
Во всех случаях при пересечении судоходных или перспективных для
судоходства водных преград минимальная глубина заложения трубопроводов
в дпо водной преграды либо укладка трубопроводов на дпо без заглубления
должны быть согласованы с соответствующими бассейповыми управлениями
водных путей. Минимальную глубину заложения трубопроводов на устой-
чивых, неразмываемых поймах следует принимать в соответствии с § 5.3.
На неустойчивых, размываемых поймах глубина заложения трубопроводов
принимается по аналогии с русловой частью водных преград.
Ширину траншеи на пойменных участках и допустимую крутизну откосов
траншей (включая подводные) следует принимать в соответствии с § 5.7.
На переходах через водные преграды в зависимости от способов производства
работ и скоростей течения рекомендуется принимать следующую ширину
подводных траншей.
Разработка траншей миогочерпаковыми
или землесосными снарядами
Скорость течения, м/сек 12 3
Ширина траншеи, м 5—8 8—15 15—20
При отсутствии течения ширина траншеи принимается 5 м.
219
Разработка траншей канатно-скреперными установками
Емкость ковша, м3 0,75 1,00 1,25 1,50 1,75 2,00 2,50 5 00
Ширина траншеи, м 1,50 1,50 1,75 1,75 2,00 2,00 2,25 3,00
Разработка траншей гидромониторами и гидроэжекторными
установками типа УПГМ-360 н УПГЭУ-1,-2,-3
Скорость течения, м/сек До 0,5 0,5—1,0 1,0—1,5 1,5—2,0
Ширина траншеи, м 2,6—3,0 3,0—4,5 4,5—6,0 6,0—9,0
Примечания. 1. При отсутствии течения минимальная ширина траншеи
принимается 2,0 м. 2. При укладке трубопровода с последующим заглублением его
(в дно) землесосными и грунтососными установками ширина траншей по дну при-
нимается равной двум диаметрам укладываемого трубопровода, но не менее l,5jM<,
3. Во всех случаях ширина траншеи должна быть не менее указанной в § 5.7.
Диаметры подводных трубопроводов должны приниматься с учетом
местных условий (деформация русла, глубипы воды, скорости течения, за-
глубления трубопроводов). При заглублении трубопроводов ниже предель-
ного профиля размыва диаметр труб па переходах рекомендуется принимать
равным диаметру магистрали. При пересечепии водных преград со значи-
тельными глубинами, скоростями течения и деформациями русла, когда
трубопровод прокладывается в зоне возможных переформирований русла,
выше предельного профиля размыва, наиболее целесообразно устройство
многоннточного перехода из труб меныпего диаметра (как правило, до 325 мм
включительно).
Вертикальная трассировка подводных трубопроводов может выпол-
няться по одному пз трех методов: 1) по кривым упругого изгиба в русловой
части и на береговых участках;
2) прямолинейно в русловой части и с кривыми искусственного гпутья
на береговых участках (без упругого изгиба);
3) по кривым упругого изгиба в русловой части и с кривыми искус-
ственного гнутья на береговых участках.
Способ трассировки подводпых трубопроводов следует выбирать с учетом
диаметров и допустимых радиусов упругого изгиба трубопроводов, рельефа
и деформаций русла реки и берегов, геологического строения дна и берегов,
заглублении трубопровода, балластировки, объемов земляных работ и спо-
собов укладки. При трассировке по кривым упругого изгиба следует учиты-
вать, что напряжения изгиба, возникающие при укладке трубопровода,
будут суммироваться с напряжениями от внутреннего давления и от перепада
температур при эксплуатации трубопровода.
При проектировании подводных трубопроводов диаметром до 530 мм
включительно вертикальную трассировку следует выполнять, как правило,
по первому методу, а трубопроводов диаметром 720 мм и больше — по вто-
рому и третьему методам. Кривые искусственного гнутья па береговых уча-
стках следует располагать за пределами их возможной деформации во избе-
жание необходимости укрепления берегов. ’В особо сложных топографических
и геологических условиях допускается применение в русловой части кривых
искусственного гнутья, а также сварных отводов, изготовленных в заводских
условиях и прошедших термообработку. При необходимости в местах рас-
положения подводных переходов следует предусматривать мероприятия по
укреплению береговых участков и по предотвращению стока воды вдоль
трубопровода путем устройства нагорных канав, глиняных перемычек,
струепаправляющих дамб и других гидротехнических сооружений.
Трассировка трубопроводов на подводпых переходах в плане может
выполняться прямолинейно и криволипейно. Прямолинейную трассировку
выполняют при укладке трубопроводов ниже предельного профиля размыва
русла. При проектировании переходов через реки со значительными дефор-
мациями русла, сложенного легкоразмываемыми грунтами, когда невоз-
можно обеспечить надежное заглубление трубопровода, следует применять
криволинейную трассировку подводных трубопроводов по кривой вверх
или вниз по течению либо трассировку змейкой.
220
Прп проектировании подводных переходов газопроводов, транспортиру-
ющих газ с отрицательной температурой, следует учитывать возможность
обледенения трубопровода, укладываемого по дну без заглубления, что при-
водит к увеличению гидродинамического давления и выталкивающей силы.
Это требует увеличения балластировки трубопроводов.
Расчет подводных трубопроводов на прочность и устойчивость следует
вести в соответствии с § 5.4 и 5.5. Однако расчетная толщина стенки подвод-
ных трубопроводов диаметром 820 мм и более должна быть проверена на
устойчивость кольцевого поперечного сечения трубы (па сплющивание) под
воздействием гидростатического давления воды при укладке их па большие
глубины (более 20 м). Толщины стенок трубопроводов всех диаметров также
должны быть проверены па нагрузки строительного периода в зависимости от
способа укладки подводного трубопровода. При гидростатическом давлении,
равномерно распределенном по периметру кольцевого сечения трубы, потеря
устойчивости последнего должна наступить при критическом давлении
PKP=2E63/[(l-.(x2)£)3pj. (5102)
при р = 0,3, Е *= 2,1 -10е и Дер = 0,99Z>„
Ркр =4,732-Ювбз/рз,
(5.103)
откуда с
толщина
учетом коэффициентов перегрузки и условий работы номинальная
стенки трубы
0,006Д „
(5.104)
где т принимается по табл. 5.1, п — по табл. 5.14; р — гидростатическое
давление, кгс/см2; Z)n — наружный диаметр, см.
П ример. Проверить устойчивость (на гидростатическое
давление воды) кольцевого сечения газопровода диаметром
1220 X 15 мм, проложенного на переходе через реку с глубинами
20 м при отсутствии внутреннего давления.
' Решение. Для подводных участков всегда т = 0,75 и п = 1.
Гидростатическое давление на глубине 20 м р =2 кгс/см2.
О 006.122 3 /1 .2
По формуле (5.104) б = ' — Т/ 13,6 мм
О./о г 0,7э
<( 15 мм, т. е. устойчивость обеспечивается.
ТАБЛИЦА 5.22
Характеристика механизмов для разработки подводных траншей
Механизмы Группа грунта Глубина разра- ботки до, м Ирой з во дител ь- ность, м3/смену Объемы, тыс. м1
УПГЭУ I-VI 22,0 500,0 50,0—100,0
ДГС-150 I-VI 12,0 80,0-100,0 5,0—20,0
Грунтосос (гидро- монитор) АЯП-75 I-VI 40,0 15,0-40,0 До 1,0
Скрепер (емкость ковша до 1,5 м3) — Не ограничена 100,0 До 5,0
Скрепер (емкость ковша от 2 до 4 м3) — То же 200,0 До 10,0
Земснаряд БУП I—IV 8,0—11,0 1000,0—2500,0 50 и более
Пневмогрунтосос УПГМ-360: I—III От 11,0 —' До 5,0
размыв I-VI 8,0 — До 20,0
отсос I-IV 8,0 —1 До 20,0
221
Рекомендуемые механизмы для разработки подводных траншей в зави-
симости от группы грунтов и объема работ приведены в табл. 5.22. Распре-
деление груптов по группам при разработке их земснарядами и гидромони-
торными установками следует принимать в соответствии со СНиП.
§ 5.11. Переходы через болота
На переходах через болота возможно применение следующих конструк-
тивных схем укладки:
1) подземная укладка на минеральное дпо, торфяное или свайное осно-
вание с бермы траншей методом сплава или протаскивания;
2) наземпая укладка непосредственно по поверхности болота с обвало-
ванием местным торфяным грунтом;
Рис. 5 14. Подземная укладка с бермы траншеи на торфяное
•оноиание.
3) надземная укладка на опорах;
4) в насыпи из минерального грунта.
Подземная укладка. Осуществляется на болотах I и 11 типов па торфяное
или минеральное основание, на болотах III типа — на минеральное дно.
Трубопровод может быть уложен с бермы траншеи, сплавом или'протаскива-
нием. Укладка с бермы траншей (рис. ГГ14) возможна на болотах’I и II типов
любой протяженности, мощности, в любое время года; яа болотах;!!! типа —
только в зимний период при мощности торфяной залежи до 2—2,5 м в зави-
симости от диаметра. Укладка сплавом может быть осуществлена только
в теплое время года па болотах любого типа при глубипе воды в траншее
^Dy, по пе менее 0,5 м. На болотах III типа укладка методом сплава воз-
можна при мощности торфяной залежи до 2—2,5 м. Укладка протаскиванием
производится на болотах любого типа и мощности залежи в теплое время
года при. длине перехода до 1—2 км в зависимости от диаметра трубопровода
при глубине воды в траншее пе менее диаметра груза.
Повороты трубопровода в горизонтальв о'н
и вертикальной плоскостях. Из опыта строительства трубо-
проводов па болотах известно, что любой угол, вертикальный пли горизон-
тальный, чрезвычайно усложняет производство работ. Тем пе менее в отдель-
ных случаях при пересечении трубопроводами рек и ручьев, протекающих
в пределах болота, возникает необходимость назначать вертикальные углы
поворота. Обход существующих или проектируемых сооружений, а также
стремление проложить трубопровод по участкам болот с мипимальпой мощ-
ностью торфяной залежи вынуждают выполнять переход с изгибом в плане.
Таким образом, в практике строительства имеют место как вертикальные,
так и горизонтальные углы упругого изгиба и искусственного гнутья.
Закрепление трубопроводов па пр о е кт п ой
отметке. Всплытие трубопроводов при подземпой укладке может быть
предотвращено пригрузкой специальными грузами,^ путем утяжеляющего
покрытия всей трубы, закреплением к основанию винтовыми апкерами или
засыпкой миперальпым грунтом. Выбор типа балластировки производится
222
при проектировании па основании сравнения технико-экономических показа-
телей вариантов. Мероприятия но предотвращению всплытия участков маги-
стральных нефте- и пефтепродуктопроводов должны осуществляться в тех;
случаях, когда они укладываются не заполненными водой (продуктом) или
если трубопроводы при эксплуатации будут опорожняться, а также когда
они могут быть использованы как газопроводы. Балластировка нефтепродук-
топроводов требуется обязательно, если масса трубопровода, заполненного
продуктом, не обеспечивает устойчивости его положения (при вертикальных
изгибах естественным радиусом, при малой плотности продукта, значительном
температурном перепаде степок'трубы и т. д.).
Поперечный и продольный профили траншеи.
Засыпка трубопровода грунтом служит защитой от механических поврежде-
ний и атмосферных воздействий. Засыпанный трубопровод менее подвержен
чрезмерным температурным изменениям, что положительно сказывается
на режиме транспортируемого продукта. Исходя из условия обеспечения
устойчивости и сохранности трубы от механических повреждений, глубина
заложения должна быть пе менее 0,8 до верха трубы при диаметре до 1000
и 1,0 м при диаметре 1000 мм и более. Такая глубина, как правило, при-
нимается на подходах к переходу через болота и па осушенных болотах,
используемых в сельском хозяйстве. При отсутствии проезда автотранспорта,
строительных и сельскохозяйственных машин по болоту в районе перехода
заложение может быть уменьшено до 0,6 м. В северпых районах страны
глубина промерзания болот достигает 0,7—0,8 м. В этих случаях заложение
магистральных нефте- и продуктопроводов следует определять исходя из
оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемой жидкости, в соот-
ветствии с указаниями, изложенными в пормах технологического проектиро-
вания магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов.
Прп укладке трубопроводов через осушенные пли осушаемые.болота,
обычно в обжитых районах Прибалтики, ьёлорусспи, Северо-Запада СССР
и др., встречаются болота с открытой или закрытой дренажной сетью, В этих
случаях глубина заложения согласовывается с заиятересовапными органи-
зациями. При пересечении незначительных по протяжению болот (до 100— .
150 м) глубипа заложения трубопровода должна быть сохранена и равна
величине заложения примыкающих участков с минеральными грунтами.
Это, в первую очередь, относится к трубопроводам больших диаметров
(1000 мм и более).
Возможны случаи пересечения трубопроводом болот, подлежащих
в будущем осушению для сельского хозяйства или торфодобывающей про-
мышленности. На таких болотах трубопровод должен быть уложен ниже
предполагаемой отметки осушения. Тогда основание трубопровода пе будет
подвержено деформациям. При проектировании переходов через осушаемые
болота необходимо глубину заложения согласовать с проектирующими
осугпепие организациями, а при отсутствии проектов осушения — принимать
ее для верховых болот 1,1—1,3, для низипных —1,0—1,2 м до верхней
образующей трубы в зависимости от диаметра труб. Заложение 1,0—1,3 м
обосновывается тем, что обычно глубина осушения болот не превышает 1 и,
а осушенный верхний слой болота дает осадки максимум 0,2—0,3 м, т. е.
20—30% от осушаемого верхнего слоя залежи. Поэтому в результате осушки
слой грунта пад трубой будет равняться приблизительно 0,8—1,0 м, что
вполне согласовывается с техническими требованиями СНиП II—45—75.
Откосы траншеи. Крутизна откосов траншеи зависит от сте-
пени разложения торфа, глубины траншеи, временных нагрузок, располо-
женных на краю откоса, наличия воды в траншее и т. д. Чем меньше степень
разложения, тем круче может быть откос, так как в слабо разложившемся
торфе неразложившиеся корни и волокна растений армируют торфяпой грунт.
Наоборот, при хорошо разложившемся торфе откосы должны быть более
пологими. Чем глубже траншеи, тем менее устойчивы откосы. Нарушение
устойчивости происходит не только под действием сил собственной тяжести,
но и от механизмов. По мере удаления опорной поверхности строительной
техники от края откоса для его обрушепия требуется большее удельное
223
давление. Если гусеница удалена от края откоса на расстояние 1,5—2,0 м
(при глубине траншеи 1,0—1,5 м), то влияние временной нагрузки на обру-
шение откоса практически исчезает. Из опыта строительства и проектирова-
ния для траншей глубиной до 2,5 м можно рекомендовать следующие откосы:
на болотах I типа со слабо разложившимся торфом — 1 : 0,75; на болотах
I типа с хорошо разложившимся торфом — 1 : 1,00; на болотах II типа со
слабо разложившимся торфом 1 : 1,00; на болотах II типа с хорошо раз-
ложившимся торфом — 1 : 1,25. К слабо разложившимся торфам относится
торф со степенью разложения до 30%; к хорошо разложившимся — более
30%. На болотах III типа откоси могут быть назначены только на осиовании
технических изысканий.
Ширина траншеи по дну. Ширина траншеи по дну опре-
деляется диаметром укладываемого трубопровода, размерами утяжеляющих
грузов, методом укладки и должна быть ие меиее ширины рабочего органа
землеройного механизма и значений, указанных в п. 5.3 СНиП II—45—75.
С учетом вышеизложенного и опыта проектирования ширина траншеи по дну
на переходах через болота принимается, м:
При укладке труб с бермы траншеи и бал-
ластировке минеральным грунтом
При укладке труб с бермы траншеи и бал-
ластировке трубы армобетонными гру-
зами (см. рис. 5.14)
При укладке газопровода способом сплава
При укладке газопровода способом протас-
кивания
D,, + 0,3 или 1,5РУ при
диаметре 700 мм и бо-
лее
В + 0,4
В 4- 0,6
в+ 0,8
Наземная укладка трубопроводов. Наиболее распространенный подзем-
ный вид укладок трубопроводов на болотах имеет ряд существенных недо-
статков. При подземной укладке разрабатывается верхний растительный
слой, который имеет большую несущую способность, и трубопровод уклады-
вается па торфяное осиовапие, несущая способность которого значительно
меньше. Болота в большинстве случаев не являются ценными землями, на
которых по условиям эксплуатации требуется заглубление трубопровода.
Уложенные в трапшею трубопроводы очень часто (а газопроводы — всегда)
требуют балластировки утяжеляющими грузами, что помимо удорожания
вызывает значительные трудности в производстве работ, особенно при укладке
газопроводов больших диаметров, где масса утяжеляющих грузов в несколько
раз превышает массу укладываемых труб. Ликвидация аварий и ремонт
под земно уложенного п забалластированного трубопровода представляет
весьма сложную задачу.
Сущность наземной укладки состоит в использовании несущей способ-
ности наиболее прочного верхнего слоя торфяной залежи. Наземная укладка
магистральных трубопроводов иа поверхности болота с обвалованием местным
торфяным грунтом была впервые предложена и в дальнейшем подробно раз-
работана группой сотрудников Гипроспецгаза, в числе которых был и автор
настоящего раздела. Этот вид укладки возник в результате долгих поисков
создания оригинальных конструктивных решений: сооружаемого трубопро-
вода, позволяющих упростить строительство и эксплуатацию с одновремен-
ным снижением стоимости переходов через болота. Трубопровод уклады-
вается на специально подготовленное основание (рис. 5.15) и обваловывается
местным торфяным грунтом за счет разработки канав, которые служат про-
тивопожарным целям.
Укладка трубопроводов по поверхности болота с обвалованием торфя-
ным грунтом может быть осуществлена на болотах I и II типов при следу-
ющих условиях:
— ' болота не примыкают к затопляемым поймам рек;
— продольный и поперечный уклоны перехода не превышают 0,01;
224
— болота не подлежат дальнейшему осушению для добычи торфа и сель-
ского хозяйства.
Если болото расположено в пределах заливаемой поймы, то обвалование
трубопровода явится преградой потоку воды в период паводков. Обвалование
при этом будет выполнять роль преграждающей дамбы, что недопустимо.
Разрушение валика может произойти также в результате его всплытия.
В этом случае газопроводы всплывут, а нефтепродуктопроводы оголятся.
Уклопы более 0,01 вызывают повышенные скорости течения поверхностных
вод, что может привес/и к разрушению валика. Кроме того, такие уклоны
резко ухудшают противопожарные функции канав-резервов, которые должны
быть заполнены водой не менее чем па 0,3 м. Болото, подлежащее осушению,
не может быть пересечено трубопроводом паземно потому, что при этом воз-
можны большие осадки трубопровода (гораздо большие, чем при подземном
исполйеиии), а валик и капалы-резервы (см. рис. 5.15) явятся препятствием
для комплексного использования болотного массива под сельскохозяйствен-
ные пужды или пужды торфодобывающей промышленности.
Рж«. 5.15. Схема наземной укладка трубопровода на поверхность болота.
Необходимо отметить, что наземпая укладка должна применяться, как
правило, в тех случаях, когда подземная укладка требует балластировки.
Если же при подземной укладке трубопроводов балластировка не требуется,
то паземная укладка на данном участке теряет смысл (это относится в пер-
вую очередь к нефтепроводам). Расчет наземных трубопроводов на прочность
и устойчивость проводится но методике, изложенной в § 5.2.
Конструктивные параметры валика. Параметры
валика определяются из условия оптимального температурного режима
транспортируемого продукта и условия иолпого защемления трубопровода.
При протяженности участков трубопроводов, уложенных паземно, до 3—5 км
температура степок трубы будет мало отличаться от температуры стенок
на прилегающих подземно уложенных участках. В таких случаях нет надоб-
ности прибегать к специальному теплотехническому расчету и вводить по-
правки из-за наземно уложенного участка. Если же протяженность наземных
участков значительна и трасса трубопровода расположена в северных рай-
онах, то необходимы теплотехнические расчеты для определения оптимальных
параметров, особенно при транспортировке вязких нефтей. На переходах
незначительной протяженности вне зоны многолетней мерзлоты конструк-
тивные параметры валика наземно уложенного трубопровода можпо при-
нимать по табл. 5.23 (рис. 5.16). Расчеты показывают, что при параметрах
валика, приведенных в табл. 5.23, трубопровод, уложенный прямолинейно,
во время эксплуатации не будет терять свою устойчивость, т. е. будет соблю-
даться условие защемления. Однако на практике в пределах перехода трубо-
провод может быть уложеп криволипейно в плане. В этих случаях, а также
для трубопроводов Dy = 1000 мм и более необходимо произвести дополни-
тельные расчеты по определению устойчивости.
Подготовка основания. Для создания равномерных осадков
валика и трубы, а также для защиты изоляции от повреждений наземный
трубопровод укладывается на специально подготовленное основание (см.
рис. 5.16). На болотах I типа подготовка выполняется из торфяцого грунта
15 заказ 156 225
ТАБЛИЦА 5.23
Конструктивные параметры валика (см. рис. 5.16)
Диаметр газопро- вода Dy, мм 1 : m В, м h, м И, м
500 1,25 1,5 0,8 1,5
700 1,25 1,5 0,8 1,7
800 1,25-1,5 1,5 0,8 1,8
1000 1,25—1,5 1,7 1,0 2,2
толщиной около 20 см и шириной 2,5—3,0 м. Торфяная подготовка создает
ровную спланированную поверхность без нарушения верхнего несущего
слоя торфяной залежи и предохраняет изоляцию от повреждений. Кроме того,
укладка трубы на отметки, превышающие отметку дневной поверхности,
улучшает эксплуатационные возможности трубопровода, так как после осадки
валика и трубы низ трубопровода будет находиться на отметках, близких
к отметкам дневной поверхности залежи.
Рис. 5.16. Конструкция валика при наземной укладке трубо-
провода на поверхность болота.
1 — минеральная обсыпка; 2 — уплотненный торф; з - хворо-
стяная выстилка.
На болотах II типа с меньшей несущей способностью торфяной залежи
подготовку необходимо усилить хворостяной выстилкой или искусствен-
ными стойкими синтетическими материалами типа «Бедим» (Франция). Тол-
щина хворостяной выстилки должна составлять 10—12 см. Во избежание
повреждения изоляции поверх хворостяной выстилки насыпается слой торфа
толщиной около 10 см. Цель хворостяной подготовки та же, что и торфяной,
но, кроме того, хворостяная выстилка более равномерно передает нагрузки
от валика и трубы на поверхность болота. Находясь в зоне постоянной влаж-
ности, хворостяная выстилка не подвержена разложению практически доста-
точно долгое время, но прп неблагоприятных условиях она может раз-
ложиться в течение 2—3 лет. Однако этого срока достаточно, чтобы положе-
ние валика и трубы стабилизировалось. Даже в этом случае хворостяная
или из искусственного материала подготовка на болотах II типа выполнит
свою стабилизирующую роль.
Выстилка может устраиваться из мелкого леса или хвороста, который
укладывается преимущественно перпендикулярно к оси трассы или крест-
накрест под 45°. Если в районе строительства хворост отсутствует, то вы-
стилку можно заменить бревнами длиной 2,5—3,0 м и диаметром 10—12 см.
Такая выкладка из бревен, расположенных через 0,5 м, присыпается торфом,
который будет предохранять изоляцию при укладке трубопровода от повре-
ждений.
Противопожарные канавы-резервы. Грунт для обва-
лования трубы разрабатывается из боковых резервов, идущих параллельно
трассе перехода. Образовавшиеся канавы одновременно служат противо-
пожарным целям (рис. 5.171. Относительная влажность грунта в валике
значительно меньше влажности грунта торфяной залежи, причем эта разница
тем больше, чем меньше степень разложения торфа. Слаборазложнвшпйся
торф (до 30%) легко отдает воду, и в засушливые годы верхний слой валика
может превратиться в огнеопасный материал. Роль двух параллельных
канав, в которых минимальная глубина воды пе должна быть менее 0,3 м, —
перехватить поверхностный пожар, ие допустить его к валику. Если же
пожар глубинный и горение торфа происходит в самой залежи, что случается
весьма редко (после ряда засушливых лет), то предохранить трубопровод
от воздействия огня одинаково трудпо как при наземной, так и прп подземпой
укладке.
Третья функция канавы-резерва — перехват поверхностных вод и отвод
их к пониженным местам рельефа. Это мероприятие предохраняет валик от
возможного одностороннего скопления воды, что может вызвать фильтрацию
ее через валик и разрушение последнего. Ни в коем случае нельзя допускать,
чтобы валик работал как напорное сооружение, а также располагать ка-
наву-резерв в опасной близости к дамбе обвалования.
При проектировании переходов трубопроводов, уложенных па.земно,
особое внимание нужно обращать на уклоны поверхности болота и при зна-
чительных уклонах следует предусматривать специальные мероприятия.
В противном случае вода по канавам-резервам будет стекать к попижеппым
местам рельефа, а па участках с более высокими отметками произойдет осу-
шение полосы болота со значительными осадками валика и трубы. Во избе-
жание осушения высоких и подтопления низких точек перехода канаву
необходимо чередовать с целиками шириной 5—6 и. Расстояние между цели-
ками зависит от продольного уклона местности и определяется глубиной
капавы и минимальной глубиной воды у верхнего целика. На размеры ка-
павы-резерва влияет объем валика, поэтому оптимальная глубина канавы
должпа назначаться исходя из баланса групта. При глубине капавы 1,3 м
и минимальной глубине воды 0,3 м перемычки (целики) должны находиться
друг от друга на расстоянии, при котором перепад отметок поверхности воды
составляет 1,0 и. Тогда в зависимости от уклона местности расстояния между
перемычками равны, м:
Расстояния между
Уклон местности перемычками
До 0,001 1000
0,002 500
• 0,003 350
0,004 250
0,005 200
0,005—0,01 100
Уклоны поверхности верховых болот показапы на рис. 5.18. Перемычки
противоположных капав во избежание неравпомерпых осадок необходимо
смешать на 0,2 длины капавы между перемычками.
Водопропускные сооружения. При наземной укладке
трубопровода валик будет препятствовать естественному стоку поверхно-
стных вод. После снеготаяния или летне-осенних дождей сток воды будет
перехватываться верхней противопожарной канавой и направляться к по-
ниженным местам. В этих местах необходимо организовать переток воды
через водопропускные сооружения с одной стороны па другую для дальней-
шего ее стекания вниз по уклону. Водопропускные сооружения могут быть
выполнены из металлических или железобетонных труб либо в виде открытых
канав, которые пересекаются трубопроводом, как правило, балочно (рис 5 10
и 5.20).
15* 227
i±
ilililililiTiLi Lilil
i.i.i.i .['ii.M.i.m
..........|'1,'^СТ 2
МИД j
Рис. 5.17. Противопожарные канавы-резервы.
I — водопропускная канава; 2 — целик; з — канава-резерв.
ШШШШППП
>0,00
-1.0м
Ось дороги^
' I Ч ' I 11 1|1ТП l| l| l|ll I|
6,0м,
Рио. 5.18. Уклоны поверхности н приуроченность болотных микроландшафтов к различным частям верховых болот (по Е. А. Романовной,
2 — в центральной части; 2 — на склонах; 3 — на окраинах; 4 — среднее значение уклонов.
Расположение водопропускных сооружений относительно друг друга
и их количество зависят от рельефа поверхности болота. Водопроиуски
должны устраиваться в пониженных местах рельефа. На переходах большой
протяженности со спокойным рельефом скопление воды в канавах-резервах
необходимо разгрузить путем перепуска воды на нижпюю сторопу, даже если
на местности не прослеживаются явпо попижеппые места. Количество водо-
пропускных сооружений и их тип определяются площадью водосбора и моду-
лем стрка для данного района. На основании материалов изысканий, аэро-
фотосъемки или данных с крупномасштабных карт определяется площадь
бассейна (водосбора), намечается паправление стока воды и по модулю стока
для данного района вычисляется сток воды на единицу длины валика (на-
пример, на 1 км).
Сток па единицу длины иа выпуклых верховых массивах с радиально
расходящимся потоком и симметричным куполообразным рельефом
q=mR/2; (5.105)
для массивов с плоской наклонной поверхностью и параллельными линиями
тока
q = mx, (5,106)
где т — максимальный весенний модуль стока 5%-ной обеспеченности;
R и х — расстояния от наивысших точек склона массива до валика, км.
Пропускная способность трубы, лотка или открытой канавы опреде-
ляется по соответствующим гидравлическим формулам. Во всех формулах
иапор принимается из условия, что уровень воды над поверхностью болота
около валика с нагорной стороны не должен превышать 0,2 м. Расстояние
между водопропускными сооружениями, м,
Z = (@/д) • 1000, (5.107)
где Q — пропускная способность трубы, лотка пли открытой канавы, л/сек;
q — сток па 1 км валика, л/(сек-км).
Если пе удается определить площадь и уклоп бассейпа, то количество
водопроиускпых сооружений определяется конструктивно из расчета не
менее одного па 1,5—2 км перехода.
В практике также встречаются переходы, изрезанные гидрографической
сетью. Ручьи и водотоки с неглубокими руслами встречаются через сотни,
а то и десятки метров. На таких переходах через болота из конструктивных
соображений и соображений технологии строительства целесообразнее пе-
рейти па подземную укладку.
Защита валика от разрушения. Сохраппость валика
обеспечивается не только правильно заданными конструктивными решениями
(размерами валика и капав, расстаповкой водопропускных сооружений
и т. д.), но и мероприятиями, обеспечивающими стойкость к воздействию
атмосферных осадков, ветра, воды, пожаров и т. д. К ним относятся:
— обсыпка цалика миперальпым грунтом слоем 0.2 м с посевом трав;
— закрепление валика посевом специальных трав, произрастающих
на торфяниках, с хорошей корневой системой;
— укрепление валика одерповкой.
Защита валика минеральной обсыпкой необходима в тех случаях, когда
степепь разложения торфа, из которого возводится валик, менее 30%, так как
слаборазложившийся торф имеет относительно большой коэффициент филь-
трации, вследствие чего степень его влажности со временем значительно
понижается, торф легко подвергается разрушению от ветра и становится
пожароопасен. При степепи разложения более 30% торф органически связап
с водой, имеет пезпачительпыц коэффициент фильтрации и постоянно сохра-
няет высокую влажность. Обсыпку- валика минеральным грунтом на таких
болотах можно заменить посевом трав.
Сопряжение наземных и подземпых участков.
Сопряжения подземпых участков трубопровода с наземными целесообразно
230
231
осуществлять кривыми естественного изгиба. Однако при проектировании
встречаются условия, при которых сопряясение естественными радиусами
изгиба невозможно, например, когда по краю болота проходит дорога и т. п.
В этих случаях сопряжение приходится выполнять коленами искусственного
гнутья. Такое сопряжение требует мер, обеспечивающих устойчивость трубо-
провода. Это достигается увеличением размеров валика установлением на
данном участке утяжеляющих грузов или закреплением трубопровода анке-
рами.
Надземная укладка трубопроводов. Укладка трубопроводов па опорах
проектируется по нормам и правилам, изложенпым в § 5.9 на основании
технико-экопомических сравнений с другими вариантами.
Укладка трубопроводов в насыпи. Укладкой в насыпи
называется сооружение трубопровода в теле минеральной насыпи, возведен-
ной в пределах болота (рис. 5.21). Хотя укладка в насыпи по внешней форме
схожа с укладкой наземпой, но качественно они отличаются друг от друга.
Насыпь возводится' из привозного качествеппого минерального грунта, в то
время как при наземной укладке, как указывалось выше, трубопровод соору-
жается на поверхности болота по торфяной или хворостяной подготовке
и обваловывается местным торфяным грунтом. Укладка трубопроводов
в насыпи на переходах через болота возможна почти во всех случаях, однако
это весьма трудоемко и требует длительного времени, поэтому область при-
менения такого способа сильно ограничена. Укладка в насыпи становится
реальной в следующих случаях:
1) трубопровод пересекает болота III типа;
2) трубопровод пересекает болота любого типа, на которых наблюдается
продолжительное стояние вод на глубине более 0,3 м;
3) для эксплуатации требуется сплошной проезд, а трубопровод пере-
секает болота III типа.
1. Если при эксплуатации не требуется сплошного проезда вдоль Tpjfllo-
провода, то на болотах III типа переход может быть выполнен надземно
или подземпо с укладкой на минеральное дно. При протяженности перехода
более 500 м подземная укладка требует сооружения резервной нитки, что
почти удваивает стоимость перехода. С другой стороны, надземная укладка
возможна только в зимний период или с плавучих средств. Последние обсто-
ятельства не всегда приемлемы из-за директивных сроков окончания стро-
ительства или отсутствия плавучих средств. Возможны случаи, когда болота
Ш типа имеют глубину 1,5—2,0 м и объем насыпи относительно незначи-
телен, а карьер грунта необходимого качества находится на близком рассто-
янии от перехода. Сопоставление технико-экономических показателей вари-
антов нередко подсказывает целесообразность укладки трубопровода в па-
сыпи, так как укладка в насыпи ликвидирует необходимость балластировки,
автоматически открывает доступ к любой точке перехода во время эксплу-
атации.
2. Переходы через замкнутые болота I и II типа, в понижениях которых
после весеннего снеготаяния или весенне-осенних дождей скапливается слой
воды более 0,3 м, согласно СНиП II—45—75 требуют при подземной укладке
сооружения резервной нитки из-за недоступности во время эксплуатации.
Надземпая укладка при этом не всегда целесообразна, так как свойства
транспортируемого продукта (вязкие нефти) могут не позволить открытую
прокладку, а теплоизолированный трубопровод имеет худшие техпико-
экономические показатели. Эти причины и ряд других приводят к тому, что
укладка в насыпи становится более приемлемой. Если магистральный трубо-
провод пересекает заливаемое поймепное болото, то наземная укладка пе-
приемлема по ранее приведенным причинам. По техническим условиям опа
должна быть выполнена в двухниточном исполнении из-за недоступности
в паводок. Надземная укладка па опорах не всегда возможна из-за ледохода
или корчехода по реке. При этих обстоятельствах укладка в насыпи может
стать предметом детального рассмотрения.
3. Трассы некоторых трубопроводов проходят по необжитым районам
страны с полным отсутствием дорожной сети. На таких трассах наличие
232
резервной нитки на отдельных переходах через болота не исключает необхо-
димости дороги, так как для обеспечения нормальной эксплуатации требуется
сплошной проезд вдоль трубопровода. Ярким примером могут служить
газо- и нефтепроводы, сооружаемые в районах Западной Сибири. Насыпь
на таких переходах является одновременно и проезжен дорогой, и основа-
нием для укладки трубопровода.
Насыпи необходимо отсыпать из хорошо дренирующих грунтов: супеси,
песка, гравия. При отсутствии на болоте поперечного тока грунтовых вод
допускается применение суглинистых грунтов. Размер и конструкция насыпи
зависят от следующих факторов: типа болот (по дорожной классификации),
мощности торфяной заложи, диаметра трубопровода и ширины эксплуата-
ционного проезда, уровня стояния паводковых вод.
Рис. 5.21. Схемы укладки трубопровода в насыпи (тип болот — по классификации
К. С. Ордуяпца).
На неглубоких болотах I и II типа (до 2 м), а также па болотах III типа
любой мощности торфяной залежи насыпь возводится на миперальное осно-
вание (см. рис 5.21, схемы 3, 6, 7, 8). На болотах I и II типа глубиной более
2 м насыпь может быть уложепа на торфяное основание без выторфовывания
(см. рис. 5.21, схемы 1, 4) либо с частичным выторфовыванием верхнего слоя
торфяной залежи, замедляющим осадку насыпи. Ширима насыпи назначается
в зависимости от диаметра и габарита засыпки трубопровода и ширины экс-
плуатационного проезда. Последний может быть организован либо на уровне
верха засыпки (см. рис. 5.21, схемы 4,5), либо па уровпе, превышающем
отметку расчетного горизонта воды на 0,5 м. Засыпка трубопровода опре-
деляется теплотехническим расчетом, но должна быть не менее 0,8—1,0 м
над верхом трубы (в зависимости от диаметра). При отсутствии проезда вы-
соту засыпки лад трубой можно принять 0,5 м. Откосы надземной части
насыпи назначаются с учетом физико-механических свойств грунтов в пре-
делах от 1 : 1,25 до 1 : 1,5. В некоторых случаях засыпку трубопровода
(устройство валика) можно предусматривать из местного торфяного грунта.
233
форма пасыпи ниже уровня поверхности болота зависит от его типа. Для
ориентировочных подсчетов объемов земляных работ можпо принимать
следующие значения откосов насыпи в зависимости от глубины болота и
характеристики грунтов насыпи: па болотах I типа — 1 : 1; II типа — 1:0;
Ill типа — 1 : 1—1 : 1,25 (см. рис. 5.21).
При проектировании переходов трубопроводов в насыпи пужно помнить,
что возведенная насыпь, особенно если она посажена на минеральное дпо,
нарушает установившийся режим движения грунтовых вод. Преграждая
путь фильтрации, пасыпь может образовать одностороннее скопление воды.
При высоком напоре начинается усиленная фильтрация воды через тело
насыпи с выносом частиц. В результате дамба-пасыпь будет постоянно оседать
и дополнительная подсыпка грунта может оказаться бесполезной. Поэтому
необходимо знать коэффициент фильтрации торфов Кт, слагающих залежь,
и коэффициент фильтрации грунта ЛТГр, из которого возводится насыпь.
Если Кт < К гр, то ничего опасного произойти пе может.
Часть пасыпи, находящаяся выше дневной поверхности, может оказаться
препятствием для движения поверхностных вод. Во избежание этого необхо-
димо предусмотреть водопропускные сооружения, аналогичные рекомендо-
ванным выше, либо мосты и трубы, сооружаемые дорожными организациями.
При расчете осадок насыпей на болотах без выторфовывания пли при
частичном выторфовывании основную сложность представляют изыскания
исходных данных. Допускаемая осадка пасыпей железпых и автомобильных
дорог при эксплуатации исчисляется сантиметрами. Для соблюдения таких
допусков требуется проведение глубоких изысканий с точным определением
глубины залежи, степени разложения торфа, направления движения поверх-
ностных и грунтовых вод и других характеристик. Для трубопроводов такая
точность определения конечных осадок пе требуется. Трубопровод, будучи
гибкой нитью, может безаварийно работать, даже при большой осадке (до
0,5—1,0 м), по при условии ее равномерности по длине. Неравномерная
осадка, даже незначительная, опасна. Поэтому при проектировании пере;
ходов трубопроводов в иасыпп необходимо иметь данные, позволяющие
оценивать С точностью до 5—10 см осадку и главное — ее равномерность,
исключающую изгиб трубы радиусом, мепыпим минимально допускаемого
при свободном изгибе. Оценку осадок можпо вести по формулам, изложен-
ным в [25J.
§ 5.12. Колебания трубопроводов
Трубопроводы имеют относительно малую массу и небольшую жесткость.
Поэтому при эксплуатации и в отдельных случаях прп строительстве из-за
аэрогидродинамического воздействия воздуха (при надземной укладке)
или воды (при подводной укладке) они подвергаются колебательному дви-
жению. Это требует при проектировании предусматривать мероприятия
и методы сооружения, обеспечивающие безаварийную эксплуатацию трубо-
провода и целостность трубы при строительстве.
Колебания систем е конечным числом степеней свободы. Уравнение
какой-либо точки упругой системы, каковой является трубопровод, при
гармоническом колебании имеет вид
y = «sin (<о1 + <ро), (5.108)
где а — амплитуда колебаний (наибольшее отклонение колеблющейся точки
от положения «равновесия); ы — угловая частота колебаний в секунду за 2л;
t — время; фо — угол сдвига фазы.
Период одного цикла колебания Т связан с угловой частотой зависи-
мостью
Т = 2л/<о. (5.109)
Частота колебаний в секунду
ы/(2л) = 1/Т.
(5.110)
234
Собственными называются частоты, характеризующие свободные коле-
бания упругих систем, предоставленных самим себе после того, как их вывели
из состояния равновесия. Частоты собственных колебаний зависят от упругих
свойств системы, от массы элементов, образующих систему, и ее распре-
деления. При совпадении частот собственных колебаний трубопровода с ча-
стотами внешних периодических (возбуждающих) сил наступает резопанс,
характеризующийся большими амплитудами колебаний и связанными с ними
большими напряжениями. Амплитуда колебапий в состоянии резопанса
существенно зависит от сил затухания и в большинстве случаев из-за их
неопределенности не может быть точно определена. При наличии затухания
вынужденные колебания происходят с частотой внешней возмущающей
силы, но со сдвигом фаз т] относительно этой силы.
Амплитуда динамических (вынужденных) колебаний, возникающая иод
действием силы
P=P0cosa)f, (5.111)
ЙДИН== }^(Г—со2/Л)а-|-(у/л)2 (ш/А.)2 (5Л12)
где <хст(р0)—статическая деформация под действием силы Р»; у — коэф-
фициент.
у=2лк/к, (5.113)
к — коэффициент вязкости, зависящий от свойства материала.
В области резонанса можно принять
в=2лаСт/ф» (5.114)
где ф — коэффициент; для трубопроводов из стали можно принимать ф =
= 0,15.
Сдвиг фаз т] вынужденных колебаний относительно возмущающей силы
определяют по зависимости
tgn= —(5.115)
Колеблющаяся точка может одновременно участвовать в нескольких
гармонических колебаниях, имеющих одно и то ясе направление, но различ-
ные частоты. Это явление называется биением, так как результирующее
колебание характеризуется периодически следующими друг за другом усиле-
ниями и ослаблениями размаха колебаний, которые происходят с частотой,
равной разности частот слагаемых колебаний.
Колебания подводных трубопроводов. Прп проектировании и строитель-
стве подводных трубопроводов учитывается воздействие па них воды. Давле-
ние ее на трубопровод определяет конструкцию и способы укладки послед-
него на дпо водной преграды. Устойчивое положение трубопровода на дне
зависит от его массы. Прп гидродинамическом давлении требуется увеличи-
вать массу труб или применять специальные мероприятия (применение
якоря) для закрепления трубопровода па дне, а прп скоростях потока, вызы-
вающих размыв русла и берегов, — увеличивать заглубление его в дно
водной преграды. Во время строительства, чтобы трубопровод не сносило
течением, предусматриваются оттяжки с якорпым закреплением плавучих
опор, направляющие и удерживающие свайные конструкции и т. п. Все
расчетные величины прямо или косвеппо зависят от скорости и давления
потока воды.
Если при эксплуатации происходит размыв отдельных участков подвод-
ного перехода, то под воздействием потока прп определенных условиях
трубопровод пачипает колебаться. Наблюдения за поведением размытых
участков труб показывают, что первоначально при малых участках заметных
колебапий под воздействием потока пе прослеживается. Одпако при увели-
чении со временем размеров участка поток воды вызывает и регулярно
235
поддерживает заметные колебания трубы, которые перпендикулярны к вектору
скорости потока. По мере последующего увеличения в результате размыва
грунта участка можно наблюдать, что при некотором его размере амплитуда
колебаний резко возрастает, размытый участок трубопровода колеблется
в опасном для его прочности режиме и это нередко приводит к разрушению
трубопровода.
Внезапное возрастание амплитуды колебаний свидетельствует о том,
что частота возмущающей силы стала близкой пли совпала с частотой соб-
ственных колебаний участка длиною I и возник резонансный режим колеба-
ипй. Если колебания будут продолжаться длительное время, то могут насту-
пить усталость материала труб и в результате разрушение последних. Силы,
вызывающие колебание трубы, имеют гидродинамическое происхождение.
Если принять, что подводный трубопровод (в равной степени и надземный) —
это цилиндрическое тело, па которое действуют при обтекапип водой вер-
тикальная и горизонтальная силы, то в соответствии с законами гидро-
динамики можно найти горизоптальпые и вертикальные силы, действующие
па трубу. Обтекающий трубу поток воды образует за пей вихревой след,
причем вихри сбегают с определенной периодичностью, зависящей от диа-
метра цилиндра (трубы) и скорости набегающего потока. Направление вихрей
периодически меняется, а их частота
n=Sh v/D, (5.116)
где Sh — число Струхаля; v — скорость потока.
В результате отделения вихрей то сверху, то снизу на цилиндр действует
переменная сила, перпендикулярная к направлению потока. Опа п играет
важную роль в возбуждении колебаний. При малых значениях I трубопровод
имеет большую жесткость. Поэтому при одних и тех же скоростях потока
воды размытая часть трубопровода начинает колебаться пе сразу, а при
достижении I определенного значения. Здесь происходят взаимоусугубля-
ющий процесс: с увеличением пролета уменьшается жесткость и возрастает
суммарное значение возмущающей силы. На основании исследований
П, П. Бородавкин [1, 2, 3, 4] установил, что так называемый захват колеба-
ний происходит для субкритического режима при Sh т 0,1 4- 0,22 и 0,4;
для суперкритического — 0,02—0,45. При этих значениях начинаются
колебания, которые могут привести к опасному резонансному режиму.
Определение собственной частоты колебаний подводного трубопровода.
Для определения частоты колебаний подводных трубопроводов и установле-
ния условий, при которых возникает резонансный режим, необходимо рас-
смотреть два варианта. Первый — размытый или уложенный на дпо, но
незакрепленный трубопровод имеет открытый участок и работает как балка,
шарнирно опертая по концам. Такие случаи возможны при равномерной
загрузке ио всей длине подводного трубопровода, концевые участки которого
весьма слабо закреплены, что имеет место иа реках с пологпм дном и спокой-
ными берегами. Второй — концы размытого участка жестко закреплены
и открытый (размытый) трубопровод работает как защемленная балка. Та-
кая расчетная схема возникает иа реках с крутыми берегами, где на концах
трубопровода велика высота засыпки или где принят способ закрепления
трубы путем пригрузки только по концевым участкам. Собственная частота
колебаний трубопровода, шарнирно опертого по концам,
Хщ =2/а (5.11/)
для варианта с жестко закрепленными концами
4,733 -----
Хж = -2^2./£/М, (5.118)
где т — масса единицы длины трубы,
236
Резонансные колебания, как уже отмечалось, появляются при совпаде-
нии частоты п вынуждающей силы и собственной частоты колебании трубо-
провода или при равенстве чисел Струхаля, рассчитанных для конструкции
трубопровода и по частоте вынуждающей силы. Число Струхаля конструкции
трубопровода Sh = W/p. (5.119)
Приняв для субкритического режима обтекания трубопровода Sh =
= 0,1 4- 0,22 и Sh = 0,4 и для суперкритического режима Sh => 0,02 -s-
4- 0,45, получим уравнения для определения частоты вынуждающей силы:
субкритический режим —
n = (v/D) (0,1 ч- 0,22) и Х = 0,4с/Р; (5.120)
суперкритлческий режим —
А=(v/D) (0,02 4- 0,45). (5.121)
Длину размытого или свободно опертого по концам укладываемого трубо-
провода I, при которой возникают резонансные колебания, можно определять
по формулам, изложенным в [1].
При проектировании необходимо предусмотреть конструктивные реше-
ния, исключающие возможность вибрации трубопровода под воздействием
потока воды, например заложение трубопровода ниже отметки размыва дна
водотока. При балластировке трубопровода по краям перехода незабалласти-
рованный участок должен быть меньше длины I, при которой возможны
опасные колебания.
Определение собственной частоты колебаний надземных трубопроводов.
При надземной прокладке трубопроводов в балочных системах, как правило,
применяют жесткое опирание труб на опоры. Тогда частота собственных
колебаний, соответствующая i-й форме колебаний,
_____
Vui/m, (5.122)
где at —- коэффициент, принимаемый в вависимости от характера закрепле-
ния па опорах, схемы трубопровода и формы колебаний, который можно
принимать по табл. 4.1, 4.2 и 4.3 [39, с. 57].
Собственные колебания для арочных и висячих переходов можно опре-
делить по формулам и таблицам [39]. Если частота возмущающих усилий
находится в области частоты собственных колебаний системы трубопровода,
то последний подвергается резонансной вибрации со вначительпыми ампли-
тудами колебаний. Максимальные значения динамических коэффициентов,
а следовательно, и амплитуды колебания при наличии затухания будут при
частотах возмущающих сил несколько ниже частоты собственных колебаний
системы.
От безразмерного числа Рейнольдса
vD
Re=p—1 (5.123)
г
где р — плотность воздуха; и — скорость ветрового потока; р. — вязкость
воздуха, зависит характер обтекающего трубопровод ветрового потока.
Если Re << 50, то за трубопроводом появляется симметричный устано-
вившийся след. При Re > 50 за трубой образуется дорожка чередующихся
вихрей, попеременно сбегающих то с одного, то. с другого конца трубопро-
вода. За трубой всегда существуют чередующиеся вихри, так как даже при
небольших скоростях ветра Re £> 50. Эти вихри создают периодические
импульсы, частота п которых зависит от диаметра D, скорости ветра v и
безразмерного коэффициента к, равного 0,18—0,20:
n — kv!D. (5.124)
237
На балочных системах при числе пролетов более трех рекомендуется
устанавливать антивибрационные устройства, если расстояние между опорами
превышает динамически устойчивый пролет
/д = 15,7 у/ EID^f(v^q), (5.125)
где q — полная расчетная равномерно распределенная нагрузка, кгс/см;
v — максимальная скорость ветра, см/сек.
§ 5.13. Прокладка трубопроводов в горных
условиях
Прокладку трубопроводов в горных и в районах с сильно пересеченным
рельефом следует проектировать, как правило, подземной, за исключением
переходов через ущелья, овраги, узкие оползневые участки и осыпи большой
мощности, глубокие селевые потоки, где необходимо предусматривать над-
земные переходы. На особо стесненных участках горной местности можно
проектировать прокладку в специально построенных тоннелях, трасса кото-
рых должна быть прямолинейной. Конструкция и размеры поперечного
сечепия тонпеля проектируются с учетом экономичности, способов произ-
водства работ п условий эксплуатации трубопровода.
При проектировании трассу трубопроводов в горах следует назначать
преимущественно по долинам рек или по горным участкам вблизи водораз-
делов, избегая неустойчивых и крутых склонов районов селевых потоков,
оползней, осыпей, снежпых лавин, горных паводков и других неустойчивых
участков. Мощные оползневые участки большой протяженности надлежит
обходить выше оползневого склопа либо ниже участка выдавливания грунта.
На участках с интенсивными селевыми потоками прокладку трубопроводов
необходимо вести вблизи водораздела либо пиже конуса выноса селевых
масс. Если при проектировании трассы в горах обойти такие участки пе
удается, то подземная прокладка трубопроводов проектируется во всех
случаях с заглублением трубопроводов пиже плоскости скольжения грунтов
(в грунт, не подверженный деформациям) на оползневых участках и ниже
зоны возможного размыва дна и берегов русел селевых потоков.
Если на пересечении оползневых участков и селевых потоков пе обеспе-
чивается надежность трубопроводов без специальных мероприятий, то при
проектировании таких пересечений необходимо предусматривать устройство
сооружений, улавливающих, задерживающих и направляющих селп, или
мероприятия, направленные на стабилизацию оползневых и селепоспых
участков.
Землеройные, транспортные и строительные машипы па гусеничпом
и пневмоколеспом ходу с прицепным или навеспым оборудованием могут
работать на косогорах крутизной не более 8Q.
На косогорах с крутизной склонов более 8° пужно предусматривать
устройство рабочей полосы (полки) с поперечным уклоном не более 5°, по
которой должен обеспечиваться проход" строительной техники и проезд
автотранспорта в процессе эксплуатации трубопроводов со съездами и въез-
дами. Полки па косогорах следует проектировать двух типов: полувыемки-
полунасыпи, когда пасыппой групт используется для прохода техники
(рис. 5.22), и полки, располагаемые в выемке, на материковом грунте
(рис. 5.23), причем первый тип — па косогорах с уклонами до 18° (1 : 3),
второй — на косогорах с уклонами, превышающими 18°. При проектирова-
нпп полок первого типа необходимо учитывать влажность и физико-механи-
ческие свойства груптов отсыпки полупасыпи и сезон строительства. Во всех
случаях для устройства полунасыпеп пе следует применять жирные глипы,
меловые, тальковые и трепельные грунты. Отсыпка полупасыпей мелкими
пылеватымп песками и глинистыми грунтами зпмой допускается только при
влажности их, не превышающей границы раскатывания (IBp).
238
ис. '5.23. Полка, располагаемая в выемке,
трубопровод; Р — траншея; 3 — выемка.
239
На устойчивых косогорах крутизной до 12° (1 : 5) и высотой полунасыпи
до 1 м необходимо срезать дерн; при большей высоте этого пе требуется, но
перед отсыпкой полунасыпи из глинистых грунтов следует вспахивать осно-
вание. При крутизне косогора от 12 до 18° (от 1 : 5 до 1 : 3) в пределах осно-
вания полунасыпи должны устраиваться уступы ишрипоп от 1 до 3 м с укло-
ном 1—2% в направлении падепия косогора. При высоте уступов до 1 м
стенки их должны быть вертикальными, а при большей высоте — с откосом
крутизной 1 : 0,5. Иа косогорах, сложенных из дренирующих грунтов (рых-
лые пески гравий, галька, дресва, обломкп слабовыветривающихся пород
и т. п.), не покрытых растительностью, устройство уступов не требуется.
При проектировании полок па косогорах необходимо назначать заложе-
ние верхового и низового откосов с таким расчетом, чтобы в процессе стро-
ительства и последующей эксплуатации обеспечивалась устойчивость откосов.
Расчет устойчивости низовых откосов рекомендуется вести по «методу круг-
лоцилппдрических поверхностей» с учетом воздействия пагрузок от работа-
ющих машин и механизмов. При отсутствии достоверных данных о физико-
механических свойствах груптов (угол внутреннего трения, удельное сцепле-
ние) коэффициент устойчивости откоса следует принимать не мепее 1,4.
Расчет устойчивости верховых откосов рекомендуется вести по «методу Тей-
лора» или «методу Маслова». Устойчивость насыппого откоса должна про-
веряться на сдвиг насыпной части полки или отвала грунта по линии кон-
такта насыпи и коренного грунта. Коэффициент запаса устойчивости на
сдвигщо поверхности контакта
ЙГ3 ~dg a tg/p, (5.126)
где а — угол наклона к горизонту откоса насыпной части полки; <р — угол
внутреннего трения насыппого грунта (сцепление насыпного грунта учиты-
вать пе следует).
Насыпная часть полки может быть использована для проезда строитель-
ной и эксплуатационной техники прп а = 0,68<р, 0,52(р и 0,42(р (соотве’Р-
ствеппо К3 = 1,5, 2,0 и 2,5). Максимальная крутизна откосов насыпей и вы-
емок с учетом обеспечения устойчивости откосов может быть принята по
табл. 5.24 и 5.25.
ТАБЛИЦА 5.24
Максимальная крутизна откосов насыпей при обеспечении устойчивости
(высота насыпи до 6 м)
Вид грунта Крутизна откосов
Скальные слабовыветривающиеся породы
Каменистые (валунные), щебенистые (галечнико-
вые), дресвяные (гравийные}; пески гравелистые,
крупные и средней круппости; пески мелкие
и пылеватые (кроме мелких одноразмерных и пы-
леватых в районах избыточного увлажнения);
глинистые грунты, в том числе лёссы и лёссовид-
ные суглинки
Пылеватые грунты в районах избыточного увлаж-
нения и одноразмерные мелкие пески
1:1-1: 1,3
1 : 1,5
1 : 1,75
При проектировании трубопроводов па полках рекомендуется расположе-
ние их в материковом грунте в пределах полувыемки или выемки на рассто-
янии а (см. рис. 5.22 и 5.23) от оси трубопровода до подошвы откоса полки,
которое зависит от глубины и заложения откосов траншеи. Часть полки
шириной а предназначается для устройства водоотвода. Ширина всей полки
240
ТАБЛИЦА 5.25
Максимальная крутизна откосов выемок в зависимости от высоты откосов
при обеспечении устойчивости
Высота отко- ' сов выемок ДО, м Наибольшая крутизна откосов
Вид грунта
Скальные слабовыветривающиеся породы 16 1 : 0-1 : 0,2
Скальные легковыветривающиеся, неразмяг- 16 1 : 0,5—1 : 1,5
чаемые
Скальные легковыветривающиеся, размягча- 6 1 : 1
емые
Скальные легковыветривающиеся, размягча- 6-12 1 : 1,5
емые
Крупнообломочные 12 1:1-1: 1,5
Песчаные, глинистые, однородные твердой, 12 1 : 1,5
полутвердой и тугопластичной консистен-
ции Лёссовые 12 1 : 0,5—1 : 1,5
определяется из условия ведения работ, диаметров трубопроводов, размеров
машин и механизмов, принятых для строительства и эксплуатации трубо-
проводов, необходимости разъезда автотранспорта и строительных машин,
расположения траншеи под трубопровод и техники безопасности. Минималь-
ная ширина полки для трубопроводов диаметром до 720 — 8, до 1020 — 9
и 1220—1420 мм — 11 м.
Для уменьшения объемов работ, как правило, следует проектировать
полки без учета разъезда автотранспорта и строительных машин па всем
протяжении полок, а на полках значительной протяженности необходимо
предусматривать в пределах видимости (не реже, чем через 600 м) разъезды
(уширепия полок) длиной 10—15 м или съезды и въезды. Радиусы поворота
полок в горизонтальной плоскости должны определяться из условия обеспе-
чения расчетных радиусов поворотов трубопроводов. На криволинейных
участках ширина полки должна быть увеличена на 1,4—3,0 м.
Глубину заложения трубопровода на полках, ширину траншей по дну
и крутизну их откосов следует проектировать в соответствии с § 5.7. Для
защиты полок от размывов и разрушений ливневыми, паводковыми и 1рун-
товыми водами рекомендуется устройство водоотвода с полок в виде кюветов
или железобетонных лотков, а также нагорных канав или валиков, кюветов
и дрепажей. Продольные уклоны водоотводных сооружений должны быть
не менее 0,05, а сечепие их определяться расчетом. Во избежание размывов
канав и кюветов па полках значительной протяженности (150 м и более)
необходимо их укреплять либо устраивать водопропуски через полку, а для
предотвращения стока воды вдоль траншеи и ее размыва — устраивать
водонепроницаемые перемычки (глиняные и каменпые). При проектировании
трубопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать
срезку грунта на ширине 8—12 м с обеспечением уклона пе менее 2% в одну
или обе стороны. При прокладке в горных условиях двух или более парал-
лельных ниток необходимо предусматривать устройство раздельных полок
для каждого трубопровода или укладывать трубопроводы на общей полке.
Расстояния между осями трубопроводов, укладываемых на полках, указы-
ваются в ВСН и СН.
16 Заказ 156 241
§ 5.14. Переходы трубопроводов
через автомобильные и железные дороги
Переходы магистральных трубопроводов через автомобильные и желез-
ные дороги следует проектировать, как правило, подземными. Исключение
Представляют районы с многолетнемерзлыми и пучинистыми грунтами,
болота, а также неустойчивые участки дорожного полотна, подверженные
деформациям, где предпочтительнее надземная прокладка, которая рас-
смотрена в § 5.9. Переходы через железные и автомобильные дороги необ-
ходимо предусматривать преимущественно в местах прохождения их в на-
сыпях либо в нулевых отметках па прямолинейных участках трубопроводов
с пересечением дорог под углом, близким к прямому, по не менее 60°. Створы
переходов через электрифицированные железные дороги надлежит размещать
не ближе Юм от опор контактной сети и фундаментов искусственных соору-
жений. Переходы трубопроводов через дороги следует проектировать с учетом
обеспечения полной безопасности движения транспорта в период проведения
работ по прокладке трубопроводов и их эксплуатации, предохранения земля-
ного полотна дорог от размыва при авариях на продуктопроводах, надежности
Трубопроводов при действии статических и динамических нагрузок.
Участки переходов магистральных трубопроводов через все железпые
дороги и автомобильные I, II, 111 и IV категорий и промышленных пред-
приятий всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального
и облегченного типов следует выполнять по типу «труба в защитном кожухе».
Переходы трубопроводов через автомобильные дороги V категории и про-
мышленных предприятий всех категорий с покрытиями переходного и низ-
шего типов, а также через полевые и проселочные дорогп следует проек-
тировать, как правило, без защитных кожухов. Концы защитных кожухов
всех трубопроводов должны выводиться на 2 м за пределы подошвы насыпи
дороги, но не менее 25 м от осей крайних путей железных дорог общего поль-
зования, 15 м от осей крайних путей промышленных железных дорог, 10 м
от бровки земляного полотна автомобильных дорог и 5 м от бровки земляного
полотна автомобильных дорог III, IV, Шн и IVn категорий при пересечевии
их нефте- и нефтепродуктопроводами. В межтрубпом пространстве защитного
кожуха допускается прокладка кабеля связи магистрального трубопровода.
Диаметр защитного кожуха определяется в зависимости от диаметра трубо-
провода, длины кожуха и способов ведепия работ но прокладке кожуха.
Материал защитного кожуха выбирается в зависимости от способов ведения
работ.
Устройство кожухов переходов под железнодорожными путями и авто-
мобильными дорогами следует проектировать бестраншейпым или открытым
способом в зависимости от интенсивности движения транспорта, категорий
автомобильных дорог, геологических, гидрогеологических и других местных
условий. Открытый способ проведения работ может быть примепеп при про-
кладке кожухов па глубине не более 4 м, при пересечении железных дорог
с иптепсввпостью движения поездов до 18 пар в сутки, при возможности
ограничения скорости движения поездов до 25 км/ч илп при отмене движения
поездов и при пересечении автодорог II категории п ниже при устройстве
объезда, в случае невозможности применения способа бестраншейной про-
кладки (например, в скальных грунтах). Во всех остальных случаях более
приемлемы бестраншейные способы производства работ: прокол, продавли-
вание, горизонтальное буренной щитовая проходка.
Горизонтальное бурение следует применять в грувтах I—IV категорий,
за исключением плывунов и водопасыщенных песков и супесей при укладке
кожухов диаметром от 325 до 1720 мм с длиной горизоптальпой скважины
до 40—60 м в зависимости от марки установки горизонтального бурения.
Прокол рекомендуется для кожухов диаметром до 426 мм в грунтах I —
III категорий, а также в глинистых грунтах IV категории, пе имеющих твер-
дых включений. Способом продавливания с ручной разработкой грунта
в трубе можно прокладывать трубы диаметром 820—1720 мм в любых грун-
242
тах, за исключением скальных. Щитовой способ проходки предпочтителен
при длине перехода более 60 м и при необходимости устройства кожуха
диаметром более 1720 мм в любых грунтах, кроме скальных. Для устройства
переходов длиной до 150 м целесообразно применение немеханизированных
щитов, а длиной более 150'м — механизированных.
При открытой прокладке и всех способах бестраншейной прокладки,
за исключением прокола, на переходах через железные дороги в связных
тугопластичпых и пластичных грунтах па глубине менее 4 м и в сыпучих
грунтах вне зависимости от глубины проходки необходимо устанавливать
страховочные рельсовые’пакеты по ТП 901—9—6 Мосгипротранса. При
проектировании переходов открытым способом при наличии грунтовых вод,
как правило, следует предусматривать открытый водоотлив из траншеи
с помощью диафрагмовых насосов с подачей 30—45 м3/ч или центробежных
насосов с подачей 60—120 м3/ч с высотой всасывания 4—5 м. Прп открытом
водоотливе в песчапых и супесчаных грунтах рекомендуется шпунтовое
ограждение траншей и котлованов. При проектировании переходов бес-
траншейным способом (продавливание и горизонтальное бурение) »в водонос-
ных и водонасыщенпых грунтах необходимо предусматривать водопонижение
с помощью иглофильтровых установок типа ЛИУ при коэффициентах филь-
трации грунтов до 30 м/сутки и с помощью трубчатых колодцев (скважин)
при коэффициентах фильтрации более 30 м/сутки. Водопонижение следует
проектировать на глубину пе менее 0,5 м от низа кожуха.
При производстве работ открытым способом, а также способами гори-
зонтального бурения, продавливания и прокола принимаются стальные
ТАБЛИЦА 5.86
Диаметр защитного кожуха, мм, в зависимости от диаметра трубопровода
при различных способах ведения работ
Диаметр трубопровода, мм Прокол Продавливание, >с ручной разработкой грунта Горизонтальное бурение станками Щитовая проходка (диа- метр тоннеля в свету) Открытый способ проход- ки с установкой рельсо- вых пакетов
УГБ-2 УГБ-4 УГБ-5 ГБ-1421 и р
Длина бестраншейной прокладки, м, ло
40 18 30 60 40 60 40 | 60 50 40
159 ‘377 820 920 1220 325 — 1800 377
219 426 820 920 1220 —- 426 — — — .— 1800 426
273 — 820 920 1220 —- 530 — — — — 1800 530
325 — 820 920 1220 — 530 —• — — — 1800 530
377 — 820 920 1220 — 630 630 630 — — 1800 630
426 — 820 920 1220 — 630 630 630 — — 1800 630
530 820 920 1220 720 720 — — 1800 720
630 . 820 920 1200 — 920 — — —. 1800 820
720 —- 920 920 1220 —. 920 — — —. 1800 920
820 1020 1020 1220 — 1020 — — — 1800 1020
920 1220 1220 1220 1220 — — — 1220 — 1800 1220
1020 1220 1220 1220 1220 — — — 1220 — 1800 1220
1220 — 1420 1420 1420 — — — — 1420 — 1800 1420
1420 — 1720 1720 1720 — — — — — 1720 1800 1720
Примечание. При щитовой проходке и открытом способе производства работ
длина кожуха неограничена.
16* 243
трубы, при способе щитовой проходки — железобетонные тоннели. Толщина
степки стальных труб кожухов определяется в зависимости от усилий, вос-
принимаемых кожухом при прокладке, статической нагрузки (веса грунта)
и динамической нагрузки от подвижного состава и автотранспорта.
В табл. 5.26 приведены рекомендуемые данные по проходке траншеи,
а в табл. 5.27 — толщины степок труб защитных кожухов. На участках
подземных переходов магистральных газопроводов через железные и авто-
мобильные дороги ковры защитных кожухов должны иметь уплотнение
(сальники) обеспечивающее герметичность межтрубного пространства. Как
правило, такие сальники выполняются из пеньковой пабивки, пропитанной
битумом, и обертки из четырех-пяти слоев бризола. На одном из концов
защитного кожуха или тоннеля следует проектировать вытяжную свечу,
выходной патрубок которой должен быть на расстоянии (по нормали) не
менее 40 от оси крайнего пути железных дорог общего пользования, 25 от оси
крайних путей промышленных подъездных железных дорог ц 25 м от подошвы
земляного полотна автомобильных дорог.
ТАБЛИЦА 5.27
Толщина стенки трубы кожуха, мм, в завпспмости
от способа укладки
Наружный диа- метр защитного кожуха, мм Способ укладки
бестраншейный открытый
В глинистых грунтах в песчаных грунтах
325 6 6 6
377 6 6 6
426 7 7 7
530 8 8 ' 8
630 9 9 9
720 9 9 9
820 9 10 10 (6)
920 10 11 Н (6)
1020 10 12 12 (4,4)
1220 14 14 14 (3,9)
1420 14 14 16 (3,5)
1720 16 16 18 (3,5)
Примечание. В скобках приведена глубина заложения
кожуха, м.
При расположении основания вытяжной свечи ниже отметок головки
рельса железных дорог и бровки насыпи автомобильных дорог расстояния,
указанные выше, увеличиваются на 5 м на каждый метр превышения от-
метки головки рельса или бровки насыпи над основанием свечи. Высота
свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.
На участках подземных переходов магистральных нефте- и пефтепро-
дуктопроводов через железные и автомобильные дороги I и II категорий
один пз концов кожуха должен быть заглушен либо иметь водонепроницаемое
уплотнение, а второй — иметь выход в сборный колодец. Укладку кожуха
следует проектировать с уклоном не менее 0,002 в сторону сборного колодца.
Последний должен располагаться в пониженной части перехода на рассто-
янии не менее 25 от ближайшей головки рельса при пересечении железных
дорог общего пользования, 15 — промышленных железных дорог и не мепее
10 м от бровки ближайшей обочины дороги при пересечении автомобильных
244
дорог I и II категорий. На пересечении автодорог III и IV категорий оба
конца кожуха в межтрубном пространстве следует заглушать или уплотнять
мягкой водопепропицаемой набивкой, а строительство сборного колодца
не предусматривать. Для устройства вытяжных свеч принимаются стальные
трубы 057 X 4 для кожухов0325—426, 108 X 4 — для кожухов 530 и 630,
159 X 5 — для кожухов 720—920 и 219 X 7 мм — для кожухов 1020 мм
и более.
Глубина заложения участков трубопроводов, прокладываемых под
железными дорогами, во всех случаях должна быть не мепее 1,5 м от подошвы
рельса до верхней образующей защитного кожуха, а в выемках и па нулевых
отметках — не менее 0,5 м от дна кюветов, лотков, дренажа, водоотводных
или нагорных канав. Глубина заложения участков трубопроводов, прокла-
дываемых под автомобильными дорогами всех категорий в насыпях, во всех
случаях должна быть не мепее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней
образующей защитного кожуха, а в выемках и на нулевых отматках, кроме
того, не менее 0,4 м от дна кюветов дренажа или водоотводных канав. При
прокладке трубопроводов без защитных кожухов вышеуказанные глубины
следует принимать до верхней образующей трубопровода.
При подземной прокладке трубопроводов, транспортирующих продукт
с высокими температурами в зимний период, через железные дороги, насыпи
которых сложены пучинистыми грунтами, следует предусматривать меро-
приятия по предупреждению возникновения пучип.
§ 5.15. Криволинейные участки трубопроводов
Трассировка трубопроводов при проектировании выполняется прямо-
линейно и криволинейно. Криволинейная прокладка — повороты трубопро-
водов (изменение направления их оси) — осуществляется по дуге окружности
и подразделяется па три типа:
а) повороты в горизонтальной плоскости;
б) повороты в вертикальной плоскости на «вогнутом» рельефе местности,
когда трубопровод после поворота отклонен вверх по отношению к участку
до поворота;
в) повороты в вертикальной плоскости па «выпуклом» рельефе местности,
когда трубопровод после поворота отклонен вниз по отношению к участку
до поворота.
Повороты трубопроводов следует проектировать по кривым изгиба труб
в пределах упругой деформации с помощью кривых из гнутых отводов или
кривых, сваренных из отдельных сегментов. По кривым упругого изгиба
рекомендуется выполнять повороты трубопровода в горизонтальной и вер-
тикальной плоскостях в зависпмости от диаметра трубопровода и угла пово-
рота в соответствии с табл. 5.28. При.больших углах повороты следует про-
ектировать с помощью кривых из гнутых отводов унифицированных радиусов
с унифицированными значениями углов поворотов, кратными 3°00'. При
проектировании трубопроводов в горной местности, по лесным просекам,
границам полей севооборота, параллельпо существующим и проектируемым
железным и автомобильным дорогам, трубопроводам, каналам и т. д., а также
на переходах через реки со скальным дном и берегами, овраги и при диаметрах
труб 1220—1420 мм допускается применение углов с шагом 1° 30' и в особых
случаях с индивидуальными углами, кратными 0° 30'. В порядке исключения
для трубопроводов диаметром 1220 и 1420 мм допускается применение свар-
ных кривых из сегментов с шагом, кратным 3°, в особых случаях — 1°30'.
Радиусы поворотов трубопроводов при упругом изгибе, а также радиусы
поворотов пз гнутых п сварных кривых следует определять расчетом на
прочность и устойчивость. Допускается совмещение кривых упругого изгиба,
а также кривых из предварительно изогнутых или сварных колен в горизон-
тальной и вертикальной плоскостях. При этом радиус кривизны трубопро-
вода должен быть не меньше наибольшего радиуса, определенного расчетом.
245-
ТАБЛИЦА 5.28
Рекомендуемые углы поворота в зависимости
от диаметра трубопровода
Наружный диаметр
трубопровода DH)
мм
1420—1220
1020—720
530—426
377—219
Угол поворота
Горизон- тальная плоскость Вертикаль- ная плоскость
3° 3°
6 4,5
9 6
12 9
Упругий изгиб трубопровода осуществляется при его укладке в проект-
ное положение кранами-трубоукладчиками или другими подъемными меха-
низмами. Гнутые отводы изготовляют на специальных трубогибочных станках
по радиусам, обеспечивающим возможпость пропуска очистных и раздели-
тельных устройств при строительстве и эксплуатации трубопроводов, а также
механизированную очистку и изоляцию трубопроводов при их строительстве.
Изготовление сварных кривых из сегментов должно производиться в ста^
ТАБЛИЦА 5.29
Параметры при гнутье труб
Характеристика Диаметр труб DH, мм
219— 377 426 53 0 720 820 1020 1220 1420
Толщина стенки 5-10 5-11 7-10 7,5-15 8,5—11 11—14 12- -20
изгибаемых труб, мм Угол изгиба трубы за один гиб Длина участка 3° 00' 850 1°00' 600 1°30' 700 65 Г 00' 0 750 0° 50'—1° 00 1000
трубы, изги- баемая за один гиб, мм Унифициро- 15 000 20 000 25 000 35 000 40 000 60 000 -70 000
ванный радиус изгиба мм Минимальные . рямые участки изогнутого отвода, мм: с переднего конца 1г с заднего конца 10 :ю 26С 0 1900 3600 2400 3500 6000
Примечание. При изготовлении отводов с приваркой на время гнутья второй
трубы минимальный размер с заднего конца I, должен быть не менее 0,5 диаметра трубы,
ио не мепее 200 мм.
246
ционарных (заводских или базовых) условиях. В табл. 5.29 приведены реко-
мендуемые параметры при гнутье труб унифицированными радиусами па
станках УГТ. Гнутые отводы должны изготовляться в соответствии с нор-
малями Мингазпрома НВ 10—65 4- НВ 11—65; составные колена из гнутых
отводов — по нормали НВ 12—65; сварные и штампо-сварные отводы —
по нормалям НГ 2000—71 4- НГ 2005—71.
Минимальная глубина заложения трубопроводов на криволинейных
подземных участках принимается в соответствии с § 5.7. На криволинейных
участках «выпуклостью вверх» глубина заложения определяется расчетами
из условия устойчивости положения трубопровода в зависимости от его
диаметра, рабочего давления, температурного перепада, радиуса поворота
и удерживающей способности грунта. Ширина траншеи по дпу па вертикаль-
ных поворотах трубопроводов принимается такой же, как и на прямолинейных
участках при подземной прокладке. Ширину траншеи по дну на участках
горизонтальных поворотов в зависимости от способов укладки и диаметров
трубопроводов следует принимать в соответствии с табл. 5.18. Ширина тран-
шей па кривых при укладке трубопроводов из предварительно заготовленных
сегментов должна быть в два раза больше, чем па прямолинейных участках.
§ 5.16. Изоляционные покрытия трубопроводов
Магистральные стальные трубопроводы при любом»способе прокладки
должны быть па всем протяжеппи надежно защищены от коррозии, вызыва-
емой агрессивностью окружающей среды и блуждающими электрическими
токами. Защиту подземных стальных трубопроводов от почвенной коррозии
следует осуществлять пзоляциоппыми покрытиями и средствами электро-
химической защиты; надземных трубопроводов от атмосферной коррозии —
изоляционными покрытиями.
Выбор вида, типа и констругщии изоляционных покрытий, а также
материалов для них должен осуществляться с учетом районов строительства,
способов прокладки, температурных условий строительства п эксплуатации
трубопроводов, их диаметров, участков, а также технико-экономической
целесообразности выбираемых средств. По видам изоляционные покрытия
подземных трубопроводов подразделяются на битумно-резиновые и покрытия
из полимерных изоляционных лент (табл. 5.30); покрытия надземных трубо-
проводов — на лакокрасочные, жировые (смазки) и другие, стойкие в атмо-
сферных условиях. Изоляционные покрытия трубопроводов следует проек-
тировать с учетом требований ГОСТ 9.015—74. По типам изоляционные
покрытия подземных трубопроводов подразделяются на нормальные и уси-
ленные.
Покрытия из полимерных изоляционных лент зарубежного производства
(«Поликеп», «Нитто», «Плайкофлекс», «Фурукава Ранко» и пр.) в один слой
отвечают требованиям нормальной и усиленной изоляции и применяются на
всех участках трубопроводов, за исключением переходов через водные пре-
грады, где применяется двухслойное покрытие. Конструкция покрытий из
импортных лепт в один и два слоя аналогична конструкции покрытий из
отечественных лент, приведенной в табл. 5.30.
Битумные покрытия разрешается применять для изоляции трубопроводов
диаметром не более 820 мм при температуре транспортируемого продукта
не выше 40° С. Покрытия усиленного типа следует предусматривать незави-
симо от удельного электросопротивления грунта на трубопроводах диаметром
1020 мм и более, а также независимо от диаметра на всех трубопроводах:
— в районах Средней Азии, Казахстана и южнее 50-й параллели север-
ной широты европейской части СССР;
— в засоленных почвах любого района страны (солончаках, такырах,
сорах и др.);
— в болотистых, заболоченных иполивных почвах любого района страны;
— на подводпых переходах и в поймах рек;
247
ТАБЛИЦА 5.30
Битумно-резиновые и полимерные изоляционные покрытия
Тип Конструкция Толщина, мм, не менее (без защитной обертки)
Нормальное битум- ное Бптумпая грунтовка, слой битумно-резино- вой мастики (4 мм), стеклохолст (1 слой), защитная обертка 4,0
Усиленное битум- ное Битумная грунтовка, слой битумно-резиновой мастики (6 мм), стеклохолст (1 слой), за- щитная обертка 5,5
Нормальное из по- лимерных лент Грунтовка, полимерная изоляционная лента (1 слой), защитная обертка 0,35
Усиленное из поли- мерных лент Грунтовка, полимерная изоляционная лента (2 слоя) защитная обертка 0,65
— на переходах через железные и автомобильные дороги и па участках,
примыкающих к цим в пределах расстояний, указанных в табл, 4, СНиП
II—45—75;
— па участках, примыкающих к территориям КС, НПС и ГРС в преде-
лах расстояний, указанных в табл. 4. СНиП 11—45—75;
— на участках по 20 м в обе стороны от различных пересекаемых ком?-
мупикаций;
— на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;
— в зоне действия блуждающих токов;
— на горячих участках (при температуре транспортируемого продукта
выше 40q С);
— на участках нефте- и нефтепродуктопроводов, прокладываемых в пре-
делах водосборной площади на расстоянии менее 1000 м вдоль рек, каналов,
озер, водохранилищ и границ населенных пунктов и промышленных пред-
приятий.
Во всех остальных случаях применяются изоляционные покрытия нор-
мального типа. Если по трассе трубопровода с усиленным изоляционным
покрытием встречаются участки протяженностью менее 1000 м, где возможно
применение изоляции нормального типа, то на них также следует применять
изоляцию усиленного типа, во всех районах Среднем Азии и на участках
с засоленными почвами — как правило, покрытия из полимерных лепт.
При пазпаченпп покрытия из полимерпых лент отечественного производства
в районах Средней Азии п Юга европейской части страны надо использовать
полиэтиленовые пленки; в центральных и северных районах страпы допол-
нительно применяются поливинилхлоридные пленки.
Для защиты изоляционных гужрытий, выполненных из битума или поли-
мерпых лепт, от механических повреждений при укладке и засыпке трубо-
проводов следует применять защитную обертку. В качестве защитных оберток
следует использовать полимерные плепки толщиной пе менее 0,5 мм отече-
ственного производства (полимерпо-дегте-битумпые ПДБ и полимерно-ре-
зино-дегте-битумные ПРДБ) или бикарул, бризол марки БРП, стеклорубе-
роид, а также импортные («Фурукава Рапко», «Бишоф», «Нитто», «Секисуи»
и др.) с прочностью иа разрыв не менее 2,5 кгс па 1 см ширины полотнища
(обертки ОП). Прп применении более тонких полимерпых оберток их следуёт
наносить в два и более слоев (с общей толщиной не мепее 0,5 мм).
На подводных переходах, а также на переходах через автомобильные
и железные дороги, прокладываемых в защитных кожухах, трубопроводы
должны защищаться двухслойной полимерной оберткой и жесткой деревянной
248
футеровкой. В отдельных случаях, при соответствующем технико-экономи-
ческом обосновании и по согласованию с заказчиком, допускается применять,
защитные обертки на картонной основе (гидронзол, толь-кожа, рубероид
и др.) толщиной не менее 1,0 мм (обертки ОК). В зависимости от грунтовых
условий прокладки трубопровода защитные обертки следует предусматривать,
в соответствии с табл. 5.31. Ла обводпенпых участках трассы замена оберток
ОП на ОК не допускается. Помимо защитных оберток при укладке трубопро-
водов в скальных, каменистых, щебенистых, сухих комковатых и мерзлых
груптах необходимы устройство подушки из мягкого грунта и обсыпка трубо-
провода мягким грунтом либо мероприятия, приведенные в § 5.7.
ТАБЛИЦА 5.3 t
Виды оберток в зависимости от грунтовых условий прокладки
трубопроводов
Грунтовые условия Покрытие
битумное из полимерных лепт
Пески п супесп ОП, ок ОП, ок
Глины, суглинки, лёссовидные грунты ОП ОП, ок
Галечниковые, каменистые и щебени- ОП ОП
стые грунты, болота Скальные грунты 2 слоя ОП 2 слоя ОП
Защиту надземных трубопроводов и надземных переходов от атмосфер-
ной коррозии следует делать из алюминиевых или цинковых покрытий тол-
щиной не менее 200 мкм, стойких в атмосферных условиях лакокрасочных
и других покрытий со сроком службы не менее четырех лет, а в северных
районах страны также из жировой смазки. Лакокрасочные покрытия следует
проектировать из двух-трех слоев груптовки и двух слоев эмали или лака
либо из двух слоев грунтовки-шпаклевки. Их можно применять при любых
температурах окружающей среды и продукта в процессе эксплуатации трубо-
проводов. Толщина жировой смазки «ВНИИСТ» должна быть раввон 0,2—
0,5 мм. Ее можно эксплуатировать при температурах, не выше:
«ВНИИСТ-2» 4 40, «ВПИИСТ-4» + 60° С.
В местах перехода трубопровода от подземной прокладки к надземной
необходимо предусматривать нанесение на него в обе стороны по 6 м незави-
симо от типа изоляционного покрытия дополнительной изоляции из двух
слоев полиэтиленовой липкой ленты. Материалы для изоляции трубопроводов
должны применяться по ГОСТ -и техническим условиям в соответствии со
СНиП II—45—75. Площадь поверхности полимерной липкой лепты (обер-
точного материала), м2,
SJ!=nDLB/(B~H), (5.127)
где L — длина изолируемого трубопровода, м; В — ширина липкой ленты
(оберточного материала), м; П — нахлест витков ленты (оберточного мате-
риала), см (2—2,5 см при однослойном, 50% +2 + 2,5 см при двухслойном
покрытии).
Расход полимерной липкой ленты (оберточного материала), кг,
G =i,05Snp — i,05nDLBp/(B—17), (5.128)
где р — масса 1 м2 липкой ленты, кг; 1,05 — коэффициент для учета потерь
лепты (обертки) при смене рулонов, обрывах, торцовке и пр.
24»
§ 5.17. Балластировка трубопроводов
Закрепление трубопроводов па проектных отметках. Трубопроводы,
прокладываемые в подводных траншеях на переходах через водные преграды,
заливаемые поймы, болота, заболоченные и обводненные участки, орошаемые
территории п участки, сложенные слабыми грунтами с высоким стоянием
уровней грунтовых вод, должны быть рассчитаны па устойчивость положения
против всплытия. Устойчивость положения трубопроводов па таких участках
обеспечивается пригрузкой (балластировкой) специальными балластными
грузами, утяжеляющими покрытиями всей трубы, закреплением трубопро-
водов к основанию виптовыми анкерами, балластировкой минеральным грун-
том и комбинированным способом при любом сочетании вышеуказанных
мероприятий. Пригрузка (вес балласта под водой) или расчетное усилие
анкерного устройства на 1 м длипы трубопровода, уложенного в подводную
трапшею при отсутствии течения воды без учета массы грунта над трубой,
кгс/м,
Б Км (Кн«вЗв4*БнэуВПр;в—?тр — ?доп)> (5.129)
где Км — коэффициент безопасности по материалу, принимаемый равным 1,00
при закреплении анкерными устройствами, 1,04 для чугунных грузов, 1,05—
для железобетонных грузов, 1,07 —при сплошном обетонировании в опа-
лубке, 1,10 — при сплошном обетонировании методом торкретирования,
1,2— при балластировке грунтом; Кп, в — коэффициент надежности при
расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия, принима-
емый равным 1,05 для болот, водоемов при отсутствии течения воды, пойм рек
и периодически заливаемых участков горизонтом воды 1%-ной обеспечен-
ности, 1,1 — для водных преград с шириной зеркала воды в межень до 200 м_
при диаметре трубопроводов менее 1000 мм, 1,15 — для всех подводных?
переходов диаметром 1000 мм и более, а также при диаметре трубопроводов
мепое 1000 мм на водных преградах с шириной зеркала воды в межень более
200 м и горных реках с неустойчивым руслом; qa — расчетпая выталкива-
ющая сила воды, кгс/м, действующая на трубопровод (с учетом изоляции
и футеровки), определяемая по формуле (5.10); ?тр — расчетный вес трубо-
провода (с учетом изоляции и футеровки) на воздухе, кгс/м, определяемый
по формулам (5.3)—(5.5); удогг — расчетный вес продукта на воздухе, допол-
нительных обустройств в воде, а также обледенения в воде при транспорти-
ровании продукта с отрицательной температурой, кгс/м (при наличии над
трубопроводом устойчивого грунта с толщипой слоя не менее 0,5 м обледене-
ние трубопровода не учитывается); Бпр. с — расчетное значение пригрузки
(вес балласта под водой), необходимой для предотвращения подъема трубо-
провода на криволинейных участках в вертикальной плоскости под воздей-
ствием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, кгс/м;
определяется в соответствии с проектным очертанием оси трубопровода на
данном участке при расчетном отрицательном температурном перепаде на
вогнутых кривых и при расчетном положительном температурном перепаде
па кривых, обращенных выпуклостью вверх; Б„зг—расчетное значение
пригрузки (вес балласта под водой), необходимой для изгиба трубопровода
по заданной кривой дна траншеи, кгс/м, определяется из условия прилегания
трубопровода ко дну траншеи.
При обоих защемленных концах трубопровода
ВиЗГ = 384/£7/Н; (5.130)
при обоих свободных концах
БНЗг=76,8/Е17й1; (5.131)
при одном защемленном и одном свободном конце
ВИ8г=185/Б///4, (5.132)
250
где I — длина кривой данного радиуса, см; / — стрела прогиба укладываемого
трубопровода, см; Е — модуль упругости стали при растяжении, сжатии
и изгибе, кгс/см3; I — момент инерции сечения трубы, см3.
В том случае, когда зона размыва на переходах через водные преграды
не может быть достоверно определена и при эксплуатации возможен размыв
трубопровода, а также при укладке трубопровода на дно водной преграды
без заглубления, когда трубопровод будет находиться под действием потока,
необходимо учитывать гидродинамическое давление и подъемную силу дви-
жущегося потока и увеличивать балластировку на
5В = А'м [Кн; в (?/-|-®//тр)]> (5,133)
где х — давление потока воды на трубопровод; у — вертикальная соста-
вляющая гидродинамического давления воды.
н2
x=CxDuyB (5.134)
VB.
У = СgDпув gg ’ (5,135)
где Сх и Су — коэффициенты лобового сопротивления и подъемной силы дви-
жущегося потока воды в зависимости от состояния поверхности трубопровода
и числа Рейнольдса; рд — донная скорость потока в паводок, м/сек; g — уско-
рение свободного падения (9,81 м/сек2); /тр—коэффициент трения трубо-
провода о грунт (по табл. 5.9).
Число Рейнольдса (безразмерная величина)
Re = Z)„'/v (5.136)
где и — скорость течения потока, м/сек; v —- кинематический коэффициент
вязкости воды, см2/сек.
Практически для шероховатых (футерованных и обетонированных)
трубопроводов рекомендуется принимать Сх= 1,2 и Су = 0,6 при Re =
= 104ч-105 и Сх = 1,0 и Су ~ 0,6 при Re = 103->107.
При прокладке трубопровода по дну водных преград без заглубления
в том случае, когда температура газа па входе в подводный трубопровод
отрицательная, на трубе образуется корка льда и увеличивается плавучесть
трубопровода. Для обеспечения устойчивости таких трубопроводов необ-
ходимо увеличить их балластировку с учетом обледенения. Для расчета
общей величины пригрузки необходимо определить предельный радиус
обмерзания и соответствующий объем льда.
Предельный радиус обмерзания, м, рекомендуется определять по формуле
г —гх + 19,65^ о,# р о,в31 ’ (5.137)
4KVX ^гж Лж
где tj — наружный радиус трубопровода, м; tH — начальная температура
газа или продукта (абсолютное значение), °C; v;K — кинематический коэффи-
циент вязкости воды, см2/сек; /ж — температура воды в придонном слое,
омывающем трубу, °C; иж — скорость движения воды в придонном слое,
м/сек; Рг — число Прапдтля для воды; Лж — коэффициент теплопроводности
воды, ккал/(м-ч-°С).
Для определения температуры газа или продукта по длине трубопровод
разбивается па песколько участков. Для первого участка г рассчитывается
по температуре газа или продукта на входе н подводный трубопровод. Тем-
пература газа или продукта на входе в следующий участок, т. е. конечная
для первого участка,
tK = <He~aL/(GC₽) (5.138)
251
где а — коэффициент, ккал/(м-ч-°С); L — длина участка подводного трубо-
провода, м; G — массовый расход газа илп продукта, кг/ч; ср_______удельная
теплоемкость газа или продукта (при постоянном давлении), ккал/(кг-’С).
а = 2лХл/1п (r/z-j), (5.139)
где Хл — коэффициент теплопроводности льда, ккал/(м-ч-рС).
Для практических расчетов можно рекомендовать параметры ноды в зави-
симости от ее температуры в соответствии с данными табл. 5.32. Объем льда,
образующегося на трубопроводе, м3,
Ул = £л (г2 —rj). (5.140)
ТАБЛИЦА 5.32
Некоторые характеристики воды
Температура 'в. °C Плотность vB, кг/м’ Кинематический коэффициент вязкости vM, смг/сек Коэффициент теплопроводно- сти хв ккал/(м-ч-°C) Число Праидтля РТ (
0 999,87 0,0179 0,48 13,7
1 999,92 0,0170 0,48 13,1
3 999,99 0,0162 0,48 12,0
4 1000,00 0,0157 0,48 11,5
5 999,99 0,0152 0,49 11,0
Пример. Определить радиус обмерзапия подводного
газопровода и объем образовавшегося льда. Условный диаметр
газопровода D? = 1020 мм, L — 2000 м, t„ = —24° С, G =
= 4-105 кг/ч, ож = 0,05 м/сек, «ж = 1° С, ср= 0,5 ккал/(кг-рС),
Хл = 1,935 ккал/(м-ч-°С).
Решение. По табл. 5.32 при tx = 1° С Хж = 0,48 ккал/(м X
X ч-рС), Ргж = 13,1, = 1,7 -10-® м2/сек. Газопровод условно
разбиваем на четыре равных участка длиной 2000 : 4 = 500 м.
24 (1 7 • Ю'8)0’6 • 0.510’4
По формуле (5.137) г = 0,51 + 19,65 1.0 о5о,(Г: 1здо.ез . о,48’ ~
= 0,81 м. По формулам (5.139) и (5.138) для первого участка
-2 - 3.14 1.935 ЗОН
tK = -24eln(0,8I/0>51)-4- 10*-(ь5 = -22,5° С.
Подставляя в'формулу (5.137) ^принимая ее за tl( для
второго участка, определяем для него г и tK. Аналогично про-
должаем расчет и для остальных участков. По формуле (5.140)
определяем для каждого участка объем льда. В результате
расчетов получаем:
I участок—г =0,81 м, tK = —22,5 °C, V1=620 м5;
II участок—т = 0,8 м, tK = —21 °C, У2 = 596 м3;
III участок — г=0,77 м, tK = —19.6 °C, Уз = 525 м3;
IV участок — г = 0,75 м, tK = —17,6 °C, V4 = 475 м3.
Общий объем льда на подводном газопроводе Vn = 620 +
4- 596 + 525 +.475 = 2216 м3.
Балластировка трубопроводов утяжеляющими грузами. В практике
балластировки трубопроводов широкое применение нашли чугунные коль-
252
цевые и армобетонные седловидные балластные грузы. Для определения
шага грузов при установке их на трубопроводе следует пользоваться фор-
мулами
^гр = (^гр. ср — Ув^гр. ср)/5; (5.141)
Jrp=@rp. ср (угр — Ув)/(77угр). (5.142)
где ггр — расстояние между осями грузов, м; (2Гр. ср—средний фактический
нес груза н воздухе, кгс; 7гр. ср — средний фактический объем груза, м3;
Угр — объемный вес груза, кгс/м3; ув — объемный нес воды, кгс/м3.
Кольцевые грузы. Для балластировки трубопроводов на пере-
ходах через водные преграды п болота при укладке способом протаскивания
рекомендуется применение кольцевых утяжеляющих грузов, состоящих
из двух полугрузов (с разъемом по диаметральной плоскости), скрепляемых
между собой болтами. Изготавливают их из серого чугуна (объемная масса
7000 кг/м3) или железобетона (объемная масса не менее 2200 кг/м3). Кроме
того, как разновидность железобетонных следует применять скорлупообраз-
ные грузы, изготовляемые в виде продольных частей цилиндрической обо-
лочки.
Армобетонные седловидные балластные грузы.
Балластировка трубопроводов армобетоппыми седловидными грузами тре-
бует значительного расхода армобетона. С увеличением диаметров труб
и их плавучести расход армобетона, затраты труда и общая стоимость бал-
ластировки резко возрастают. Кроме того, велика трудность транспортировки
больших объемов грузов к месту строительства в условиях бездорожья. По-
этому область применения армобетонпых седловидных грузов следует огра-
ничивать участками, где трубопровод укладывается в заполненные водой
траншеи, водоотлив из которых невозможен, переходами через глубокие
болота с мощностью торфа, превышающей глубину траншеи, на обводненных
участках, где невозможны балластировка грунтом и закрепление ниптовыми
анкерами, а также на переходах через малые водные преграды с устойчивым
дном и неразмываемые поймы рек. Седловидные утяжеляющие одиночные
грузы изготовляются в виде монолитных изделий из бетона, армобетона
и других материалов с объемной массой пе менее 2200 кг/м3. При необходи-
мости установки грузов в агрессивную среду их следует изготовлять с при-
менением стойкого цемента и соответствующих защитных покрытий. Каждый
груз должеп иметь маркировку масляной краской с указанием фактической
массы и объема груза; грузы, предназначенные для укладки в агрессивной
среде, должны маркироваться дополнительным индексом.
Закрепление трубопроводов против всплытия анкерными устройствами.
Для закрепления от всплытия трубопроводов, прокладываемых подземпо
на болотах, заболоченных участках, обводненных и орошаемых территориях,
заливаемых поймах рек, сложенных неразмынаемыми устойчивыми грунтами,
рекомендуется применять винтовые анкерные устройства. На практике приме-
няются анкерные устройства из винтовых анкеров типов АС-4, АС-4П, АЛ-4
и АЛ-4П диаметром лопасти от 100 до 400 мм, изготовляемых по техническим
условиям ТУ 51—03—6—68, АС-4-40 и АС-4П-40 по ТУ 51—347—70 и
АЛ-4-40 и АЛ-4П-40 по ТУ 51—348—70 (АС — анкер сварной, АЛ — апкер
литой, 4 — анкер четвертой модификации конструкции, 4П — анкер чет-
вертой модификации конструкции для грунтов повышенной плотности, число
после индекса 4 или 4П — условный диаметр винтовой лопасти, см). Шаг
винтовой лопасти t анкеров типов АС-4 и АЛ-4 составляет 0,3, анкеров типов
АС-4П и АЛ-4П — 0,4 диаметра лопасти.
Несущая способность анкерных устройств определяется характеристи-
ками грунта, в который заглубляются анкеры, конструкцией анкерного
устройства и типом анкера. Минимальная глубина завинчивания анкеров
в грунт — 6 диаметров винтовой лопасти. Расчетное усилие (допускаемая
нагрузка) на анкерное устройство, кгс,
^анк'—ZKr^N анкЖ,
(5.143)
253
где Z — количество анкеров в анкерном устройстве; Ктх> — коэффициент
несущей способности грунта, в котором находятся лопасти апкеров
(табл. 5.33); Na„K ~ максимальная нагрузка на анкер, кгс (табл. 5.34);
т — коэффициент условии работы анкерного устройства (0,5 при Z sg 2
и 0,4 при Z > 2).
ТАБЛИЦА 5.33
Грунты и коэффициенты их несущей способности
Группа грунта Грунты ^гр
I Мягкопластичныо глины и суглинки, пластичные супеси 1
II Мелкие плотные и средней плотности влажные, маловлажные и водонасыщенные пески, полу- твердые тугопластичные глины и суглинки 2
III Гравелистые крупные и средней крупности влаж- ные, маловлажные и водонасыщенные пески, твердые супеси, суглинки и глины 3
ТАБЛИЦА 5.34
Максимальная (критическая) нагрузка на один винтовой анкер
Диаметр лопасти анкера, мм JVanK- кгс Диаметр лопасти анкера, мм А’апк, кгс
100 650 400 5 300
150 750 500 8 300
200 1350 600 12 000
250 2100 750 18 750
300 3000
Примечание. Данные справедливы при условии, что анкер за-
винчен в грунт I группы на глубину не менее 6 диаметров лопасти.
Расстояние между осями анкерных устройств, м,
1анк = 7>анк/Б. (5.144)
Балластировка минеральным грунтом. При укладке трубопроводов
в осушенную траншею на заболоченных, обводненных и периодически зали-
ваемых участках трассы, а также на участках с высоким стоянием уровней
грунтовых вод, когда полностью исключаются размыв, выветривание и другие
нарушения балластной засыпки, можно применять балластировку минераль-
ным грунтом засыпки. Это возможно на прямолинейных участках и криво-
липейвых, монтируемых как упругим изгибом труб, так и вваркой колен
при поворотах (в плане и в профиле), при подземном и наземном способах
прокладки при любых температурах стенок труб в условиях эксплу-
атации (рис. 5.24). Балластировку грунтом можно применять в сочетании
с другими способами: утяжеляющими грузами, сплошным обетопировавием
и анкерными устройствами (в частности, на вертикальных вогнутых кривых,
где необходима пригрузка для изгиба трубопроводов, и на выпуклых кривых,
где требуется пригрузка для предотвращения выпирания трубопровода).
254
-'ЯГПри расчетном температурном перепаде более 40’ С необходимо про-
верять продольную устойчивость трубопроводов для предотвращения их
выпучивания на прямолинейных участках трасс. На криволинейных уча-
стках, образованных упругим изгиоом и путем вварки колен, требуется
проверка продольной устойчивости трубопроводов и при расчетном темпе-
ратурном перепаде, меньшем 40° С. Продольная устойчивость трубопроводов
при балластировке грунтом проверяется с учетом рекомендаций §5.5. Высота
слоя грунта над трубопроводом, обеспечивающего его проектное положение
при строительстве и эксплуатации, зависит от геометрических размеров труб,
объемной массы грунта и воды с учетом взвешенных твердых частиц, удель-
ного сцеплепия и угла внутреннего трения грунта засыпки, а также от уровня
Рио. 5.24. Схема балластировки трубопроводов грунтом.
а — подземная укладка; б — укладка о малым заглублением; в — наземная укладка.
воды по отношению к трубопроводу, уложенному на проектные отметки.
Для расчетов массы грунтовой балластировки необходимо в процессе инже-
нерных изысканий определить объемную массу грунта в плотном состоянии
и в состоянии засыпки и скелета грунта, коэффициент пористости, угол
внутреннего трения, удельпое сцепление. В тех случаях, когда при изыска-
ниях не были получены какие-либо необходимые для расчета характеристики
грунтов, недостающие следует принимать в соответствии с табл. 5.6—5.43)
(для объемной массы, удельного сцепления и угла внутреннего тренпя при-
нимают минимальные значения, которые могут быть у данного вида грунта).
Необходимая толщина слоя грунта над трубопроводом (без учета тем-
пературного перепада и давления) определяется из условия
^м/4и,в?в ?пр. гр» (5.145)
где Kv, — коэффициент безопасности по материалу; К„. в — коэффициент
надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против
всплытия; ?в — выталкивающая сила, приходящаяся па единицу длины
погруженного в воду трубопровода, кгс/м; дПр. гр—расчетный вес грунта,
приходящийся на единицу длины трубопровода и препятствующий его всплы-
тию, кгс/м (предельная удерживающая способность грунта вертикальпым
поперечным перемещениям).
— дтр — <7доп» (5.146)
255
где S — коэффициент, учитывающий степень погружения трубопровода
в воду (табл. 5.35); — наружный диаметр трубопровода с учетом изоля-
ции, м; — объемный вес воды с учетом растворенных в ней солей, кгс/м3,
определяемый при изысканиях (на засоленных участках ув = 1020 -5-
4- 1200 кгс/м3; ?тр — расчетный вес трубопровода, без коэффициента пере-
грузки, кгс/м; ддоп — расчетный вес транспортируемого продукта и других
дополнительных нагрузок в рассчитываемом состоянии трубопровода без
коэффициентов перегрузки, кгс/м (в случае нахождения под водой пустого
трубопровода вес продукта не учитывается).
ТАБЛИЦА 5,35
Значение коэффициента S в зависимости от h:1/DH
hu'D,t S hB/DH S
0,25 0,15 0,65 0,54
0,30 0,20 0,70 0,59
0,35 0,25 0,75 0,63
0,40 0,29 0,80 0,67
0,45 0,34 0,85 0,71
0,50 0,39 0,90 0,74
0,55 0,44 0,95 0,77
0,60 0,49 1,00 0,79
Пр пмечаг и е. Л — глубис га погружения тр рбопровода > воду
(расстояние от нижней образующей трубы до уровня воды), и.
Расчетная удерживающая способность грунта, приходящаяся на еди-
ницу длипы трубопровода, кгс/м: когда грунт, находящийся над трубопро-
водом, полностью погружен в воду (Лх = 0)
<7пр. гр =Увзв + 4-й/ [увзв (^2 4- #и/2)3 tg 0,7фгр4~
когда уровень стояния воды ниже уровня земли (hx > 0)
?пр, гр — [Yrp^i -|- Увзв рг2 4- 0,11Dл)] 4-
4-7< [[yrpfei (2ft24-fe14-PII) 4_ VrgB (^2 4-7?н/2)2] tg 0.7<ргр -|-
-Нйх + 0,7 (Й24-Р../2)] (5.148)
где увзв — объемный вес взвешенного в воде грунта, кгс/м3; h2 — высота
погруженного в воду слоя грунта, расколожеппого над трубопроводом, м;
К — коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей способности
призм выпирапия (К = Рн при диаметре труб меньше 1020 мм и К = 1 при
диаметре труб 1020 мм и более); <ргр — угол внутреннего трения грунта;
С — удельное сцепление грунта; уГр — объемный вес грунта естественной
влажности; — высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом
выше уровня воды (с учетом осадки грунта), м.
Увзв = (Уу—Ув)/(1+е), (5.149)
где Уу — средний удельный вес грунта (2600—2800), кгс/м®; е — коэффициент
пористости.
256
Удерживающая способность грунта рассчитывается для наивысшего
уровня возможного стояния грунтовых и поверхностных вод: для нефте-
и нефтепродуктопроводов — в период строительства до момента заполнения
трубопроводов продуктом или водой; для газопроводов — в период стро-
ительства и эксплуатации. Торфяной грунт учитывается в качестве балласта
лишь в том случае, если он расположен выше,уровня воды. При определении
проектной высоты слоя грунта, находящегося над трубопроводом, необходимо
учитывать осадку свеженасыпанного грунта на 15—25% (в зависимости от
свойств грунта и способов производства работ).
При балластировке трубопроводов грунтом в сочетании с утяжеляющими
грузами, обетонпрованием и анкерными устройствами в правой части фор-
мулы (5.145) к расчетной удерживающей способности грунта, приходящейся
на единицу длины трубопровода, прибавлиется расчетная удерживающая
способность дополнительной пригрузки или анкерных устройств, приходя-
щаяся также на единицу длины трубопровода.
Пример. Определить необходимую толщину слоя грунта
(балластной засыпки) над газопроводом 1420 X 17 мм (без учета
температурного перепада), прокладываемого на обводпепном
участке в минеральных грунтах со следующими характеристи-
ками: уу — 2700 кгс/м3, — 1010 кгс/м3, е = 0,9, <рГр = 23°,
С = 300 кгс/м2.
Решение. Du — 1420 12 1432 мм = 1,432 м. q7p =
= 594 кгс/м; задаемся h2 = 0,8 м. По формуле (5.149) ув38 =
= (2700 — 1010)/(1 + 0,9) = 890 кгс/м3. По формуле (5.147)
дпр. гр = 890 (1,432-0,8- 0,11 • 1,432)2 + 1 [890 (0,8 +1,432/2)2 X
„ 0,8 Ч-1.432/2 “I
X tg0,7*23D+ 0,7-300 '^g'oу,2з° J = 2145 кгс/м. По формуле
(5.146) ?в — 0,79-1,4322-1010 — 594 = 1041 кгс/м. По формуле
(5.145) 1,2-1,05-1041 X 2145, или 1300 кгс/м <Z 2145 кгс/м,
т. е. условие (5.145) выполнено.
§ 5.18. Электрохимическая защита
трубопроводов от коррозии
Требования к защите стальных трубопроводов от коррозии регламептп-
] < 111 ы ГОСТ 9.015—74, соответствующими параграфами СНиП II—45—75,
СНиП III—И.6—67 и СНиП III—В.6.1—62, ^Инструкцией по защите город-
ских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии», утвер-
жденной Главным управлением газового хозяйства МЖКХ РСФСР в 1972 г.
При проектировании защиты подземных стальных трубопроводов от электро-
химической коррозии, кроме того, необходимо руководствоваться кИнструк-
цией по проектированию и расчету катодной защиты трубопроводов»
ВСН—2—19—70
—Мипгазпром—» а также соответствующей отраслевой [нормативно-техни-
ческой документацией. Конструктивные решения отдельных узлов электро-
химической защиты и характеристики некоторых устройств и оборудования
разработаны в типовых проектах.
Исходными данными для проектирования электрохимической защиты
стальных трубопроводов являются результаты комплекса электрометриче-
ских работ, включающего в себя изыскательские работы и электрометри-
ческие исследования. При изыскательских работах определяют возможные
места установок электрохимической защиты, проводят визуальную илп
инструментальную съемку и закрепление на месте площадки под анодное
заземление, трассы ЛЭП; проводят геологическое и геофизическое исследо-
вания на площадках под анодное заземление и по трассам ЛЭП; получают
согласование с землепользователями на расположение площадки под анодное
заземление и трассы ЛЭП; выбирают источники электроснабжения для уст-
ройств защиты и получают технические условия на их подключение; для
подключения электродренажной установки получают согласование со всеми
17 з*ка» Ш
257
службами железпой дороги. При электрометрических исследованиях по
трассе проектируемого трубопровода определяют наличие блуждающих токов
в земле, обследуют источники блуждающих токов (размещение тяговых
иодстапций, их нагрузки, расположение дроссель-трансформаторов, замеры
потенциалов рельс — земля), замеряют удельное электросопротивление
грунта. Все исследования должны выполняться в соответствии с действующи-
ми ведомственными инструкциями и инструкцией по технике безопасности.
Удельное электрическое сопротивление грунта. Определение удельного
электрического сопротивления грунта необходимо для выбора места уста-
новки и типа анодпого заземления, расчета сопротивления растеканию тока
анодного заземления и протекторов, а также для расчета основных параметров
катодной защиты: силы тока катодной станции и длины зоны защиты. Удель-
ное электрическое сопротивление грунта определяют симметричной четырех-
электродной установкой с помощью полевого электроразведочного потен-
циометра типа ЭП-1М, электронного стрелочного компенсатора типа ЭСК-1
или автокомпенсатора типа АЭ-72. При использовании этих приборов рас-
стояние между токовыми или питающими электродами должно быть равно
утроенной глубине заложения анодпого заземления или протектора.
Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии. Защита
магистральных трубопроводов и отводов от пих от почвенной коррозии осу-
ществляется катодпой поляризацией поверхности трубы установками катод-
ной защиты (автоматическими и неавтоматическими) а Установка катодной
защиты состоит из катодной станции (преобразователя), анодного заземления,
защитного заземления и соединительных проводов. Автоматические уста-
новки катодной защиты состоят из тех же элементов, что и неавтоматические,
но в их состав дополнительно входят неполяризующийся электрод сравнения
длительного действия и датчик электрохимического потенциала.
Конструктивно катодная станция (преобразователь) выполняется в виде
металлического шкафа, внутри которого расположены силовой трансформа-
тор, выпрямительный блок, блоки автоматики. Измерительные приборы и
переключатели размещены на передней панели станции. Каждая катодная
станция (преобразователь) в качестве измерительных приборов имеет ампер-
метр, вольтметр, счетчик электрической энергии. Для защиты станции (пре-
образователя) от перегрузок устанавливается автоматический выключатель,
имеется защита от грозовых разрядов. Элементы для подключения кабелей,
питающей сети, аподпого заземления и от трубопровода смонтированы внутри
шкафа на задней стенке. Подвод всех соединительных кабелей снизу. Катод-
ные станции (преобразователи) устанавливаются как на воздухе, так и в по-
мещении без постоянного обслуживания с периодической профилактикой.
Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении
комплекса электрометрических работ получить данные об удельном элек-
трическом ^сопротивлении земли в поле токов катодной защиты, удельном
электрическом^сопротивлепии грунта в месте установки анодного заземления,
диаметре и толщине стенки трубопровода, виде изоляционного покрытия,
наличии и месте расположения источников электроснабжения (ЛЭП 0,4, 6
и 10 кв) относительно трассы трубопровода.
Основными параметрами установки катодной защиты являются сила
тока установки и длина защитной зоны, которую создает эта установка.
В зависимости от этих параметров решается вопрос о выборе мощности уста-
новки катодной защиты, типе и количестве анодных заземлений, длине дре-
нажных линий, а также о размещении установок катодной защиты по трассе
магистрального трубопровода. Расчет параметров установок катодной за-
щиты сводится к определению количества н мощности катодных станций,
которые необходимо запроектировать к установке на трубопроводе. Мощность
катодной станции (преобразователя) определяется потребностью в защитном
гоке, а количество — длиной защитной зоны каждой станции. Зона защиты
2 JlyZn 4 кт
L = — In
U min
Ав
с max
2лу/п 4-р3
РзУ
/,А'В
258
где а—постоянная распространения тока вдоль сооружения, 1/м; у—.крат-
чайшее расстояние от трубопровода до анодного заземления, м; Zb — входное
сопротивления трубопровода, ом; Кв — коэффициент, учитывающий взаим-
ное влияние соседних катодных станций (для практических расчетов Кв =
— 0,5, а в случае единичной катодной установки Ав = 1,0); IZniin— мини-
мальная по абсолютной величине наложенная разность потенциалов трубо-
провод — земля, в; 17шах — наложенная разность потенциалов в точке дре-
нажа, в; рэ — удельное электрическое сопротивление земли в поле токов
катодной защиты, ом • м.
Уравнение (5.150) решается методом последовательного пряблпжения.
Если член р3у/(£А'в) очень мал, его можно не учитывать. Тогда для опре-
деления зоны защиты пользуются формулой
L = — In------ . (5.15!)
« £в^пЦп-(2Яу2в-|-р,)
v max
Сила тока катодной станции, а,
Z = t7max/[ZB + P3/(2ny)J. (5.152)
Напряжение на выходе катодной станции, в,
(7к, c-Z (ZB-f-Z?np-|-Z?3), (5.153)
где 7?llp — сопротивление проводов, соединяющих катодную станцию с трубо-
проводом и с анодпым заземлением, ом; Z?s — сопротивление растеканию
анодного заземления, ом (зависит от конструкции анодного заземления, числа
электродов в нем, удельного сопротивления грунта).
Мощность на выходе катодной станции, вт,
c = ZZ7K c=Z2(ZB + /?np4-fls). (5.154)
На основании полученных расчетным путем силы тока Z, напряжения U
и мощности W выбирают тип катодной станции.
Анодные заземления. Анодпое заземление служит для создания элек-
трической цепи в системе катодной защиты и является основным ее элемен-
том. От правильного выбора параметров анодного заземления зависит эффек-
тивность катодной защиты в целом. Анодное заземление характеризуется
сопротивлением, которое должно быть стабильным на весь период его экс-
плуатации. Электроды заземления устанавливаются ниже глубины промер-
запия. Тип и конструкцию анодного заземления выбирают в зависимости
от удельного сопротивления грунта, глубины промерзания, влажности,
расчетной силы тока и допустимого падения напряжения в цепи катодной
станции.
В качестве материала анодного заземления используются высококрем-
нистып чугун, графитированные электроды и углеродистая сталь в коксовой
засыпке или в коксобетоне. Анодпое заземление набирается из электродов
заводского изготовления, которые между собой соединяются магистралью,
изолированной от земли. Применяют анодные заземления с вертикальным,
горизонтальным и смешанным расположением электродов. В отдельных слу-
чаях выполняют глубинпые заземления.
Сопротивление растеканию электрода, установленного вертикально
в грунт (при I <g 4г и d <g 2/), ом,
рг Д 21 . 1 4<+Z \
2л1 Vn d 2 ln 4г — I )* (5.155)
где рг — удельное сопротивление грунта в месте устройства анодного заземле-
ния, ом-м; I — длипа электрода, м; d — диаметр электрода, м; t — рассто-
яние от поверхности грунта до середины электрода, м.
17»
25»
При установке электрода горизонтально в грунт сопротивление растека-
нию (при I <3 t и I < d), ом,
рг (21 I //2-г-16*2 \
Яг=2И Vnv+ln—я—г <5-Ь6>
При горизонтальной закладке электродов небольшой длины (Z < t)
сопротивление растеканию, ом,
ог 21
ДС=^1П—. <5Л57>
В случае протяженного горизонтального электрода, когда I > 12Z,
сопротивление растеканию, ом,
Лг = 1Н71пУ27 • (5Л58)
Сопротивление заземления из вертикальных электродов, соединенных
горизонтальной голой шиной, ом,
ЛГТМВ. г/?г + Пг. в/?а ’ (5Л59)
где г]в — коэффициент экранирования вертикальных электродов; t]B. г—
коэффициент экранирования вертикальных электродов горизонтальным
электродом — магистралью; цг. в— коэффициент экранирования горизон-
тального электрода вертикальным (цв. г и цг. в принимаются равными 0,96).
Зная переходное сопротивление одиночного электрода, количество
электродов и расстояние между ними, можно определить переходное сопро-
тивление всего заземления:
Лв=/?Э1/(^п). (5.160)
где Пэг — сопротивление растеканию одного электрода, ом; г; — коэффи-
циент экранирования, зависящий от конструктивного исполнения электрода
заземления, от тела электродов и расстояния между ними.
Срок службы анодного заземления, годы,
T = G8/(*g/cp), (5.161)
где Ga — масса заземления, кг; к — коэффициент запаса (1,1—1,3); q —
потеря массы заземления, кг/(а-год); /Ср—сила тока, стекающего с за-
вемления, а,
/0р = (4 + Л)/2, (5.162)
где 1а, /к — сила тока в начальный и конечный период работы анодного
заземления, а.
Допустимая плотность анодного тока па каждый точечный или линейный
заземлитель
«а.3=Сз/(25дКн), (5.163)
где G3 — полезная масса одного заземлителя, кг; q — электрохимический
эквивалент материала заземлителя, кг/(а-год); КК — коэффициент неравно-
мерности растворения заземлителя.
Защита магистральных трубопроводов от коррозии блуждающими токами.
Большую опасность для магистральных трубопроводов и отводов от них
представляют блуждающие токи электрифицированных железных дорог.
Они вызывают интенсивное коррозионное разрушение трубопроводов в анод-
ных зонах. Наиболее эффективным способом защиты от блуждающих токов
260
является электродренажпая защита (поляризованные или усиленные автома-
тические дренажи). Усиленный автоматический дренаж состоит из усиленного
дренажа (преобразователя), неполяризующегося электрода сравнения дли-
тельного действия, датчика электрохимического потенциала, защитного
заземления и соединительных кабелей. Усиленные дренажи применяют в тех
случаях, когда применение поляризованного дренажа неэффективно или
неонравдано экономически. Установка поляризованной дренажной защиты
состоит из поляризованного дренажа (преобразователя) и соединительных
кабелей. В практике защиты магистральных трубопроводов от коррозии
блуждающими токами используются
электромагнитные и вентильные по-
ляризованные электродренажные ус-
тановки. Характеристики отдельных
электродренажных установок (пре-
образователей) в значительной мере
отличаются друг от друга, что дает
возможность широко использовать
различные тины установок исходя
из конкретных условий защиты.
При осуществлении электродре-
нажной защиты необходимо решить
две основные задачи; выбрать место
установки электродренажа и опре-
делить сечение дренажного кабеля.
Для определения последнего необхо-
димо знать максимальную величину
дренажного тока
/д = 7тЛ'1А’2/<3/<4/<5.0,2, (5.164)
где — ток нагрузки тяговой под-
станции, а; Кх, . . ., — коэффи-
циенты корреляции дренажного то-
ка, учитывающие соответственно
расстояние L между трубопроводом
и электрифицированной железной
дорогой, расстояние от места пересе-
чения трубопровода электрифициро-
ванной железной дорогой и тяговой
подстанцией, изоляционное покрытие
к
0,8
0,6
0,4
0,2.
О
1
2
Рио.
5.25.
5
10
2 3 4
4 6 8
годы; 8и,,нм
Коэффициенты корреляции
дренажного тока.
биз трубопроводов, время t укладки
трубопроводов и количество п параллельно уложенных трубопроводов
(рис. 5.25).
Сечение дренажного кабеля, мм2, поляризованной дренажной установки
S = IppLlbU, . (5.165)
где р — удельное сопротивление материала кабеля ом-мм2/м; L — длина
дренажного кабеля, м; AZ7 — допустимое падение напряжения в дренажной
цепи. в.
Протекторная защита. Защита трубопроводов от почвенной коррозии
при помощи гальванических анодов в определенных условиях эффективна
и проста. Она автономна, благодаря чему ее можно использовать в районах,
где отсутствуют источники электроэнергии. При расчете одиночной установки
последовательно определяются следующие параметры: сопротивление про-
тектора, сила тока протектора, сила тока, необходимая для защиты 1 км
трубопровода, число протекторов на 1 км трубопровода, расстояние между
протекторами, срок службы протектора.
Сопротивление протектора, установленного вертикально в активаторе,
при Za > da/2 и h > Za/4
п Рг t < i i 4h-Ha , pa 1 da\
fin- в~ 2л1а Vn da + 2 In 4h —Za + pr lnT/ ’
261
где рг — удельное сопротивление грунта, ом-и; da— диаметр столба акти-
ватора, м; Za — высота столба активатора, м; d — диаметр протектора, м;
h — глубина установки протектора, м; ра — удельное сопротивление акти-
ватора, ом-м.
При установке протектора в активаторе горизонтально в грунт при
Za da
„ pr f 21. fa+//аЧ16^
Лп-Г- 2nZa Un da +ln 4*
+-771п4г)- <5-167)
Сила тока протектора
/п = (^п — Ue)l(ZB -|- ЯПр -j- Яп). (5.168)
где Un — стационарный потенциал протектора, в; Z7e — естественная раз-
ность потенциалов труба — земля, в; ZB — входное сопротивление трубопро-
вода, ом; ЯПр — сопротивление проводника, соединяющего протектор с трубо-
проводом, ом; Нп — сопротивление протектора с* учетом поляризации, ом
(Un и Ue подставляются в формулу по одноименному электроду сравнения);
в случае отсутствия данных для магниевых протекторов и стального трубо-
провода принимают 17 п — Ue «=« 1 в.
Плотность тока на поверхности протектора
jn~In№n' (5.169)
где 8П — рабочая поверхность протектора, дм2.
Защитная плотность тока, т. е. сила тока, необходимая для защиты
1 км трубопровода, а/км,
7* = * Ю00/7?Пер» (5.170)
где к — коэффициент, учитывающий неравномерность распределения раз-
ности потенциалов труба — земля вдоль трубопровода; 17т;п — минималь-
ная наложенная защитная разность потенциалов труба — земля, в;
Япер — переходное сопротивление труба — земля, ом-м.
Число протекторов, необходимых для защиты 1 км трубопровода,
N = j (М). (5.171)
где t) — коэффициент экранирования протекторов.
Расстояние между протекторами, м,
Z = 1000/IV (5.172)
Срок службы протектора
(5.173)
где К — коэффициент использования протекторов, 0,5; G — масса
протектора, кг; Э — электрохимический эквивалент, для магния 3,94 кг/(а X
Х;год).
§ 5.19. Вдольтрассовые дороги
Строительство и эксплуатация магистральных трубопроводов^не всегда
возможны без вдольтрассовых и подъездных (к трассе от пунктовТперевалки
грузов с железнодорожных или водных путей, иногда с аэропортов, а также
от карьеров грунта, лесосек и т. д.) дорог. ВдольтрассовыеУдороги подраз-
деляют на необходимые при строительстве и при эксплуатации. Первые носят
временный характер и по окончании строительства на баланс эксплуатацион-
никам не сдаются. Вторые являются постоянными сооружениями и служат
для прохода ремонтных бригад и техники при наблюдении за линейными
сооружениями трубопровода, их профилактическом ремонте, а также ликви-
262
дации аварий и их последствий. Постоянные дороги могут быть сугубо ве-
домственными, для проезда только эксплуатационного персонала. Тогда они
конструктивно могут располагаться в непосредственной близости от трубо-
провода, т. е. ось дороги от оси трубы может находиться в 8—10 м. Если же
вдоль трубопровода проектируется постоянная дорога общего назначения,
то расстояние оси дороги от оси трубопровода должно быть не менее пред-
усмотренного СНиП II—45—75. Дороги общего назначения проектируются
по нормам дорожного строительства (СНиП II—Д.5—72) в полном объеме
и в данном справочнике не рассматриваются.
Временные дороги. Необходимость сооружения временных дорог при
строительстве магистральных трубопроводов возникает из-за наличия грун-
тов с низкой несущей способностью на болотах, заболоченных участках,
на мелкодисперсных сильно увлажненных грунтах, на участках с много-
летнемерзлыми просадочными грунтами, а также на участках с нормальными
грунтами в случаях необходимости сквозного проезда. В зависимости от
конкретных условий (несущая способность грунта, удельные давления на
грунт от строительной техники и сезон строительства) они могут быть дере-
вянными, грунтовыми, грунтово-деревянными со щебеночным или гравий-
ным покрытием. Ширина дороги зависит от габаритов строительной техники,
несущей способности грунтов, материала дорожной одежды и организации
транспортной схемы при строительстве.
Изыскание и проектирование построечных (временных) дорог произ-
водится одновременно с изысканием и проектированием магистрального
трубопровода. Положение дороги по отношению к трубопроводу увязывается
с намечаемой организацией производства работ либо при проектировании
и строительстве/двухниточного трубопровода рассматривается возможность
максимального повторного использования временной дороги для сооружения
последующей нитки. Так как вдольтрассовая дорога при*малых диаметрах
трубоировода должна иметь меньшие продольные уклоны, чем трубопровод
на участках с крутыми подъемами и спусками, ее следует прокладывать
в обход таких участков. Трубы к месту укладки в этих случаях можно доста-
влять трубоукладчиками или тракторами. В случае невозможности обхода
указанных участков продольные уклоны уменьшают, устраивая насыпи или
выемки. На кривых участках дорог, по которым намечена перевозка длинно-
мерных грузов (плетей, лесоматериалов), необходимо, уширять проезжую
часть и соответственно земляное полотно. Величины уширения зависят от
радиуса закруглений. В табл. 5.36 приведены величины уширений в зависи-
мости от радиуса закруглений,
ТАБЛИЦА 5.36
Уширение дороги на поворотах, м, в зависимости от радиуса закругления
Радиус закругления, м Дорога Радиус закругления, 1 м Дорога
однополос- ная двухполос- ная однополос- ная двухполос- ная
30 2,3 200 0,4 1,4
50 1,5 250 0,4 1,2
60 1,3 300 0,3 1,00
100 0,8 2,9 400 0,8
125 0,7 2,5 500 0,6
150 0,6 2,0 800 —. 0,4
На однополосных дорогах двустороннее движение обеспечивается устрой-
ством разъездов полезной длиной не менее 'длины расчетного автопоезда,
расположенных в пределах видимости, но не менее 500 м друг от друга. Ши-
рина земляного полотна и проезжей части на разъездах принимается как
для дорог с двухполосным движением. Переход от однополосной к двух-
полосной ширине на разъездах осуществляется на протяжении 10—15 м.
263
На закруглениях однополосных дорог, просматриваемых по условиям рель-
ефа, видимость с разъезда на разъезд обеспечивается за счет уширения про-
секи с внутренней стороны кривой. Кривые участки однополосных дорог,
пе просматриваемых по условиям рельефа (сильно пересеченная местность),
следует устраивать с двухполосным земляным полотном и проезжей частью.
В этих случаях с целью сокращения протяженности двухполосных участков
кривые участки однополосных дорог необходимо устраивать с радиусами
закругления не более 100—150 м.
Технические параметры, которым должны отвечать построечные дороги,
должны не противоречить требованиям СНиП II—Д.5—72 и в то же время
удовлетворять назначению дорог для вооружения трубопроводов. Ширина
проезжей части определяется габаритом трубоукладчика с откинутым контр-
грузом и транспортного механизма, проезжающего по трассе во время изоля-
ционно-укладочных работ. Ширина земляного полотна грунтовой и лежневой
дороги в зависимости от характеристики грунтов основания, диаметра трубо-
провода и типа трубоукладчиков колеблется от 5,5 до 10,5 м.
ТАБЛИЦА 5.37
Характеристики построечных дорог
Грузооборот, тыс. т/год Категория Назначение
Более 300 I Подъездные и вдольтрассовые
100—300 II То же
Менее 100 III Подъездные, вдольтрассовые и технологические
Не имеющие выраженного гру- зооборота IV Технологические
ТАБЛИЦА 5.38
Технические нормативы для построечных дорог
Показатели Категория дороги
I II ш IV
Число полос движения 2 1
Ширина проезжей части, м, при расчет-
ных габаритах механизмов по ши-
рине, м:
до 2,75 6,0 4,0 3,5
до 3,00 6,5-7,0 4,5 4,0
Ширина обочины земляного полотна, м 1,0 0,75 0,5
Расчетная скорость движения, км/ч:
одиночных автомобилей 40 3( 20
автопоездов 30 2( ) 15
Наибольший нормальный уклон, %:
в нормальных условиях 4 5 7
в трудных условиях 7 9 11
Наименьший радиус кривых в плане, м 100 50 30
Наименьшее расстояние видимости, м:
поверхности дороги 50 4( 25
встречного автомобиля 100 80 50
264
В зависимости от грузонапряженности построечные дороги делятся
на четыре категории (табл. 5.37). Технические нормативы, которым должны
отвечать построечные дороги, представлены в табл. 5.38. При конкретном
проектировании построечных дорог III и IV категорий по согласованию
с дорожными организациями отдельные нормативы могут быть откорректи-
рованы.
Земляное полотно. Конструкция земляного полотна принимается в зави-
симости от категории дороги, типа дорожной одежды, местных природных
условий и типов местности по характеру поверхностного стока. Земляное
полотно в сухих местах с обеспеченным водостоком при отсутствии ярко вы-
раженного растительного слоя можно устраивать в небольших насыпях,
если низ дорожной одежды расположен не ниже поверхности земли и обеспе-
чен надежный отвод воды. Возвышение низа дорожной одежды принимается
по табл. 5.39. Для построечных дорог IV категории земляное полотно следует
сооружать преимущественно в нулевых отметках с устройством на слабых
груптах, болотах н заболоченных участках выстилок из хвороста или лесо-
сечных отходов, засыпанных слоем грунта, либо сплошных поперечных
пастилов. Если несущая способность грунтов основания выше, чем давление
от веса насыпи и подвижной нагрузки, то земляпое полотно возводится
непосредственно па материковый грунт. Если же несущая способность осно-
вания ниже, то земляное полотно возводится на искусственном основании,
выполненном в виде хворостяной выстилки, еланей и т. п.
ТАБЛИЦА 5.39
Возвышение низа дорожной одежды, и
Грунт, используемый для насыпи земляного полотна
Песок средний и мелкий; супесь легкая крупная
Песок пылеватый; супесь легкая
Супесь пылеватая и тяжелая пылеватая; суглинок
легкий, легкий пылеватый и тяжелый пылеватый
Суглинок тяжелый, глины
Категория построечных
дорог
I и II ш
0,5/0,35 0,4/0,25
0,8/0,4 0,6/0,3
1,2/0,55 0,9/0,4
1,2/0,5 0,9/0,4
Примечания. 1. В числителе данные для низкого места поперечного профиля
над расчетным уровнем грунтовых и поверхностных вод, в знаменателе — над уровнем
поверхности земли на участках с необеспеченным поверхностным стоком. 2. Данные таб-
лицы определены на основании СНиП 1Г—Д.5—72 (табл. 19) о уменьшением в 1,5 раза
для построечных дорог I и II категорий, кан для дорог IV, V и IV-П категорий с переход-
ными и низкими типами покрытий на основании опыта эксплуатации дорог в районах
строительства для второй дорожно-климатической зоны; для построечных дорог III кате-
гории значения снижены на 25%.
Конструкция дорожного полотна на болотах.
Грунтовые дороги с основанием на минеральном дие (рис. 5.26) могут соору-
жаться на болотах I, II и III типов для строительства трубопроводов любого
диаметра вплоть до = 1400 мм. Грунтовые дороги рекомендуются на
болотах с мощностью торфяной залежи до 1,5 м. Ширина земляного полотна
должна быть увязана с типом трубоукладчиков, используемых для изоля-
ционно-укладочных работ (табл. 5.40). Лежневые дороги на болотах I и
II типа при мощности торфяной залежи свыше 1,5 м имеют различные кон-
структивные решения, которые зависят от диаметра сооружаемого трубо-
провода и типа трубоукладчика (рис. 5.27—5.31). При проектировании леж-
невых дорог рекомендуется отбойные брусья укладывать вразбежку, через
верхний п нижний отрубы; лежни — внахлестку с чередованием нижнего
и верхнего отрубов. Для лежневых дорог можно использовать древесину
любых пород III сорта при неограниченной влажности,
265
Рис. 5.27. Насыпь дороги, отсыпанной непосредственно на поверхности
болота.
3~5л?
— Дренирующий, грунт
— Н Дренирующий грунт
- Хворостяная выстилка
- Торф
Минеральное дно
Рис. 5.28. Конструкции насыпи, отсыпанной на болоте на хворостя-
ную выстилку.
Рис. 5.29. Насыпь на болоте о применением выторфовывания.
266
B + jtl +1,5м
Рис. 5.31. Насыпь на сяанях на болоте П типа.
ТАБЛИЦА 5.40
Зависимость ширины земляного полотна
от типа трубоукладчика
Условный диаметр трубопрово- да* М*1 Тип трубоукладчика Ширина насыпи по верху, м
500 Т-12-24В 5,0
700 Т-12-24В и Т-15-30В 5,5
800 Т-15-30В 5,5
1000 Т-15-30В и Т-35-60А 5,5
1200 Т-35-60А 5,5
1400 К-594 6,5
Конструкция дорожного полотна па минеральных
грунтах. Трассы магистральных трубопроводов проходят по участкам
с различными по несущей способности минеральными грунтами и пере-
секают равнинные, сильно пересеченные и горные участки. На дренирующих
минеральных грунтах с поперечным уклоном местности не круче 1:10 вдоль-
трассовые дороги могут быть выполнены в нулевых или близких к нулевым
отметках с созданием канав-резервов глубиной 0,5 м и откосами 1 : 1,5
1 — рабочая полоса; 2 — автомобильная дорога (для однополосных дорог раз-
рез дан по разъезду); з — кювет-резерв.
(рис. 5.32). Если поперечный уклон имеет крутизну от 1 : 10 до 1 : 5, то
дорожное полотно выполняется в виде насыпи с использованием грунта из
канав-резервов (рис. 5.33 и 5.34). При поперечном уклоне местности 1 : 3
дорожное полотно формируется в выемке с резервами. При косогорах с кру-
тизной более 1 : 3 разрабатываются индивидуальные проекты, по которым
дорожное полотпо может быть выполнено как полувыемка-полунасыпь с кю-
ветами с пагорной стороны.
На мелкодисперсных слабодренирующих грунтах с высоким стоянием
грунтовых вод и низкой несущей способностью конструкция дорожпого
полотпа зависит от постоянных и временных подвижных пагрузок.
На рис. 5.35 и 5.36 даны конструкции временных дорог для строительства
газопровода диаметром 1400 мм на переувлажненных грунтах (ширипа
10,5 м). По окончании строительства их превращают в эксплуатационную
дорогу шириной 6,5 м. Возможны и другие конструкции дорог на минераль-
ных груптах. Во всех случаях расчетом должны быть определены параметры
дорожпого полотна и материал дорожной одежды, обеспечивающие неодно-
кратный проход тяжелой строительной техники при сооружении трубопро-
268
Рис. 5.34. Конструкция вдольтрассовой дороги при поперечном уклоне
местности от 1 : 10 до 1 : 4 (от траншеи к дороге).
Рис. 5.35. Грунто-деревянная дорога на переувлажненных грунтах с коэффициентом
консистенции более 0,75.
10,5м
0,5м_______
, 3°Л
4,0м
ХВоростянпя Выстилка, \
слой. 0,1 -0,4м 6 плотном теле\
Часть насыпи после строительства не
Восстанавливается
Рис. 5.36. Грунтовая дорога на хворостяной выстилке на переувлажненных грунтах
с коэффициентом консистенции до 0,75.
269
вода и постоянный проезд ремонтных бригад и восстановительной техники
при эксплуатации.
Искусственные сооружения. На дорогах I и И категорий рекомендуется
сооружать деревянные балочные мосты на свайном, а если грунты не поз-
воляют забивку свай, то на рамном’основании. На дорогах III и IV категорий
допускается устраивать простейшие мосты на клетках из бревен. При малых
расходах воды и наличии местного камня на водотоках с незначительным
количеством взвешенных частиц грунта можно устраивать фильтрующие
насыпи. Место перехода водотока и положение сооружения в плане и профиле
дороги выбирают с учетом строительных и эксплуатационных показателей,
режима водотока, русловых, геологических и других местных условий,
определяющих оптимальное технико-экономическое решение соответству-
ющего участка дороги. Малые и средние мосты (а также трубы под насы-
пями) допускается располагать па дорогах с любым сочетанием элементов
плапа и профиля, предусмотренных нормами проектирования. Если водо-
пропускные сооружения выполнены в виде труб, то толщипа засыпки пад
их верхом, считая от верха дорожпой одежды по бровке дороги, должна
быть неменее0,5 м. Расчет мостов, а также пойменных насыпей иа воздействие
водпого потока выполняется J по расчетным расходам и соответствующим
им уровням с учетом срока службы трубопровода, который принимается
по табл. 5.41.
ТАБЛИЦА 5.41
Срок службы трубопровода и нормы повторяемости
расчетных расходов и уровней, учитываемые прп расчете мостов
Характеристика мостов Срок службы трубопровода Нормы повторя- емости расчетных расходов и уровней
Мосты и трубы на вдольтрассовых и подъездных дорогах Малые деревянные мосты Любые мосты Более 20 лет Более 20 лет До 5 лет 1 раз в 50 лет 1 раз в 33 года 1 раз и 10 лет
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бородавкин П. II. Подземные ^трубопроводы. М., «Недра», 1973.
304 с.
2. Бородавкин^!!. П., Таран В. Д. Трубопроводы в сложных условиях.
М., «Недра», 1968. 302'с.
3. Бородавкин П. П., Шадрин О. Б. Вопросы проектирования и капи-
тального ремонта подводных переходов трубопроводов. Науч.-темат. обзор.
М., 1971. 76 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ин-т организации, управления и
экономики нефтегаз, пром-сти).
4. Бородавкин П. П., Шадрин О. Б., Черняев Д. А. Вопросы проекти-
рования и эксплуатации подводных переходов нефте- и продукте проводов.
Науч.-темат. обзор. М., 1966. 92 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ип-т организации,
управления п экономики нефтегаз, пром-сти).
5. Васильев Н. П. Балластировка и закрепление трубопроводов боль-
ших диаметров. М., 1969. 57 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ип-т экономики,
организации производства и техн.-экон. информации в газ. пром-сти).
6. Васильев Н. П. Закрепление магистральных трубопроводов на про-
ектпых отметках винтовыми анкерными устройствами. Науч.-техн. обзор.
270
М., 1973. 59 с. (Всесоюз. науч.-псслед. ин-т экономики, организации произ-
водства и техн.-экон. информации в газ. пром-сти).
7. Васильев Н. П., Кукушкин Б. М. Предупреждение и защита под-
водных трубопроводов от размыва л повреждений. Темат. науч.-техн. обзор.
М., 1970. 67 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т экономики, организации произ-
водства и техн.-экон, информации в газ. пром-сти).
8. Валков Б. Г., Тесав И. И., Шу ванов В. В. Справочник ПО защите
подземных металлических сооружений от коррозии. Л., «Недра», 1975; 224 с.
9. Временные указания по технологии и организации механизирован-
ного втроительства трубопроводов из труб диаметром 1420 мм. М., 1970.
68 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ип-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
10. Временные указания по технологии и организации 6 механизирован-
ного строительства трубопроводов из труб диаметром 1420 мм в условиях
пустынь и каменистых плато. ВСН 1—32—71/Мингазпром. М., 1971. 63 с.
(Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
11. ВСН 1—7—73. Указания по применению стальных труб в газовой
промышленности. М., 1973. 26 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву
магистр, трубопроводов).
12. ВСН 1—19—70. Указания по производству работ при сооружении
магистральных стальных трубопроводов. Строительство и моптаж установок
электрохимической защиты трубопроводов от коррозии. Вып. 6. М., 1971,
56 с. (Всесоюз. науч.-псслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
13. ВСН 7—20—70. Указания по производству работ при сооружении
магистральных стальных трубопроводов. Строительство подводных перехо-
дов. Вып. 9. М., 1971. 45 с. (Всесоюз. науч.-псслед. ин-т по стр-ву магистр,
трубопроводов).
14. ВСН 1—23— 70. Указания по производству работ при сооружении
магистральных стальных трубопроводов. Подготовительные и земляные
работы. Вып. 3. М., 1971. 46 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ин-т по стр-ву ма-
гистр. трубопроводов).
15. ВСН 1—27—71. Указания по производству работ при сооружении
магистральных стальных трубопроводов. Строительство криволинейных
участков трубопроводов. Вып. 4. М., 4971. 22 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т
по стр<ву магистр, трубопроводов).
16. ВСН 1—31—71. Указания по балластировке грунтом стальных тру-
бопроводов, прокладываемых па обводненных участках. М., 1971. 12 с,
(Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
17. ВСН 1—46—73. Указания по проектированию и методике расчета
магистральных газопроводов из труб диаметром 1420 мм. М., 1974. 90 с.
(Всесоюз. пауч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
18. ВСН 1—54—74. Указания по выбору участков подводных переходов
магистральных трубопроводов. М., 1974. 19 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ип-т
по стр-ву магистр, трубопроводов).
19. ВСН 1—55—74. Методические указания по инженерным изысканиям
При сооружении подводных переходов магистральных трубопроводов.
ВСН 1—55—74. М., 1974. 62 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву ма-
гистр. трубопроводов).
20, ВСН 2—19—70. Инструкция по проектированию и расчету катод-
ной защиты трубопроводов. М., 1971. 137 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т
по стр-ву магистр, трубопроводов).
21. ВСН 2—31—71. Инструкция по антикоррозионной защите наружной
поверхности металлических трубопроводов полимерными липкими лентами.
М., 1972. 37 с. (Всесоюз. пауч.-исслед. ип-т по стр-ву магистр, трубопро-
водов). -V
22. ВСН 2—36—72. Инструкция по нанесению полимерных лент «Плай-
кофлекс» и «Поликен». М., 1972. 11 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву
магистр, трубопроводов).
23. ВСН 2—59—75. Инструкция по рекультивации земель при стро-
ительстве магистральных трубопроводов. М., 1975. 8 с. (Всесоюз. науч.-
исслед. пн-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
271
24. Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные соору-
жения. Общие технические требования. ГОСТ 9.015—74. М., Изд-во. стан-
дартов, 1974. 79 с.
25. Дерцакян А. К., Макуров Б. Д. Переходы магистральных трубопро-
водов через болота. Л., «Недра», 1965. 215 с.
26. Детали магистральных трубопроводов из углеродистой и низколеги-
рованной стали. Отводы гнутые и колена составные для линейной части.
Ведомственные нормали НВ 10—65—НВ 13—65. М., 1965. 27 с. (Мингаз-
пром СССР). ч
27. Детали стальных трубопроводов па ру от 25 до 75 кгс/см2. Нормали
ведомственные НГ 2000—71—НГ 2012—71. М., 1971. 179 с. (Мингазпром
СССР).
28. Защита от коррозии протяженных металлических сооружений.
Справочник. М., «Недра», 1969. 311 с. Авт.: В. И. Гладков, А. М. Зиневнч,
В. Г. Котик и др.
29. Инструкция по определению категорийностп, контролю качества
сварных соединений, очистке полости и испытанию газопроводов, нефте-
проводов, нефтепродуктопроводов и кондепсатопроводов компрессорных
и газораспределительных станций, станций подземного хранения газа, уста-
новок комплексной подготовки газа, насосных перекачивающих станций
н насосных станций для перекачки сжиженных углеводородов. М., 1974.
13 с. (Гос. газ. инспекция Мингазнрома СССР).
30. И нструкция по проектированию трубопроводов, укладываемых
в насыпи п с малым заглублением в грунт. М., 1967. 27 с. (Всесоюз. науч.-
исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
31. Инструкция по расчету «горячих» участков трубопроводов из труб
диаметром 1020—1220 мм, работающих при температуре газа до + 70’С,
прокладываемых в песчаных и супесчаных грунтах. М., 1968. 32 с. (Всесоюз.
пауч.-псслед. пн-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
32. Исмаилов И. А., Ходанович И. Е., Кривошеин Б. Л. Определение
радиуса обмерзания и объема льда, образующегося на подводном трубопро-
воде. — «Транспорт и хранение газа», 1968, № 3, с. 10—15.
33. Камерштейн А. Г., Рождественский В. В., Ручинский М. И. Расчет
трубопроводов на прочность. Справ, книга. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.,
«Недра», 1969. 440 с.
34. Каталог машин для строительства трубопроводов. М., «Недра»,
1973. 139 с.
35. Левин С. И. Подводные трубопроводы. И., «Недра», 1970. 280 с.
36. Методические указания по предупреждению возникновения пучин
в .местах пересеченпя земляного полотна трубопроводами. М., «Транспорт»,
1974. _38 с.
37. Никитенко Е. А. Станции катодной защиты магистральных газо-
проводов. М., «Недра», 1967. 267 с.
38. Перевозка длинномерных труб автопоездами. М., 1970. 37 с. (Все-
союз. науч.-исслед. ин-т экономики, органпзации производства и техн.-экон.
информации в газ. пром-стп).
39. Петров И. И., Спиридонов В. В. Надземная прокладка трубопрово-
дов. М., «Недра», 1973. 472 с.
40. Подгорное А. С. Закрепление песков по трассам магистральных
газопроводов нэрозином. Науч.-техп. обзор. М., 1972. 21 с. (Всесоюз. науч.-
исслед. ип-т экономики, организации производства и техн.-экон. информации
в газ. пром-сти).
41. Правила плавания по внутренним судоходным путям МРФ РСФСР.
М., «Транспорт», 1975. 95 с.
42, Правила техники безопасности при строительстве магистральных
стальных трубопроводов. М., «Недра», 1972. 156 с.
43. Р 82—71. Рекомендации по методике расчета напряженно-деформи-
рованного состояния трубопроводов в условиях Средней Азии (Шатлык —
Центр). М., 1971. 47 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т по стр-ву магистр, трубо-
проводов).
272
трубопроводов).
50. ’ Скоморовский
44. Р 112—72. Рекомендации по технологии и организации механизи-
рованного строительства трубопроводов из труб диаметром 1420 мм в усло-
виях гор. М., 1972. 47 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр,
трубопроводов).
45. Р 122—72. Рекомендации по проектированию подводных трубопро-
водов с использованием продольной жесткости труб. М., 1973. 32 с. (Всесоюз.
науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
46. Р 126—72. Рекомендации по технологии укладки подводных трубо-
проводов диаметром 1220 и 1420 мм. М., 1973. 85 с. (Всесоюз. науч.-исслед.
ин-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
47. Рекомендации по утяжелению подводных трубопроводов торкрет-
бетоном и сборным железобетоном. М., 1967. 50 с. (Всесоюз. науч.-исслед.
ип-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
48. Рекомендации по выбору конструкций И технологии строительства
подъездных и вдольтрассовых дорог для сооружения трубопроводов в усло-
виях Северо-Западной Сибири. М., 1969. 47 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т
ио стр-ву магистр, трубопроводов).
49. Рекомендации по строительству магистральных трубопроводов в гор-
ных условиях. М., 1964. 52 с. (Всесоюз. науч.-псслед. ип-т ио стр-ву магистр.
Я. 3. Свободный изгиб труб большого диаметра на
строительстве магистральных трубопроводов. М., 1960. 54 с. (Всесоюз.
науч.-псслед. ин-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
51. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред.
С. Ф. Бармина. Изд. 2-е, доп. и перераб. Л., «Недра», 1974. 432 с.
52. Строительство газопровода диаметром 1420 мм в горных усло-
виях. Науч.-техп. обзор. М., 1973. 48 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т
экономики, организации производства и техн.-экон. информации в газ.
пром-сти).
53. СИ 353—66. Указания по проектированию населенных мест, пред-
приятий, зданий и сооружений в Северной строительно-климатической зоне.
М., Стройиздат, 1967. 100 с.
54. СНиП 45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирова-
ния. М., Стройиздат, 1975. 60 с.
55. СНиП II—15—74. Основания зданий и сооружений. М., Стройиздат,
1975. 64 с.
56. СНиП II—Д.5—72. Автомобильные дороги. Нормы проектирования.
М., Стройиздат, 1972. НО с.
57. СНиП II—Д.11—62. Нагрузки и воздействия. Нормы проектирова-
ния. М., Стройиздат, 1962. 26 с.
58. СНиП III—А.11—70. Техника безопасности в строительстве. М.,
Стройиздат,_1970. 192 с.
59. СНиП III—Б.1—71. Земляные сооружения. Правила производства
и приемки работ. М., Стройиздат, 1972. 54 с.
60. СНиП III—Д.10—72. Магистральные трубопроводы. Правила произ-
водства и приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 32 с.
61. СНиП IV—10. Сметные нормы. Земляные работы. М., Стройиздат,
1965. 95 с.
62. Технологические указания производства работ прп строительстве
подводных трубопроводов. М., 1971. 154 с. (Мингазпром СССР).
63. ТУ 347—70. Технические условия на конструкцию, изготовление
и поставку апкерпых устройств и анкеров винтовых типов АС-4-40 и АС-4П-40.
М., 1970. 24 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т по стр-ву магистр, трубопро-
водов) .
64. ТУ 51—348—70. Технические условия на конструкцию, изготовление
и поставку анкерных устройств п анкеров винтовых типов АЛ-4-40 п
АЛ-4П-40. М„ 1970. 20 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т по стр-ву магистр,
трубопроводов).
65. ТУ 51—03—06—68. Технические условия на конструкцию, изгото-
вление и поставку анкерных устройств и винтовых анкеров типов АС-4,
18 заказ 15G 273
АС-4П, АЛ-4 и АЛ-4П диаметром 100—300 мм. М., 1968. 8 с. (Всесоюз.
науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопроводов). •
66. Тихомиров Е. Н. Монтаж, наладка и эксплуатация устройств элек-
трохимической защиты. Изд. 2-е, перераб. и доп. Л., «Недра», 1976. 123 с.
(Б-ка эксплуатационника магистр, газопровода).
67. Указания по определению категорий участков, минимальных рас-
стояний от населенных пунктов и сооружений для газопроводов диаметром
800, 1000, 1200 и 1400 мм, включая прокладываемые в северных районах
и районах распространения вечномерзлых грунтов. М., 1968. 13 с. (Всесоюз.
науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр. трубопровЪдов).
68. Указания по применению анкерных устройств для закрепления
трубопроводов. М., 1968. 23 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т по стр-ву магистр,
трубопроводов).
69. Указания по технологии и организации строительства электрозащиты
магистральных трубопроводов. М., 1966. 68 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т
но стр-ву магистр, трубопроводов).
70. Чугунов М.А., Хомич А. А. Справочник работника газовой про-
мышленности. Минск, «Наука и техника», 1965. 355 с.
Глава 6
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
КОМПРЕССОРНЫХ И НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИИ
§ 6.1. Общие сведения по КС
КС предназначены для сжатии транспортируемого газа до давления,
обеспечивающего его подачу от месторождения, магистрального газопровода
или других источников до ГРС потребителей. Основными параметрами КС
являются:' количество'сжимаемого газа, давление па входе и выходе станции
и температура^газа в*тех же точках. КС делятся на две группы: головные,
обычно размещаемые в непосредственной близости от месторождения, и про-
межуточные, располагаемые на трассе газопровода. На головных КС газ
не только сжимается, но и подготавливается для транспорта, что регламен-
тировано ОСТ 51.40—74, предусматривающим требования к качеству газа,
подаваемого с месторождения или из подземного хранилища в магистральные
газопроводы (табл. 6.1). Для обеспечения требуемой кондиции на головной
КС предусматриваются сепарация, осушка, очистка, охлаждение, одориза-
ция газа и замер его количества. На промежуточных КС обязательным тех-
нологическим процессом является очистка газа от механической взвеси
(капельной жидкости и грязи), так как на участке газопровода между стан-
циями не исключено образование жидкости, а также'окислов железа и пр.
ТАБЛИЦА 6.1
Характеристика природных газов, подаваемых в магистральные
газопроводы
Показатель Нормы
для умеренных и жарких клима- тических зон ДЛЯ холодной климатической зоны
ПГУ-1 ПГУ-2 ПГХ-1 ПГХ-2
Температура точек росы по влаге и тя- желым углеводородам при давлении 55 кгс/см2, °C, не более: зимний период летний период Механические примеси, г на 100 м3, не более Содержание сероводорода, г на 100 м*, ие более Содержание кислорода, об. %, ие более -10 —3 0,1 —5 0 0,3 2, 1,( —25 —15 0,1 3 -20 -20 0,3
Примечания. 1. ПГУ — природный газ умеренной н жаркой климатических
зон, ПГХ — природный газ холодной климатической воны; вимний период с 1 октября
по 30 апреля, летний — о 1 мая по 30 сентября. 2. Климатические зоны по ГОСТ 16350_70.
18* 275
КС, кроме того, различают по типу применяемых па них ГПА:
— станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным
приводом (газомотокомпрессорами);
— станции, оборудованные поршневымп компрессорами с приводом
от газовых двигателей;
— станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотур-
бинным приводом;
— станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом
от электродвигателей.
КС располагают за пределами застройки городов, населенных пунктов
и промышленных предприятий с соблюдением нормативных разрывов от
границы КС до зданий и сооружений. Расстояние между КС и теоретическое
положение КС определяют гидравлическим расчетом. Конкретное размещение
в натуре осуществляют с учетом результатов инженерных изысканий и нали-
чия необходимых источников инженерного обеспечения (строительные мате-
риалы, источники водоснабжения и пр.).
Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функциониро-
ванием всего комплекса сооружений. По степени значимости все объекты
площадки КС можпо разбить на две группы: основной технологии и под-
собно-вспомогательного назначения. К первой группе относятся:
— узел фгистки газа от механических примесей и жидкости;
— узел компримирования газа — компрессорный цех;
— узел охлаждения газа (при необходимости).
Ко второй группе относятся:
— узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа
собственных нужд;
— трансформаторная подстанция при внепшем источнике электроснаб-
жения или электростанции собственных нужд; _
— котельная или утилизационная установка тепла отходящих газов
газовых турбин;
— склад горюче-смазочных материалов (ГСМ);
— ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ);
— служба связи;
— служебно-эксплуатационный блок (СЭБ);
— объекты водоснабжения (пасоспые, артскважины и пр.);
— очистные сооружения канализации.
При выборе проектных решений объектов КС следует учитывать:
назначение рассматриваемого объекта; климатологические давные места
сооружения; необходимость максимального применения блочных и блочно-
комплектных объектов КС; предполагаемую транспортную схему доставки
оборудования и строительных материалов на площадку строительства.
Основным оборудованием на КС считаются ГПА, которые могут быть
поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров
бывают газовые двигатели в виде отдельных агрегатов или двигатели в одном
блоке с поршневым компрессором (газомотокомпрессоры). Центробежные
машины для перекачки газа — так называемые нагнетатели — могут иметь
привод от электродвигателя или от ГТУ. Максимальная потребляемая мощ-
ность (в настоящее время) поршневых компрессоров 5,5, центробежных
нагнетателей с приводом от электродвигателя — 10 и центробежных нагне-
тателей с приводом от газовых турбин — 25 Мвт. Большинство КС Советского
Союза оборудуются ГПА, состоящими пз центробежных пагнетателей с при-
водом от ГТУ.
§ 6.2. Трубы, фасонные части и соединения,
применяемые на КС
Площадки КС насыщены большим количеством подземных и надземных
технологических коммуникаций (газовых, водяных, масляных п др.), име-
ющих различные параметры. Для прокладки этих коммуникаций применяют
стальные трубы. Для водопровода, систем отопления, маслопроводов, нефте-
276
продуктопроводов и газопроводов низкого давления применяют трубы по
ГОСТ 3262—75, изготовленные из хорошо сваривающейся стали марок
СтО — Стб (ГОСТ 380—71*). Марку стали и способ производства труб уста-
навливает завод-изготовитель.
Для газопроводов КС (шлейфы, обвязка гитары) при Dy = 57 4- 530 мм
можно применять стальные бесшовные горячекатаные трубы (ГОСТ 8732—70*)
и бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные (ГОСТ 8734—75) из стали
марок 10 и 20 по ГОСТ 1050—74 при давлении до 180 кгс/см2. Трубы диа-
метром Dy = 530 -г- 1220 мм поставляют по техническим условиям
ТУ 14—3—109—73 из сталей марок 14Г2САФ, 14Г1С, 14ХГС, 17ГС, 10Г2С1
Челябинским трубопрокатным, Харцызским и Новомосковским трубными
заводами, Ждановским металлургическим заводом им. Ильича. Применение
сварных спиральношовных труб на территории КС и на участках, примыка-
ющих к ним, а также в узлах подключения газопроводов КС не разрешается.
В связи с большим разнообразием климатических условий при строитель-
стве трубопроводов и их эксплуатации трубы условно делят па две группы.
К первой относят трубы в обычном исполнении (для средних и южных рай-
онов страны): температура эксплуатации 0° С и выше; температура стро-
ительства ----40° С и выше. Ко второй группе относят трубы, предназначен-
ные для эксплуатации при отрицательных температурах (северные районы);
температура эксплуатации понижается до —20 и —40° С, температура стро-
ительства — до —60° С. Марку стали труб выбирают по руководящим мате-
риалам ио применению стальных труб в газовой промышленности
(ВСН—1—7—73 ВНИИСТ). Температуру строительства определяют в соот-
ветствии со СНиП II—А.6—62 или СН 353—66.
Расчет обвязочных трубопроводов КС на прочность ведут по методике
предельных состояний; расчетные формулы, нормативные характеристики
стальных обвязочных трубопроводов, расчетные сопротивления и прочий
нормативный материал по расчету приведен в «Инструкции по расчету обвя-
зочных трубопроводов» ВНИИСТ.
Для выполнения проектной конфигурации технологических трубопро-
водов в натуре применяют фасопные части — отводы, тройники, переходы
или днища, соединяемые с трубопроводом сваркой и дающие возможность
осуществить поворот оси трубопровода, сделать ответвление, изменить диа-
метр или сделать тупик. ГОСТ 17374—72 определяет тип и основные пара-
метры бесшовных приварных деталей трубопроводов из углеродистой стали
на ру от 1 до 100 кгс/см2. ГОСТ 17375—72 — ГОСТ 17379—72 регламенти-
руют соответственно конструкцию и размеры бесшовных приварных деталей
(из углеродистой стали) трубопровода: крутоизогпутых отводов с углами 45,
60 и 90 , тройников проходвых и переходных, седловин врезпых и наклад-
ных, переходов концентрических и эксцентрических заглушек.
На фасонные части больших диаметров (от Z?y = 400 до 1600 мм) раз-
работаны ведомственные нормали (ПГ 2000—71 — НГ 2012—71 на отводы,
тройники, переходы, днища па ру от 25 до 75 кгс/см2). Материал для изго-
товления деталей трубопроводов принимают по СНиП II—45—75, раздел 13.
Фланцевые соединения при монтаже КС употребляют при присоедине-
ниях трубопроводов к емкостям, насосам, различным аппаратам, фланцевой
арматуре и т. д. Обычно применяют плоские приварные фланцы по ГОСТ
1255—67* на условное давление 6, 10, 16 и 25 кгс/см2 и фланцы стальные
приварвые встык с выступом или впадиной для арматуры и соединительных
частей на давление от 1 до 200 кгс/см2 и температуру не более 450° С. При-
меняют также фланцы литые стальные с выступом или впадиной на давление ру
от 16 до 200 кгс/см2 (ГОСТ 12822—67*), литые из ковкого чугуна с соедини-
тельным выступом на давление ру от 16 до 40 кгс/см2 (ГОСТ 12817— 67*),
литые стальные с соединительным выступом па давленпе ру 16, 25 ц от 40
до 200 кгс/см2 (ГОСТ 12821—67*).
В качестве прокладочного материала для низких давлений применяют
прокладочный картон по ГОСТ 9347—74 двух марок: А — пропитанный,
толщиной от 0,3 до 1,5 мм, Б — пепропитапный, от 0,3 до 2,5 мм. Для сред-
них и высоких давлений для уплотнения плоских разъемов неподвижных
277
соединений типа «гладкие» (с давлением среды не более 40 кгс/см2), «шип_
паз», «выступ — впадина», сосудов и аппаратов, насосов, арматуры, трубо-
проводов, компрессоров, двигателей внутреннего сгорания и других агре-
гатов применяют паронит (ГОСТ 481—71).
§ 6.3. Арматура
Классификация. В зависимости от назначения трубоироводную арма-
туру подразделяют на четыре класса: I — запорная, II — регулирующая,
III — предохранительная и защитная, IV — контрольная. В проектной
документации, при монтаже и эксплуатации КС устанавливают трубопро-
водную арматуру, марка и тип которой указаны условным обозначением.
Последнее определяет ее тип, материал корпуса, конструктивную особен-
ность типа, материал уплотнительных поверхностей затвора.
Рабочее давление зависит от температуры среды и регламентируется
ГОСТ 356—68. Арматура, предназначенная для использования при рабочем
давлении, превышающем 1 кгс/см2, должна испытываться на герметичность
давлением, равным 1,25Гр. Арматура и соединительные части трубопроводов
для рабочего давления ниже 1 кгс/см2 должны испытываться на прочность
и плотность пробным давлением, превышающим на 1 кгс/см2 рабочее. Вся
газовая арматура должна испытываться в соответствии с техническими усло-
виями на изготовление на герметичность воздухом под следующим давле-
нием:
Краны на рр ^'0,4 кгс/см2
Краны на рр >/0,4 кгс/см2
Краны стальные"на ру гЗ/ 64 кгс/см2
Задвижки чугунные и стальные на рр й/ 12 кгс/см2
Задвижки стальные на рр 64 кгс/см2
Вентили запорные из серого и ковкого чугуна
Вентили литые и кованные из углеродистой и легиро-
ванной стали
0,5 кгс/см2
1,25 рр
1,2^ Рр
Ру
Ру
Рр
Краны. Запорное устройство, в котором наземная часть затвора имеет
форму тела вращения с отверстием для пропуска потока и при перекрытии
потока вращается вокруг своей оси, перпендикулярной к оси трубопровода,
называют краном. Форма затвора бывает коническая, цилиндрическая и ша-
ровая. По способу присоединения различают крапы фланцевые, муфтовые,
цапковые и с концами под приварку. Затворы могут иметь отверстия, равные
внутреннему диаметру присоединяемой трубы или меньшие. В первом случае
кран называют полнопроходным. Основные параметры для пробковых и ша-
ровых кранов установлены ГОСТ 9702—67; ГОСТ 14187—69* определены
строительные длины пробковых кранов.
Задвижки. Подразделяются но конструкции шпинделя на два вида:
с выдвижным и с невыдвижным шпинделем. У первых гайка (резьбовая
втулка) находится вне корпуса и перемещение шпинделя осуществляется
вращением гайки. В задвижках с невыдвижным шпинделем гайка, переме-
щающая затвор, находится в корпусе и остается неподвижной. Привод за-
движек в зависимости от необходимого для открытия их усилия и условий
эксплуатации может быть ручной, пневматический, гидравлический или
электрический. На коммуникациях КС устанавливают все указанные типы.
Вентили. На трубопроводах КС (воздушных, водяных, масляных)
в основном используют вентили общего назначения для рабочего давления
до рр *= 25 кгс/см2 и температуры до 300 °C для жидких и парообразных
сред, требующих применения латуни. Соединительные концы — муфтовые
(ГОСТ 6527—68*) или флапцевые (ГОСТ 1235—67 или ГОСТ 12817—67*).
Область применения, основные технические характеристики и массу следует
брать ив «Каталога-справочпика промышленной трубопроводной арматуры».
278
Обратные и предохранительные клапаны. Для предотвращения движения
транспортируемой по трубопроводу среды в направлении, обратном задан-
ному, применяют обратные клапапы. По конструкции их делят на подъемные
ц поворотные. На КС применяют обратные подъемные и поворотные клапапы.
Клапаны предохранительные предназначены для автоматического сброса
среды при повышении давления сверх установленного. Они бывают трех
типов: пружинные, гидравлические и рычажно-грузовые. На КС нашли
применение гидравлические и пружинные. В соответствии с правилами Гос-
гортехнадзора СССР размеры и пропускная способность предохранительных
клапанов должны быть выбраны по расчету так, чтобы в сосуде пе могло
создаться давление, превышающее рабочее более чем на 0,5 кгс/см2 (для
сосудов с давлением до 3 кгс/см2 включительно), па 15% (для сосудов с давле-
нием от 3 до 60 кгс/см2) или на 10% (для сосудов с давлением свыше
60 кгс/см2). Пропускная способность предохранительных клапанов, кг/ч,
С = 220Г>/л777, (6.1)
где 220 — постоянный коэффициент; F — сечепие клапана, см2, определя-
емое для полноподъемных клапанов при h 0,25 по зависимости F = 0,785 <й2,
а для неполноподъемных при h 0,05 — по зависимости F = 2,22dh', d —
внутренний диаметр седла, см; h — высота подъема клапана, см (для полно-
подъемного клапана рекомендуется h ^0,41)' р— абсолютное давление,
кгс/см2; Т — абсолютная температура газа; М — молекулярная масса газа
(для метапа М — 15).
§ 6.4. КС с поршневыми ГПА
Определение подачи компрессора и мощности двигателя газомотоком-
прессора. При проектировании КС с иорпшевыми компрессорами в первую
очередь определяют тип и количество агрегатов, необходимых для транспорта
заданною объема газа. При
выборе типа машин предпочте-
ние отдается агрегату, количе-
ство которых на станции бу-
дет находиться в пределах 6—
10, что обеспечивает необхо-
димую гибкость при перемен-
ных режимах работы стапции
и не влечет за собой усложне-
ния цеха. Для уяспепия фи-
зических явлений, происходя-
щих в цилиндре компрессора
и определяющих процесс сжа-
тия (нагнетания), а также за-
трачиваемую на это работу,
необходимо рассмотреть инди-
каторную диаграмму цилиндра
компрессора (рис. 6.1). 1—2 —
линия всасывания. Всасывание
газа начинается после открытия
всасывающего клапана (точка 7). Газ из всасывающего коллектора поступает
в цилиндр компрессора. Давление газа р1 в цилиндре при всасывании ниже
давления pt во всасывающем коллекторе. Проходя через входную запорную
задвижку, всасывающие каналы и клапаны, газ, преодолевая сопротивление,
теряет давление. 2—3 — линия сжатия. При обратном ходе поршня на уча-
стке Vi — Г2 происходит выравнивание давления до ро и закрытие всасы-
вающего клапана. После этого газ в цилиндре сжимается и давление его
повышается до максимального (точка 3). 3—4 — линия нагнетания. В точке 3
открывается нагнетательный клапан, и сжатый до давления рг газ выталки-
вается в нагнетательный коллектор. Сопротивление, создаваемое силами
279
Рис. 6.1. Индикаторная диаграмма цилиндра ком-
прессора.
инерции нагнетательного клапана, противодействием клапанных пружин
и трением газа в трубопроводе, приводит к снижению давления до рк. ~£—1 —
линия расширения. В начале обратного хода поршня происходит расширение
сжатого газа, оставшегося в полости вредного пространства Ус- В точке I
давление падает несколько ниже, чем давление во всасывающем коллекторе,
после чего открывается всасывающий клапан и процесс повторяется.
Для оценки действительных отклонений подачи и затрачиваемой мощ-
ности компрессора от теоретических пользуются следующими коэффициен-
тами. Коэффициент, подачи X — отношение фактически подаваемого объема И2
за один рабочий ход к объему V, описываемому поршнем за один ход. Коэф-
фициент наполнения или объемный коэффициент — отношение объема
газа, поступившего в цилиндр за время всасывания, к объему, описанному
поршнем:
Xy-Fj/Г. (6.2)
Кроме того,
ХГ = 1-С1(Р2/Р1)1/(К~1)], (6.3)
где С = Ус/ V — относительная величина вредного пространства, % от объ-
ема цилиндра; p-i'pi — отношение давлений нагнетания и всасывания; К —
показатель адиабаты.
Коэффициент, дросселирования У.р учитывает уменьшение объема подава-
емого газа У2 вследствие сопротивления при всасывании и нагнетании по
отношению к' Fi.:
(6-4
Среднее значение ~f.p составляет 0,95—0,98.
Коэффициент подогрева Л; учитывает влияние подогрева газа, поступа-
ющего в цилиндры во время всасывания. В связи с этим уменьшается мас-
совая подача компрессора. Среднее значение Л/ = 0,98 4- 0,99. Коэффициент
герметичности Лр учитывает утечки газа через неплотности в поршневых
и сальниковых кольцах и клапанах; >.г = 0,95 0,97. Коэффициент по-
дачи 7: дает общую оценку действительного компрессора:
Л = . (6.5)
Механический к. п. д. т]м учитывает потери от трепия в деталях машины
и примерно равен 0,75—0,8. В газомотокомпрессоре, состоящем из компрес-
сора и поршневого двигателя, он принимается совокупно как отношение
индикаторной мощности компрессора к индикаторной мощности двигателя:
9м =ЛипД. к//У11НД. д. (6.6)
Подача компрессора двойного действия (одного цилиндра), м3/мин,
V = Un (2F—f), (6.7)
где s — ход поршня, м; п — число ходов за 1 мин; F — площадь поршня, м2;
/ — площадь штока, м2.
В формуле (6.7) V — фактический объем прокачиваемого газа, исчис-
ленный в условиях приема. Если па входе давление будет выше атмосфер-
ного и равно то при той же температуре прокачиваемый объем' увеличится
в pt раз. Нормальная подача, приведенная к 20э С и 760 мм рт. ст., м3/мин,
Ун = 293р1/7’1, (6.8)
где рг — абсолютное давление газа на входе, кгс/см2; — абсолютная
температура газа на входе, °К.
Мощность, необходимая для адиабатического сжатия, л, с.,
280
конечная температура
Т2 = Т1(р2/р1)(к-1,/к- (6-10>
Зависимости (6.6)—(6.10) дают возможность определить аналитически
для конкретного компрессора и известных даппых о составе газа, температуре
всасываемого газа и давлениях в пачале и конце сжатия подачу компрессора
и затрачиваемую двигателем на сжатие мощность, а также температуру газа
в конце сжатия. Количество рабочих матип в этом случае определяется
делением заданной подачи газопровода на подачу одного компрессора. Коли-
чество резервных агрегатов определяется расчетом исходя из неравномер-
ности (сезонности) потребления газа и необходимости обеспечения планово-
предупредительного ремонта оборудования. На КС, оборудованных поршне-
выми газомотокомпрессорами, количество резервных машин, как правило,
должно составлять пе мепее 10% от расчетного количества рабочих машин.
Аналитический способ определения подачи компрессора и мощности
двигателя очепь громоздок, особенно при проработках нескольких вариантов.
Поэтому в настоящее время определение подачи компрессора и загрузки
двигателя ведут по графикам, составляемым заводом для различных моди-
фикаций газомотокомпрессоров. Графики полностью охватывают диапазон
начальных и конечных давлений. В том случае, когда параметры газа на
всасывании или нагнетании пе вписываются в имеющиеся модификации,
необходимо создавать новую. Для этого составляется опросный лист, пере-
даваемый заводу.
Основное оборудование станции. Г а з о м о т о к о м п р е с с о р ы.
Наиболее широкое применение на КС газопроводов с малой подачей (при-
мерно до <5000 млн. м3/год). Сконструированы таким образом, что в одном
блоке объединены поршневой компрессор и его газомоторпый привод; ком-
прессор и газовым двигатель имеют общий коленчатый вал. Газомотокомпрес-
соры могут иметь от одной до четырех ступеней сжатия в зависимости от
отношения давления на выходе к давлению па входе. Применяемые на про-
межуточных КС газомотокомпрессоры работают при давлении всасывания
около 25 и конечном давлении 55 кгс/см2 в одну ступень сжатия. Преимуще-
ствами этого типа машин являются: способность работать в широком диапа-
зоне давлений; возможность регулирования подачи за счет изменения ско-
рости вращения коленчатого вала и нзменепия объема вредного пространства,
цилиндров компрессора; длительный срок службы; высокий к. п. д. (около
30%).
Существенными недостатками газомотокомпрессоров являются: большая
масса установки па единицу мощности (около 63 кг/л. с.), большая неуравно-
вешенность, требующая сооружения массивного фундамента, пульсирующая
подача газа, нередко вызывающая расстройство коллекторов.
В конструктввпом отношении газомотокомпрессор представляет собой
блок с V-образпым расположением рабочих цилиндров двигателя и горизон-
тально навешенных цилиндров компрессора. Газомотор работает по двух-
тактному циклу со щелевой продувкой. Современные газомотокомпрессоры
оборудуются газотурбинным наддувом.
Газоперекачивающий агрегат 5000. Представляет собою
компоновку двух машин: газового двигателя внутреннего сгорания и порш-
невого компрессора оппозитной конструкции. Преимущества его следующие:
уравновешивание масс, что позволяет поднять обороты компрессора и сни-
зить затраты на фундамент; удобный подход ко всей машине, облегчающий
ревизию и ремонт; уменьшение высоты здания, необходимого для установки
агрегата. В Советском Союзе освоено производство таких ГПА па базе дизеля
марки 61 завода «Русский дизель» и оппозитного компрессора 6М-125 Сум-
ского завода тяжелого компрессоростроепия. В состав ГПА входят: ком-
прессор с буферными емкостями, газовый двигатель, системы смазки и охла-
ж депия агрегата и управления.
Система очистки газа. Природный газ, используемый ком-
мунально-бытовыми потребителями, должен отвечать требованиям ГОСТ
5542—50*, по которому содержание пыли и смолы в газе пе должно
281
превышать 1 мг/м3. Техническими условиями на поставку газомотокомнрес-
соров предусматривается необходимость очистки газа до содержания пыли не
более 10 мг/м3. Опытные данные рекомендуют в качестве допустимой запылен-
ности газа принимать для поршневых компрессоров 4—6, для центробежных
нагнетателей 6—8 мг/м3. Более высокие требования к очистке газа для
поршневых компрессоров вполне правомерны из-за большей чувствительности
к эрозии элементов клапанного устройства и наличия трения в поршневой
группе.
Для очистки газа па КС применяются три типа пылеуловителей: жидко-
стные (масляные вертикальные), центробежные циклонные и мультициклон-
ные. Вертикальные масляные пылеуловители выпускаются двух типоразмеров
диаметром 1600—2400 мм. Диаметр и количество пылеуловителей, устана-
вливаемых на каждой станции, определяются расчетом. При отключении
одного из пылеуловителей допускается перегрузка оставшихся в работе
пе более чем па 33%. Расчетная нагрузка пылеуловителей в зависимости от
количества их в установке следующая:
Количество установленных аппаратов п
Расчетная нагрузка одного аппарата
2 3 4 и более
0,75<?д 0,33<?д <2д/п
где <2д — максимальный объем газа, проходящего установку, м3/ч, определен-
ный для расчетных давления и температуры газа на входе в пылеуловители.
Расчет пропускной способности вертикальных масляных пылеуловителей
должен выполняться в зависимости от давления газа и допустимых скоростей
в сепарационных устройствах пылеуловителей. Рекомендуемые скорости
в пылеуловителях с жалюзийной скрубберной пасадкой приведены в табл. 6.2.
ТАБЛИЦА 6.2
Допускаемые скорости газа в сепарационных узлах пылеуловителя
с жалюзийной скрубберной секцией, м/сек
Абсолютное давление газа, кгс/см’ Скорость набегания газа на жалюзи .Скорость газа в свободном сечении Скорость газа в контактных трубах
10 0,628 1,12 3,35
20 0,445 0,79 2,35
30 0,365 0,65 1,95
40 0,314 0,56 1,68
50 0,282 0,50 1,50
60 0,257 0,46 1,38
70 0,238 0,42 1,27
В качестве промывочной жидкости применяются соляровое масло, лиг-
роин, керосин, заправляемые в емкости, расположенные около пылеулови-
телей. Температура застывания жидкости должна быть ниже температуры
газа не менее чем на 10° С. В пылеуловителях, установленных на газопро-
водах конденсатных месторождений, несмотря на периодический дренаж
и унос жидкости уровень ее повышается за счет заноса с газом конденсата.
В проектах необходимо предусматривать устройство автоматической стаби-
лизации уровня. Ввиду отсутствия надежных данных об удовлетворительной
работе центробежные пылеуловители не могут быть рекомендованы для
установки на КС с поршневыми компрессорами.
Вспомогательные системы. Система смазки. Циркуляционные
системы смазки газомотокомпрессоров и ГПА-5000 аналогичны. Они состоят
из емкостей на складе ГСМ для чистого и грязного масла, комплекта шесте-
ренчатых насосов Ш 40-18/4Б, трубопроводов, емкости для чистого масла,
282
насоса Ш 8-25Б в компрессорном цехе и маслоочистительнон машины
I1CM1-3000 для регенерации отработанного масла.
Система топливного газа. Часовой расход топливного газа
на агрегат определяется с учетом его загрузки по данным завода. Затем
подсчитывается общий максимальный и минимальный расход газа на цех.
По этим дапным, а также давлению перед редукционным клапаном и после
пего определяется коэффициент производительности регулирующего кла-
пана:
при kplpt 5g: 0,52
С =-----г 9 где 8 = 1 — 0,46 —— (6. И)
5148(273-Н)1 Р'
при &p!pi Эг 0,52
280Р1/1/[у„ (273 + t)) ’
По вычисленному коэффициенту С подбирается клапан.
Система пускового воздуха. Пуск газомотокомпрессоров
производится воздухом, сжатым до 18 кгс/см2. Завод поставляет вместе с агре-
гатами пусковые баллоны емкостью 1,3 м3 из расчета один баллон на четыре
агрегата. Для закачки воздуха в баллоны и поддержания их всегда запол-
ненными предусматривается установка воздушных компрессоров
типа 13К-25-Э с подачей 1,23 м3/мин. Практикой установлено, что двух ком-
прессоров вполне достаточно для пятнадцати газомотокомпрессоров.
Трубопроводы. Диаметры трубопроводов, примыкающих к обо-
рудованию, следует принимать равными диаметрам соответствующих шту-
церов или фланцев оборудования. Диаметры прочих трубопроводов рассчи-
тывают по допустимой скорости в них: для газов — 10—15, для жидкостей —
1—2 м/сек.
Расчет толщины стенок газопроводов ведут по СНиП II—Д.10—62.
Во избежание опасных вибраций газопроводов при проектировании КС
с поршневыми компрессорами необходимо придерживаться следующих
положений:
1) колебания низких частот (работа на малых оборотах) имеют наиболь-
шие амплитуды, поэтому трубопроводы обвязки компрессоров следует делать
возможно короче, так как чем короче трубопровод, тем выше собственные
колебания потока;
2) надежное крепление трубопровода повышает собственную частоту
колебапий трубы, однако крепление труб должно производиться с учетом
возможных тепловых изменений их длин;
3) следует избегать изгибов трубопроводов, если это не диктуется необ-
ходимостью температурной компенсации, так как каждый изгиб возбуждает
механические колебания трубопровода;
4) при необходимости поворота трубы следует установить опору в напра-
влении ожидаемого колебания.
Система охлаждения. В газовом двигателе при реализации
рабочего процесса неизбежны потери на охлаждение. Тепло должно быть
отведено от узлов, омываемых продуктами сгорания (рабочие цилиндры, их
крышки, выхлопной коллектор), а в компрессоре — от узлов, нагревающихся
в процессе сжатия и от трения движущихся частей. В машинах с турбонад-
дувом отвод тепла необходим от нагретого в турбокомпрессоре воздуха.
В среднем потери из-за отвода тепла у поршневых ГПА составляют около
40% от тепла, выделяемого топливом.
Охлаждающими агентами являются вода, масло и воздух. Особо тепло-
напряженные узлы машины (цилиндры, их крышки, выхлопной коллектор)
охлаждаются водой; тепло, образовавшееся от трения, отводится маслом.
Воздух применяют для конвективного охлаждения цилиндров компрессора
и ресивера нагнетательного трубопровода.
Во избежание образования накипи и коррозии в полостях рабочих
цилиндров, крышек и выхлопного коллектора к воде предъявляют особые
283
технические требования. Для газомотокомпрессоров типа ГКН и МК8 при-
меняют конденсат или умягченную воду общей жесткостью пе более 0,7 мг/л.
Для ГПА-5000, машппы более теплонапряженноп, вода должна соответство-
вать ГОСТ 4151—72, ГОСТ 4389—72 и ГОСТ 4245—72. Для защиты омыва-
емых водой поверхностей от коррозионно-кавитационных разрушений к ней
должны быть сделаны добавки эмульсионной присадки по ВНИИНП—117
МРТУ 12М № 21—63. Для отвода тепла от трущихся деталей газомотоком-
прессоров ГКН, МК8 и ГПА-5000 применяют моторное масло М-20Г по
МРТУ 12Н № 24—63, характеристика которого следующая:
Кйнематическая вязкость при 100° С, сст
Зольность, %
Содержание механических примесей, %
Содержание воды
Температура вспышки, определяемая в открытом
тигле, °C
Температура застывания, °C
Коксуемость
20 ± 0,5
Не более 1,45
Не более 0,03
Следы
Не ниже 245
Не выше —15
Не более 0,45
Рис. 6.2. Горизонтальный аппарат воздушного
охлаждения типа АВГ.
Слева —исполнение с жалюзи, справа — без.
Из-за необходимости поддержания температурного режима агрегата
постоянным и высокой стоимости приготовления воды требуемого качества
система охлаждения делается замкнутой. На действующих КС для охлажде-
ния газомотокомпрессоров приме-
няется циркуляционная система
с двумя закрытыми и двумя от-
крытыми контурами: закрытый
контур масляного охлаждения;
закрытый контур воды для охлаж-
дения силовых цилиндров, кры-
шек и выхлопного коллектора
(«горячий цикл») по схеме «рас-
ширительный бак — насос — дви-
гатель — холодильник — расши-
рительный бак»; открытые циклы
(внешние контуры) для охлажде-
ния масла в масляных холодиль-
никах и продувочного воздуха,
для охлаждения воды «горячего
цикла».
Охлаждение внешних конту-
ров производится в градирне.
Наиболее прогрессивный способ —
«воздушное охлаждение», которое
осуществляется в двух вариантах:
чисто воздушное, при котором от-
дача тепла охлаждаемой жид-
костью происходит через стенки хо-
лодильника пепосредствепно воз-
духу, и воздушное охлаждение с промежуточным теплоносителем. Более про-
стым и эффективным является первый вариант. Применение второго варианта
необходимо в случаях, когда имеется опасение переохлаждения холодиль-
ников, обычно устанавливаемых на открытом воздухе, особенно в предпуско-
вые периоды. Это опаспо как для воды, так и для масла, у которого вязкость
резко возрастает с понижением температуры, в результате чего гидравли-
ческое сопротивление холодильника может стать настолько высоким, что вся
установка окажется неработоспособной. В качестве промежуточного тепло-
носителя для холодного периода времени применяется аптифриз (смесь воды
и этиленгликоля).
284
Тепловой расчет холодильника замкнутого контура ведут на основании
следующих исходных данных: количества жидкости, циркулирующей в си-
стеме замкнутого контура; предельной температуры жидкости на выходе из
двигателя (на входе в холодильник); температуры жидкости на входе в дви-
гатель (на выходе из холодильника); допустимых потерь напора. Эти данные
получают с завода-изготовителя агрегатов. После определения тепловой
нагрузки для выбранной конструкции определяют общий коэффициент
температурных градиентах и скоростях жидко-
теплопередачи при принятых
сти внутреннего и внешнего контуров.
Воздушное охлаждение рас-
считывают на максимальную темпе-
ратуру наружного воздуха. В усло-
виях Советского Союза расчетную
летнюю температуру принимают рав-
ной 40° С. Для нормального охлажде-
ния необходимо, чтобы температура
входящей в двигатель охлаждающей
воды была выше температуры наруж-
ного воздуха не менее чем на 5° С.
Если по климатическим условиям
это невозможно, выбирают один из
трех вариантов: применение системы
орошения холодильников воды в часы
максимальной температуры наруж-
ного воздуха; снижение мощности;
поднятие температуры охлаждающей
жидкости на входе и выходе в агрегат
(путем применения присадок).
В настоящее время в Советском
Союзе серийно выпускают горизон-
тальные аппараты воздушного охлаж-
дения (ГОСТ 12854—72) на условное
давление 6, 16, 25, 40, 64 кгс/см2
с коэффициентом оребрения 9 и 14,6
для температур от —40 до 300° С
(рис. 6.2). Возможны следующие ис-
полнения аппаратов: без жалюзи;
Ж — с жалюзи; В — с приводом для
работы во взрывоопасной среде (ка-
тегория аппарата Б); Н — с приво-
дом для работы во взрывобезопасной
среде (категория аппарата А); без
Рис. 6.3. Малопоточный вертикальный ап-
парат типа АВМ-В.
Внизу — исполнение с жалюзи, вверху —
без.
механизма поворота лопастей венти-
лятора. Кроме того, по заказу потребителей возможны такие исполнения
привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Э —
электромеханический, П — пневматический, Р — ручной.
ГОСТ 12854—72 охватывает аппараты воздушного охлаждения поверх-
ностью теплообмена от 875 до 5100 м2. ГОСТ 13935—68* предусматриваются
основные параметры и размеры малопоточных аппаратов воздушного охла-
ждения поверхностью теплообмена от 160 до 600 м2. Аппараты изготавли-
ваются в двух исполнениях: Г — горизонтальные и В — вертикальные,
с жалюзи или без жалюзи (рис. 6.3). ГОСТ 13934—68* предусматриваются
основные параметры и размеры зигзагообразных аппаратов воздушного
охлаждения.
Компоновка цеха. После определеппя количества рабочих и резервных
агрегатов приступают к компоповке цеха с учетом заводской примерной
установки одного агрегата. При этом определяют шаг между агрегатами
и размеры проходов с учетом прокладки коммуникаций для охлаждающей
воды, смазочного масла, воздуха, газа и т. д.; высотные отметки с учетом
моптажпо-демонтажных работ и кранового оборудования.
285
8,90
I-I
1 — газомотокомпрессор 10 ГКН-1-25/55; 2 — выхлопной трубопровод и обвязка воздушного
5 — наружная обвязка компрессора; в — расширительный бак V = 55 м’; коллекторы: 7 —
10 — масла Эу = 50 мм, н — воды горячего цикла, 12 — воды холодного цикла В? —
2
1. Коллектор импульсного го за dy -100 мм
2.Коллектор всасывающий dy -700мм
Л Коллектор нагнетательный d у = 700мм
4 вода .горячего" цикла dy -Б 00 мм
из насосной.
JJ010
Рис. 6.4. План и разрез компрессорного цеха с агрегатами 10ГКН-1-25/55.
фильтра; 3 — обвязка компрессорных цилиндров; 4 — обвязка масляного холодильника;
газа Dy = 700 мм, 8 — топливного газа Dy = 500 мм, 9 — пускового воздуха D,, = 80 мм,
300 мм, 13 — импульсного газа; 14 — кран мостовой, ручной, однобалочный', типа А,
Q “ 5 т, t = 10,5 м; 15 вымораживатель.
287
На рис. 6.4 представлены план и разрез компрессорного цеха с газо-
мотокомпрессорами 10ГКН-1-25/55. Компрессорный цех'запроектпрован для
строительства в две очереди: сначала устанавливают восемь, а во вторую
очередь — пять агрегатов. Машинный зал разделен стеной для возможности
ведения монтажа агрегатов второй очереди. Справа к машинному залу при-
мыкает двухэтажная пристройка. На ее первом этаже размещены компрессоры
пускового воздуха, циркуляционная насосная, ремонтная мастерская и рас-
пределительный щит, на втором — бытовые помещения, КИП п ртутная.
Для монтажных и ремонтных работ предусмотрены подвесные ручные кран-
балки.
§ 6.5. КС с газотурбинным приводом
Газодинамическая характеристика нагнетателя и пересчет на новые
начальные условия. Па газопроводах большой пропускной способности
(более 5000—7000 млн. м3/год) для компримирования газа применяют центро-
бежные нагнетатели, подача которых в настоящее время достигает 85 X
X 10е м3/сутки. Благодаря ряду преимуществ перед другими видами при-
водов, из которых главные легкость регулирования производительности
и повышение мощности в осенне-зимний период, газотурбинный привод
имеет наибольшее распространение на газопроводах Советского Союза.
В центробежных нагнетателях вращающимся рабочим колесом газу сооб-
щается большая скорость с последующим преобразованием кинетической
энергии потока в работу сжатия нагнетаемого газа.
Связь между основными параметрами рабочего процесса нагнетателя
(подачей, степенью сжатия, потребляемой мощностью и политропическим
К. п. д.) выражается газодинамической характеристикой. Характеристики
рассчитывают, снимают с головного образца или с модели и строят для дан-
ного состава и определенного начального состояния газа в координатах:
коммерческая подача QK, м3/сутки, —давление газа па входе в пагпетатель рн,
кгс/см2; объемная подача <2об, м3/мин, при условиях всасывания — степень
сжатия. Связь между объемной и коммерческой подачей выражается соотно-
шением
24-60
<2к=Рн<2об р20.7б0-1()в <613)
Для пересчета характеристик на новые начальные условия рн«, Ло, Т’но
необходимо характеристики, составленные для начальных условий (рн, В,
Тн), помножить на выражения, указанные в табл. 6.3.
ТАБЛИЦА 6.3
Множители для пересчета характеристик
Значение величин, соответствующих х ара ктеристикам (при R, Тн и рн) Q, п, Ut G, <?д * R I О £ о р. 5 II * й. й. < N.
Значение постоянного множителя для пере- хода к исходным ха- рактеристикам (при /?о, Гно, Рио) 1/вот„п V пт„ РнО Рн Г 1<оТм РнО Рн РнО Рн 1 / ЛрТ„о Г ЛТн 1,0
2N
Газоперекачивающие агрегаты. На рис. 6.5 приведена тепловая схема,
общая для ГТУ Невского машиностроительного завода им. В. И. Ленина.
Воздух засасывается из атмосферы через фильтры, сжимается осевым ком-
прессором и поступает в воздухоподогреватель, где подогревается за счет
отработанных в турбине продуктов сгорания, а затем направляется в камеру
сгорания, куда подается топливо. Продукты сгорания, образовавшиеся
в камере, являются рабочим телом для турбины привода осевого компрессора
(высокого давления) и силовой турбины (низкого давления). После турбин
продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель и через дымовую
Рве. в.5. Тепловая схема ПГУ Невского машиностроительного завода им. Ленина.
1 •— воздухозаборная камера; 2 — воздухоподогреватель; з — осевой компрессор; 4 —>
турбина высокого давления; 5 — турбина визкого давленви; в — камера сгорания.
трубу выпускаются в атмосферу. Аналогичную схему имеют и турбины Ураль-
ского турбомоторного завода им. К. Е. Ворошилова с той разницей, что
воздухоподогревателей в них нет.
Агрегат ГТ-6-750. Состоит из центробежного нагнетателя Н-300-1,23
Уральского турбомоторного завода им. К. Е. Ворошилова (рис. 6.6) н газо-
вой турбины ГТ-6-750. Нагнетатель включает в себя собственно корпус
с рабочим колесом, системы смазки и уплотнения. Транспортируемый газ
поступает по всасывающему патрубку, входному устройству, попадает в ко-
лесо, сжимается и, пройдя через безлопаточный диффузор, выходит по нагне-
тательному патрубку. Ротор, уплотнение, подшипник, детали корпуса,
поплавковая камера и другие узлы объединены корпусом в единый блок.
Корпус имеет вертикальный разъем. Ротор консольный, с одним насадным
рабочим колесом. Нагнетатель имеет масляный бак емкостью 3,5 м3, в кото-
ром установлены инжектор, пусковой и аварийные пасосы, фильтры, клапан
пускового пасоса и другие устройства. На рис. 6.7 дана приведенная газо-
динамическая характеристика нагнетателя, а табл. 6.4 — расчетный режим
работы. Основные параметры привода нагнетателя — газовой турбины
ГТ-6-750 (Уральского турбомоторного завода им. К. Е. Ворошилова) —
даны в табл. 6.5.
19 заказ 158 28ft
Рис. 6.6. Продольный] разрез центробежного нагнетатели типа 11-600-1,23.
290
10030
Приведенная коммерческая производительность
LQK]пр, млн м3/сутки
Рис. 6.7. Приведенная газодинамическая характеристика нагнетателя Н-300-1,23.
Расчетные величины: [ГнЗпр = 288° К; [К]пр=.5О кгс-м/(кг-»К); [Z]np =. 0,91.
19*
291
ТАБЛИЦА 6.4
Расчетный режим работы центробежного нагнетателя типа Н-300-1,23
Параметры Работа
одного нагнетателя двух после- довательно трех после- довательно
Объемная подача первого нагнетателя, м3/мин Начальное давление газа, кгс/сма Конечное давление газа, кгс/см1 Начальная температура газа, °C Температура газа на выходе из послед- него нагнетателя в группе, °C Число оборотов ротора, об./мин Мощность, потребляемая нагнетателем, Мвт: первым вторым третьим 260 44 38 6,0 330 36 56 15 51 6100 5,4 6,0 370 31 66 4,7 5,4 6,0
ТАБЛИЦА 6.5
Основные параметры газовой турбины ГТ-6-750
Параметр Численное значение
Номинальная мощность на муфте нагнетателя, Мвт Номинальное число оборотов ротора ТВД, об./мин Номинальная скорость вращения ротора ТНД, об./мин Пределы изменения рабочих оборотов силовой тур- бины, об./мин Температура газов перед турбиной, °C Расход топливного газа, кг/ч Давление топливного газа, кгс/см1 Давление пускового газа, кгс/см1 Степень сжатия в осевом компрессоре Расход воздуха через компрессор, т/ч К. п. д. установки, % Масса, т: блока регулирования верхней половины цилиндра ротора компрессорной группы общая в объеме поставки 6,0 6300 6200 4550—6900 750 2600 10 До 30 6 168 23 2,7 5,9 4,6 67,5
Агрегат ГТ-750-6. Состоит из центробежного нагнетателя 260-14-1
и газовой турбины ГТ-750-6. Нагнетатель одноступенчатый, имеет консольно
расположенное рабочее колесо с лопаточным диффузором; спроектирован
на давление нагнетания 75 кгс/см1. Всасывающий и нагнетательный патрубки
диаметром 680 мм расположены в горизонтальной плоскости и направлены
под 90® к продольной оси нагнетателя. Ротор с подшипниками и другими
292
элементами ходовой части заключен в гильзу, которая устанавливается
в монолитный корпус. Конструкция нагнетателя допускает его остановку
под полпым рабочим давлением. Нагнетатель имеет независимую систему
масляного уплотнения. В табл. 6.6 приведен расчетный режим нагнетателя,
Рия. 6.8. Газодинамическая характеристика нагнетателя типа
260-14-1.
Начальные условия: Тн = 288° К, Rz = 15 кгс- м/(кг- °К); к =
“ 1,31; рк = 75 кгс/см’; р = 0,68 кг/м’.
а на рис. 6.8 дана его газодинамическая характеристика. Характеристика
привода нагнетателя — газотурбинной установки ГТ-750-6 — приведена
в табл. 6.7.
Агрегат ГТК-10-4. Имеет нагнетатель 370-18-1 (Невского машино-
строительного завода им. В. И. Ленина), спроектирован для сжатия транс-
портируемого газа в условиях Крайнего Севера при температуре газа и воз-
духа до —50е С. На рис. 6.9 изображен разрез нагнетателя, в табл. 6.8
293
294
ТАБЛИЦА 6.в
Расчетный режим работы центробежного нагнетателя 260-14-1
Параметры Работа
трех последо- вательно двух последо- вательно одного нагнета- теля
Подача при нормальных условиях, 10вм3/сутки 22 21 20
Объемная подача одного или первого из группы последовательно работающих нагнетателей, м®/мин Конечное давление газа при выходе из нагнета- тельного патрубка одного или последнего из группы последовательно работающих нагне- тателей, кгс/см2 330 258 75 225
Начальное давление газа при входе во всасыва- ющий патрубок одного или первого из группы последовательно работающих нагнетателей, кгс/см2 Температура газа при выходе из нагнетательного патрубка одного или последнего из группы последовательно работающих нагнетателей (ин- формационно), °C 45,2 50,7 61,2
60 50 33
Мощность, потребляемая одним или первым из группы последовательно работающих нагне- тателей, Мвт 4,7 5,3 5,9
Мощность, потребляемая вторым из группы последовательно работающих нагнетателей, Мвт 5,4 5,9 —
Мощность, потребляемая третьим из группы по- следовательно работающих нагнетателей, Мвт 6,0 — •—
приведены его расчетные режимы, на рис. 6.10 — газодинамическая характе-
ристика.
Агрегат ГТК-16. Состоит из нагнетателя Н-16 и турбины ГТК-16.
Спроектирован при одинаковой степени сжатия е = 1,25 на конечное давле-
ние ря = 56 и 75 кгс/см2 (соответственно Н-16-56 и Н-16-75). Представляет
собой одноступенчатую консольную с боковым соосным подводом и отводом
газа конструкцию. Ротор имеет рабочее колесо с загнутыми назад лопатками
и приклепанным покрывающим диском; опирается па два опорных подшип-
ника, которые одновременно являются уплотнительными втулками, пред-
отвращающими протечку газа по валу из корпуса нагнетателя. В табл. 6.9
даны режимы работы нагнетателя для обоих вариантов, а на рис. 6.11 и
6.12 — соответствующие газодинамические характеристики. Турбина ГТК-16
(табл. 6.10) имеет пять ступеней, расположенных на двух валах. Трехсту-
пепчатая ТВД приводит во вращение осевой компрессор, двухступенчатая
ТНД — нагнетатель. Турбина, компрессор и камера сгорания имеют общий
корпус, установленный па раме маслобака. Неподвижная точка расположена
в районе среднего подшипника. Во входном патрубке компрессора располо-
жен турбодетапдер, соединенный с ротором ТВД шестеренчатой передачей
через расцепную муфту. Включение и выключение муфты — автомати-
ческое.
Агрегат ГТН-16. Газовая турбина ГТН-16 компонуется с нагнета-
телем типа Н-16-75/1,25 или П-16-75/1,45 (рис. 6.13). Агрегат устанавли-
вается на нулевой отметке, В табл. 6.11 приведены расчетные режимы
295
Рис. в.1О. Газодинамическая характеристика нагнетателя типа 370-18-1.
Начальные условия: Тп = 288° К, К = 1,31; Rz = 46 кгс-м/(кг*°К);
Рк = 76 кгс/см*.
296
ТАБЛИЦА 8.7
Основные параметры газотурбинной установки ГТ-750-6
Параметр Численное значение
Номинальная мощность на муфте нагнетателя, Мнт Число оборотов, об./мин: ротора ТВД ротора ТНД Пределы изменения рабочих оборотов силового вала, об./мин Температура газов перед турбиной, °C Расход топливного газа, кг/ч Давление топливного газа, кгс/сма Расход пускового газа на один пуск, кг Давление пускового газа, кгс/см'4 Степень сжатия в осевом компрессоре Расход воздуха через компрессор, т/ч К. п. д. установки, % Расход циркуляционного масла, л/мин Давление масла, кгс/см*: перед маслоохладителем на регулирование на смазку ПОДШИПНИКОВ Количество тепла, передаваемого маслу, Мкал Сопротивление маслоохладителя по маслу, кгс/см1 Тепловыделение, Мкал/ч 6,0 5200 5300 3800—5600 750 1908 9 3000 9 4,6 200 27 1560 5 7,5 0,6 370 0,7-1,4 250
Рис. 6.11. Расчетная газодинамическая характеристика нагнетателя типа
Н-16-56 (Н-800-1,25).
Начальные условия: Ти = 288° К; В2 = 47.5 кгс-м/(кг-°К); К = 1,31;
рк “ 56 кгс/см*.
297
.ТАБЛИЦА 6.8
Расчетные режимы работы центробежного нагнетателя 370-18-1
Параметр последова- тельно трех Работа последова- тельно двух одного нагнетателя
Подача при нормальных условиях, 38 37 36
106 м3/сутки Объемная подача одного или первого 540 456 370
из группы последовательно работа- ющих нагнетателей, м3/мин Конечное давление газа при выходе из нагнетательного патрубка одного или последнего из группы последо- вательно работающих нагнетателей, кгс/см3 Начальное давление газа при входе во 44 75 50,7 62
всасывающий патрубок одного или первого из группы последовательно работающих нагнетателей, кгс/см2 Температура газа при выходе из нагне- 66 49 33
тательного патрубка одного или последнего из группы работающих нагнетателей, °C Потребляемая мощность нагнетателя, Мвт: первого 8,7 9,3 9,9
второго 9,3 9,8 —
третьего 10,0 —— —
Рис. 6.12. Расчетная газодинамическая характеристика нагнета-
теля тина Н-16-76.
Начальные условия: Тн = 288° К; К = 1,3; рк = 75 кгс/см*.
298
Лш. 6.13. Продольный разрез нагнетателя Н-18-75 (заштрихованные де-
тали — унифицированные).
а — Н-16-75/1,25; б — Н-16-75/1,45.
299
ТАБЛИЦА 6.9
Режимы работы центробежного нагнетателя типа Н-16-56 и Н-16-75
Параметр Н-16-56 Н-16-75
один два последо- вательно один два последо- вательно
I П I II
Коммерческая подача, м3/сутки Начальное давление газа, кгс/см2 45 36 51- 45 10» 60 48 60
Начальная температура газа, °C Конечное давление газа, кгс/см2 15 33 15 33
56 45 56 75 60 75
Конечная температура газа, °C Скорость вращения ротора, об./мин Объемная подача, м3/мин 35 33 53 35 33 53
800 950 4600 800 I 600 710 600
Потребляемая мощность, Мнт 16,0 15,0 ' 16,0 15,0 16,0
Адиабатический к. п. д., % Максимально допустимая объемная 84 1180 83 970
подача при п = 4875 об./мин, м8/мин Минимально допустимая объемная подача, м8/мин: ‘ при га = 4600 об./мин 400 300
при га = 3500 об./мин — 270 — — 200 —
нагнетателей, а на рис. 6.14 и 6.15 — их совместные с газопроводом
характеристики. В табл. 6.12 приведена техническая характеристика
тазовой турбины ГТН-16.
Агрегат ГТК-25. Нагнетатель 650-21-9 агрегата представляет собой
двухступенчатую машину с тангенциальным подводом и отводом газа.
300
ТАБЛИЦА в. 10
Техническая характеристика газовой турбины ГТК-16
Параметр
Численное значение
Номинальная мощность на муфте нагнетателя, Мвт
Номинальное число оборотов, об./мин:
ротора ТВД
ротора ТНД
Диапазон рабочих оборотов силоиого нала, об./мин
Температура газов перед турбиной, °C
Расход топливного газа, кг/ч
Расход пусконого газа на один пуск, кг
Давление пускового газа, кгс/см2
Степень сжатия в осевом компрессоре
Расход воздуха через компрессор, т/ч
К. п. д. установки, %
Давление масла, кгс/см2:
перед маслоохладителем
на смазку подшипников
Масса агрегата в объеме поставки; т
16,0
4900
4600
3700—4785
810
5488
5000
12
7,5
360
25
ТАБЛИЦА 6.11
Режим работы центробежного нагнетателя типа
Н-16-75/1,25 и Н-16-75/1,45
Параметр Н-16-75/1,25 О* од д
один два последовательно
I II
Коммерческая подача, 106 м3/сутки 51 32,5
Начальное давление газа, кгс/см2 60 48 60 52,2
Начальная температура газа, °C Конечное давление газа, кгс/см2 1 33 15
75 60 76 76
Конечная температура газа, °C Скорость вращения ротора, об./мин 35 . 33 53 —-.
4600 6500
Объемная подача, м3/мин 600 710 600
Потребляемая мощность, Мвт 16,0 15,0 16,0 16,0
Адиабатический к. п. д., % 83 82
Максимально допустимая объемная по- . — 970 —
дача при п = 4875 об./мин, м3/мин Минимально допустимая объемная по- 300
дача при п = 4600 об./мин, м3/мин То же, при п = 3500 об./мин — 200 —- —
301
ТАБЛИЦА 6.12
Техническая характеристика газовой турбины ГТН-16
Параметр Численное значение
Номинальная мощность на муфте нагнетателя, Мвт Скорость вращения, об./мин: ротора ТВД ротора ТНД Диапазон рабочих чисел оборотов силового вала, об./мин Температура газов перед турбиной, °C Расход топливного газа, кг/ч Степень сжатия в осевом компрессоре К. п. д. установки, % Масса в объеме повтавки, т 16,8 6850 6500 5200-6850 900 5000 11,5 29 130
ТАБЛИЦА 6.13
Расчетный режим работы нагнетателя типа 650-21-1
Параметр Численное значение
Объемная подача при условиях всасывания, м3/мин 640
Начальное давление, кгс/см2 51,14
Начальная температура, °C 15
Конечное давление газа, кгс/см2 75
Скорость вращения ротора нагнетателя, об./мин 3700
Критическое число оборотов, об./мин 4800
Потребляемая мощность, Мвт 25,0
Масса нагнетателя^с рамой, т 55
ТАБЛИЦА 6.14
Техническая характеристика газовой турбины ГТК-25
Параметр
Численное
значение
Номинальная мощность на муфте нагнетателя, Мвт Скорость вращения, об./мин: 25,0
ротора ТВД ротора ТНД Температура газов перед ^турбиной, °C Расход топливного’газа, кг/ч J j Степень сжатия в^осевом компрессоре Расход воздуха через компрессор, т/ч К. п. д. установки, % Масса в^объеме поставки, т Расход циркуляционного масла, л/мин Количество тепла, передаваемого маслу, Мкал 3550 3700 830 7500 12 630 28,6 237 1600 625
302
Всасывающий и нагнетательный патрубки (внутренний’диаметр 960 мм) рас-
положены соосно. Ходовая часть (ротор, диффузоры, лабиринтные уплотне-
ния, концевые уплотнения и
подшипники) заключена во вну-
тренний корпус с горизонталь-
ным разъемом, устанавлива-
емый в цилиндр, выполняющий
роль оболочки. Цилиндр за-
крывается неразъемной крыш-
кой. В табл. 6.13 приведены
расчетные параметры работы
нагнетателя 650-21-1, а на
рис. 6.16—его газодинамиче-
ская характеристика. Приво-
дом нагнетателя является га-
зовая турбина ГТК-25 мощ-
ностью 25,0 Мвт (табл. 6.14).
Агрегат ГПА-Ц-6,3/56.
Представляет собой блочный
комплектный автоматизирован-
ный агрегат мощностью 6,3 Мвт,
обеспечивающий нормальную
работоспособность на открытом
воздухе с температурой от — 40
до 35° С и относительной
влажностью от 60 до 100%, а
также при наличии осадков
(дождь, снег, туман). Номи-
нальные технические дан-
ные ГПА-Ц-6,3/56 приведены
ниже.
Рис. 6.15. Совместная характеристика нагнета-
теля Н-16-75/1,25 и газопровода.
Области работы: 1 — одного нагнетателя; г —
двух нагнетателей.
Коммерческая подача, м3/сутки
Объемная подача, м3/мин
Давление, кгс/см2:
всасывания
нагнетания
Мощность на муфте нагнетателя, Мвт
Скорость вращения нагнетателя, об./мин:
номинальная
максимальная
минимальная
К. п. д. на муфте пагпетателя, %
Тип компрессорной машины
10е
196
38,6
56
6,3
8200
8500
6150
21
Двухступенчатый, цент-
робежный нагнетатель;
Тип приводного двигателя
Размеры, мм:
длина
ширина
степень сжатия е .=
= 1,45
НК-12СГ авиационный,
газотурбинный, со сво-
бодной турбиной
12 350
5000
Воздухозаборные устройства и глушители шума. Техническими усло-
виями на поставку ГТУ для КС обусловлено, что запыленность воздуха,
поступающего в осевой компрессор, не должна превышать 1—5 мг/м3. В раз-
личных районах страны в зависимости от климатических и метеорологических
условий содержание механических примесей (песок, пыль и т. д.) в воздухе
303
может быть от 0,005 до 0,14 г/м3. При проектировании воздухоочиститель-
ного устройства необходимо учитывать следующие возможные условия:
а) температура наружного воздуха может быть в пределах от 50
до —65Q С;
20 40 60 60 ЮО
Коммерческая производительность м3/сутки
Рис. 6.16. Газодинамическая характеристика нагнетателя 650-21-1.
Начальные условия: Яг — 46 кгс-м/(кг-°К); К — 1,31; Тц = 288° К; рк —
— 76 кгс/си*.
б) относительная влажность воздуха до 100%;
в) средняя концентрация пыли в воздухе при пылевых бурях до 140 мг/м3;
г) обледенение в интервале от 5 до —10е С;
д) снежные заносы.
304
В зависимости от конкретных условий эксплуатации воздухозаборное
устройство может иметь следующие основные элементы:
а) приемные клапаны (жалюзи);
б) воздухоочистительное устройство и воздуховод до всасывающего
патрубка осевого компрессора;
в) устройство для регулирования температуры циклового воздуха;
г) шумоглушащее устройство.
К воздухоочистительным устройствам предъявляют следующие техни-
ческие требования:
1) пропускная способность воздухоочистительных устройств должна
соответствовать расходу воздуха через компрессор газовой турбины;
2) остаточная запыленность воздуха после очистки должна составлять
0,3 мг/м3;
3) максимальный размер частиц пыли после фильтрующих элементов
должен быть пе более 15 мкм;
4) допускаемое гидравлическое сопротивление воздухозаборной системы
до входного патрубка компрессора не должно превышать 100 мм вод. ст.;
5) поступление воздуха в воздухоочистительное устройство должно быть
организовано так, чтобы предотвратить засасывание выхлопных газов и пыли
с поверхности почвы;
6) высота забора воздуха определяется по данным запыленности района
расположения турбины;
7) камера фильтров должна иметь предохранительное устройство, от-
крывающееся при гидравлическом сопротивлении в воздухоочистительном
устройстве свыше 70 мм вод. ст. и обеспечивающее возможность поступления
воздуха непосредственно в компрессор;
8) воздухоочистительное устройство должно быть оснащено системой
автоматического управления работой всех его элементов, согласованной со
штатной системой автоматики;
9) вопросы очистки воздуха газовой турбины должны решаться в ком-
плексе с вопросами шумоглушепия.
В качестве первой, предварительной ступени очистки воздуха исполь-
зуют инерционные пылеуловители конструкции ЦКТИ (рис. 6.17). Схема
установки пылеуловителей в воздухозаборной камере по ОСТ 24.022.10—73.
В первой и второй зонах, характеризуемых слабой и повышенной зависи-
мостью, могут устанавливаться фильтры III класса (эффективность улавли-
вания — частицы пыли более 10 мкм). К ним относятся ячейковые фильтры
системы Рекк.
Более совершенным фильтром, работающим по тому же принципу,
является самоочищающийся фильтр завода «Кондиционер» (Харьков)
типа КГ. В самоочищающихся фильтрах пыль задерживается па непрерывно
движущихся сетчатых панелях, смачиваемых веретенным маслом при про-
хождении папели через масляную ванну. Воздух, обрабатываемый в филь-
трах, должен поступать равномерно по всему сечению фильтрующей поверх-
ности со скоростью, не превышающей 3 м/сек.
Конструкция воздухозаборных’камер предусматривает возможность рабо-
ты ГТУ без фильтров. Для этого после фильтров по ходу воздуха на воздухо-
заборном тракте устанавливаются приемные жалюзийные клапаны с дистан-
ционным управлением, сообщающие всасывающий тракт с наружным воз-
духом.
Шум оглушение. Основная полоса частот — полоса, в которой
верхняя граничная частота в два раза больше нижней. Средняя геометри-
ческая частота активной полосы, гц,
/ = (6.14)
где /г — нижняя, /а — верхняя граничная частота, гц.
Звуковое давление Р — избыточное давление в данной точке среды по
сравнению с давлением при отсутствии звукового поля. Уровень звукового
давления, дб,
£ = 2Olg(P/Po), (6.15)
20 Заказ 156 305
где Р — среднее квадратическое значение звуковогв давления в заданной
полосе частот в точке измерения, н/ма; Рл ~~ пороговое значение среднего
квадратического звукового давления, равное 2-10"6н/мг.
Рабочий процесс газовых турбин КС требует значительного количества
атмосферного воздуха, который затем в виде продуктов сгорания выбрасы-
вается в атмосферу. Шум при работе ГТУ распространяется в атмосферу
через воздухозаборный тракт, трубопроводы от противопомпажных клапанов
и газоходы отработанных газов. Основными источниками шума являются
компрессор, противопожарные клапаны — на всасывании ГТУ, газовая
турбина низкого давления — на выхлопе ГТУ, а также корпус ГТУ в случае
Рис. в.17. Инерционный пылеуловитель ЦКТИ.
недостаточной его звукоизоляции. Нормируемыми параметрами шума яв-
ляются уровни звукового давления в октавных полосах частот со средними
геометрическими частотами 63, 125 , 250, 500, 1000, 2000, 4000, 8000 гЦ.
Уровни звукового давления, создаваемые на территории жилой застройки
источниками шума (машинами, оборудованием, установками), дб,
М
А = —201gr Kjijfj 8, (6.16)
где £р — уровни звуковой мощности, излучаемой источниками шума, вт;
г — расстояние от источника шума до территории жилой постройки, м; р —
затухание шума в атмосфере, дб/км„
Акустический расчет проводится в восьми октавных полосах со средними
геометрическими частотами 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000, 8000 гц.
Расчет включает: 1) выявление шумовых характеристик основного оборудо-
вания (по данным завода-изготовителя); 2) определение расчетных точек
в помещениях и на территории (например, диспетчерская и граница за-
стройки города); 3) определение допустимых уровней звукового давления для
расчетных точек в соответствии с таблицей; 4) определение ожидаемых уров-
ней звукового давления L в расчетных точках до осуществления мероприятий
306
по снижению шума; 5) определение требуемого снижения уревней звукового
давления в расчетных точках; 6) выбор конструкции глушителей шума.
На КС основные источники шума находятся внутри компрессорных
цехов. Наибольший шум создает осевой компрессор. Шум распространяется
ио всасывающему воздуховоду и через выходное отверстие (жалюзи) воздухо-
заборной камеры проникает в атмосферу. Для снижения шума необходимо
параллельное проведение расчетов и инструментальных замеров акустических
параметров, в связи с чем проект шумоглушения рекомендуется выделить.
Выхлопной тракт и использование тепла отходящих газов. Назначение
выхлопного тракта ГТУ заключается в отводе дымовых газов турбины в атмо-
сферу. В табл. 6.15 приведены данные о количестве дымовых газов для раз-
личных агрегатов; также приведены температуры, постоянному воздействию
которых подвергаются газоходы.
ТАБЛИЦА 6.15
Количество дымовых газов, подлежащих отводу, и их температура
Показатель ГТ-750-4 ГТ-750-5 ГТК-5 ГТ-750-6 ГТК-10 ГТ-6-750 ГТН-9-750 ГТК-16
Массовые единицы, кг/сек 43,3 45,2 ' 54 86 46,7 82 НО
Температура, °C Объемные единицы, м3/сек 67,2 270 70 83,5 268 133 115 420 208 280
Основные требования, предъявляемые к газоходам:
1) плотность — газоход работает под избыточным давлением, проник-
новение дымовых газов в помещение недопустимо;
2) долговечность, коррозионная стойкобть — газоход подвержен постоян-
ному воздействию высоких температур;
3) безопасность — из-за неплотности стопорных клапанов возможно
скопление в газоходе взрывоопасной смеси;
4) доступность ревизии и ремонта опор, компенсаторов, изоляции;
5) умеренное гидравлическое сопротивление.
Плотность достигается тщательной сваркой с последующими испытанием
и проверкой мыльным раствором всех сварных соединений. Долговечность,
коррозионная стойкость обеспечиваются выбором металла для газохода.
Рекомендуемый металл: сталь углеродистая марок 10 и 20, сталь легирован-
ная марок 15М, 20М, 12МК, 15МК; толщииа'стенки не меньше 5 мм. Безопас-
ность должна быть обеспечена естественной {вентиляцией во время стоянки
турбины. Наличие тяги должно быть проверено. Если она отсутствует, то
необходима установка на газоходе взрывных клапанов по правилам Госгор-
технадзора СССР. В соответствии с техническими условиями на ГТУ полное
гидравлическое сопротивление газохода, включая теплообменные аппараты,
не должно превышать 100 мм вод. ст. Учитывая жесткие требования по вели-
чине сопротивления, необходимо избегать в конструкции газохода резких
поворотов и изменений сечения, скорость потока газов не должна превышать
60 м/сек. После составления схемы газохода, включая дымовую трубу, следует
провести гидравлический расчет, руководствуясь данными о коэффициентах
сопротивления. Газоход должен быть рассчитан на компенсацию.
Использование тепла отходящих газов. Реализа-
ция рабочего процесса газовых турбин неизбежно связана с невозвратными
потерями тепла. Лучшие образцы газовых турбин полезно используют 27—
30% тепла, получаемого при сгорании топлива; остальные 70% бесполезно
рассеиваются во внешнюю среду. Наибольшее внимание вызывают потери
тепла с уходящими газами, которые составляют основную часть потерь и
20* 307
имеют относительно высокий температурный потенциал, что облегчает полез-
ную передачу тепла источнику с более нивкой температурой. Существует два
основных способа использования тепла уходящих газов. Первый способ
заключается в подогреве воздуха, поступающего ив компрессора в камеру
сгорания. Таким образом экономится топливо на подготовку рабочего тела
в камере сгорания для газовой турбины. Установка воздухоподогревателя
повышает к. п. д. ГТУ на 4—5%. Однако целесообразность применения ГТУ
с регенерацией необходимо проверить технико-экономическим расчетом,
так как вместе с экономией газа растут капитальные затраты и эксплуата-
ционные расходы. При распределении типов агрегатов по трассе следует
руководствоваться принципом установки безгенераторных мапшн на голов-
ных КС.
Второй способ заключается в подогреве воды в утилизационных тепло-
обменниках, устанавливаемых во внешнем контуре для теплофикации близ-
лежащих объектов. В настоящее время разработаны теплообменные аппа-
раты для следующих ГТУ: ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-10 и ГТК-16 на давление
20 кгс/см2, что позволяет транспортировать теплоноситель на расстояние
до 10 км. Теплопроизводительность отдельного пучка теплообменника подо-
брана таким образом, чтобы можно было варьировать теплосъемом в зависи-
мости от потребности станции. В табл. 6.16 приведены данные, характеризу-
ющие теплообменные аппараты.
ТАБЛИЦА 6.16
Характеристика утилизационных теплообменников
для различных ГТУ
Показатели ГТ-6-750 ГТ-750-6 ГТК-10 ГТК-16
Теплосъем с ГТУ, Гкал/ч 6 1,3 4 12
Количество греющих га- 202 218 310 396
зов, т/ч Температура газа, °C: на входе 420—310 270—214 268 420—380
на выходе 300—185 189 — 274
Температура воды, °C: на входе на выходе Давление воды, кгс/см2 Сопротивление по газу, 170 114 1 48,6 0 50 0 170 . 62
мм вод. ст. Количество теплообмен- ников Количество пучков на теп- лообменнике 4 1 4
Для принятия тепла из теплообменников и подачи его потребителям
на станции необходимо сооружать утилизационную станцию- установкой
на ней сетевых циркуляционных и подпиточных насосов, систем химводо-
подготовки и деаэрационной установки. Производительность этих установок
определяется по каждой КС в зависимости от конкретных условий, характера
потребителей, дальности их расположения и графика потребления. Однако
для всех станций должна быть предусмотрена возможность ввода в экс-
плуатацию теплофикационного оборудования поэтапно, по мере пуска ГТУ,
объектов потребления тепла и т. д.
Всасывающие воздуховоды и выхлопные газоходы. Для уменьшения
расхода металла и затрат труда на изготовление воздуховоды и газоходы
следует по возможности проектировать круглого сечения. Прямоугольное
308
сечение можно предусматривать при значительных компоновочных затруд-
нениях, в местах примыкания к прямоугольным элементам оборудования
и т. п. В проектах должно быть предусмотрено разделение на отдельные,
изготавливаемые на заводе блоки для возможности перевозки их железно-
дорожным транспортом и удобства монтажа на станции. Воздуховоды круг-
лого сечения с DH 2020 мм проектируют из листовой стали толщиной 3,
с Dn 2220 мм — 4, короба прямоугольного сечепия — 3 мм; газоходы
проектируют из листовой стали толщиной 5 мм.
При проектировании газоходов и воздуховодов следует применять про-
кат следующего сортамента: уголки равнобокие 36 X 36 X 4, 50 X 50 X 5,
63 X 63 X 6, 75 X 75 X 6, 90 X 90 X 8, 100 X 100 X 10 мм
(ГОСТ 8509—72, ГОСТ 535—58*); швеллеры 10, 12, 16, 20, 24,
30 мм (ГОСТ 8240—72, ГОСТ 535—58*); сталь тонколистовую толщиной 1,5
(только дагя линзовых компенсаторов), 2 и 3 мм (ГОСТ 19903—74, ГОСТ
19904—74, ГОСТ 16523—70*); сталь тонколистовую (ГОСТ 19903—74,
ГОСТ 19904—74, ГОСТ 14637—69*); сталь полосовую 5 X 50, 6 X 60,
6 X 70, 8 X 90, 10 X 45, 12 X 56 и 16 X 63 (ГОСТ 103—76, ГОСТ 535—58 *).
Для болтовых соединений элементов газоходов и воздуховодов с обору-
дованием необходимо применять следующие крепежные изделия: болты
диаметром 12, 16, 20 мм класса прочности 3,6 в нерасчетных и 4,6 — в рас-
четных соединениях (ГОСТ 7798—70*); гайки диаметром 12, 16, 20 мм
класса прочности 4 в нерасчетных и 5а — в расчетных соединениях (ГОСТ
5915—70*).
При проектирования воздуховодов в качестве прокладочного материала
следует применять картон асбестовый толщиной 5 мм по ГОСТ 2850—58
(зазор между фланцами 5 мм).
Для коробов, работающих при температуре до 200° С, применяется сталь
марки ВСт2кп2 (ГОСТ 380—71*) и тонколистовая сталь марки ВСтЗкп4
(ГОСТ 16523—70*). Для газопроводов, работающих при расчетной темпе-
ратуре выше 400я С, марка стали выбирается проектной организацией по
согласованию со специализированным институтом.
Для сварки газоходов и воздуховодов и опорных конструкций рекомен-
дуются: при ручной сварке — электроды Э-42 и Э-46 (ГОСТ 9467—70); при
полуавтоматической сварке в среде углекислого газа — сварочная проволока
марки Св-С8Г2С или Св-08ГСА (ГОСТ 2246—70*); при полуавтоматической
сварке — порошковая проволока ПП-АН1—ПП-АНЗ. Расход электродов
при ручной сварке'принимается по данным табл. 6.17.
таблица 6.17
Расход электродов при ручной сварке
на изготовление и монтаж газоходов
и воздухопроводов, % от массы узла
Узел Изготовление Монтаж
Воздуховоды 1,55 0,78
Газоходы 1,55 0,78
Опоры и подвески 1,30 0,80
Воздуховоды и газоходы должны быть простыми по конструкции. Для
придания им необходимой жесткости следует предусмотреть ребра жесткости:
на прямоугольных секциях — продольные и поперечные, а на круглых трубо-
проводах 0^^,1020 мм— поперечные. Для предотвращения деформации
краев секции газоходов и воздуховодов при транспортировке и удобства
монтажа на концах секций должны быть вапроектировапы флапцы или при-
гоночные плитки. В последнем случае ребра жесткости размещают на рас-
стоянии 100—150 мм от края секции. На прямоугольных секциях поперечные
309
ребра жесткости устанавливаются через каждые 1000, на круглых — 1500 мм.
Расстояние между продольными ребрами жесткости выбирается в зависимости
от давления (разрежения) в секции и толщины ее стенки (табл. 6.18). Про-
дольные ребра жесткости стыкуемых деталей должны совпадать.
Профили поперечных ребер жесткости для прямоугольных секций вы-
бирают по таблицам (при четырех и шести) в соответствии с предельными
размерами^сторон сечения (Ь : а) и толщиной стенок (3 и 4—5 мм) секций,
находящихся под давлением (разрежением) 100, 200, 300 и 400 мм вод. ст.,
с учетом массы секции и тепловой изоляции. Предельные размеры сторон
подсчитаны для соотношения Ь : а = 0,5; 0,7 и 1. Продольные ребра жесткости
выполняют из полосовой стали 5 X 50 мм. Для коробов круглого сечения
профиль ребер жесткости в зависимости от диаметра секции можно выбирать
по табл. 6.19.
ТАБЛИЦА 6.18 ТАБЛИЦА 6.19
Расстояние между Профили ребер жесткости для коробов
продольными ребрами круглого сечения
жесткости
Наружный диаметр секции, мм Толщина стенки секции, мм
Давление {разрежение) в секции, мм вод. ст. Расстояние, мм Профиль
100 200 300 400 1500 500/1500 500/1000 300/1000 1020-2020 2220—3220 3420-4020 3 4-5 4-5 Полосовая сталь 6 X 70 мм Уголок равнобокий 75 X 75 X 6 мм Швеллер № 10
Примечание. В числителе
приведены данные для секций с
толщиной стенки 3, в знаменате-
ле— 4—5 мм.
Вспомогательные системы. Маслоснабжепио. На ГТУ с центро-
бежными нагнетателями для смазки, регулирования и уплотнения нагнета-
телей применяется турбинное масло марки 22 (турбинное Л) по
ГОСТ 32—74* (разрешается ^применение турбинного масла марки Ткп-22
по ТУ—38—1—01—100—71). Система маслоснабжения включает в себя:
емкость и насосные установки на складе ГСМ (насосы Ш8-25Б-5,8), насосные
установки (маслоблок) в цехе для отработанного масла, маслоочистительнуго
машину ПСМ-1-3000 для периодической очистки масла, обвязку вышеука-
занных агрегатов, масляные баки у агрегатов и наружные трубопроводы
с арматурой. Обвязка маслоблока должна позволять перекачку масла из
маслосистемы одного'агрегата в маслоблоки другого.
Каждый компрессорный цех имеет самостоятельную систему маслоснаб-
жения, оборудование которой компонуется в блоки. Масляное хозяйство
компрессорного цеха имеет аварийный слив и перелив масла из маслобаков
агрегатов в подземную емкость вне цеха, расположенную на расстоянии
от него не менее 10/м. На трубопроводе’аьарийного слива от каждого агре-
гата устанавливается задвижка с электроприводом. Схема внешних техно-
логических трубопроводов приведена на рис. 6.18.
Узел редуциро в^а’н и я т о п л и в'н ого и пускового
газа. Предназначается дляспижепия высокого давления газа до заданного
рабочего давления трпливного и пускового газа ГТУ и поддержания его
с определенной степенью точности при изменении расхода и давления газа
на входе в ГРС. В большинстве’случаев в ГРС происходит также редуциро-
вание газа для собственных нужд станции (химлаборатории, отопительной
котельной, топливного газа для электростанции собственных нужд в случае
отсутствия внешнего электроснабжения).
3*0
Рис. в.18. Схема внешних технологических трубопроводов.
ы Трубопроводы: 1 — в земле, в канале; у — в канале, на галерее; з — в'земле; 4 — задвижка; 5 — обрагн«й]клапан; в — сливной фильт
С* 7 — колодец.
Из-за различных условий работы ГРС, зависящих от расположения КС,
типа, мощности и количества ГПА, устанавливаемых на станциях, не пред-
ставляется возможным создать единую блочную ГРС для всех случаев.
Однако для КС, имеющих одинаковое или аналогичное оборудование, можно
и целесообразно запроектировать блочную или блочно-комплектную ГРС.
Примером такой ГРС может служить блок топливного и пускового газа
БТПГ1-00-ИЭ, спроектированный для КС, оборудованный авиационными
агрегатами типа ГПА-Ц-6-3. Блок топливного и пускового газа состоит из
двух самостоятельных частей: блока редуцирования и подогревателя газа
модели ПГА-5.
Подогреватель газа может пе входить в комплект поставки БПТГУ1
в случае его эксплуатации в условиях, исключающих гидратообразование
при редуцировании газа. Блок БТПГ1 может быть использован во всех
климатических зонах страны, за исключением Крайнего Севера. В районах
Крайнего Севера эксплуатация БТП1 допускается при условии размещения
его технологического оборудования в отапливаемом несгораемом помещении.
В табл. 6.20 и 6.21 дапы технические характеристики блоков редуцирования
для комплексного решения ГРС в блочном исполнении для КС с агрегатами
ГТН-6, ГТ-750-6 (6 агрегатов), ГТК-10 и ГТК-16 (3 агрегата) с учетом газо-
снабжения для собственных иужд (РЭБ, котельная, электростанция, жилой
поселок).
ТАБЛИЦА 6.20
Техническая характеристика блока редуцирования
пускового и топливного газа
Показатель Пусковой газ Топливный газ
Пропускная способность, м3/ч Давление, кгс/см2: на входе на выходе Плотность газа, кг/м3 Температура на входе, °C Расчетный коэффициент пропускной способности С 17 000/2500 1 0; 24,4/3,3 22 000/2000 9 0 575 .0 39/2,64
Клапан Загрузка клапана, % Скорость газа, м/сек: на входе в расходомерных нитках и на выходе РД-? 37,5/5,5 15,9/2,3 25/3,7 0-64 65/4,4 20,6/1,9 32,4/2,8
Примечание. В числителе приведены показатели максимального, в знамена-
теле—минимального режима.
Компоновочные решения компрессорных цехов. Установка ГПА с при-
водом от газовых турбин весьма разнообразна и зависит от типа агрегата
(с регенератором или без него), принятой системы охлаждения масла (водяное
или воздушное), климатических условий месторасположения станции, опре-
деляющих исполнение агрегатов (открытое, закрытое или полузакрытое).
Однако при всем многообразии причин, затрудняющих осуществление еди-
ного компоновочного решения, директивно регламентированы общие для всех
цехов следующие положения.
1. Машинный зал газовых турбин отнесен по противопожарным нормам
к категории Г, разрешающей установку всего оборудования в нормальном
исполнении. Помещения, в которых устанавливаются нагнетатели для пере-
312
313
2.Коллектор пускового газа Бу =400мм 1,2 Вода горячая прямая и
обратная Бу^ЗОмм
3.4 Вода у ладно я прямая и
обратная Б у-50 мм
5. Воздух БубОмм
Рис. 6.19. Разрез компрессорного
314
1 Масло со склада ГСМ к маслоблоку Ру=вОмм
2 Масло к агрегатам от маслоблока Ру=вОмм
3. Масло на склад ГСМ от маслоблока 1Гц=80 мм
"4. Масло отработанное к маслоблоку Лу=8Смм
5.Аварийный слаб масла Пу-бООмм
цеха на 12 агрегатов ГТК-10.
315
качки природного газа, относятся к категории А; соответственно этому
электрооборудование должно удовлетворять нормам ПУЭ по категории В-1а,
т. е. иметь взрывобезопасное исполнение. Различие в категорийности поме-
щений предопределяет решение компрессорного цеха в два пролета с раздели-
тельной непроницаемой стеной между залами турбогрупп и нагнетателей.
В месте прохода через разделительную стенку промежуточного вала привода
нагнетателя должно быть установлено уплотнение, защищающее от проник-
новения природного газа из помещения нагнетателей в машинный зал газовых
турбин.
2. По утвержденным Госстроем СССР нормам пролеты в зданиях для
компрессорных цехов могут быть 12, 15, 18 и 24 м, шаг между колоннами —
6 и 12 м.
3. Установленным практикой является проектирование пристройки
к производственному корпусу блока вспомогательных служб, к которым
относятся: аккумуляторное помещение с подзарядным агрегатом, компрес-
сорная для снабжения воздухом при ремонтных работах, мастерская КИП
и автоматики, щитовая и трансформаторная, операторная, административные
и бытовые помещения. В случае большого количества агрегатов (10—12)
их устанавливают в двух цехах (А и Б), сблокированных в один корпус,
с размещением вспомогательных служб в центре, симметрично относительно
двух цехов.
Проведенная таким образом унификация объемно-планировочного реше-
ния компрессорного цеха позволила упростить проектирование, заказ стро-
ительных конструкций. На рис. 6.19 представлен разрез цеха на 12 агрегатов
ГТК-10. Предлагаемую компоновку имелось в виду распространить на КС
газопровода с минимальной зимней температурой до —60° С, что побудило
расположить регенератор, утилизационные теплообменники и аппараты
воздушного охлаждения в специальном третьем пролете. Унификация ком-
прессорных цехов магистральных газопроводов четко отражена в разделении
низкой и высокой стороны давления газа. Воздухозаборная камера, масляпые
холодильники, регенераторы и дымовые трубы располагаются с фасадной
сторопы здания, а пылеуловители, ГРС и технологическая обвязка нагнета-
телей — пофронту здания с противоположной стороны цеха.
В связи с новыми разработками — приспособлением ГТУ для установки
на нулевую отметку — представилось возможным найти решения по компо-
новке агрегатов и объемно-планировочные, принципиально отличающиеся
от традиционных (компоновка агрегатов в общем цехе). Разработан вариант
компоновки блочпой КС с агрегатами ГТН-6 мощностью 6 Мвт в индивидуаль-
ных зданиях. Станция имеет общую установленную модность 36 Мвт и рас-
считана на пропускную способность 42,2 млн. м3/сутки. Все сооружения,
за малым исключением, представляют собой унифицированные блок-боксы
Заводского изготовления, оспащенные технологическим оборудованием в со-
ответствии с их назначением. Такое прогрессивное решение комплекса соору-
жений позволит сократить сроки ввода КС в эксплуатацию до минимума.
§ 6.6. НПС: основные сведения
и технологические схемы
НПС магистральных трубопроводов разделяются на головные и про-
межуточные. Головная НПС предназначена для приема нефти с установок
по ее подготовке или нефтепродуктов с нефтеперерабатывающих заводов
и перекачки их из емкости в магистральный трубопровод. В состав техно-
логических сооружейий головной НПС входят: насосная станция с совме-
щенной или отдельной подпорной насосной, резервуарный парк, установка
счетчиков жидкости, площадка с предохранительными устройствами, поме-
щение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы.
Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачива-
316
емок жидкости в магистральном трубопроводе. В состав технологических
сооружений промежуточной станции входят: насосная станция, площадка
с фильтрами-грязеуловителями, помещение с регулирующими устройствами
и технологические трубопроводы. Для обеспечения достаточно надежного
уровня синхронной работы смежных НПС магистральные трубопроводы
разбивают па эксплуатационные участки, средняя длина которых прини-
мается в пределах 400—500 км.
Технологические схемы трубопроводов головных и промежуточных НПС
должны предусматривать возможность выполнения технологических опера-
ций, вытекающих из назначения станций, условий приема нефти или нефте-
продуктов, их хранения и перекачки по магистральному трубопроводу.
Количество трубопроводов для подачи нефти или нефтепродуктов в резервуар-
ный парк головной станции и приема из резервуаров подпорной насосной
устанавливается в зависимости от числа источников поступления, количества
и сортности перекачиваемой жидкости, а также наличия требований по
сохранению сортности при дальнейшей перекачке. Разрешается перекачка
в резервуарных парках головных станций нефтей различных сортов по одним
трубопроводам без опорожнения. Допускается перекачка следующих сортов
нефтепродуктов по одним трубопроводам при условии обязательного опорож-
нения труб: ’
а) тракторного керосина и дизельного топлива;
б) тракторного керосина и автомобильного бензина (не этилированного).
Перекачка автомобильного этилированного бензина и топлива для реак-
тивных двигателей осуществляется по отдельным трубопроводам. В отдель-
ных случаях, когда по условиям прокладки трубопроводов не представляется
возможным обеспечить полное опорожнение труб, по одним трубопроводам
можно перекачивать последовательно большими партиями тракторный керо-
син, дизельное топливо и автомобильный бензин (не этилированный). Трубо-
проводы, подлежащие опорожнению при перекачке по ним нескольких сортов
нефтепродуктов, а также всасывающие трубопроводы для пефти и нефтепро-
дуктов должны быть уложены с уклоном не менее 0,002.
Кроме основных операций по приему и откачке технологическая схема
должна позволять выполнение вспомогательных операций, связанных с за-
чисткой резервуаров, опорожнением трубопроводов, сбросом через пред-
охранительные устройства в резервуары, размывом (в случае необходимости)
осадков в резервуарах. Предохранительные устройства от повышения давле-
ния должны устанавливаться на приемных линиях, а также на трубопроводе
между подпорной и перекачивающей насосными.
Обвязка головной НПС, как правило,, должна обеспечивать перекачку
нефти или нефтепродуктов через емкость (для удобства приемо-сдаточных
операций) и в отдельных случаях — с подключенной емкостью. Технологи-
ческой схемой головной НПС эксплуатационного участка должна предусма-
триваться возможность перекачки по трубопроводу минуя станцию в случае
ее остановки, а для нефтепродуктопровода — также и для прохождения
смеси. Примерная технологическая схема головной НПС эксплуатационного
участка нефтепровода приведена на рис. 6.20.
Технологические схемы промежуточных НПС магистральных нефте-
и нефтепродуктопроводов должны предусматривать, как правило, их работу
из насоса в насос. При соответствующем технико-экономическом обосновании
допускается работа промежуточных НПС с подключенной емкостью.
При проектировании магистральных трубопроводов диаметром 720 мм
и выше на промежуточных НПС предусматриваются устройства для защиты
трубопроводов от крутых волн повышения давления, возникающего при вне-
запной остановке станции. Необходимость применения этой защиты на трубо-
проводах меньшего диаметра обосновывается расчетом. Сброс должен пред-
усматриваться в специальную емкость, рассчитанную на двукратный объем
сброса. На промежуточных НПС должна предусматриваться возможность
перекачки по магистральному трубопроводу минуя станцию при ее остановке.
Примерная техпологическая схема промежуточной НПС магистрального
нефтепровода приведена на рис,"6.21»
317
Рие. в.20. Технологическая схема
1 — перекачивающая насосная; г — резервуар сбора утечек; з — наземный
подпорная насосная; в — подпорный насос с электродвигателем; 7 — аачист-
9 — узел подключения станции с устройством для приема н пуска скребка;
ройствами; 12 — помещение счетчиков; 13 — установка для проверни очетчи-
318
головной НПС.
металлический резервуар; 4— магистральный насос с электродвигателем; 5 —
ной насос с электродвигателем; S— по метение с регулирующей заслонкой;
Ю — магистральный нефтепровод; и — площадка с предохранительными уст-
ков.
319
Рис. 6.21. Технологическая схема промежуточной НПС.
1 — резервуар для сбора утечек; 2 — погружной насос; з — наземный металлический резервуар для сброса волны; 4 — маслоохлади-
тель; 5—насосная; 6 — центробежный насос с электродвигателем; 7— магистральный насос с электродвигателем; 8— узел подключе-
ния станции с устройствами дли пропуска скребка; 9 — магистральный нефтепровод; 10 — помещение с регулирующими устройствами и
клапанами для сброса волны; 11—площадка с фильтрами-грязеуловителями.
320
§ 6.7. Насосные станции
Насосные для нефти и нефтепродуктов относятся к взрывоопасным поме-
щениям класса В-1 а, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопас-
ных смесей горючих паров с воздухом быть не должно; их появление воз-
можно только в результате аварий или неисправностей. Оборудование насос-
ных делится па основное и вспомогательное. К основному оборудованию
относятся магистральные и подпорные насосы и электродвигатели к ним,
к вспомогательному — системы, предназначенные для обслуживания основ-
ного оборудования: смазки подшипников насосов, оборотного водоснабжения
для охлаждения масла в маслоохладителях и воздушного пространства
электродвигателей при замкнутом цикле вентиляции, вентиляции, отвода
перекачиваемой жидкости от разгрузочных устройств насосов и отвода утечек
от торцевых уплотнений, а также грузоподъемные механизмы.
На головной НПС жидкость от разгрузочных устройств насосов отводится
по напорной линии во всасывающий трубопровод подпорной насосной,
а утечки — самотеком в резервуар-сборник, располагаемый вблизи. Опо-
рожнение резервуара-сборника осуществляется во всасывающую линию
насосной погружным насосом.
На промежуточной НПС отвод жидкости от разгрузочных устройств,
как правило, должен производиться во всасывающую линию насосной,
однако с учетом возможности повышения давления на всасывании выше
допускаемого разгрузочными устройствами должна предусматриваться воз-
можность отвода разгрузки в резервуар-сборпик. Откачку из последнего
следует вести во всасывающую линию насосной либо погружным насосом,
либо системой последовательно работающих насосов — погружного и 'цен-
тробежного, развивающих суммарный напор, превышающий максимально
возможное давление во всасывающей линии насосной. При головной НПС ма-
гистрального нефтепровода устапавливается один резервуар-сборник, при
промежуточной — два (один резервный). Количество резервуаров-сборников
при головных и промежуточных НПО магистральных нефтепродуктопроводов
должно определяться с учетом сортности нефтепродуктов.
В зависимости от исполнения электродвигателей установка насосов
и электродвигателей может быть осуществлена в общем зале или в разных
залах насосной. Подача магистральных центробежных насосов принимается
равной полной пропускной способности магистрального трубопровода. До
вывода нефтепровода на проектную мощность в насосных следует применять
сменные роторы с рабочими колесами, обеспечивающими высокий к. п. д.
при пониженных подачах. Во избежание значительного снижения к. п. д.
насосов рекомендуется уменьшать диаметр колес не более чем на 10%.
Число рабочих центробежных насосов определяется исходя из расчетного
рабочего давления насосной, характеристики насосов, характеристики
перекачиваемой жидкости и режима перекачки. Все насосные оборудуются
однотипными насосами. На каждой станции предусматривается один резерв-
ный’насос, в том числе и при одном рабочем насосе.
Магистральные насосы. Для перекачки нефти и нефтепродуктов по маги-
стральным трубопроводам применяются центробежные магистральные насосы
типа НМ с параметрами по ГОСТ 12124—74 (табл. 6.22; поля подачи и на-
пора — на рис. 6.22). Они предназначены для нефти и нефтепродуктов с тем-
пературой до 80° С и кинематической вязкостью не более 3 сма/сек, содержа-
щих не более 0,05% механических примесей. Магистральные пасосы по
конструкции делятся на две группы: секционные (с подачей до 1250 м3/ч,
многоступенчатые) и спиральные (с подачей 1250 м3/ч и выше, одноступен-
чатые).
Спиральные насосы типа НМ выпускают марок НМ 1250-260,
НМ 2500-230, НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210 и НМ 10000-210.
Насосы состоят из корпуса, ротора, узлов торцевых уплотнений и подшип-
никовых опор. Корпус рассчитал на рабочее давление до 64 кгс/см2, что
обеспечивает возможность последовательного соединения трех одновременно
работающих насосов. Привод — от электродвигателя через зубчатую муфту.
21 заказ 156 321
Марка Подача, м*/ч Напор, м ст. ЖИДКОСТИ Диаметр рабочего колеса, мм Скорость враще- ния, об./мин Допус- каемый кавита- ционный запас, м ст. жидкости К. п. д., %
Секци
НМ 125-550 НМ 180-500 НМ 250-475 125 180 250 550 500 475 — — 4 5 6 68 70 72
НМ 360-460 360 460 300 2970 8 76
НМ 500-300 500 300 300 2970 12 78
НМ 710-280 710 280 — — 14 80 Спира
НМ 1250-260 1 250 260 440 3000 20 80
НМ 1800-240 1 800 240 — — 25 83
НМ 2500-230 2 500 230 430 3000 32 86
НМ 3600-230 3 600 230 450 3000 40 87
НМ 5000-210 5 000 210 450 3000 42 88
НМ 7000-210 7 000 210 475/455 3000 52 89
НМ 10000-210 10 000 210 495 3000 65 89
-НМ 10000-210 (на повышенную подачу) 12 000 210 530 3000 89 87
Примечания. 1. К. п. д. и допускаемые кавитационные запасы даны при рабо
барометрическом давлении 760 мм рт. ст. 2. Для НМ 7000-210 в знаменателе дан дна
Марка Подача, м*/ч Напор, м ст. жидкости Диаметр рабочего колеса, мм Скорость враще- ния, об./мин Допускае- мый кави- тационный запас (при работе на воде), м ст. ЖИДКОСТИ К. п. д. (при работе на воде), %
8НДсНм 360-600 28—42 — 960 3,8—6,5 79
14НДсН 800—1200 30—42 — 990 5 87
НМП 2500-74 2500 74 690 1000 3 72
НМП 3600-78 3600 78 725 1000 3 83
НМП 5000-115 5000 115 840 1000 3,5 85
322
ТАБЛИЦА 6.22
Техническая характеристика магистральных насосов типа НМ
Мощность (при работе на нефти), Мвт Масса, кг Электродвигатель Масса агрегата, кг
Тип Мощность, | Мвт 1 Скорость враще- ния, об./мин Напря- жение, кв Масса, кг
онные
0,483 0,435 3240 3060 АЗП-630 АЗП-500 0,63 0,5 3000 3000 6 6 4690 4410 8272 7510
льные
0,96 2865 СТД 1250-2 1,25 3000 6 или 10 7 156 10 342
— —— —_ — — —
1,57 4657 СТД 2000-2 2,0 3000 6 или 10 8 156 13 024
2,23 5112 СТД 2500-2 2,5 3000 6 или 10 10 300 15 620
2,80 4870 СТД 3200-2 3,2 3000 6 или 10 12 470 17 906
3,87 6600 СТД 5000-2 5,0 3000 6 или 10 15 000 22 320
5,54 8680 СТД 6300-2 6,3 3000 6 илп 10 20 600 29 400
— 8760 СТД 8000-2 8,0 3000 6 илп 10 21 470 —
те насосов на воде с кинематической вязкостью 0,01 смг/сек и температурой 25 °C при
метр для рабочего колеса с цосым срезом.
ТАБЛИЦА 6.23
Техническая характеристика нефтяных подпорных насосов
Мощ- ность (при работе на нефти), Мвт 1 Масса, кг Электродвигатель Масса агрегата, кг
Тип Мощность, Мвт Скорость враще- ния , об./мин Напря- жение, кв Масса, кг
— 735 МА36-51/6 0,10 960 0,38 или 0,66 1250 —
— 1554 МА36-61/6 0,16 960 0,38 или 0,60 2050 —
0,602 7775 ДС118/44-6 0,80 ' 1000 6,0 8540 15 637
0,792 7775 ДС118/44-6 0,80 1000 6,0 8540 15 637
1,590 9321 СДН2-16-59-6 или С ДТ-15-49-6 1,60 1000 6,0 или 10,0 6750 или 9250 17 235 или 19 735
21*
323
Насосы оснащены системой автоматического управления, контроля, защиты
и сигнализации.
Для магистральных насосов с подачей от 2500 до 10 000 м3/ч применяют
сменные роторы на подачу 0,5 или 0,7 от номинальной, что обеспечивает
экономичную работу насосов на первой стадии освоения нефтепроводов. Для
насоса НМ 10000-210 дополнительно изготавливается ротор на подачу
12 500 м3/ч; насос НМ 1250-260 комплектуют одним сменным ротором на
подачу 900 м3/ч. Допускается изменение подачи и напора в пределах рабочей
зоны, указанной па графической характеристике насосов. Допускается также
изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по
наружному диаметру, но не более чем на 10% из-за возможного значительного
снижения к. п. д.
Рис. 6.22. Поля подачи и'напора магистральных нефтяных насосов (по ГОСТ 12124—74).
Секционные насосы типа НМ выпускают марок НМ 360-460 и НМ 500-300
(центробежные горизонтальные многоступенчатые, с односторонним рас-
положением рабочих колес). Насос НМ 360-460 — четырех-, НМ 500-300 —
трехступенчатый. Конструкция насоса НМ 360-460 обеспечивает последовав
тельное соединение двух, НМ 500-300 — трех одновременно работающих
насосов. В этом случае давление на входе в первый насос должно быть не
более 25, на выходе из последнего насоса — не более 100 кгс/см2. Допускается
уменьшение подачи и напора в пределах рабочей зоны, указанной на графи-
ческой характеристике насосов.
Подпорные насосы. Предназпачены для перекачивания нефти от емкости
к магистральным насосам; создают необходимый подпор для обеспечения
бескавитационной работы магистральных насосов; работают по параллельной
схеме; центробежные горизонтальные спиральные одноступенчатые. Под-
порные насосы выпускают марок 8НДсНм, 14НДсН, НМП 2500-74, НМП
3600-78, НМП 5000-115. Техническая характеристика насосов приведена
з табл. 6.23, графическая — в [20].
Вспомогательное насосное оборудование. К последпему относятся:
нефтяные насосы для откачки утечек основного оборудования; насосы оборот-
ного водоснабжения и охлаждения; насосы масляного хозяйства; вакуумные
насосы для подпорных насосов. Для откачки утечек из резервуаров-сборников
применяется горизонтальный насос секционного типа марки ЦНСН-60-330
(подача 60 м3/ч, напор>330 м вод. ст.) с количеством ступеней от двух до
десяти. Насос приводится во вращение электродвигателем ВА092—2
324
мощностью 100 квт через эластичную муфту Диапазон раоочих температур
нефти 0-40° С, кинематическая вязкость 1-0,1 см2/сек. Нефть подается
в насос с подпором от 0,15 до 0,7 кгс/см2 (в зависимости от температуры
нефти? К п. д. насоса 70%, масса 580 кг. Скорость вращения электродвига-
теля 3000 об /мин, масса - 737 кг. Графическая характеристика насоса при-
ведена в [20]' В маслоустановках основного оборудования для подачи масла
к-подшипникам и зубчатым муфтам применяют роторно-зубчатые насосы
типа РЗ (РЗ-За, Р3-4,5а и РЗ-ЗОи) (табл. 6.24). Для привода насосов РЗ
используются асинхронные короткозамкнутые электродвигатели трехфазного
тока взрывобезопасного исполнения марки КОМ. Графическая характери-
стика насосов приведена в [20].
ТАБЛИЦА С.24
Техническая характеристика насосов типа РЗ
Показатели РЗ-За Р3-4,5а РЗ-ЗОя
Подача, м3/ч Давление нагнетания, кгс/см2 Вакуумметрическая высота всасыва- ния, м ст. жидкости Частота вращения, об./мин Потребляемая мощность, квт Рекомендуемая мощность электродви- гателя, квт 1,1 14.5 5,0 1.1 • 1.7- 3,3 3,3 3,0 1450 3,0 -2,8 18.0 3,6 6,5 4,0 6,0
§ 6.8. Резервуарные парки
Резервуарный парк головных ИПС предназначается для создания опре-
деленного запаса нефти и нефтепродуктов па случай непредвиденного прекра •
щепия их поставки, т. е. для бесперебойной работы трубопровода и обеспе-
чения приема нефти в случае аварийной остановки перекачки по трубопро-
воду. При последовательной перекачке резервуарный парк служит для
накапливания отдельных сортов нефтепродуктов с целью создания крупных
партий. На промежуточных НПС резервуарные парки являются буферными
емкостями и служат для компенсации неравномерности подачи.
На головпых НПС при перекачке одного сорта нефти или нефтепродук-
тов предусматривается строительство резервуаров в размере от двух- до
трехсуточной подачи Трубопровода. При последовательной перекачке нефтей
или нефтепродукта вместимость резервуаров определяется размерами нако-
пления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью
перекачки и графиком поступления пефти или нефтепродуктов. При исполь-
зовании резервуаров одновременно для магистрального трубопровода и сбор-
ного промыслового пункта или нефтеперерабатывающего завода вместимость
резервуаров определяется с учетом совмещенного графика работы. На про-
межуточных НПС, расположенных на границе эксплуатационных участков,
в пределах которых обеспечивается независимость работы насосного обору-
дования, предусматриваются резервуары вместимостью в размере 0,3—0,5
суточной подачи трубопровода. На промежуточных НПС, расположенных
на разветвлении или соединении магистральных трубопроводов, должны
предусматриваться резервуары вместимостью в размере 1,0—1,5 суточной
подачи основного трубопровода.
Для хранения пефти и нефтепродуктов применяют металлические и же-
лезобетонные резервуары, как наземные, так и подземные. Наибольшее
распространение в настоящее время получили стальные вертикальные ци-
линдрические резервуары. При строительстве применяют типовые проекты
325
Основные данные по сталь
Номиналь- ная вместимость резервуара, м* Снеговая нагрузка, кгс/м8 Ветровая нагрузка, кгс/м2 i Вместимость геомет- 1 рическая, м’ Диаметр резервуара, м Высота стенки, м Толщина стенки
I II III IV
100 200 300 400 700 До 20() До 100 105 200 336 4 26 764 4,73 6,63 7,58 8,53 10,43 5,96 5,96 7,45 7,45 8,94 4 4 4 4
До 100 До 7 0 70—100 4 5 4 5 4 4 5
1000 100—150 До 70 70—100 1066 12,33 8,94 4 5 4 4 4
150—200 До 55 5 5—100 4 5 . 5 4 4 5
2000 До 100 До 85 85 — 100 2157 15,18 11,92 6 5 6 6 5 6
100—200 До 7 0 70—100 6 5 6 6
3 0 00 До 1 00 До 35 35—100 3370 18,98 11,92 7 6 6
100—200 До 100 6
5000 До 150 До 5 5 55 — 100 4866 22,8 11,92 9 8 7 1) 7
150—200 До 45 45 — 100 6 7
До 100 До 4 5 45 — 100 8 9
10 000 100—150 До 100 10 950 34,20 11,92 13 11 10 9
150—200 До 85 85—100 9 10
До 100 До 4 5 45—100 10 10 9 10 9 10
15 000 100—150 До 100 14 900 39,90 11,92 и 10 10 10
150—200 До 70 70—100 10 11 10 и 10 11
До 100 До 45 45—100 и и 10 и 10 11
20 000 100—150 До 100 19 450 45,60 11,92 13 11 11 и
150-200 До 55 55 — 100 11 12 и 12 11 12
326
ТАБЛИЦА в.25
ным вертикальным цилиндрическим резервуарам для нефти и нефтепродуктов
ю поясам, мм Толщина днища, мм Количество рулонов, шт. Масса, т Комер типового проекта
V VI VII VIII стенки днища днища стенки покрытия общая резервуара
— 0,59 2,83 0,70 5,44 704 — 1—49
— — — 1.14 3,96 1,44 7,94 704—1—50
4 —- — — 4 1 1 1,48 5,66 2,00 10,57 704-1-51
4 —— — — 1,87 6,37 2,61 12,36 704 — 1—52
4 4 — — 2,78 9,34 3,81 17,75 704—1 — 53
4 4 — 11,04 5,96 22,91
э •> — 13,80 5,96 25,67
4 4 — — 4 1 1 3,78 11,04 2.3,69 704-1—54
э э — 13,80 6,74 26,45
4 4 — • — 11,04 23,69
о о — — 13,80 26,45
/
5 а 23,21 7,45 44,25
6 6 6 6 4 1 1 7,07 27,17 48,21 704—1—55
5
;> 5 23,21 7,80 44,60
6 6 6 6 27,17 48.56
5 5 5 5 31,14 13,15 62,84
6 6 6 6 4 1 1 11,72 34,68 13,15 66,38 704 — 1—56
(5 6 6 6 34,68 13,87 67,10
6 7 6 6 6 45,86 20,83 93,4 4
7 7 7 5 1 1 19,50 5 0,1 0 20,83 97,(18 7 04-1—5 7
6 6 6 6 4 5,86 23,35 95,96
7 7 7 7 50,10 23,35 100,20
8 8 8 8 94,26 48,72 2 00,34
9 9 9 9 1 00,63 211,11
9 9 9 9 2 1 41,70 100,63 213,82 704—1—58
9 9 9 9 10 0,63 49,83 212,22
1 0 10 In 10 106,99 220,18
9 10 9 10 9 10 9 10 111,45 120,36 71,27 26 8,52 283,0 0
10 10 10 10 6 3 2 64,92 120,36 72,89 285,52 704—1 -59
10 и 10 и 10 и 10 11 120,36 130,76 72,89 282,10 295,92
10 и 10 11 10 11 10 11 142,67 152,83 99,29 353,81 375,15
11 и 11 11 6 3 2 84,04 152,83 101,57 377,43 704—1-60
11 12 и 12 и 12 11 12 152,83 164,73 103,01 371,27 390,77
327
Основные данные по стальным вертикальным
Номи- нальная вмести- мость резер- вуара, м» га га S Толщина стенки
Снеговая нагрузка, кгс/м2 Ветровая нагрузка, кгс/м.» Вместимость геометрическая, Диаметр резерв м Высота стенки, I II III IV V
100 2 0 0 300 4 00 700 До 200 До 100 92 182 305 380 704 4,73 6,63 7,58 8,5 3 10,43 5,96 5,96 7,45 7,45 8,94 4 4 4 4 4 4 4
До 100 До 70 70—100 4 5 4 5 4 5 4 4 5
1000 100—150 До 70 70-100 984 12,33 8,94 4 5 4 5 4 5 4 5 4 5 ’
150—200 До 55 55-10(1 4 4 5 4 5 5 5
2000 До 100 До 70 70—100 2010 15,18 11,92 6 5 5 4 5 4 5
100—200 До 55 55 — 100 4 5 4 5
30(10 До 100 До 35 35—100 3150 18,98 11,92 7 6 6 5 5 5- 6 4
100—200 До 85 85-100 5 6
5000 До 100 До 55 55—100 4380 22,80 11,92 9 8 7 6 6
100—200 До 4 5 45-100 5 6
До 100 До 100 7
10 000 100-150' До 70 . 70-100 9590 34,20 11,92 13 И 10 8 7 8
150—200 До 55 55-100 7 8
До 100 До 100 8 8
15 000 100—150 До 70 70—100 13 050 39,90 11,92 11 10 9 8 9 8 9
150—200 До 45 45-100 ** 8 9 8 9
До 100 До 100 9 9
20 000 100—150 До 70 70—100 17 050 45,68 11,92 13 11 10 9 10 9 10
150—200 До 45 45—100 9 10 9 10
328
ТАБЛИЦА 6.26
цилиндрическим резервуарам с понтоном для нефти и нефтепродуктов
но поясам, ММ 3 S Количество рулонов, шт. Масса, т
VI VII VIII Толщина днища, 1 . стенки днища Св I й стенки покрытия понтона общая резервуара Номер ТИПОВОГО проекта
.-1111 — — 4 1 1 0,59 1,14 1,48 1,87 2,78 2,83 3,96 5,66 6,37 9,34 0,70 1,44 2,00 2,61 3,81 1,57 1,44 2,69 3,49 4,71 7,01 9,38 13,26 15,85 22.46 704—1—49 704—1—50 704—1—51 704-1—52 704—1—53
4 5 4 5 4 5 — — 4 1 1 3,87 11,04 13,87 11,04 13,87 11,04 13,87 5,96 5,96 6,74 6,74 6,74 6,74 5,93 28,84 31,60 29,62 32,38 29,62 32,38 704—1 — 54
5 4 5 4 5 4 5 4 1 1 7,07 20,38 23.21 20,38 23,21 9,12 9,12 10,36 10,36 8,36 51,44 54,27 52,68 55,51 704-1-55
4 5 6 4 5 5 6 4 6 4 1 1 11,72 28,30 31,14 31,14 31,68 15,27 15,27 17,46 17,46 12,64 74,89 77,73 79,92 83,46 704 — 1—56
5 G 6 0 5 6 G 5 6 5 1 1 19,40 42,46 45,86 42,46 45.86 23,80 23,80 26,75 26,75 18,40 111,86 115,26 114,81 118,21 704-1-57
7 7 8 7 8 7 7 8 7 8 7 8 7 8 5 2 1 41,70 89,16 89,16 94,26 89,16 9 4,26 48,72 49,83 49,83 46,54 246,18 247,29 253,99 244,77 253,99 704 — 1 — 58
8 8 9 8 <1 8 8 9 8 9 8 8 9 8 9 6 3 2 64,92 104,02 104,02 111,45 104,02 111,45 71.27 72,89 72,89 72,89 61,79 322,88 327,55 338,40 324,50 338,40 704—1—59
9 9 10 9 10 9 9 10 9 10 9 9 10 9 10 6 3 2 84,04 134,16 134,16 142,66 134,16 142,60 92,29 101,57 103,01 79,61 428,09 422,77 438,88 424,21 440,32 704-1-60
329
Основные
Номи- нальная вмести- мость резер- вуара, м* Снеговая нагрузка, кгс/м8 Ветровая нагрузка, кгс/м2 Полезная вмести- мость, м* Диаметр резервуара, м Высота стенки, м - .. —,— Толщина стенки
I II III IV
100 99,7 4,73 5,96
200 206,0 6,63
300 До 150 338,0 7,58 7,4 5
*400 До 200 427,0 8,53 4 4 4
700 До 55 55—150 761,0 10,43 8,94 4- 5 5 4 5 4
1000 До 200 До 55 55-150 1000,5 12,33 8,9 4 4 5 5 4 5 5
До 55 6 6 5
2000 До 200 55-100 2034,8 15,18 11,92 6 6 6 (•>
100-150 7 7 7 7
До 35 6 5 5
До 100 35-100 6 6 6 6
3000 100-150 3370,0 18,98 11,92 7 7 7
До 35 35-100 6 5 5
150-200 6 6 6 6
100 — 150 7 7 7 7
До 5 5 7 7 7 7
До 150 55-100 8 8 8 8
100—150 9 9 9 9
5000 4573,3 22,79 11,92
До 55 7 7 7 7
150—200 55-100 8 8 8 8
100-150 9 9 9 9
До 55 9 8 8 8
До 150 55—100 9 9 9 9
100—150 10 10 10 10
<0 Опа 10950,0 34,20 11,94
До 35 9 8 8 8
До 200 35-100 *) 9 9 9
100—150 10 10 10 К)
До 55 10 10
До 100 55-Ю0 11 11
100—150 12 12
До 55 11 И
20 000 100-150 55-100 21000,0 47,40 11,94 13 12 11 11
100—150 12 12
До 55 11 И
150 — 200 55-100 12 12
100 — 150 12 12
ЗЗв
ТАБЛИЦА 6.27
предназначенным для эксплуатации
в условиях низких температур
данные по стальным резервуарам,
Толщина днища, мм Количество рулонов, шт. Масса, т Номер типового проекта
по поясам. ММ
V VI VII VIII стенки днища днища стенки покрытия общая 1 резервуара 1
. 0,62 2,80 0,66 5,37 704-1-19
. —— — — 1,00 4,00 1,35 7,82 704-1—20
4 — — —— 4 1 1 1,60 5,66 2,52 10,92 704-1-21
— — — 1,90 6,40 3,39 12,91 704-1-22
4 4 2,80 9,30 5,20 20,59 704-1-23
5 — — 2,80 11,60 5,20 22,90
4 5 4 — — 4 1 1 4,00 10,90 13,70 5,35 25,45 28,27 704-1-24
5 5 5 5 23,40 45,37
6 6 6 6 4 1 1 6,80 26,80 8,3 5 48,91 704-1-25
7 7 7 7 31,30 52,66
5 5 5 5 29,01 58,12
6 6 6 6 33,97 12,49 63,08
7 7 7 7 4 1 1 10,52 39,62 68,73 704-1-26
5 5 5 5 29,01 58,68
6 6 6 6 33,97 13,05 63,64
7 7 7 7 39,62 69,29
7 7 7 7 47,40 93,62
8 8 8 8 54,40 20,38 100,78
9 8 8 8 5,7 1 1 17,60 58,40 104,89 704 -1—27
7 7 7 7 47,40 95,00
8 8 8 8 54,40 21,74 102,09
9 8 8 8 58,40 106,24
8 8 8 8 82,79 181,96
9 9 9 9 91,71 40,04 193,00
10 10 10 10 5,8 1 40,90 101,89 208,3 1 704 — 1—28
8 8 8 8 82,79 181,36
9 9 9 9 91,71 47,70 196,66
10 10 10 10 101,89 211,97
10 10 ю 10 150,37 363,25
11 11 11 И 160,97 99,00 377,06
12 12 12 171,60 394,62
11 и И И 160,97 378,60
11 11 1 1 И 6 3 2 91,54 160,97 ЮЗ,75 381,81 704 — 1—29
12 12 12 171,60 399,37
и 11 И 11 160,97 384,37
12 12 12 12 171,60 109,53 401,62
12 12 171,60 408,36
331
стальных и железобетонных резервуаров, разработанные ЦНИИ Проект-
стальконструкция и Союзводоканалпроектом. ЦНИИ Проектстальконструк-
ция разработаны типовые проекты стальных резервуаров вместимостью
от 100 до 20 000 м3. Проект оборудования резервуаров разработан Гипро-
трубопроводом. Типовые проекты резервуаров от 100 до 5000 м3 введены
в действие в 1969, 10 000, 15 000 и 20 000 м3 — в 1970 г. Конструкция резер-
вуаров рассчитана с учетом технической характеристики хранимого про-
дукта, внутреннего избыточного давления в газовом пространстве
(200 мм вод. ст.), вакуума (25 мм вод. ст.), снеговой и ветровой нагрузки,
расчетной температуры наружного воздуха и сейсмичности района.
Все части резервуаров изготавливают па заводе. Стенкп и днища изго-
тавливают в виде полотнищ и транспортируют к месту строительства свер-
нутыми в рулонах. Покрытие резервуаров от 100 до 1000 м3 — сборное,
распорной конструкции, из плоских щитов, укладываемых па центральное
кольцо п стенку резервуаров. Покрытие резервуаров от 2000 до 5000 м3
состоит из плоских щитов, укладываемых на центральную стойку и стенку
резервуара. Покрытие резервуаров от 10 000 до 20 000 м3 решено в виде
сферического купола. Для храпения нефти и светлых нефтепродуктов раз-
работан вариант проекта резервуаров, в которых предусматривается раз-
мещение понтонов. Разработка проектов основания и фундаментов под резер-
вуары, грозозащиты п заземления, а также технологическая обвязка
выполняются организациями, привязывающими резервуар к конкретным усло-
виям. Основные данные резервуаров приведены в табл. 6.25 и 6.26.
Типовые проекты стальных резервуаров для эксплуатации при низких
температурах разработаны ЦНИИ Проектсталькопструкция применительно
к условиям строительства в районах с расчетной зимпей температурой от —40
до —65° С (введены в действие в 1969 г.). Проект оборудования резервуаров
разработан Южгипротрубопроводом. Основные данные по резервуарам при-
ведены в табл. 6.27. ЦНИИ Проектсталькопструкция разработаны также
стальные резервуары трапшейпого типа 2000 м3 (введен в действие в 1969 г.)
для храпения минеральных масел и светлых нефтепродуктов плотностью
до 1,0 т/м3 и 5000 м3 для хранения нефти и светлых нефтепродуктов при
избыточном давлении до 200 мм вод. ст. или при вакууме 40 мм вод. ст.
(введен в действие в 1970 г.). Основные данные приведены в табл. 6.28.
ТАБЛИЦА 6.28
Основные данные стальных резервуаров
траншейного типа на 2000 и 5000 м3
Показатели 2000 м» 5000 м1
Полезная вместимость, м3 Размер в плане (по осям), м 2310 4640
18 X 24 18 X 51,2
Общая масса стальных конструкций, т 90 160
Расход сталп на 1 м3, кг 39 34,5
Резервуары железобетонные прямоугольные, заглубленные, для мазута,
из сборных унифицированных конструкций заводского изготовления раз-
работаны Союзводокапалнроектом па 100, 250, 500, 1000 и 2000 м3 (введены
в действие в 1965 г.). Проект оборудования резервуаров разработан Гипро-
трубопроводом. Стены и покрытие запроектированы из сборных элементов.
Стеновые панели, а.также фундаменты под колонпы приняты по номенклатуре
унифицированных сборных железобетонных изделий. Проекты разработаны
для строптельства резервуаров на площадках без грунтовых вод и с грунто-
выми водами. Основные данные по резервуарам приведены в табл. 6.29.
332
ТАБЛИЦА 6.29
Основные данные по железобетонным прямоугольным заглубленным
резервуарам нз сборных унифицированных конструкций
заводского изготовления для мазута (на 100—2000 м3)
Показатели Условная вместимость, м*
100 250 500 1000 2000
Полезная вместимость, м3 110 226 491 981 1985
Длина и ширина, м 6X6 12x6 12X12 18x12 24 х 18
Высота, 3,62 3,62 3,75 5,00 5,00
Количество колонн —- — 1 2 6
Общий расход железо- бетона монолитного и сборного, м3 32,7 58,0 82,8 • 154,6 257,8
Общий расход метал- ла, т Расход на 1 м3 полез- ной вместимости: 4,5 6,6 11,6 20,5 32,5
железобетона, м3 0,298 0,26 0,17 0,158 0,13
стали, кг 41,33 29,30 21,71 20,90 16,38
Номер типового про- екта Союзводоканал- проекта 7—02—311 7—02—312 7—02—313 7-02-314 7-02-315
Примечание. Показатели приведены для строительства резервуаров на пло-
щадках без грунтовых вод.
ТАБЛИЦА 6.30
Основные данные по сборным железобетонным заглубленным
цилиндрическим резервуарам на 5000 и 10000 м3
Показатели 5000 ы» 10 000 м«
Полезная вместимость, м3 Диаметр, м 5320/5330 30,0 10 490/10 510 42,0
Высота от верха днища до 8,02/ 7,98
низа плит покрытия, м Количество колонн Общий расход железобе- 13 389,9/393,29 28 652,6/670,6
тона монолитного и сборного, м3 Общий расход металла, т Расход на 1 м3 полезной
53,46/37,76 88,36/67,64
вместимости:
железобетона, м3 0,073/0,074 0,062/0,064
стали, кг Номер типового проекта 10,04/7,1 8,48/6,42
704—1—76/7—02—295 704-1—77/7—02-296
Примечание. В числителе данные для мазута, в знаменателе — для нефти.
333
Типовые проекты сборных железобетонных заглубленных цилиндри-
ческих резервуаров для мазута на 5000 и 10 000 м3 разработаны Союзводо-
каналнроектом (введены в действие в 1973 г.). Оборудование резервуаров
разработано Теплоэлектропроектом. Резервуары можно применять на всей
территории СССР с нормативной снеговой нагрузкой до 150 кгс/ма, за исклю-
чением районов многолетней мерзлоты и районов с сейсмичностью более
7 баллов. Стеновая панель — плоская с внутренней стороны и криволиней-
ная снаружи; плиты покрытия — ребристые сборные; колонны — прямо-
угольного сечения. Основные данные по резервуарам приведены в табл. 6.30.
Типовые проекты железобетонных цилиндрических заглубленных резер-
вуаров для нефти из сборных унифицированных конструкций заводского
изготовления на 5000 и 10 000 м3 разработаны Союзводоканалпроектом
(введены в действие в 1964 г.). Оборудование резервуаров разработано Гинро-
трубопроводом. Резервуары можно строить на всей территории СССР, за
исключением районов многолетней мерзлоты и районов с сейсмичностью
выше 6 баллов. Стены и покрытие запроектированы из сборных железо-
бетонных элементов, днище — из монолитного железобетона. Основные дан-
ные по резервуарам приведены в табл. 6.30.
Резервуары для хранения пефти и нефтепродуктов оснащают комплексом
соответствующего оборудования по типовым проектам. В зависимости от
назначения резервуара и условий эксплуатации применение полного ком-
плекта оборудования, предусмотренного типовым проектом, подлежит уточ-
нению при привязке проекта.
§ 6.9. Подогрев нефти и нефтепродуктов
Для придания нефти и нефтепродуктам подвижности (снижения вяз-
кости) применяют подогрев. Наиболее распространенный теплоноситель —
водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и большим коэффи-
циентом теплопередачи. В зависимости от технологических операций разо-
гревают или все хранимое количество нефти и нефтепродуктов одновременно
(при отпуске большими партиями), или часть его (при отпуске малыми пар-
тиями).
Подогреватели. В резервуарах применяют секционные подогреватели
из углеродистой стали, которые укладывают на опорах как можно ближе
к днищу. Подогреватели комплектуют из узлов: подогревательных элементов
типов ПЭ-1—ПЭ-6 (табл. 6.31); коллекторов для монтажа подогревательных
элементов типа К-1—К-4; стоек для крепления подогревательных элементов
труб, подводящих пар и отводящих конденсат. Подогревательные элементы
при помощи муфт соединяют с соединительным коллектором, в результате
чего образуются отдельные секции, из которых комплектуют подогреватель.
ТАБЛИЦА 6.31
Размеры подогревательных элементов
Поверхность нагрева, м2 Тин элемента Длина, мм Масса, кг
полная (с муфтами) трубки подогре- вателя (в осях между кол- лекторами)
1,70 ПЭ-1 2440 2000 50,9
2,06 ПЭ-2 2940 2500 60,5
2,42 ПЭ-3 3440 3000 70,5
3,14 ПЭ-4 4440 4000 90,1
3,86 ПЭ-5 5440 5000 109,3
4,58 ПЭ-6 6440 6000 129,3
Примечание. Размер труб 60 х 3,75 мм; в каждом элементе по четыре трубы.
334
Все подогревательные элементы и трубопроводы монтируют е уклоном
по xonv пара и конденсата. Распределение пара по секциям и сбор конденсата
обеспечивают установкой паропускпого и копдепсатного коллекторов с за-
пными вентилями для регулирования и отключения секций. Удельные
нопмы поверхности пагрева подогревателей в зависимости от вязкости хра-
нимых нефтепродуктов приведены в табл. 6.32 (для подземных резервуаров
нормы уменьшаются на 15% против указанных). Из подогревательных эле-
ментов могут быть смонтированы и местные подогреватели, которые разме-
щают в зоне раздаточпых устройств. Площадь поверхности нагрева сек-
ционных подогревателей для резервуаров от 100 до 5000 м3 приведена
в табл. 6.33.
ТАБЛИЦА в.32
Удельные нормы поверхности подогревателей, м2/м3.
наземного металлического резервуара
Вместимость • резервуара, мв Кинематическая вязкость, см*/сек
2—3 4—й 6-8
100 0,14 0,16 0,18
200 0,12 0,14 0,16
300 0,10 0,12 0,14
400 0,08 0,09 0,12
700 0,06 0,08 0,10
1 000 0,05 0,07 0,08
2 000 0,030 0,036 0,046
3 000 0,028 0,034 0,040
5 000 0,025 0,030 0,036
10 000 0,025 0,030 0,034
Теплообменники. Наиболее совершенными подогревателями пефти и неф-
тепродуктов в резервуарах являются теплообменники. Основные параметры
и размеры кожухотрубчатых теплообменников с плавающей головкой и
с U-образпыми трубами приведены соответственно в ГОСТ 14246—69 * и
ГОСТ 14245—69 *.
Расчет подогревателей. Площадь поверхности пагрева подогревателей, м2,
Оф
F = Kn[(ti + t2)/2-fcpl ’ (6j7)
где q — расчетная теплопроизводительность, ккал/ч; <р — коэффициент,
учитывающий переохлаждение конденсата до 100° С (табл. 6.34); Кп — коэф-
фициент теплопередачи от пара к нефти или нефтепродукту, ккал/(ма-ч-еС);
Н — начальная температура пара, °C; — конечная температура пара, °C;
%р — средняя расчетная температура нефти и нефтепродукта, СС.
Средняя расчетная температура пефти или нефтепродукта для всех слу-
чаев подогрева и охлаждения, °C:
при (/„ — z0)/(iK — гв) 2
tcp = 0,5(in iK); (6.18)
при (1н - 1о)/(/к - й) > 2
^cp = to + Gn — ^к)/2,3 1g > (6.19)
ГД0 1н и 1Я — соответственно начальная и конечная температура нефти или
нефтепродукта, ’С; to — температура окружающей среды, ’С.
335
ТАБЛИЦА 6.3
Основные данные по подогревателям для стальных
вертикальных цилиндрических резервуаров
Вместимость резервуара, м* Температура наружного воздуха, °C Поверхность нагрева подогревателя, м2 Время разогрева, я Расход пара, кг/ч
100 -20 —30 -40 9,4 60/24 63/26 66/27 87/140
200 —20 —30 -40 11,8 22,7/11,8 22,7 145/54 44/56 46/20 88/146 220/146 220/360
300 -20 —30 -40 12,8 23,5/12,8 23,5 256/86 70/91 73/31 90/150 225/150 225/365
400 —20 —30 -40 24,2/13,3 24,2 24,2 94/120 98/41 102/42 227/160 227/370 227/370
700 —20 —30 —40 28,9 31,0 51,8 189/74 191/75 81/35 230/300 240/400 440/700
1000 —20 —30 -40 42,9/27,9 54,0/42,9 54,0 160/108 118/75 122/30 380 450/540 450/730
2000 —20 —30 -40 51,0 73,0/51,0 101,0/73,0 270/105 162/109 115/75 440/700 660/700 890/1020
3000 -20 —30 —40 77,1/52,1 77,1 103,0 256/168 270/106 138/85 665/710 665/1000 890/1200
5000 —20 —30 —40 105,5/53,0 206,0/105,5 206,0 312/295 . 135/130 138/61 895/720 1780/1460 1780/2920
Примечание. В числителе приведены данные для высоковнзких нефтепродун -
тов, в знаменателе — средней вязкости.
336
ТАБЛИЦА в.34
Значения коэффициента <р в зависимости от температуры
Температу- ра, °C Давление (температура) пара, кгс/см* (°C)
1,0 (120) 2,0 (133) 3,0 (143) 4,0 (151) 5,0 (158) 6.0(164)
Дп 50 1,01 1,02 1,04 1,06 1,07 1,08
1,02 1,04 1,06 1,08 1,09
40 1,02 1,02 1,05 1,06 1,08 1,09
50 1,02 1,03 1,05 1,07 1.09 1,10
60 1,02 1,03 1,06 1,08 1,10 1,11
Примечания. 1. При расчете подогревателей без переохлаждения конденсата
следует принимать <р =’1. 2. Для обеспечения переохлаждения конденсата до температуры
ие свыше 100° С следует принимать значение <Р при температуре нефти и нефтепродукта
в конце подогрева.
Расчетная теплопроизводительность, ккал/ч,
?=9'п + ?пот> (6.20)
где дп — полезная теплопроизводительность, ккал/ч; дПот — потери тепла
при подогреве, ккал/ч.
9п =G («к — tH) + ~ * (6.21)
где G — количество нефти или нефтепродукта, подлежащих подогреву, кг;
с — теплоемкость нефти или нефтепродукта, ккал/(кг-рС); определяется по
графику на рис. 6.23 при средней за период подогрева температуре; т —
время подогрева, ч; а — количество парафина в нефти или нефтепродукте, %;
о — скрытая теплота плавления парафина, ккал/кг;
G=Fp, (6.22)
где V — объем, м3; р — плотность, кг/м3 (рис. 6.24), нефти или нефтепродукта
при температуре залива их в резервуар.
tfnOT^^+p+'o)' <6-23)
где 2/cF — сумма произведений площадей ограждающих поверхностей
резервуара на соответствующие коэффициенты теплопередачи от нефти или
нефтепродукта.
— kc^Fcjкдрц, (6.24)
где кст — коэффициент теплопередачи через боковую стенку резервуара,
ккал/(м2-ч-°С); FCT—поверхность боковой стенки резервуара, м2, соответ-
ствующая уровню нефти или нефтепродукта (поверхность выше уровня
жидкости по коэффициенту теплопередачи следует относить к крыше); —
коэффициент теплопередачи через крышу резервуара, ккал/(м2-ч • °C); FK —
поверхность крыши резервуара и части боковой степки выше жидкости
в резервуаре, м2; ка — коэффициент теплопередачи через днище резервуара,
ккал/(ма-ч • °C); F„ — поверхность днища резервуара, соприкасающаяся
с грунтом, м2.
22 заказ 156 337
Средняя температура окружающей среды, °C:
для наземных вертикальных резервуаров
_ ^гр + (1 ID) tn
1+W/D
(6.25)
где <Гр — температура грунта, °C; tR — температура воздуха, °C; Н — высота
взлива нефти или нефтепродукта, м; D — диаметр резервуара, м;
Рис. в.33. Графин зависимости теплоемкости с нефти и нефтепродуктов о» тем-
пературы t и плотности р (при 20° С).
для наземных горизонтальных резервуаров
«о = «в; (6.26)
для подземных резервуаров
~ 4р* (6.27)
Для вертикальных наземных цилиндрических резервуаров
1
1/а1 + 2№) + 1/(а2-|-аз) ’
где ссх — коэффициент теплоотдачи от нефти или нефтепродукта к стенке
резервуара (табл. 6.35); st — толщина стенки резервуара, изоляции и т. д.;
Лг — соответствующие коэффициенты теплопроводности стенки резервуара,
изоляции и т. д.; а2 — коэффициент теплоотдачи конвекцией от стенки ре-
зервуара в окружающую среду, ккал/(ма-ч-рС); а3 — коэффициент тепло-
отдачи от стенки радиацией.
При w 5 м/сек
а2 —5,34-3,6», (6.29)
при w 4> 5 м/сек
а2 = 6,2»о,78, (6.30)
где и> — скорость ветра.
338
Рис. 8.24. График зависимости плотности р нефти и нефтепро-
дуктов от температуры I.
22*
339
ТАБЛИЦА 6.35
Коэффициент теплоотдачи от нефти и нефтепродукта
к стенке резервуаров, ккал/(м2 • ч • °C), при различной высоте резервуаров
/ — /„-г. Кинематическая вязкость пефти и нефтепродуктов, см*/сек
°C 0,01 0,1 1 2 5 10 20 30 50
h — 4 м
10 18,5 8,7 4,1 3,2 2,4 1,9 1,5 1,3 1,1
20 23,4 10,9 5,1 4,1 3,0 2,4 1,9 1,7 1,4
30 26,8 12,6 5,7 4,7 3,4 2,7 2,2 1,9 1,6
40 29,4 13,8 6,4 5,1 3,7 3,0 2,4 2,1 ' 1,7
50 31,5 14,7 6,9 5,5 4,1 3,2 2,6 2,2 1,9
h = 8 м
10 19,0 8,9 4,2 3,4 2,4 2,0 1,5 1,3 1,2
20 23,9 11,1 5,2 4,2 3,0 2,4 1,9 1,7 1,4
30 26,8 12,5 6,0 4,8 3,5 2,8 2,2 1,9 1,6
40 29,4 13,8 6,6 5,2 4,1 3,0 2,4 2,1 1,8
50 32,3 15,1 7,0 5,5 4,2 3,2 2,6 2,3 1,9
h = 12 м
10 17,7 8,3 3,9 3,1 2,3 1,8 1,4 1,3 1,0
20 22,3 10,3 4,9 3,9 2,9 2,3 1,8 1,6 1,3
30 25,7 12,0 5,6 4,5 3,2 2,6 2,1 1,8 1,5
40 28,1 13,2 6,2 4,9 3,6 2,9 2,3 2,0 1,7
50 30,0 14,1 6,6 5,3 3,9 3,1 2,4 2,1 1,8
Примечание, t—температура нефти или нефтепродукта, ’С; /ст — температура
степки иан средняя температура нефти или нефтепродукта и воздуха, «С; Л — уровень
валива нефти.
и «П-В (/ст + 273)4-'(<0 + 273)4
а3 = Л.10-в , (6.31)
где А = 4,0 для резервуаров, окрашенных темной краской, и 3,7 ккал/(м2 X
X ч>сС) для резервуаров, окрашенных алюмнниевои краской.
По упрощенной формуле
*Ст = T/ai + l/a2 ’ (6'32)
где ccj — коэффициент теплоотдачи от нефти или нефтепродукта к боковой
стенке резервуара, ккал/(м2-ч-рС); <z2 — коэффициент теплоотдачи от боко-
вой стенки резервуара в воздух; принимается равным 23 ккал/(м2-ч-еС).
<Zi = Л1 7^(^ср /ст)/^п. с (6.33)
где Аг = 39,5 — О,О267р2о! /ст — температура стенки резервуара, ВС, кото-
рой следует задаться и которую необходимо проверить по формуле
/ст=/ср—' (/ср — /о); (6.34)
340
с — кинематическая вязкость нефти или нефтепродукта, см2/сек, при
температуре пограничного со стенкой слоя tn.c = 0,5 (Zcp + <ст); р2о —
плотность нефти или нефтепродукта при 20° С, кг/м8.
_____________________1___________________
8г/Хэкв 4-У (sz Az) 4-1/(^9 4~
а ___коэффициент теплоотдачи от зеркала нефти или нефтепродукта в газо"
вое пространство резервуара; принимается по табл. 6.36 в зависимости от
ТАБЛИЦА 6.36
Коэффициент теплоотдачи ajK от поверхности
нефти и нефтепродукта в газовое пространство
резервуара, ккал/(м2-ч-°С)
Z — /Г1 «с я1к 1 — 1г, °C а1К
2 1,2 30 3,0
5 1,7 35 3,2
10 2,0 40 3,4
15 2,4 45 3,5
20 2,7 50 3,6
25 2,8
разности температуры нефти или нефтепродукта и газового пространства;
s — толщина слоя газа пад нефтью и нефтепродуктом; si — толщина листа
металла, теплоизоляции и т. д.; %; — коэффициент теплопроводности листа
металла, теплоизоляции и т. д.; АЭкв — эквивалентный коэффициент тепло-
проводности газовоздушной смеси; <z2 — коэффициент теплоотдачи от
поверхности покрытия в окружающий воздух.
1/«1д+2 (8zAz) + я^/(3^2)
где /.2 — коэффициент теплопроводности грунта, ккал/(м2 • ч • °C); d — диаметр
днища резервуара, м; а]д — коэффициент теплоотдачи от нефтепродукта
к днищу резервуара (принимается по табл. 6.38 с уменьшением на 30%).
Для заглубленных вертикальных цилиндрических резервуаров полный
коэффициент теплопередачи через стенку
кст = (АСт, 'г’—ке?' rpF rp)Z(^в 4" Frp)t (6.37)
где Act. в и Аст. гр—'полные коэффициенты теплопередачи через стенку
в воздух п групт; Кв и Frp — поверхность стенки резервуара, соприкаса-
ющаяся с воздухом и грунтом.
Коэффициент теплопередачи
Act. гр = ----------------".-----’ (6.38)
V<Xi4~ У si/^i-\~Н/2Агп4-1 /<%2в
где Н — глубина погружения резервуара в грунт; АГр — коэффициент тепло-
проводности грунта, окружающего стенку резервуара; а2В — коэффициент
теплоотдачи от поверхности грунта в окружающий воздух; <z2B = 10 +
-5-15 ккал/(м2-ч-°С).
341
Для подземных горизонтальных резервуаров полный коэффициент
теплопередачи к «а Аст.
*СТ = Ч'а^2*А + 1/а2гР'’ (°-39)
Коэффициент теплоотдачи от поверхности резервуара через грунт в атмо-
сферный воздух
______________________2Лгр_____________________
п in + 1^4 Wa2B у (6,4<))
где Н — глубина заложения осп резервуара в грунт; D — диаметр резервуара.
Коэффициент теплопередачи от пара к нефти или нефтепродукту
к" " 1/а + Я ’ (6'4,)
где а — коэффициент теплоотдачи от стенок труб подогревателя к нефти или
нефтепродукту, ккал/(м2-ч-°С); R—дополнительное термическое сопро-
тивление, принимаемое для нефти равным 0,003, для нефтепродуктов
0,002 м2 ч °С/ккал.
Коэффициент теплоотдачи
* - А 2Р 1ZfCT^"CP • (6.42)
F UhVCt
где Лг = 26,1 — 0,0172р2о; /Ст. и — температура наружной стенки труб
подогревателей, °C, которой следует задаться и которую необходимо про-
верить по формуле:
кп
^ст. н -• <ср-|-~ (G1— ^ер), (6.43)
tcp — средняя температура за период подогрева, °C; dH — наружный
диаметр труб подогревателя, м; vCT — кинематическая вязкость пефти или
нефтепродукта, см2/сек, при температуре наружной стенки. '
Общая длина труб подогревателя при принятом диаметре d змеевиков, м,
L = F/(nd).
(6.44)
Число секций подогревателя равно п = LU. Длина отдельных секций
парозмеевикового подогревателя и общее число секций определяется тепло-
выми и гидравлическими режимами подогревателей. Предельная длина
отдельных параллельных ветвей подогревателя, м, по формуле В. И. Чер-
никина
z _ A f g Г гп-/к
2 F Хсм L к (ta— tcp) J
(6.45)
где dtl — внутренний диаметр труб подогревателя, м; с 0,00005 м-1; р\ —
давление пара при входе в подогреватель, кгс/см2; р2 — давление пароводя-
ной смеси при выходе из подогревателя, кгс/см2; Хсм — коэффициент тепло-
проводности смеси; g — ускорение свободного падения, м/сек2; гп и гк — сред-
нее теплосодержание пара и конденсата, ккал/кг; к — коэффициент тепло-
передачи от пара к нефтепродукту, ккал/(см2-ч-°С); tn— средняя темпера-
тура пара в секции подогревателя, "С; /ср — средняя температура нефте-
продукта, °C.
Расход пара на работу подогревателей, кг/ч,
С»=Й(»п-1к). (6.46)
где q — расчетная теплопроизводительность подогревателей, ккал/ч.
342
Расчет теплообменников. Поверхность нагрева теплообменника, м2,
F=--q/[kAtT-tcP)], (6.47)
0 ____ расчетная теплопроизводительность теплообменника, ккал/ч; k-t —
коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефти или нефтепродукту,
ккал/(м2-ч-°С); /т — расчетная температура теплоносителя, °C; /ср — сред-
няя температура нефти или нефтепродукта в теплообменнике, °C; /ср = 0,5 X
Х(^ + где —температура нефти или нефтепродукта перед теплообмен-
ником, °C; /2 — т0 же> после теплообменника, °C.
Расчетная теплопроизводительность теплообменника, ккал/ч,
q — Qpc (i2 — tr), (6.48)
где Q — расход нефти или нефтепродукта, м3/ч; р — плотность нефти или
нефтепродукта, кг/м3, при средней температуре; принимается по графику
(см. рис. 6.24); с — теплоемкость пефти или нефтепродукта, ккал/(кг еС),
при средней температуре; принимается по графику (см. рис. 6.23).
При расчете теплообменника определяют ориентировочно его поверх-
ность, затем по ней выбирают теплообменник из числа выпускаемых про-
мышленностью и выполняют поверочный расчет выбранного аппарата. Коэф-
фициент теплопередачи от теплоносителя к нефти и нефтепродуктам можно
брать по табл. 6.37. В качестве теплоносителя применяют пар и воду. Обычно
по трубам теплообменника движется пефть или нефтепродукт, в межтрубном
пространстве — теплоноситель.
ТАБЛИЦА в.37
Значение коэффициента теплопередачи
от теплоносителя к нефти и нефтепродуктам, ккал/(м2 • ч • 9С)
Продукт Теплоноситель
Пар Вода
Нефть 150 100/75
Автомобильный бензин 230 160/130
Тракторный керосин 200 130/110
Дизельное топливо 180 120/90
Примечание. В числителе приведены коэффициенты при
<т > 50° С, в знаменателе — при (т <; 50° С.
Поверочный расчет теплообменника, работающего на паре. Поверхность
теплообменника определяется по формуле (6.47). Коэффициент теплопередачи
от пара к нефти или нефтепродукту
Лт = 1/(1/а-гЛ). (6.49)
Значения R принимаются те же, что и для подогревателя. Коэффициент
теплоотдачи а определяется в зависимости от числа Рейнольдса
Re = —— •№*, (6.50)
где ш — скорость движения нефти или нефтепродукта в трубах, м/сек; ds —
внутренний диаметр трубок, м; v — вязкость нефти или нефтепродукта,
см2/сек, при средней температуре нефти или нефтепродукта в теплообмен-
нике .
При Re < 2200
„ го,а3(/ t )o.i
а = Я„₽ Вео.зз------L-LJL---------- (v/veT)®.«\ (6.51)
343
где Вп = 2,75—0,0012р20; коэффициент 0 определяется по табл. 6.38; /ст. в —
температура внутренней стенки труб, РС; задается и затем проверяется по
формуле /ст. в “ /ср + (кт/сс) (/т— /ср); Vct—вязкость нефти или нефте-
продукта, см2/сек, при температуре стенки /ст. в.
ТАБЛИЦА 6.38
Значение коэффициента
^ст.в ^ср 6 *СТ.в *ср 3
0 1,00 80 0,96
20 0,99 ПО 0,95
40 0,98 120 0,94
60 0,97 140 0,93
При 2200 <3 Re < 10 000
V0,43
a = XoPBn ~2— (v/vct)»^,
(6.52)
где Ко принимается по табл. 6.39; В„ = 3,45—0,001р2«; 0 определяется по
табл. 6.38.
ТАБЛИЦА 6.39
Значения коэффициента Ко
"’а. 7 я н Це
2300 2500 3000 35 00 4000 5000 6000 7000 8000 9000 /
ю- в 3,6 4,9 7,5 10,0 12,2 16,5 20,0 24,0 27,0 29,5
10 -4 4,7 6,9 9,2 11,4 13,3 17,5 20,7 24,5 27,3 29,6
10 -2 7,0 9,1 11,0 12,9 14,6 18,5 21,3 25,0 27,7 29,8
1,0 10,7 11,4 13,0 14,2 16,0 20,4 24,0 25,5 28,0 30,0
При Re >> 10 000
VO,43
a = BTf)Reo,e —j—(v/VcT)°’25i - (6.53)
CZB
где Вт = (7,15—0,002p2o)-IO'2.
При малых скоростях пефти и нефтепродукта в трубках теплообменника
необходимо проверять значения коэффициента по формуле
<Х = Л2РУ^"(/ст. в 1ср)/(^в^ст)» (6.54)
где А 2 = 26,1—О,О172р2о.
Из двух значений а следует принимать большее. Расход пара на работу
теплообменника определяется так же, как для подогревателя.
Поверочный расчет теплообменника, работающего на воде. Поверхность
теплообменника определяется по формуле (6.47). Коэффициент теплопередачи
от воды к нефти или нефтепродукту, ккал/(м2 • ч • °C),
A=7=T/ai + l/a2 + R’ (С-55)
344
e ai . "коэффициент теплоотдачи от воды к наружной стене труб тепло-
обменника, ккал/(№-ч-°С); а2 — коэффициент теплоотдачи от внутренней
стевки труб теплообменника к нефти или нефтепродукту.
Расход воды в теплообменнике, м3/ч,
— ?/[Ра (/вг /вг)]’ (6.56}
где q — расчетная теплопроизводительность теплообменника, ккал/ч; рв —
плотность воды, кг/м3, для средней температуры; £В1 и /В2 — температура
воды соответственно на входе в теплообмеппик и на выходе из него, °C, чис-
ленно равная теплосодержанию воды, ккал/кг.
/в. ср = 0.5 (ZB1+/Е2). (6.57)
Коэффициент теплоотдачи от воды к наружным стенкам труб теплообменника,
ккал/(м2-ч • РС),
аг~ББ (6.58)
л КВ
где В и Б — коэффициенты, принимаемые по табл. 6.40 (В в зависимости от
ie. ср, Б — от /ст. н); в>мтр—скорость воды в межтрубном пространстве,
м/сек; йэкв — эквивалентный диаметр межтрубного пространства, м; s, и s2 — -
ТАБЛИЦА 6.40
Значения коэффициентов В я Б
расчетная температура, °C в Б Расчетная температура, °C В Б
20 2550 0,614 90 3000 0,848
30 2640 0,654 100 3020 0,870
40 2730 0,644 110 3050 0,885
50 2780 0,730 120 3060 0,910
60 2860 0,764 130 3080 0,926
70 2910 0,794 140 3120 0,944
80 2960 0,820 150 3120 0,961
расстояние между осями трубок, м; ;ст. н — наружная температура стенок
теплообменника, °C, которую следует задать и проверить по формуле
/ст
/ст. н = /в. ср— „ (/в. ер /ср). (6.59)
«j
и,мтр = ^в/(/мтр ’ 3600), (6.60)
где /мТр — площадь сечения межтрубного пространства теплообменника, м2.
^ЭКВ — 4/мтрМ| (6.61)
где и — смоченный периметр межтрубного пространства, м.
х = л(£>кЧ-п<1н)» (6-62)
где DK — внутренний диаметр кожуха теплообменника, м; п — число трубок;
— наружный диаметр трубы, м.
345
При очень малых скоростях воды в межтрубном пространстве необхо-
димо проверять коэффициент теплоотдачи по формуле
г ~
а = А3Б I/ (tn. ср — <ст. н)/^>
(6.63)
где А3 определяется по табл. 6.41; Б определяется в зависимости от /ст п
по табл. 6.40.
ТАБЛИЦА 6.41
Значения коэффициента А3
*в. ср Л, 1 *в.ср А,
20 142 90 211
30 167 100 214
40 177 НО 217
50 185 120 221
60 192 130 224
70 198 140 226
80 202
Из двух значении а следует принимать большее.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Андреев Г. С. Запорная арматура. Изд. 2-е, перераб. и доп. -Л.,
«Недра», 1974. 143 с. (Б-ка эксплуатационника магистрального газопровода).
2. Бармин С. Ф., Васильев II. Д., Магазаник Я. М. Компрессорные
станции с газотурбинным приводом. Л., «Недра», 1968. 278 с. z
3. Баясанов Д. Б., Керимов 3. А. Автоматизация газорегуляторных
станций магистральных газопроводов. Л., «Недра», 1969. 240 с.
4. ВСН 1—7—73. Указания по применению стальных труб в газовой
промышленности. М., 1973. 26 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т по стр-ву
магистр, трубопроводов).
5. Герасимов Б. Я., Шавкин II. К. Перекачивающие агрегаты для маги-
стральных газопроводов. Л., «Недра», 1969. 141 с.
6. ГОСТ 12124—74. Насосы центробежные нефтяные магистральные.
М., Изд-во стандартов, 1974. 9 с.
7. Дубинский II. М. Надежность газорегулирующих систем. М., 1967.
75 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т организации, управления и экономики
нефтегазовой пром-сти. Серия «Газовое дело»).
8. Имбрицкий М. И. Краткий справочник по трубопроводам и арматуре.
Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 1969. 352 с.
9. Инструкция по определению категорийностп, контролю качества
сварных соединений, очистке полости и испытанию газопроводов, нефтепро-
водов, нефтепродуктопроводов компрессорных и газораспределительных
станций, станций подземного хранения газа, установок комплексной под-
готовки газа, насосных перекачивающих станций и насосных станций для
перекачки сжиженных углеводородов. М., 1974. 11 с. (Миигазпром СССР.
Гос. газовая инспекция).
10. Кондратьева Т. Ф. Предохранительные клапаны для компрессорных
установок. М. — Л., Машгпз, 1963. 179 с.
11. Лебедев-Цветков Ю. Д. Конструкции оборудования и рабочие про-
цессы газотурбинных компрессорных станций. Л., Гостоптехиздат, 1963.
112 с. (Б-ка эксплуатационника магистрального газопровода).
.346
12. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воз-
душного охлаждения. М., 1971. 102 с.
13. Мишин Б. В., Шпотаковский М. II. Краткий справочник по обору-
дованию нефтебаз. Л., «Недра», 1965. 280 с.
Д 14. Промтов А. И. Технологическое оборудование компрессорных стан-
ций магистральных газопроводов. Учеб, пособие. М., Гостоптехиздат, 196 2.
327 с.
15. Промышленная, трубопроводная арматура. Каталог. Ч. 1—3. М.г
1969_1972. Ч. 1, 1972. 189 с.; ч. 2, 1969. 186 с.; ч. 3, 1970. 127 с.
16. Рис В. Ф. Центробежные компрессорные машины. М. — Л., Машгиз,.
1951. 248 с.
17. Сборник правил и руководящих материалов ио котлонадзору. Изд.
3-е, перераб. и дои. М., «Недра», 1974. 559 с.
18. Соколовский С. М. Компрессоры и компрессорные станции. Учеб,
пособие для учащихся нефт. техникумов. М., 1968. 163 с.
19. Справочник работника газового хозяйства. Изд. 3-е, перераб. и доп.
Л., «Недра», 1973. 360 с. Авт.: М. А. Нечаев, А. С. Иссерлин, Б. П. Млодок,.
А. Н. Плотникова.
20. Центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы. Ката-
лог. М., 1973. 20 с.
21. Чайцыи Г. А. Эксплуатация газораспределительных станций маги-
стральных газопроводов. М., «Недра», 1971. 166 с.
22. Шавкип Н. К. Очистка природного газа на магистральных газопро-
водах. Л., «Недра», 1973. 96 с.
23. Шавкии II. К. Использование тепла отходящих газов на компрес-
сорных станциях газопровода Ухта — Торжок. — «Экспресс-информация.
Всесоюз. науч.-исслед. ин-та экономики, организации производства и техн.-
экон. информации в газ. пром-сти», 1970, № 19, с. 10—18.
24. Шмеркович В. М. Аппараты воздушного охлаждения для укрупнен-
ных и комбинированных технологических установок. М., 1966. 131 с..
(Всесоюз. науч.-исслед. пн-т организации, управления и экономики нефтегаз.,
пром-сти. Серпя «Нефтезавод, оборудование»).
Глава 7
ИНЖЕНЕРНОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОБЪЕКТОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
§ 7.1. Газораспределительные станции
Назначение. ГРС сооружают для снабжения населенных пунктов, пред-
приятий и других объектов газом с заданным давлением и поддержания этого
давления постоянным при изменении расхода и давления перед ГРС. При
снабжении населенных пунктов газ должен быть одорирован. Качество газа,
подаваемого коммунально-бытовым потребителям, должно отвечать требова-
ниям ГОСТ 5542—50.
ГРС можно условно разбить па группы малой (до 10 тыс. м3/ч), средней
(до 80 тыс. м3/ч) и большой (до 170 тыс. м3/ч и выше) пропускной способ-
ности.
В табл. 7.1 приведены характеристики серийно изготовляемых промыш-
ленностью блочных автоматических ГРС с пропускной способностью до
10 тыс. м3/ч с одним выходом па потребителя. Блочные АГРС с двумя выхо-
дами образуют путем установки на общей площадке двух блочных АГРС
с одним выходом па потребителя. При этом такие элементы блочных АГРС,
как блок сигнализации, свеча, молниеотвод, запасная емкость для одоранта,
являются общими. В настоящее время находится на испытании блочная
автоматическая станция АГРС-50, имеющая следующие параметры: давление
газа, кгс/см2, на входе 12—55, на выходе 3—12; пропускную способность,
м3/ч, минимальную (при рЯх = 12 и рпых = 3 кгс/см2) 48 800, максимальную
(при рвх ~ 55 и ркых = 12 кгс/см2) 180 000.
На ГРС средней и большой пропускной способности в настоящее время
действует типовой проект 402—2—8/71 для автоматизированных ГРС в блочно-
комплектном исполпении. В состав таких ГРС входят блоки отключения,
очистки, редуцирования 1-го потребителя, редуцирования 2-го потребителя.
Максимальная пропускная способность ГРС при давлении газа на входе
20 кгс/см2 составляет 100—150 тыс. м3/ч (соответственно для одного и двух
потребителей). Пылеуловители в них приняты батарейные циклонные на
Dy = 400, 700 и 800 мм; регуляторы — прямого действия ВНИИгаза типа
РД-64 или клапаны с обогреваемым корпусом; число ниток для одного по-
требителя — две, одна из них резервная. В заводском исполнении по ука-
занному типовому проекту выпускают БК-ГРС-1-30, БК-ГРС-1-80 и
БК-ГРС-1-150 на пропускную способность соответственно 30 тыс., 80 тыс.
и 150 тыс. м3/ч. Прочие модификации ГРС комплектуют на площадке из
отдельных блоков. Для ГРС на пропускную способность более 200 тыс. м3/ч
составляют индивидуальные проекты. Шифры блоков по типовому проекту
402—2—8/71 составляются из условных диаметров труб, выбранных узлов
и характеристик регуляторов (по ходу газа). Так, шифр блока редуцирова-
ния 200-С110-200 составлен из диаметра входной нитки (200), характеристики
клапапа (С110) и диаметра выходной нитки (200), а шифр 200-2 X 700 узла
входа и очистки газа составлен из диаметра входной нитки (200) и диаметра
двух мультицяклонных пылеуловителей (2 X 700).
На рис. 7.1 представлена технологическая схема ГРС с регуляторами
давления прямого действия типа РД-64 на два потребителя. Технологическая
часть ГРС состоит из следующих основных узлов: входа и очистки газа.
348
349
ТАБЛИЦА 7.;
Техническая характеристика блочных АГРр
Параметр АГРС-1 АГРС-1/3 АГРС-3 АГРС-10
Давление газа, кгс/см2:
на входе
на выходе
Пропускная способность,
м3/ч:
максимальная
минимальная
Отклонение давления газа
на выходе, %
Температура газа па вхо-
де, °C
Температура окружающе-
го воздуха, °C
Температура нагрева газа
в подогревателе при мак-
симальном расходе га-
за, °C
Расход газа па подогрев,
м3/ч
Количество выходов па
потребителя
Масса подогревателя газа,
кг
Масса с подогревателем
и фильтром, кг
12-55
0,02-0,05 3-10 3-12 3-12
100 5828 И 200 38 300
100 ±20 1400 2750 ±10 10 000
-10 ± 20 -20 -=- 40 -10 ч- 20
-40-50
15 | 20
1
700 | 2500 | 2550
3455 -
Примечание. Для АГРС-3 и -10 максимальная пропускная способность дана
при p,.v = 55 и р„,,„ = 12 кгс/см’; минимальная — при р„„ = 12 и = 3 кгс/см’.
подогрева газа (в случае необходимости), редуцирования 1-го потребителя,
редуцирования 2-го потребителя, отключающих устройств с расходомерными
нитками, одоризациоппой установки (при снабжении населенных пунктов).
Оборудование ГРС (по ходу газа). Па ГРС магистральных газопроводов,
работающих при максимальном давлении 55 кгс/см2, все оборудование,
установлепное до предохранительных клапанов, должно быть на ру =
= 64 кгс/см2. Арматура в сборе подвергается испытанию на герметичность
гидравлическим давлением, равным 1,25рр. Кроме того, вся газовая арматура
на ру = 64 кгс/см2 должна подвергаться пневматическим испытаниям на
давление, равное ру.
Отключающие устройства. Для перекрытия основных
потоков газа на ГРС применяют стальные краны, проходные, со смазкой,
на ру = 64 кгс/см2, с пневмоприводом, выпускаемым Мышегскпм заводом.
Газ, используемый для управления краном, берется из входного газопровода
и проходит очистку в селикагелевом илп цеолитовом фильтре высокого
давления.
О ч и с т.к а газа от пыли. Висциновые фильтры применяют для
очистки газа наГРСдо пропускной способности 50 тыс. м3/ч. Эти фильтры отно-
сят к III классу (по классификации СНиП I—Г.5—62, табл. 5), который хаРав
теризуется следующими данпыми: эффективное улавливание частиц взв^и
размером больше 10 мкм; скорость газа при фильтрации при гидравлическ
сопротивленпи фильтра 10 кгс/м2 — метры в секунду; усредненная зфф
тпвпость е — пе менее 60%. Фильтры выпускают следующих диаметро
350
• лл чПО 700 и 1000 мм. Пропускная способность висциновых фильтров
исимости от давления может быть принята по табл. 7.2. При большей
в «ной способности ГРС применяют вертикальные масляные батарейные
и температуры. Для практических расчетов снижение температуры в резуль-
тате дросселирования можно принимать равным 0,55° С на 1 кгс/см2 или
определять по графику (рис. 7.2).
Пример. Газ дросселируют с рн — 56 до рк= 7 кгс/см2.
Определить конечную температуру газа tK, если начальная
«н = 8° С.
Решение. Задачу решаем графическим путем, по рис. 7.2.
От точки а (8° С) проводим прямую, параллельную оси ординат,
ДО точки Ъ (56 кгс/см2), затем прямую, параллельную оси абс-
цисс, до точки с (7 кгс/см2) и снова возвращаемся на ось абсцисс,
где получаем искомую температуру: —23° С (точка d).
гр иси°вным мероприятием для предупреждения гидратообразования на
ocvmЯВЛяется подогрев газа перед редуцирующими клапанами, который
РасхоСТВЛЯеТСЯ в кожУхотРУбчатых теплообменниках ВНИИгаза (табл. 7.3).
од тепла, необходимого для подогрева газа, ккал/ч,
Q = cpB kt,
(7.1)
351
где с — удельная теплоемкость газа, равная 0,5 ккал/(кг °C); р — плотность
газа, кг/м3; В — расход газа, м3/ч; А/ — необходимое приращение темпе-
ратуры при подогреве газа, принимаемое равным 4—5° С (зависит от темпе-
ратуры и давления, при которых эксплуатируется ГРС).
ТАБЛИЦА 7.2
Пропускная способность висцииовых фильтров
тыс. м3/ч, в зависимости от давления
Тип фильтра Давление, кгс/см’
10 20 30 40 50 60
2 X 500 10,0 20,0 30 40,0 50,0 60
3 X 500 16,7 33,3 50 66,6 83,4 100
2 X 700 40,0 80,0 120 160 200 240
2 X 1000 80,0 160 240 320 400 480
3 X юоо 133 266 400 533 — —
ТАБЛИЦА 7.3
Характеристика кожухотрубчатых теплообменников ВНИИгаза
Тип Поверх- ность нагрева, м« Число ходов (по газу) Вид циркуляции воды Размеры, мм
Диаметр Длина
ЗПГ-64 3 2 Естественная 273 1550
9ПГ-64-1М 9 2 » 426 1880
Поверхность нагрева теплообменника, м2,
F=Q/(btCpk), (7.2)
где А/Ср — средняя логарифмическая разность температур; к — общий коэф-
фициент теплопередачи от воды к газу [200 ккал/(м2-ч-°С)].
Д«ср = (/в - <«)/[2,3 1g (tв//н)1 (7.3)
где /в — высшая разность температур, т. е. разность температур воды на
входе и газа на выходе из теплообменника; tH — низшая разность темпе-
ратур.
Для нагрева воды, являющейся теплоносителем в системе подогрева
газа и отопления помещения расходомеров на ГРС, применяют водогрейные
котлы типа ВНИИСТО-Мч (табл. 7.4).
Во избежание замерзаний воды в системе при аварийной остановке
котла в зимнее время в воду добавляют 40% диэтиленгликоля, снижающего
точку замерзания воды. Прогрев корпусов регулирующих клапанов горячен
водой с принудительной циркуляцией широкого распространения не полу-
чил. В табл. 7.5 приведена техническая характеристика автоматических
подогревателей ПГА5 и ПГА10, работающих по радиационно-конвективному
принципу.
Блок редуц и’р о в а н и я. Основным органом узла редуцирования
является регулятор прямого действия типа РД-64 (табл. 7.6).Он относится
к астатическим регуляторам, т. е. к таким, в которых заданное давление
352
ТАБЛИЦА 7.4
Техническая характеристика водогрейных котлов
ВНИИСТО-Мч, работающих иа газе
Количество секций
Параметр 4 5 6 8 10 12
Поверхность нагрева, м2 Теплопроизводительность, ккал/ч Расход газа на котел, м3/ч Теплопроизводительность го- релок, ккал/ч Давление газа перед горел- ками, мм вод .„ст. Пределы настройки терморе- гулятора, °C 1,18 9600 1,50 14 400 1,82 17 920 2,46 25 600 3,10 34 560 3,74 42 240
1,4 И 900 2,1 17 850 2,6 23 400 1< 45- 3,8 32 000 0 85 5,0 43 000 6,2 52 800
ТАБЛИЦА 7.5
Техническая характеристика радиационно-конвективных
подогревателей газа ПГА5 и ПГА10
Параметр
Номинальная тепловая производительность, Мкал/ч
Рабочее давление подогреваемого газа, кгс/см2
Номинальный расход подогреваемого газа, м3/ч
Перепад температур подогреваемого газа при номи-
нальном расходе (10 000м3/ч), °C
Давление топливного газа на входе, кгс/см2
Расход топливного газа при Qp. „ = 8575ккал/ч,
м3/ч
Напряжение питания электромагнитного клапана
и блока контроля пламени и зажигания, в:
постоянный ток
переменный ток
Максимальная потребляемая мощность блоков кон-
троля и зажигания пламени, вт
Габаритные размеры, мм
Масса, кг
ПГА5 ПГА10
29 80
12- 55
5000 10 000
15 20
3- -12
4,5 И
12 ± 10%
220 ± 10%
24
2250 X 1580 X 1836
2500 | 2550
зависимости от нагрузки. При прекращении подачи
поддерживается вне зависимости от нагрузки. При прекращении подачи
импульса от регулируемого параметра астатический регулятор перемещает
регулирующий орган, пока не восстановится заданное значение параметра,
то перемещение происходит за счет непосредственного воздействия про-
тичЯП'С1" чеРез клапан среды. Регуляторы типа РД-64 выполнены с пневма-
тической нагрузкой задания регулируемого давления, устанавливаемого
РЛ-2?н?ЬЮ РеДУКТ0Ра давления в пределах, кгс/см2: для регуляторов
д' д и Р Д-40-64 — 3—25, для регуляторов большего диаметра — 1,5—50.
perv ВТ0МатИЧеские РегУляторы РД-32М и РД-50М (табл. 7.7) являются
малойЯТ°РаМИ ПР„ЯМОГО действия низкого давления (50—800 мм вод. ст.)
иовки пропУскной способности. Их широко используют на ГРС для уста-
в узле редуцирования к водогрейным котлам.
23 Закаа 15в
353
ТАБЛИЦА 7.6
Техническая характеристика регуляторов прямого действия РД-64
Параметр
Диаметр условного прохода
Ру, мм
Условное давление ру, кгс/см2
Рабочее давление газа на вхо-
де в регулятор, кгс/см2
Диапазон настройки регуля-
тора, кгс/см2
Коэффициент регулирующей
настройки
Коэффициент пропускной
способности
Температура газа, °C
Температура окружающей
среды, °C
Присоединение к трубопро-
воду
Габаритные размеры, мм:
длина
высота
Масса, кг
Тип регулятора
До 55
3—25
90
1,8/7
3-25
95 127
17,5 22
165 104 129
66,5 НО 314
±40
±40
120
424
Фланцевое
260 340 200 345 385 485 595
340 428 540 598 704 790 816
28 54 106 135 215 390 436
Примечание. Коэффициент пропускной способности длн РД-25-64 в числителе
дан при диаметре седла Эс = 10 мм, в знаменателе — 20 мм.
Регулирующие клапаны являются приборами непрямого действия.
В них для перемещения регулирующего органа используется посторонний
источник энергии. Они различаются по типу уплотнения, привода, движения
потока, конструкции корпуса и плунжера, внутренней характеристики
и материала основных деталей. Буквы в типах клапанов означают, что корпус
и крышка изготовлены: К — из углеродистой стали, КЯ— из стали
1Х18Н9Т, КР — из углеродистой стали и имеют ребристую рубашку.
Для регулирующих клапанов, работающих в комплекте с пневматиче-
скими регуляторами давления, разработано 43 типоразмера мембранных
исполнительпых механизмов (МИМ) с диаметрами заделки мембраны от 125
до 500 мм и ходом штока от 6 до 100 мм. На ГРС магистральных газопроводов
применяют в основном двухседельные регулирующие клапаны на ру =
= 64 кгс/см2 с плунжерами пробкового (К, КЯ, КР, КРЯ, МРК) и юбоч-
ного (25с48нж, 25с50вж) типа.
По действию регулирующие клапаны делят па клапаны «ВЗ» (воздух
закрывает) — при повышении давления в МИМ происходит закрытие кла-
пана — и клапаны «ВО» (воздух открывает) — с повышением давления
воздуха (газа) в МИМ происходит открытие клапана. Перепад давления па
клапане не должен превышать 12—15 кгс/см2. Характеристика применя-
ющихся регулирующих клапанов приведена в табл. 7.8.
Для обеспечения нормальной работы регулятор должен быть выбран
по размеру так, чтобы при режиме максимального расхода газа оставался
запас хода 10—15%’до полного открытия, а при режиме минимального'раС"
хода — 10—15% доходного закрытия. Выбор необходимого размера регу
354
ТАБЛИЦА 7,7
Характеристика регуляторов типа РД-32М и РД*50М
Показатели
РД-32М
РД-50М
Диаметр
клапана, мм
Площадь про-
хода клапана,
см2
Давление
на входе,
кгс/см2
Давление
на выходе,
кгс/см2
Пропускная
способность,
м3/ч, при
Др —
= 1000 кгс/см8,
р = 1 кг/м3 и
Рвых =
= 1,01 кгс/см2
Колебание вы-
ходного давле-
ния с измене-
нием расхода
от 5 до 100%
при номиналь-
ном давлении
200 кгс/м2, %
Встроенный
предохрани-
тельный
клапан:
давление под
мембраной,
мм вод. ст.
пропускная
способность
при настройке
на начало
сброса
180 мм вод. ст.,
м8/ч
Масса, кг
4 6 10 8 11 15 20 25
0,126 0,282 0,785 0,524 0,950 1,760 3,140 4,900
10-16 3—10 0,05-3 10-16 6-10 3-6 1-3 0.05-1
90-20С 200-35С 11 0—150 0-250
4 7,8 12 16 30 51 78 100
±5 7-8 7—14
180 200 220 240 260 280 300
0,006 1,6 3,3 4,9 6,6 8,2 9,8
8 8 8 20 20 20 20
Пирующего клапана сводится к определению коэффициента пропускной
пособности С для данного типа клапана. Определение его ведут в зависимости
от режима истечения газового потока через клапан:
пРир2^,0,5Р1
514г/ (Р1-Р2)Р1/[р(273+01 J
(7.4)
23*
355
ТАБЛИЦА 7.8
Регулирующие клапаны 25с48нж и 25с50нж на Ру = 64 кгс/смз
Условный проход, мм Строительная длина, мм Коэффициент пропускной способности С Ход плунжера, мм Масса* кг
15 180 4 10 25,4
20 190 6,3 16 31,5
25 210 10 16 31,5
32 240 16 23 43,5
40 260 25 25 48,5
50 300 40 25 51,5
70 340 63 40 104
80 380 100 40 105
100 430 160 60 165,
125 500 250 60 218
150 550 400 60 346
200 650 630 100 522
250 780 1000 100 644
300 900 1600 100 978
при р2 =< 0,5Р1
(7.5)
280Р1 /1/|р (273 + /)]’
где Q — пропускная способность клапана, м3/ч; z — коэффициент сжима-
емости; Р1, р2 — абсолютное давление газа до и после клапана, кгс/см2;
р — плотность газа при 0° С и 760 мм вод. ст.; t — температура газа, °C.
При (Р1 — Pa)/Pi =53 0,08 коэффициент сжимаемости z = 1; при
(Pi — Pz)/Pi 0,08 коэффициент сжимаемости
z = l—0,46 (P1 — p2)/Pi. (7.6^
Коэффициент пропускной способности для ГРС с большой неравномер-
ностью газопотребления определяется для максимальной и минимальной
погрузок. При этом необходимо иметь в виду, что коэффициент регулирова-
ния газа @max /0mfn Для клапанов К и 25с50нж равняется 20.
Предохранительные клапаны на ГРС служат для предотвращения повы-
шения давления газа на выходе к потребителям и рассчитываются на полную
производительность ГРС с тем, чтобы’в газопроводе после предохранитель-
ных клапанов не могло создаться давление, превышающее рабочее более чем
на 15%. При большой производительности ГРС, когда по расчету необходимо
установить три и более предохранительных клапанов, устанавливаются
два клапана максимального размера. При этом должны быть предусмотрены
устройства дли передачи на пункт обслуживания сигнала о повышении
давления газа на выходе ГРС.
Перед предохранительными клапанами устанавливают трехходовые
фланцевые краны КТС на йу= 100 и 150 мм с Ру = 25 и 16 кгс/см2 и КТСЦ
на Dy = 50 и 80 мм с Ру = 25 кгс/см2. Для защиты от повышения давления
в газовых линиях, идущих в отопительных котлах ГРС, могут устанавли-
ваться гидравлические затворы; они применяются при давлении газа не
более 1000 мм вод. ст. Для предохранения ГРС в комплексе от блуждающих
токов на входе и выходе ГРС устанавливаются изолирующие фланцы.
Расходомерно.е ';у+'т'р'о/й с т в о. Учет отпускаемого потреби-
телю газа производится при помощи сужающего устройства, монтируемого
356
пасходомерную нитку, и дифм анометр а. В качестве сужающею устройства
В ГРС применяются стандартные камерные диафрагмы по ГОСТ 14321—73.
По установившейся практике проектная организация производит заказ
чжающего устройства и дифмапометра по опросному листу завода-изгото-
вителя который и производит расчет устройства по данным проектной орга-
низации. Основные данные для расчета, методика и формулы расчета уста-
новлены «Правилами 28—64», в альбоме графиков которого приведен пример
„асчета сужающего устройства для природного газа. Следует отметить, что
расчет расходомерпого устройства достаточно громоздкий и его целесооб-
разно проводить на ЭВМ.
Одоризациопные установки. Важнейшим условием
безопасной эксплуатации магистральных газопроводов и городских сетей
является своевременное обнаружение утечки газа. Наиболее простым спо-
собом обнаружения газа п воздухе является определение его по запаху.
С этой целью на головных сооружениях или на ГРС добавляют н газ сильно
пахнущие жидкости — одоранты. В Советском Союзе в качестве одоранта
используется этплмеркаптан.
Количество одоранта, необходимое для введения в поток газа, соста-
вляет 1% по объему. Норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Наи-
более распространенное устройство для ввода одоранта в поток газа — ка-
пельный автоматический дозатор, работающий от перепада давления на
диафрагме, установленный в газопроводе, или универсальный одоризатор
газа УОГ-1 конструкции ВНИПИгаздобыча по проектам блочных автомати-
ческих ГРС-АГРС-1; АГРС-1/3; АГРС-3; АГРС-10; АГРС-50.
Борьба с шумом на ГРС. К мероприятиям по борьбе с шумом
следует отнести:
1) снижение скорости газа в дросселирующем органе за счет уменьшения
перепада давления на клапане, увеличения его проходного сечения и уста-
новки последовательно с ним дросселирующих камер постоянною сечения;
на больших ГРС — разгрузкой регулирующих клапанов путем параллель-
ной прокладки линий с постоянным дросселем;
2) обваловку линии редуцирования;
3) применение звукозащищающей мастики № 579, которой покрывают
трубопровод (слоем 8 мм). На мастику накладывают два слоя минерального
войлока, пропитанного битумом. Войлок обматывают мешковиной, которую
грунтуют олифой и окрашивают масляной краской.
Общие указания. При проектировании ГРС должны быть учтены
технические требования ВНИИгаза к системам регулирования, защиты,
контроля и сигнализации автоматизированных ГРС с безвахтенпым обслужи-
ванием. Обязательным является проектирование ГРС в блочпом или блочно-
комплектном изготовлении. На перспективную газопередачу следует рас-
считывать все технологическое оборудование, кроме регулирующих клапанов
и замерных устройств, которые следует рассчитывать на максимальное газо-
потребление ближайших трех лет.
§ 7.2. Электроснабжение КС и НПС
Электроснабжение, силовое электрооборудование и электрическое осве-
щение предприятий, зданий п сооружений газовой и нефтяной промышлен-
ости следует проектировать в соответствии с требованиями «Правил устроп-
СССр8ле1£тРоУстаповок» (ПУЭ) в части разделов, согласованных с Госстроем
ппо ’ ™aaB™ по проектированию электроснабжения промышленных
ппо?ПРИЯТИ^8’ <|^казани11 по проектированию силовою электрооборудования
осве1Ы1ПЛеНПЫХ пРеДпРиятий’>, «Указаний по проектированию электрического
иску?еПИЯ пРО1’зводственпых зданий», главы СНиП по проектированию
молн СТВспп0Г0 освещения, «Указаний по проектированию и устройству
техниеЗЭП,ИТЫ злан„ия и сооружений, главы СНиП по монтажу электро-
предппе<'КИХй УСТРО1\СТВ и «Указаний по строительному проектированию
риятии, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности».
357
ТАБЛИЦА 7.9
Категории потребителей (электропрпемников) в отношении обеспечения
надежности электроснабжения (СН 433—71)
Станции, установки Оборудование | Категория
Газокомдрессорные станции ма- гистральных газопроводов Газораспределительные станции Центробежные нагнетатели, мас- ляные насосы; циркуляцион- ные насосы, пожарные насосы, канализационные насосы, ме- ханическая вентиляция 1 3
Головные насосные станции пе- рекачки нефти и нефтепро- дуктов Насосы для перекачки пефти и нефтепродуктов, механиче- ская вентиляция, воздушные 1
Промежуточные станции пере- качки нефти и нефтепродук- тов компрессоры 2
Головные сооружения газопро- водов ’ Нагнетатели газа, циркуляцион- ные водяные насосы, масля- ные насосы, нефтяные насосы, насосы для перекачки инги- биторов гидратообразования, канализационные насосы, ме- ханическая вентиляция 1
Газовые промыслы с установка- ми низкотемпературной сепа- рации газа или с холодиль- ными установками Насосы для перекачки ингиби- торов гидратообразования, нефтяные насосы, компрессо- ры холодильных установок, механическая вентиляция, электроприводпая арматура 1
Станции подземного хранения газа Газовые промыслы без устано- вок низкотемпературной се- Насосы для перекачки ингибито- ров гидратообразования, неф- тяные насосы, компрессоры для закачки газа в пласт и отбора газа, механическая вен- тиляция Насосы для перекачки ингибито- ров гидратообразования, ме- 2
парации газа и без холодиль- ных установок Насосные станции по перекачке конденсата на газовых про- мыслах Буровые установки для буре- ния скважин глубиной менее 3000 м Установка подготовки Нефти ханическая вентиляция Насосы для перекачки газового конденсата Водяные насосы, насосы для за- качки глинистого раствора, буровые станки, буровая ле- бедка, глиномешалка, воздуш- ный компрессор, ситовибратор Нефтяные насосы горячие и хо- лодные, насосы для реагентов, насосы для воды • "w 2 2
Компрессорные станции попут- ного нефтяного газа, располо- женные на нефтепромыслах Масляные насосы, циркуляцион- ные водяные насосы, механи- ческая вентиляция, нагнета- тели газа 1 2
358
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 7.9
Станции, установки
Оборудование
Категория
Глубиянонасосные установки
эксплуатационных скважин
Промысловые нефтенасосные
станции по сбору и транспорту
нефти
Насосные станции внутрипро-
мыслового водоснабжения
Очистные установки
Насосные станции центрального
водоснабжения, обслужива-
ющие потребителей 1-й кате-
гории
Насосные станции производст-
венной канализации
Пожарные насосные станции
Насосные станции перекачки
уловленной нефти или шлама
Насосные станции для заводне-
ния нефтяных пластов
Станции радиорелейной связи
Ремонтно-механические и авто-
ремонтные мастерские, гара-
жи, склады материалов и обо-
рудования, вспомогательные
здания и др.
Станки-качалки, электропогруж-
ные насосы, водяные и неф-
тяные насосы
Нефтяные насосы, механическая
вентиляция
Водяные насосы
Водяные насосы пластовых и
сточных вод, механическая
вентиляция
Водяные насосы
Насосы по перекачке сточных
вод, механическая вентиляция
Пожарные насосы
м
Насосы
Радиорелейная аппаратура
2
1
3
3
1
3
2
Категории потребителей электроэнергии. В отношении обеспечения
надежности электроснабжения потребители (электропрпемники) делятся
на три категории. К 1-й категории относятся потребители, парушепие элек-
троснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей,
значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования,
массовый брак продукции, расстройство сложного технологического про-
цесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Ко 2-й ка-
тегории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых связан
с Массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и про-
мышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значитель-
ного количества городских жителей. К 3-й категории относятся все остальные
потребители (например, электроприемпики цехов несерийного производства,
вспомогательных цехов, небольшие поселки и т. п.).
Потребители (электроприемники) 1-й категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников питания. Перерыв их
электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического
ввода резервного питания. Для потребителей 2-й категории допустимы пере-
рывы электроснабжения па время, необходимое для включения резервного
итания действиями дежурного персонала или выездной оперативной
РИгады. Допускается их питание от одной воздушной линии напряжением
снаГ-1- ВЫШе’ Для потребителей 3-й категории допустимы перерывы электро-
эле ,еНИЯ На вРемя> необходимое для ремонта или замены поврежденного
потМТа сп„стемы электроснабжения, но не более суток. Категоричность
реоителей принимается в соответствии с ПУЭ, СН 433—71 {.101, а также
359
по их отношению к основному технологическому процессу. При отсутствии
специальных требований категорию надежности электроснабжения можно
принять по табл. 7.9.
Из практики проектирования и строительства КС вытекает, что потреби-
тели электроэнергии 1-й и 2-й категории отличаются по установленной мощ-
ности от прочих элсктроприемников, поэтому условно можно считать, что
КС в целом относится к 1-й категории электроснабжения. Этот же признак
лежит в основе деления всех электроприемников по группам. К особо ответ-
ственным относятся слсдуюпще группы: элсктроприемники собственных
нужд ГПА; электроприемники собственных нужд компрессорного цеха;
электроприемнпки систем пенного пожаротушения, оборотного водоснабжения
ТАБЛИЦА 7.10
Коэффициенты для расчета электрических нагрузок (СП 433—71)
Электроприемнпки Коэффициенты Годовое кол-во часов использова- ния макси- мальных силовых нагрузок
спроса Ке использова- ния Кц мощности
Основные агрегаты газо- 0,9—1 0.8—0,9 0,85 6500
компрессорных станций и станций перекачки нефти с электроприво- дом Циркуляционные насосы 0,75-0,85 0,7—0,8 0,8—0,85 6500
газокомпрессорны х станций и станций пере- . качки нефти Масляные насосы ком- 0,8-0,9 0,75—0,85 0,8—0,85 6500
прессоров и насосы для перекачки диэтиленгли- коля установки осушки газа Вентиляторы систем вен- тиляции взрывоопас- ных помещений газо- компрессорных станций и станций перекачки нефти: приточные системы 0,75-0,85 0,65—0,75 0,8-0,85 4000
вытяжные системы 0,75-0,85 0,65-0,75 0,8-0,85 6500
Вентиляторы систем вен- тиляции: двигателей маги- 0,75—0,85 0,65—0,75 0,8—0,85 6500
стральных насо- сов вспомогательных 0,65-0,75 0,6 0,8 3000
помещений Вентиляторы градирен 0,65—0,75 0,6 0,8 3000
Примечания. 1. Годовое количество часов использования максимума электри-
ческих нагрузок дано из расчета 350 рабочих дней в году с учетом частичного отключения
силовых агрегатов в летнее время. 2. Годовое количество часов использования максимума
осветительных нагрузок для основных производств принимается равным 3800—.4000.
360
пкуляционного и пожарного водоснабжения; электроприемники аппара-
тов воздушного охлаждения. Все остальные электроприемники относятся
к неответственным.
Электрические нагрузки. Расчет электрических нагрузок ведут в соответ-
ствии с «Временными руководящими указаниями по определению электро-
нагрузок промышленных предприятий». Осповпые потребители КС имеют
мало изменяющуюся по времени нагрузку, поэтому максимальная расчетная
мощность принимается равной средпесменпой. Необходимые коэффициенты
для расчета электрических нагрузок даны в табл. 7.10.
Д Выбор схем электроснабжения. Электроснабжение КС и НПС должно
осуществляться от двух независимых источников электропитания по двум
линиям: одпоцепными воздушными, кабельными или кабельной и воздушной.
Суммарная потребляемая мощность электроэнергии газотурбинных КС
составляет от 1,5 до 5 Мвт. Поэтому напряжение на первой ступени линий,
питающих КС с турбинным приводом, зависит чаще всего от тсхппчсских
условий энергосистемы и может быть 6, 10, 35 и ПО кв, а в отдельных слу-
чаях — при кооперировании с другими, сторонними потребителями — 220 кв.
Для электроприводпых КС и НПС, мощность которых составляет от 30 до
200 Мвт (в зависимости от числа, мощности агрегатов и числа компрессорных
и насосных цехов на площадке), напряжение питающих линии на первой
ступени может быть 110, 220 и 330 кв.
Схемы электроспабжспия и напряжения таких КС и НПС определяются
• Энергосстьпроектом в зависимости от развития электросети соответствующих
районов страны и задаются энергосистемам. При выборе вариантов значений
напряжения предпочтение следует отдавать более высокому, даже при не-
больших экономических преимуществах (не превышающих 10—15%). На
второй ступени, как правило, рекомендуется напряжение 10 кв.
Практика показывает, что при расстояниях от 50 км и более от возмож-
ного источника электроснабжения до КС и НПС при собственных пуждах
до 2 Мвт предпочтение отдается варианту электроснабжения от электростан-
ции собственных нужд. Напряжение ее генераторов принимается в зависи-
мости от нагрузки и расстояния до электроприемпиков. Приближенно выбор
напряжения может быть сделан по табл. 7.11.
ТАБЛИЦА 7.11
Ориентировочные значения передаваемых мощностей
(па одну трехфазную цепь липин) и расстояния передачи
при разных напряжениях
Номинальное линейное напряжение, кв Способ выполнения линии Передаваемые мощности, ЕВТ Ориентировочно е расстояние передачи, км
0,380 6,0 6,0 10,0 10,0 35 110 220 Кабельный Воздушный Кабельный Воздушный Кабельный Воздушный » » До 175 До 2000 До 3000 До 3000 До 5000 2 000—10 000 10 000-50 000 100 000—150 000 0,35 3—10 До 8 5-15 Д° 10 20—50 50—150 200—300
Электростанции
тп^Г136 отсутствия
троэнергию из
§ 7.3. Электростанции собственных нужд
собственных нужд КС проектируют как исключение,
в ближайшей перспективе возможности получать элек-
цептрализованпого источника электроснабжения. В этом
361
случае проект электростанции помимо потребностей собственно КС должен
также предусматривать снабжение электроэнергией промышленных, сель-
скохозяйственных и других потребителей независимо от их подчиненности,
если опи находятся в пределах экономически целесообразного радиуса пере!
дачи электроэнергии от проектируемой электростанции КС.
Нагрузка электростанции собственных нужд складывается из нагрузок
внутри- и внешнеплощадочных потребителей. Крупными потребителями
энергии на площадке КС являются масляные насосы ГТУ, аппараты воздуш-
ного охлаждения масла и газа, система вентиляции компрессорных цехов,
система водоснабжения и освещение. Внешними потребителями являются
жилой поселок, очистные сооружения, артезианская скважина и т. п. Мощ-
ности внешних и внутренних потребителей примерно равны. Суммарные
нагрузки электростанций собственных нужд составляют в среднем от 1,5
до 5 Мвт.
Расположение электростанции на КС должно быть по возможности
в центре предполагаемых нагрузок с учетом прокладки минимальных длин
инженерных коммуникаций и допустимых разрывов (табл. 7.12). Территория,
отводимая для сооружепия электростанции, должна предусматривать воз-
можность дальнейшего ее расширения при росте нагрузки не менее чем на
100%.
ТАБЛИЦА 7.12
Допустимые разрывы, м, между зданием электростанции
и прочими сооружениями
Степень огне- стойкости вдания электро- станции Наземные склады горючих мате- риалов вмести- мостью, м* ('клад масла Открытое распре- делительное устройство Вентилятор, градирня Склад материалов Забор
менее 50 50-1250
I и II 16 20 16 16 20 16 6
III 20 24 20 20 20 18 6
IV и V 24 30 24 24 20 20 6
Примечание. Для складов подземного храпении разрывы уменьшаются на
50%, а полуподвемного — на 25%.
Оснбвпое оборудование электростанций. Количество устанавливаемых
агрегатов должно быть пе менее двух, а количество резервных агрегатов
должно быть предусмотрено из расчета один резервный на олну — четыре
рабочие машины. Количество и мощность агрегатов должны быть выбраны
такими, чтобы при выходе из строя одного агрегата остальные могли обеспе-
чить электроэнергией потребителей 1-й категории. Агрегаты, устанавлива-
емые на электростанции, должны быть автоматизированы. Ниже приведены
технические характеристики мотор-генераторов, применяемых в настоящее
время в качестве основных агрегатов па электростанциях собственных
нужд КС.
Газовый двигатель ГЧН36/45 (Г-68)
Двигатель четырехтактный, рядный, вертикальный, с форкамерно-факель-
ным зажиганием, с турбонаддувом и охлаждением наддувочного воздуха.
Мощность, э. л. с.
Частота вращения коленчатого вала, об./мин
Среднее эффективное давление, кгс/см2
950
375
8,3
362
Число цилиндра
диаметр цилиндров, мм
Ynn ПОРШНЯ, ММ
Удечышй расход тепла, ккал/(э. л. с. -я)
Удельный расход масла, г/(э. л. с-я)
Степень автоматизации
Система охлаждения
Система пуска
Генератор к двигателю,
марка
яастота, гц
мощность, квт
напряжение, в
Габаритные размеры мотор-гснератора, мм
Масса, кг
6
360
450
1850
2,5
II
Двухконтурная
Сжатым воздухом
СГД-15-36-16УВ
и СГД-15-41-16УВ
переменного тока
50
630
400 и 6000
7750 X 1650 X 3395
36 400
Мотор-генератор МГ-3500
Двигатель
Генератор
Мощность, квт
Напряжение, в
Мощность двигателя, э. л. с.
Частота вращения коленчатого вала,
об./мип
Удельный расход тепла, ккал/(э. л. с.-я)
Удельный расход масла, г/(э. л. с. -я)
Степень автоматизации
Система охлаждения
Система пуска
Габаритные размеры мотор-генератора, мм
Масса, кг
16 ГДПН 23/2 X 30 (61 ГА) газовый,
двухтактный, тропковый, с противо-
положно движущимися поршнями,
с двухрядным расположением цилин-
дров, со встроенным редуктором,
с газотурбинным поддувом, с про-
межутояным охлаждением воздуха
СТД16-69-6 и СТД 16-84-6 в обще-
промышленном исполнении, перемен-
ного тока, яастота 50 гц
3500
6300 и 10 500
5000
710
1850
2,6
II
Двухконтурная
Сжатым воздухом
11 705 X 2500 X 3300
59 000
Вспомогательное оборудование. Подаяа топливного газа.
Для обеспеяения равномерной подаяи газа перед электростанцией необхо-
дима установка ресивера, который выполпяется в виде коллектора увеличен-
ного диаметра; на каждом ответвлении газопровода к двигателю — уста-
новка фильтра для отделения влаги и механических примесей. Кроме того,
на ответвлении предусматривается установка ремонтного и отключающего
крапа и свечи безопасности, кран которой должен быть сблокирован с от-
лючающим краном. Давление газа па ГРС для питания электростанции
Оддерживает(.я па yp0BHei предписанном техническими условиями на дни-
вы(- 1 е хпиче ско е водоснабжение. Система водоснабжения
сто ИРается и согласовывается с заводом-изготовителем двигателей. В на-
ниеЯП|'ее время в большинстве случаев принимается двухконтурпое охлажде-
холопДЛЯ масла и одноконтурное — для воды, с применением воздушных
являеЛЬНИК°В‘ В двухконтурной системе промежуточным теплоносителем
ционнТС“Я ВОда’ охлаждаемая в воздушном холодильнике. Насосы циркуля-
ои системы могут быть индивидуальными, навешенными на двигатель.
363
или общестанциопнымп. В последнем случае количество и подача насосов
выбираются так, чтобы поступление необходимого количества воды было
обеспечено при выходе из строя любого из имеющихся пасосов. Насосы,
подающие воду в одну систему, должны иметь характеристики, допускающие
их параллельную работу. Насосы должны быть установлены на отметке,
обеспечивающей их работу под заливом. Количество охлаждаемой воды
должно соответствовать техническим условиям на поставку двигателей. При
двухконтурной системе охлаждения потери воды следует пополнять умяг-
ченной водой, получаемой из дистиллятора или катионитового фильтра.
Система сжатого воздуха. Для закачки воздуха в пусковые
баллоны изолированной электростанции с автоматизированными агрегатами
устанавливаются два автономных компрессора пускового воздуха: рабочий
с электрическим приводом и резервный с приводом от двигателя внутреннего
сгорания. Воздушные баллоны отдельных двигателей должны быть соеди-
нены трубопроводами между собой и с пусковым компрессором так, чтобы
сжатый воздух мог подаваться в любой пусковой баллон, а также перепу-
скаться из одного баллона в другой. Проектирование системы сжатого воз-
духа должно производиться в соответствии с ('Правилами устройства и без-
опасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». В качестве
воздушных компрессоров пускового воздуха применяется компрессор марки
АВШ-1,5/45 с подачей 1,5 м3/мин, с конечным давлением 45 кгс/см2, ком-
плектуемый .с электродвигателем А2-71-4 мощностью 22 квт. Агрегат имеет
размеры 1600 X 1010 X 1150 мм и массу 730 кг. Кроме того, можно исполь-
зовать компрессор марки ВШ с подачей 3 м3/мип, с конечным давлением
40 кгс/см2, имеющий электродвигатель мощностью 40 квт. Размеры агрегата
2150 X 1375 X 1675 мм, масса — 1600 кг.
Масляное хозяйство электростанции. Снабжение
электростанции смазочным маслом производится со склада ГСМ насосом
РЗ-7,5 по межцеховому маслопроводу непосредственно в картеры двигателей
или в расходный бак, вместимость которого не должна превышать 1 м3.
Отработанное масло шестеренчатым насосом направляется обратно на склад
ГСМ, где оно очищается в установке ПОМ-ЗООО.
Трубопроводы электростанции. Трубопроводы внутри
станции водяные, паровые, горячей воды, воздушные и масляные проекти-
руются из стальных водопроводных труб по ГОСТ 3262—75, а в случае
16 кгс/см2 — из бесшовных по ГОСТ 8732—70 * или ГОСТ 8734—75.
Трубопроводы паровые, горячей воды, масляные и воздушные при прокладке
в непроходных каналах или непосредственно в 1рувте проектируют из бес-
шовных труб по ГОСТ 8732—70 * или ГОСТ 8734—75; наружные техни-
ческого водоснабжения, прокладываемые в грунте и напорные — из асбесто-
цементных или чугунных труб, самотечные — из керамиковых, бетонных
или железобетонных труб.
Газопроводы проектируются из бесшовных (ГОСТ 8732—70 *
и ГОСТ 8734—75), а по согласованию с Госгортехнадзором — из газовых
труб (ГОСТ 3262—75).
Соединения стальных трубопроводов проектируются сварными; разъ-
емные соедипепия (фланцевые и другого типа) возможны только для уста-
новки арматуры, аппаратуры, а также на участках, которые должны раз-
бираться при ремонтах. Все трубопроводы должны быть уложены с уклоном
(желательно в сторону движения жидкости, газа), обеспечивающим опорож-
нение. Уклоны для масла ве менее 0,005, а для всех остальных пе менее 0,002.
На всех трубопроводах для жидкостей в низших точках должны быть уста-
новлены спускные краны. Трубопроводы для воздуха, газа и пара в низших
точках также должны иметь краны — для спуска воды. Трубопроводы, рас-
положенные в пределах электростанции, должны быть окрашены в соответ-
ствии^ их назначением (табл. 7.13).
Аварийный с л и в мае л а. Расходные масляные баки, мокрые
картеры двигателей, имеющие вместимость свыше 250 л, должны быть снаб-
жены сливными трубопроводами в аварийный подземный резервуар. Вме-
стимость аварийного масляного резервуара должна быть равна суммарной
364
ТАБЛИЦА 7.13
Цвет окраски трубопроводов
Назначение трубопровода Цвет
Газовые Рубашки выхлопных труб Масляные Воздушные (сжатого воздуха) Пар насыщенный свежий Техническая вода Водяная теплофикация: линия напорная Желтый Темно-серый Коричневый с желтыми кольцами Голубой Красный с желтыми коль- цами Черный Зеленый с желтыми коль-
линия обратная цами Зеленый с коричневыми кольцами
вместимости соединенных с ним блоков. Аварийный резервуар располагается
на расстоянии не менее 1 м от глухой стены электростанции и пе менее 5 м
при наличии в стене проема. Диаметр аварийного сливного трубопровода
рассчитывается на опорожнение масла в течение пе более 10 мин.
Компоновка электростанций. Наиболее прогрессивным решением элек-
тростанции является компоновка оборудования в блоках на один агрегат
и поставка блоков заводского изготовления, монтаж которых заключался бы
в установке па выровненную площадку с подсоединением блоков к внешним
коммуникациям. В исключительных случаях, когда по каким-то условиям
необходимо запроектировать общее здание для нескольких агрегатов, следует
руководствоваться следующим:
1) между двигателями внутреннего сгорания должны быть обеспечены
площадки необходимых размеров, допускающие удобное обслуживание,
а также размещение частей двигателей во время ремонта; минимальное рас-
стояние между агрегатами должно составлять 2500 мм;
2) проход между торцом автоматизированного двигателя со стороны
управления и стеной должен быть в чистоте пе менее 1500 мм;
3) проход между агрегатом или его фундаментом и электрическим щитом
управления должен быть не мепее 2 м;
4) грузоподъемный кран должен располагаться на высоте, допускающей
выемку поршней с шатуном;
5) вспомогательное оборудование должно быть расположено так, чтобы
были обеспечены проходы шириной не менее 1,0, а в подвале — 0,3 м.
Помещение электростанций по степени пожарной опасности относится
к категории Г. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания, как
правило, проектируются в зданиях I и II категорий огнестойкости.
§ 7.4. Отопление
Системы отопления зданий и сооружений должны обеспечивать:
телыю РавномеРное нагревание воздуха помещений в течение всего отопи-
безопасность в отношении пожара и взрыва;
возможность регулирования;
увязку ^системами вентиляции;
365
— удобство в эксплуатации и при ремонте;
— использование местного или назначенного для места строительства
рода топлива и вида теплоносителя с учетом перспектив централизованного
теплоснабжения;
— техпико-экономические и эксплуатационные показатели па уровне
современных требований, а также экономию металла.
При проектировании отопления температуру воздуха помещений в хо-
лодный период года следует принимать: 16° С для производственных поме-
щений при постоянном пребывании обслуживающего персонала (машинные
залы компрессорных или насосных цехов и т. д.); 10° С для производственных
помещений при кратковременном пребывании обслуживающего персонала
(нагнетательпые залы компрессорных цехов и т. д.): 18* С для помещений
КИП, операторных, административных и т. д. При автоматизированном
технологическом процессе, а также при кр пковременном периодическом
обслуживании процесса (ГРС и т. д.) температуру воздуха следует назначать
с учетом технологических требований, по не ниже 5° С, а для вспомогатель-
ных помещений в соответствии со СНиП II—М.З—68 [16].
В качестве теплоносителя для систем отопления и вентиляции, в том
числе и взрывоопасных, рекомендуется, как правило, применять горячую
воду. Температура теплоносителя для систем отопления и вентиляции не
должна превышать 150° С, а для взрывоопасных помещений, кроме того,
80% значения температуры самовоспламенения. Необходимо учитывать
также, что температура теплоносителя должна быть не бол ?30° С для
взрывоопасных помещений с постоянными температурами теплоносителя,
т. е. когда имеется только количественное регулирование, при отсутствии
пожаро- и взрывоопасной пыли; при наличии ее — 110° С; не более 150° С
для взрывоопасных помещений с переменными температурами, т. е. когда
имеется качественное регулирование, при отсутствии пожаро- и взрывоопас-
ной пыли, при наличии ее — 100° С.
Во взрыво- и пожароопасных помещениях местные нагревательные
приборы должны быть гладкими, разрешается установка’радиаторов типа АО,
в то же время размещать нагревательные приборы в нишах не допускается.
Во всех взрывоопасных помещениях следует предусматривать ограждение
экранами местных нагревательных приборов отопления с температурами
теплоносителя более 130° С. Наиболее благоприятной для взрывоопасных
помещений следует считать систему воздушного ^отопления, совмещенного
с приточной вентиляцией. Рециркуляция не допускается. В помещениях
нагнетателей при объеме более 300 м8 при двух- и трехсменной работе следует
проектировать только системы воздушного отопления, совмещенные с при-
точной вентиляцией без рециркуляции воздуха.
Не следует допускать совмещенную прокладку или пересечение в одном
общем капале трубопроводов теплоносителя с трубопроводами, по которым
транспортируются горючие жидкости с температурой вспышки 120° С и
менее, а т 1кже горючие и агрессивные пары и газы. Допускаетсяргрокладка
трубопрсводов систем отопления в каналах сечением 400 X 400 мм у дверей
и ворот во взрывоопасных помещениях при условии засыпкиТпх песком и
перекрытия съемными плитами. Места прохода систем отопления^через
внутренние стены взрыво- и пожароопасных помещений должны быть тща-
тельно уплотнены, а по обе стороны стены предусмотрено свободное тепловое
удлинение трубопроводов.
Во всех электрощитовых и помещениях КИП системы отопления должны
быть выполнены на сварке с выносом регулировочной арматуры в соседпие
помещения. Наилучпшм для данных помещений будет подогрев приточного
воздуха, подаваемого в них для поддержания соответствующего подпора.
Во всех остальных помещениях отопление следует проектировать в'* соответ-
ствии с требованиями санитарных и противопожарных норм.
Электроотоплепие допускается проектировать только при соответству-
ющем экономическом обосновании и получении разрешения Госстроя СССР;
При соответствующем обосновании и согласовании с ГУПО МВД СССР
и санитарными органами для безводных районов следует внедрять системы
366
газовоздушного отопления. Для взрывоопасных помещений можно
газового и ко ИНЖекционные автоматизированные каталитические го-
применять *
редки.
§ 7.5. Вентиляция
Производственные помещения должны оборудоваться естественной,
„„„рекой или смешанной вентиляцией, создающей требуемые условия
иеХпувшой среды в соответствии с СН 245-71 [9], СИ 433-71 [10],
си П II___33_75. Рекомендуемые системы вентиляции приведены
^СН 433—71. При проектировании вентиляции следует учитывать харак-
в ные дЛЯ технологических процессов виды производственных вредностей:
теР __ газовыделония через неплотности в соединениях оборудования, арма-
•пы и коммуникаций (машинные залы нагнетателей компрессорных цехов,
рРС пункты замера газа);
’ тепловыделения от компрессорного оборудовавия, газовых турбин,
электродвигателей, обвязочных трубопроводов, коммуникаций, газоходов
и т. д.
Поступление вредных выделении в помещение и их распространение
в рабочей зоне должно предотвращаться в первую очередь проведением
технологических мероприятий за счет рациональной организации произ-
водственного процесса (герметизация, теплоизоляция, вывод продувочных
линий насосов за пределы помещений и др.).
Тепловыделения от компрессорного оборудования и газовых турбип
следует принимать по данным заводов-изготовителей. При наличии в поме-
щениях газов и паров, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные
смеси, надлежит выполнять проверочный расчет воздухообмена. Последний
должен быть таким, чтобы концентрация этих газов и паров в воздухе поме-
щевий не превышала 5% нижнего предела взрываемости при параметрах
наружного воздуха, принятых в расчете системы.
Ввиду отсутствия абсолютных значений газовыдслений в производ-
ственных помещениях кратности воздухообмена в машинных залах нагне-
тателей компрессорных цехов, ГРС, узлов замера газа и т. д. необходимо
брать согласно нормам технологического проектирования или указаниям
в технологической части проекта. Разрешается в зависимости от выделяемых
вредностей пользоваться табл. 1 СН 433—71. Категорийность и класс взрыво-
и пожароопасности производственных помещений следует брать только из
технологической части проекта.
В машиввых залах газовых турбип и электродвигателей в нормальном
исполнении, располагаемых за разделительной стеной от взрывоопасных
помещений, следует предусматривать создание избыточного давления с пода-
чей воздуха в размере не менее однократного воздухообмена в час. При нали-
чии в этих залах значительных тепловыделений необходимо предусматривать
аэрацию, и поэтому подпор в них делать не следует, но в смежном взрыво-
опасном помещении в этом случае вытяжка должна быть больше притока
на 5% производительности вытяжных систем, но не менее однократного
воздухообмена или, если помещение нагнетателей имеет высоту более 6 м.
из расчета 6 м3/ч па 1 м2 его площади.
Плотность газовыделений, как правило, меньше, чем плотность воздуха
в рабочей зоне, поэтому следует предусматривать, что 2/3 воздуха будут
Удаляться из верхней зоны, т. е. выше 2 м от пола, причем из этого количества
ил Менее объема однократного воздухообмена за 1 ч — непосредственно под
окрытнем или перекрытием помещения или не ниже 0,4 м от них, считая
до верхнего края приемника (отверстия); */8 воздуха — из нижней зоны через
ЗДУхоприемники, расположенные на уровне 0,3 м, но не ниже 1 м от пола,
мин ЭЯ °Т веРхнего приемника (отверстия). Для помещений высотой более 6 м
онпИМаЛЬПОе количество удаляемого из нижней зоны воздуха допускается
Ре|?Л>тгг И3 Расчета б м=7ч на 1 м2 площади помещения.
у Ма “С, компримирующих газ, содержащий сероводород, должна быть
ровна (преимущественно в нижней зоне) механическая общеебменпая
367
вентиляция согласно расчету по выданным технологами данным, а в необхо-
димых случаях — также и местная вентиляция непосредственно у очагов
выделения вредностей.
ГРС должны оборудоваться вентиляционными устройствами, обеспечи-
вающими трехкратный воздухообмен в помещении регуляторной и приборов
КИП и десятикратный — в помещении одоризационной (с удалением воздуха
из пижпей и верхней зон помещения).
Местные отсосы и укрытия должны являться неотъемлемой частью техно-
логического аппарата или машипы. Количество воздуха, необходимое для
удаления вредных или пожаро- и взрывоопасных веществ системами местных
отсосов, или необходимые скорости движепия воздуха, или разрежение в укры-
тиях, отверстиях и неплотностях производственного оборудования следует
принимать по данным технологической части проекта. Системы местных
отсосов и системы общеобменной вентиляции должны проектироваться раз-
дельными. В технологическом задании па проектирование должно быть ука-
зано о допустимости и порядке присоединения местных отсосов взрыво-
и пожароопасных веществ к вытяжпым системам.
Все системы местной вытяжной вентиляции должны быть сблокированы
с технологическим оборудованием. Системы обгцеобмепной вытяжки из зон
взрывоопасного оборудования, размещаемого в помещениях с производ-
ствами В, Г и Д, должны проектироваться отдельными от общеобменных
систем вытяжной вентиляции этих помещений. Системы аварийной вентиля-
ции должны проектироваться в соответствии с требованиями технологи-
ческой части проекта и ведомственных нормативных документов, утвержден-
ных в установленном порядке, причем производительность аварийной вен-
тиляции должна определяться расчетом в технологической части проекта
или устанавливаться по требованиям ведомственных нормативных докумен-
тов, утвержденных в установленном порядке. Если в ведомственных норма-
тивных документах отсутствуют указания о необходимости воздухообмена
аварийной вентиляции, то для компрессорных цехов следует предусматривать
восьмикратный воздухообмен в дополнение к воздухообмену, создаваемому
основной вентиляцией.
Требуемая категория надежности электроснабжения систем, использу-
емых для аварийной вентиляции, должна определяться в технологической
части проекта. Аварийная вентиляция должна быть предусмотрена из верх-
ней зоны, непосредственно под перекрытием помещения или не ниже 0,4 м
от них, считая до верхнего края проема. Для выброса удаляемого аварийной
вентиляцией воздуха надо предусматривать вытяжные трубы и шахты "без
зонтов с клапанами, автоматически открывающимися при пуске аварийных
вентиляторов. Устья аварийной вентиляции необходимо располагать на
высоте не менее 3 м от уровня прилегающей территории, не ближе 20 м по
горизонтали и не ниже 6 м по вертикали от воздухоприемных отверстий,
а также выше рабочих площадок открыто расположенных производственных
установок, если площадки размещены ближе 20 м от места выброса.
Взаимное расположение вытяжных и воздухозаборных шахт должно
быть выполнено в соответствии с требованиями санитарных норм и должно
исключать засасывание отработанного воздуха. При этом учитываются
господствующее направление ветров, степень обдувания вентилируемого
здания и разрывы между зданиями на площадке. Приемные устройства для
наружного воздуха следует размещать в'местах, где исключена возможность
или предусмотрена защита от попадания в них искр, а‘также горючих газов
и паров, выделяющихся в воздух при эксплуатации или аварии емкостей-
аппаратов и трубопроводов. В газовых КС место забора приточного воздуха
должно быть расположено со стороны'воздушных фильтров на расстоянии
не менее 16 м от выхлопных труб или на 6 м ниже их при горизонтальном
расстоянии между ними не менее 16 м.
Для электрощитовых, расположенных смежно со взрыве- и пожароопас-
ными помещениями, следует проектировать приточную вентиляцию с гаран-
тированным избыточным давлением, значение которого устанавливается
в пределах до 1 кгс/м2, а для камер трансформаторных подстанций — при-
368
m вентиляцию с гарантированной подачей приточного воздуха
т0ЧПУмчсстве, обеспечивающем пятикратный воздухообмен. При этом следует
В ^усматривать две вентиляционные уставовки или одну с резервным
Пр6титятором, включаемым автоматически при остановке работающего.
веЕТу1одачу воздуха в тамбуры, отделяющие взрывоопасные помещения
ех нагнетателей от машиппого зала и т. д.), следует проектировать от само-
оятельпой приточной установки с резервным вентилятором, обеспечива-
тей "подачу в каждый тамбур не менее пяти объемов воздуха в час, по не
ммее 250 м3/ч, а для тамбуров более 100 м3 — не менее 500 м3/ч. В тамбуры-
шлюзы? имеющие более двух дверей, на каждую дополнительную следует
^ечичивать воздухообмен на 250 м3/ч. В тамбуры-шлюзы воздух надо по-
давать над дверью, ведущей во взрывоопасные помещения, па высоте не
более 3 м от пола. Давление воздуха в тамбуре-шлюзе по отношению к по-
мещению, для входа в которое он предназначен, не должно превышать
3 кгс/м2 или 5 кгс на любую дверь.
Производственный процесс в помещениях, предназначенных для уста-
новки вытяжных систем, следует приравнивать по взрыве- и пожароопасности
к производствам, которые они обслуживают, а установки местных вытяжных
систем — к категории веществ, выделяемых производственным оборудова-
нием, независимо от категории основного технологического процесса.
Класс пожаро- и взрывоопасности среды по ПУЭ и типы отопительно-
вентиляционного оборудования, кондиционеров, клапанов и арматуры
должны устанавливаться в технологической и электротехнической части
проекта. Помещения приточных камер с масляными фильтрами относятся
к категории В. В помещеииях, предназначенных для оборудования приточных
камер, обслуживающих взрывоопасные помещения, допускается устройство
только вводов теплоносителя, бойлерных и водяных насосных. Не допу-
скается использование их для других целей, и для ремонтных работ и реге-
нерации масел из масляных фильтров следует отводить дополнительную
площадь. Кратность вентиляции приточных камер — не менее двух.
Как правило, вытяжпые установки необходимо размещать в специально
отведенных для них помещениях. Допускается размещать вытяжное вент-
оборудование, в том числе и взрыве-, пожароопасное, в обслуживаемом
помещении, предусматривая меры, препятствующие возврату отсасываемых
веществ. Размещать вытяжпые системы взрывоопасных производств в под-
валах не допускается.
Вытяжные камеры, обслуживающие взрывоопасные помещения, должны
иметь естественную вытяжку или отдельную систему с механическим по-
буждением, обеспечивающую воздухообмен в размере кратностей воздухо-
обмена производственных помещений с превышением вытяжки над притоком
в объеме не менее однократного воздухообмена. Размещение приточных
и вытяжных камер диктуется приближением их к обслуживающим поме-
щениям с учетом вышеизложенных и архитектурно-конструктивных требо-
вании. Последние определяются архитекторами-строителями после выпол-
нения проектировщиками-сантехниками требований, изложенных выше,
т. е. после определения категорийиости помещений вентиляционных камер.
тт ЭТ0М необходимо учитывать, что напорные воздуховоды,, транспортиру-
Щие взрывоопасные смеси, не должны проходить через другие помещения,
ним ВЫС°ТУ помеЩепия для вентиляционного оборудования следует при-
дляаТк Не ыепее чем на 0,8 м больше высоты оборудования. Ширина прохода
ния ООслуживаюЩего персонала между выступающими частями оборудова-
v„ ’ а Также между оборудованием и стенами или колоннами должна пред-
усматриваться не менее 0,7 м.
естес Сист®мах вентиляции с механическим побуждением, в зданиях без
в'сисТВеПП011 вентиляции (проветривание), в системах местных отсосов,
горий*/^?* ^’Щеебмеппоп вентиляции помещений с производствами кате-
вентиля’ Ь н Е, в системах аварийной вентиляции, а также при расположении
УсматпивИ°ПНОГО об°РУД°вания в труднодоступных местах должна пред-
вентилРят1аТЬСЯ УстановКа приборов контроля для сигнализации о действии
'ионного оборудования. Вентиляцпонные^системы, обслуживающие
24 Заказ 15в 369
взрыво-, пожароопасные помещения, обязательно должны быть сблокированы
с автоматическими газоанализаторами, с устройствами световой и звуковой
снгвалнзации о наличии концентрации в обслуживаемых помещениях, до-
стигающей 20% нижнего предела взрываемости.
Кроме автоматического включения систем аварийной вентиляции следует
также предусматривать дпстанционпое включение, располагая пусковые
устройства у одной из основных входных дверей снаружи помещения, обо-
рудованного аварийной вентиляцией. Дистанционный или автоматический
пуск вентиляторов специальных систем аварийной вентиляции надлежит
блокировать с приводами клапанов (заслонок, открывающихся при помощи
механизмов проемов), обеспечивающих доступ воздуха в помещение.
Воздуховоды всех видов следует проектировать отдельными для каждого
из помещений производств категорий А, Б, Е. Воздуховоды систем, обслу-
живающих взрывоопасные производства, не следует прокладывать через
помещения любой категории взрыво-, пожароопасности. Допускается про-
кладывать всасывающие воздуховоды при соответствующем обосновании
только при условии цельносварных воздуховодов с асбоцементной или аебо-
шлаковоп штукатуркой толщипой 25 мм. Расходы воздуха в воздуховодах
местных вытяжных систем следует рассчитывать так, чтобы концентрация
взрывоопасных газов пе превышала 50% нижпего предела взрываемости.
Вытяжные воздуховоды взрывоопасных систем должны прокладываться
в местах, доступных наблюдению. Нельзя размещать воздуховоды взрыво-
опасных систем в подвалах. Арматуру и клапаны па воздуховодах взрыво-
опасных систем необходимо устанавливать в соответствии с требованиями
СНиП 11-33-75 [18].
§ 7.6. Теплоснабжение
Выбор системы теплоснабжения должен определяться технико-эконо-
мическим расчетом с учетом качества исходной воды и степени обеспечен-
ности ею. В системах теплоснабжения в качестве теплоносителя должна
приниматься вода. Также должпа проверяться возможность применения воды
как теплоносителя для технологических нужд. Температура воды в подающем
трубопроводе двухтрубных водяных тепловых систем при расчетной темпе-
ратуре наружного воздуха для проектирования отопления должна при-
ниматься равпой 150° С. Допускается при обосновании применение воды
с более высокими (до 200' С) или низкими (до 95° С) температурами. Водяные
тепловые сети должпы приниматься двухтрубными, циркуляционными, по-
дающими одповремеппо тепло па отопление, вентиляцию, горячее водоснаб-
жение и технологические нужды. Допускается также применение трехтруб-
ных циркуляционных тепловых сетей для раздельной подачи тепла на ото-
пление и технологические нужды.
Технологические аппараты, от которых могут поступать в общие тепло-
вые сети вредные примеси, должпы подсоединяться к тепловым сетям через
водонагреватели с дополнительным промежуточным циркуляционным кон-
туром между аппаратом и водонагревателем. Отдельные водяные тепловые
сети (однотрубные или двухтрубные) для подачи тепла на технологические
Процессы допускается применять в том случае, если качество или параметры
воды отличаются от принятых в сетях, подающих тепло на отопление и вен-
тиляцию, а также в случаях использования вторичных энергетических pecypj
сов; Непосредственный водоразбор из двухтрубных водяных тепловых сетеп
для горячего водоснабжения (открытые системы теплоснабжения), а также
тепловые сети горячего водоснабжении допускается предусматривать при
обеспечении источника тепла исходной водой для подпитки из системы хозяи-
ствепно-питьевого водопровода.
Подогрев воды для горячего водоснабжения водой тепловой сети в водо-
нагревателях центральных или индивидуальных тепловых пунктов потре-
бителей (закрытые системы теплоспабжепия) должен предусматриваться
преимущественно при качестве питьевой воды, не требующем дополнительной
обработки^ тепловых’ пунктах потребителей (деаэрации, умягчения и пр-)-
370
КС получающих тепло от внешних источников, должны предусматри-
ДлЯ..я тепловые пункты на вводе тепловых сетей.
ватьПля двухтрубных водяных тепловых сетей должно приниматься цен-
ьное качественное регулирование отпуска тепла по нагрузке отопления
тРаяасно графику изменения температуры воды в зависимости от температуры
с0Г ужпого воздуха. При одновременной подаче тепла по двухтрубным водя-
НЭм тепловым сетям на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
НЫлЖно приниматься центральное качественное регулирование отпуска тепла
Я совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения.
П° Статическое давление в системах теплоснабжения пе должно превышать
опускаемое давление в оборудовании источника тепла, в водяных тепловых
етях и в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения потре-
бителей, непосредственно присоединенных к тепловым сетям, и должно обес-
печивать заполнение их водой.
Давление воды в подающих трубопроводах при работе сетевых насосов
должно приниматься исходя из условий невскнпания воды при ее макси-
мальной температуре в любой точке подающего трубопровода, и оборудова-
нии источника тепла и в приборах систем потребителей. При этом давление
не должно превышать пределов прочности последних. Допускается как
подземная, так и надземная прокладка тепловых сетей. Условия прокладки
должны соответствовать СНиП П—36—73.
§ 7.7. Водоснабжение
Системой водоснабжения называют комплекс сооружений, в который
входят водоприемные и водозаборные сооружения, насосные станции, очи-
стные сооружения, регулирующие емкости, водоводы и сети. В ряде систем
водоснабжения некоторые сооружения отсутствуют. В схеме общего водо-
снабжения объектов газовой и нефтяной промышленности обычно применяют
следующие системы: раздельную (водопроводы, имеющие различное назна-
чение, устраиваются обособленно друг от друга); комбинированную (не-
которые из водопроводов, имеющие различное назначение, совмещаются
в один); объединенную (все водопроводы различного назначения объеди-
няются в один).
Производственные водопроводы подразделяют на прямоточные со сбро-
сом в канализацию или с повторным использованием отработанной воды,
оборотные (циркуляционные) с искусственным охлаждением воды в градир-
нях испарительного охлаждения (холодный цикл) или радиаторных «сухих»
градирнях (горячий цикл).
Нормы хозяйственно-питьевого водопотребленпя и коэффициенты не-
равномерности расхода воды для населенных мест и для рабочих во время
пребывания на предприятии, а также расчетные расходы воды на наружное
пожаротушение в населенных местах и для промышленных предприятий
принимают по СНиП II—31—74 [И]. Соответствующие нормы существуют
и для различных отраслей промышленности (табл. 7.14). Коэффициенты
изменения нормы производственного водопотребленпя в летний и зимний
езоны: йГлет = 1,15; А’зим = 0,9. Большие расходы воды требуются для
истем охлаждения газокомпрессорных станций, причем вода должна быть
ределенпого качества (табл. 7.15). Охлаждается вода обычно пропусканием
попб^63 г1,адиРию- Теплотехнические расчеты градирен выполняются методом
Нект?й Удельного''Расхода воздуха при заданном температурном перепаде.
оторые данные по градирням приведены в табл. 7.16.
ков Мсточники водоснабжения. Требования, предъявляемые к воде источпи-
Роваг^еВцп,Ли3овапных хоялйственно-питьевых водопроводов, регламснтн-
очпстк1 1 ОСТ 2761—57 *, а в случае использования воды из скважнп без
ЖениеИ И °е3 °^еззаРажнвания ~ ГОСТ 2874—73. Техническое водоснаб-
стпых пМ°ЖеТ ^ыть обеспечено водой как из подземпых, так и из поверхпо-
уделяетСТОЧНИков- При оборотной системе водоснабжения особое внимание
®°дов СЯ ВОПРОСУ предотвращения образования накипи в системе трубопро-
’ в связи с чем воду при необходимости подвергают специальной
24*
371
ТАБЛИЦА 7.Ц
Ориентировочные удельные расходы воды иа производственные нужды [271
Потребитель или производственная операция Единица измерения Удельный расхоп иа единицу,
Компрессорный цех 100 000 м8 газа 0,006
Котельная или установка утилизации » 0,205
тепла
Электростанция собственных нужд » 0,0039
Бурение скважин с промывкой 80% 1 м глубины 1,0
водой и 20% глинистым раствором Приготовление бетона консистенций:
жесткой 1 м8 бетона 0,18—0,22
пластичной » 0,19-0,23
литой » 0,20—0,24
Кирпичная кладка 1000 шт. кирпича 0,7—1,0
Бутовая кладка 1 м8 кладки 0,18-0,25
Приготовление известкового раствора 1 м8 раствора 1,2-1,4
Мытье грузового автомобиля 1 помывка 0,7
Мытье легкового автомобиля » 0,4
Кузнечные мастерские 1 горн/ч 0,005
Слесарно-механические мастерские 1 станок/ч 0,1
Столярные мастерские 1 верстак/ч 0,025
ТАБЛИЦА 7.15
Требования к качеству воды систем охлаждения
газокомпрессорных станций [10, 27]
Вид охлаждения
Охлаждение газомоторных
компрессоров (закрытая
система)
Охлаждение масляных холо-
дильников и холодильни-
ков газа (открытая система)
Показатели, не более
Жесткость кар- бонатная, мг-экв./л Взвешенные вещества, мг/л Сероводород, мг/л Сульфаты, мг/л Железо, мг/л а Свободный хлор, мг/л
1,5 50 0,3 1000 0,1 7,2-8,5 4
5,6 150 0,3 1000 0,1 7,2—8,5 4
обработке: осветлению, хлорированию, умягчению, подкислению или фосфати-
рованию. Санитарная охрана источников хозяйственно-питьевого водоснаб-
жения, водоводов и узлов водопроводных сооружений осуществляется путем
создания зоны санитарной охраны. Последнюю делят на три пояса: первый
пояс — зова строгого режима, второй пояс — зона ограничения, трет«и
пояс — зона наблюдения. Проект зоны санитарной охраны источника входит
составной частью в проект водоснабжения объекта. Зона санитарной охрани
устанавливается решением местного Совета депутатов трудящихся.
Водозаборные сооружения. Различают следующие основные типы водО'
заборных сооружений из открытых источников: с самотечными линиями,
372
ТАБЛИЦА 7Лв
Некоторые показатели градирен
Тип охлаждения градирни Средние нагрузки, м*/ма Потери, % от циркуляционного объема
Унос ветром Испарение при 10° С (летом — зимой Испарение при 15° С (летом — зимой)
Вентиляторный 7-11 0,2-0,5 1,4—0,7 2,2—1,0
С естественной тягой 4—7 0,5—1,0 1,4—0,7 2,2—1,0
береговые раздельного типа, береговые совмещенного типа, ковшовые. При
водоснабжении из открытых источников водоприемные устройства рекомен-
дуются единого типа в виде фильтрующего ряжевого оголовка по
ТП ЭМ—1—5. Водоприемные устройства этого типа удовлетворяют требо-
ваниям, предъявляемым к водозаборам санитарными и рыбохозяйственными
инспекциями. Просктировапие сооружений для забора подземных вод вы-
полняется в соответствии с требованиями СНиП II—31—74. Трубчатыми
колодцами (водозаборными скважинами) эксплуатируются водоносные гори-
зонты глубиной от 5 до 1000 м. Шахтные колодцы устраивают при глубине
водоносного горизонта до 10 м, а горизонтальные водозаборы (дренаж, трубы,
галереи) — при залегании водоносного горизонта на глубине до 8 м. Ин-
фильтрационные водозаборы могут быть: береговые, расположенные вдоль
берегов поверхностных водоемов, и подрусловые, расположенные под нх
руслом. Расстояние от берега до водозабора при песчаных грунтах должно
быть пе менее 5 м, для пород более крупных фракций — бблыпим. При рас-
чете производительности инфильтрационного водозабора учитываются следу-
ющие коэффициенты на кольматацию: 0,8 для источника, имеющею незначи-
тельную мутность воды, 0,6 — среднюю и 0,3 — высокую.
Водоводы и водопроводная сеть. Выбор материала и класса прочности
труб для водоводов и водопроводных сетей ведут на основании расчета с уче-
том гидрогеологических, санитарных н рабочих условий трубопроводов.
Для водоводов и водопроводных сетей рекомендуется принимать неметал-
лические трубы: железобетонные и асбестоцементные. Применение стальных
труб допускается для переходов под железными и шоссейными дорогами, при
переходах водных преград и оврагов, в районах горных выработок.
На поворотах трубопроводов в вертикальной нлм горизонтальной пло-
скости в необходимых случаях должпы предусматриваться упоры. В по-
вышенных точках профиля водовода необходимо предусматривать установку
вантузов для автоматического выпуска воздуха. Глубина заложения водо-
проводных труб, считая до виза, должна быть на 0,5 м больше глубины про-
мерзания грунта.
Гидравлическое давление, которым следует испытывать напорные трубо-
проводы до н после засыпки траншеи, назначается в проекте в соответствии
со СНиП Ц—31—74 [nJ.
Гидравлический? расчет'водоводов, определение экономически выгодных
«/метров ,г толщины степок стальных трубопроводов выполняют по спе-
Ц альвым таблицам и номограммам [19, 20, 22, 23, 24]. Водопроводные сети,
ппи пРа,,11Л°> должны быть кольцевыми. Тупиковые линии разрешается
допие,1ЯТЬ П1Ш условии подачи воды на производственные нужды — при
хоз "ТИМ0СТ11 иеРррыва в водоснабжении па время ликвидации аварии, на
Г|РотИС1Пе11ПО П11ТЬС1!ые ИУЖДЫ — иРи диаметре труб не более 100 мм, на
ивопожарные нужды — при длине тупиковой линии не более 200 м.
373
Пожарные гидранты на водопроводной сети располагают не далее 2,5 м
от края проезжей части дороги, не ближе <5 м от степ здания и не далее 150 м
друг от друга.
Свободный напор над поверхностью земли в сети хозяйственпо-питьевого
водопровода на вводе в одноэтажное здание и у водоразборных колонок
должен быть не менее 10 м, при большей этажности на каждый этаж следует
добавлять 4 м. Для отдельных высоких зданий, а также для здапий ц.1и
группы их, расположенных в повышенных местах, допускается устройство
местных установок для увеличения папора.
Гидростатический напор в хозяпственпо-питьсвом водопроводе у потре-
бителей не должен превышать 60 м. Свободный напор в сети производствен-
ного водопровода должен приппматься по технологическим характеристикам
оборудования. Свободный напор в сети противопожарного водопровода
низкого давления должен быть пе менее 10 м на уровне поверхности земли,
а в сети высокого давления — из расчета обеспечения высоты компактной
струи не мепее 10 м при расположении ствола па уровне самого высокого
здания.
Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги могут
быть под дорогами (по ТП 901—9—6), по эстакадам и по путепроводам. Во
всех случаях проект переходов подлежит согласованию с управлением дороги.
Колодцы на водоводах и линиях водопроводной сети следует проектировать,
как правило, из сборных железобстопных элементов по ТП 901 —9— 8, вы-
пуск 1. Применение колодцев из монолитного бетона может быть рекомендо-
вано при малых объемах строительства и отсутствии возможностей изгото-
вления сборных железобетонных элементов.
Насосные станции проектируют в соответствии с требованиями
СНиП 11—31—74 [11). В системах водоснабжения объектов газовой и неф-
тяной промышленности обычно применяют пасосы центробежные — типов К,
НД, МС (консольные, с двусторонним подводом воды, многоступенчатые),
вихревые (разновидность лопастных типов В, ЦВ и др.), артезианские с по-
гружным электродвигателем. Марки и основные технические данные насосов,
подачу воды, напор, допустимую вакуумметрическую высоту всасывания,
мощность двигателя и другие данные выбирают по каталогам насосов. Диа-
метры всасывающих и напорных труб в насосной станции, а также фасонные
части и арматуру подбирают по скорости движения воды в трубопроводах:
Диаметр трубы,
ММ
До 250
250—800
Более 800
Скорость воды в
всасывающем
0,7—1,0
1,0—1,5
1,5—2,0
трубопроводе, м/сен
напорном
1,0—1,5
1,2—2,0
1,8—3,0
По надежности действия насосные станции подразделяют на три класса:
I, II, III; по расположению в общей схеме водоснабжения — па станции 1-го,
2-го и 3-го подъема; по назначению — хозяйственно-питьевого и производ-
ственного водоснабжения, противопожарные, циркуляционные. Противо_-
пожарные насосные станции и циркуляционные газокомпрессорных станции
относятся к I классу надежности действия. Насосные станции только хозяи-
ствепно-питьевого водоснабжения, насосные е пневматическими установками
для хозяйственно-питьевого, производственного и внутреннего пожаротуше-
ния — ко II классу надежности действия [10].
Резервуары, водонапорные башни и баки пневматических установок-
Для регулирования неравномерности водопотребления по часам суток и для
хранения пожарного и аварийного запасов воды па площадках КС и в посел-
ках обслуживающего персонала, как правило, применяют полузаглубленпы
железобетонные резервуары по типовым проектам. Необходимые заиа
воды в резервуарах, водонапорных башнях и баках следует определять рас ,
том. Регулирующую емкость Wper обычно принимают в пределах °—10/о
от суточного расхода воды. Необходпмые'объемы воды па’случай’аварии ► ав
374
поводе и на 3-часовое пожаротушение Ипож определяют по
яа Я,!—31— 74. Общая вместимость резервуара
СНиП 11 '
Wp = Wper + Wno«+WaB. (7.7)
Обмен всей воды? вТ резервуарах хозяйственно-питьевого назначения
чжеп быть обеспечен пе более чем за 48 ч.
А°Л Очистка воды и водоподготовка. Метод обработки воды и необходимый
этого состав очистпых сооружений надлежит устанавливать по
ДЛ? „£ Л_31—74 в зависимости от качества воды в источниках водоснабже-
нии санитарвых требований и тех, которые предъявляют к воде потребители.
Птщ большинства объектов источниками водоснабжения являются реки,
^еоа и подземные воды. Воды из открытых источников чаще всего требуют
°чистки от взвешенных и коллоидных примесей, придающих воде запах
и привкус. При количестве взвешенных веществ до 150 мг/л и цветности
оды до 150° применяют одпоступепную схему очистки на контактных
осветлителях без отстойников. При повышенном количестве взвешенных
веществ или большей цветности воды применяют двухступенпую схему
очистки: сначала в отстойниках, затем в контактных осветлителях. Дозы
пеагентов устанавливают в процессе эксплуатации сооружений. Ориенти-
ровочно пх допускается определять по таблицам и формулам
СНиП П-31-74.
Помещения, предназначаемые для заготовки раствора реагентов, должны
быть оборудованы местной вентиляцией, обеспечивающей нс менее чем пяти-
кратный обмен воздуха. Хлорная вода и водный раствор сернистого газа,
получаемые в газодозаторах, следует подавать к месту их введения в обра-
батываемую воду по резиновым шлангам, аммиак и аммиачную воду — по
стальным трубам. При укладке хлоропроводов вне здания применяют вини-
пластовыс трубы с укладкой их н стальном кожухе.
Обезжелезивание воды. Выбор способа обезжелезивания воды завиепт
от формы, в которой железо содержится в воде, pH воды и других факторов.
В артезианских водах обычно находится закисное железо в виде FeCHCOg)-..
В поверхностных водах содержится трехвалентное железо преимущественно
в виде коллоидных органических соединений, удаляемых обычно путем
коагуляции, известкования, хлорирования. Обезжелезивание подземных вод
осуществляется аэрацией с примснепием катализатора — пиролюзита или
омарганцовапного песка.
При выборе метода обезжелезивания подземных вод необходимо руко-
водствоваться тем, что применение аэрации допустимо при щелочности воды
более 2 мг/л, pH — не мепее 6,8, окисляемости (перманганатной) — не более
[0,15 (Fe=+) -f- 5] мг/л О2, содержании аммонийных солей—мепее 1 мг/л,
содержании сероводорода — менее 0,5 мг/л. Если не выдерживается одно
из перечисленных условий, необходимо предусмотреть хлорирование воды
после аэрации или вместо аэрации осуществлять хлорирование и известко-
вание. При^рЩводы более 7 и небольшом содержании железа обезжелезива-
ние допускается без градирен с обогащением воды кислородом воздуха при
поливе с высоты 0,5 м или путем подачи воздуха в трубопровод перед напор-
ым фильтром. Расход воздуха в этом случае 2—3 л на 1 г двухвалентного
железа
тем О^зжелсзивание в напорных фильтрах широко применяется для ко-
ФилНЫХ И тепловых сетей. Размер зерен сульфоугля 0,8—1,2 мм, скорость
вапоТР°ВаПИя м^4’ Еысота слоя сульфоугля’1,3 и. При возрастании потерь
с ин 8 В СЛое загРУзки ДО Ю м проводят взрыхленную промывку фильтра
Вп„.,тенсивп°стью 4л/(сек-м2) в течение 20—25 мин. Необходимый объем
ДЛЯ промывки фильтров, м3,
Р=4Г.60.25а/1000, (7.8)
тРа, ^м2^ э^ТбНСИВН0сть ПРОМЫВКИ, л/(сек-м2); F — нлощадь сечения филь-
емкости продолжительность промывки, мин; а — коэффициент запаса
375
Умягчение воды. В системах водоснабжения объектов газокомпрессоп
ных станций для умягчения подземных вод и вод поверхностных источников
с содержанием взвешенных веществ не более 5—8 мг/л и цветности не цпе_
вышающей 30° применяют патрий-катионитовый метод. При одноступенчатой
умягчении жесткость воды может быть снижена до 0,03—0,05 мг-экв./л, цпи
двухступенчатом — до 0,01 мг-экв./л. Метод расчета и расчетные параметры
фильтров принимаются по СНиП II—31—74.
Обеззараживание воды. Выбор метода обеззараживания воды ведут
с учетом качества воды источника водоснабжения, эффективности очистки ее
условий эксплуатации системы и надежности обеззараживания. В настоящее
время распространенным способом обеззараживания воды открытых источни-
ков водоснабжения является хлорирование ее водным раствором газообраз-
ного хлора. При этом полагают, что хлорноватистая кислота подвергается
диссоциации на ионы водорода Н+ и гипохлористые ионы ОС1" по уравнению
НОС1 = П+ + ОС!'.
Большое влияние па активность хлора свободного и в виде соединений
оказывают температура и pH: с повышением температуры химические и бакте-
рицидные реакции ускоряются, с повышением pH — замедляются. Дозы
активного хлора и расчетные параметры сооружений системы обеззаражива-
ния воды принимают по СНиП II—31—74.
§ 7.8. Канализация
Виды сточных вод. Прп эксплуатации КС и НПС и других объектов
газового и нефтяного хозяйства образуются следующие виды сточных вод:
бытовые — от сапитарпых узлов и душевых установок в жилых, обществен-
ных и промышленных зданиях; производственные — загрязненные нефте-
продуктами, щелочью и другими компонентами, поступающие от цехов,
станций, лабораторий, гаражей и моечных эстакад; производственные не-
загрязненные (условно чистые) — от продувки оборотной и отопительной
систем; переливные — от резервуаров для воды и градирен; атмосферные
(дождевые) — от незагрязпясмых территорий; дренажные.
Системы и схемы канализации. На площадках КС и НПС, как правило,
проектируют следующие системы канализации: бытовую — для отвода сто-
ков от санитарных приборов, производственную загрязненных стоков, произ-
водственную незагрязненных стоков.
Система канализации поселков обслуживающего персонала в большин-
стве случаев решается по раздельной схеме, при которой предусматривается
укладка двух сетей: одна для отвода бытовых, другая — дождевых и не-
загрязненных вод.
Система внутренней капализации зданий включает в себя приемники
сточных вод, отводящие трубопроводы, канализационные стояки, гидравли-
ческие затворы, задвижки, ревизии, выпуски до первого смотрового колодца,
а также пасосные станции и местные установки для очистки сточных вод,
расположенные внутри здания или в непосредственной близости от него.
Параметры горизонтальных участков внутренних канализационных сетей —
уклоны, расстояние между прочистками, допустимые наполнения и др. —
принимают по СНиП II—Г.4—70 [13].
Схема впеплощадочной капализации промышленной площадки или на-
селенного пункта определяется в основном рельефом местности, местополо-
жением очистных сооружений и выпуском очищенных стоков. Для объектов
с малыми расходами стоков при соответствующем их взаимном расположении
обычно применяют централизованную схему, когда все сточные воды отво-
дятся па одни очистные сооружения. Применение децентрализованной схемы
капализации дОлжно иметь экономическое обоснование.
Водоотведение. Нормы водоотведения хозяйственно-бытовых и душевых
вод принимают равными нормам водопотребленпя. Расходы производственных
сточных вод следует принимать по нормам и заданиям технологических
отделов. Ориентировочные расходы приведены в табл. 7.17.
376
ТАБЛИЦА 7.17
Ориентировочные удельные расходы сточных вод
от объектов промышленных площадок КС
Наименование цехов и производств Единица измерения Количество стоков на единицу, м3
Хозяйствен- но-бытовые Производ- ственные загрязнен- ные
КС с газомоторными комцрессорами, 100 000 м3 6,2 0,1
охлаждаемые водой газа 0,09 0,1
То же с парообразным охлаждением »
КС с поршневыми и газотурбинными )> 0,4 0,1
нагнетателями То же с центробежными нагнетателя- 0,1 0,05
ми с электроприводом Продувка циркуляционной системы 1 продувка ** 3-6о/о
водоснабжения (градирни) оборотной
Производственные сточные воды, поступающие в бытовую сеть, должны
удовлетворять определенным требованиям по концентрации ядовитых ве-
ществ, опасвых для обслуживающего персонала и нарушающих процессы
очистки сточных вод, а также не оказывать разрушающего действия на мате-
риал труб и стыковые соединения, не содержать взрывоопасных веществ
или ядовитых газов. Отвод смывных вод с полов и технологических агрессив-
ных растворов в канализационные колодцы или нейтрализаторы должен
производиться по специальным сточным каналам, лоткам и другим устрой-
ствам, доступным для осмотра и ремонта.
Незагрязненные производственные сточные воды могут сбрасываться
в хозяйствеппо-бытовую канализацию только после соответствующего эко-
номического обоснования, а в городскую канализацию — по особому раз-
репЛепию управления канализации. При наличии в производственных сточных
водах только минеральных загрязнений выпуск этих вод в хозяйственно-
бытовую сеть канализации нецелесообразен.
Канализационная сеть. Глубина заложения лотков труб (при отсутствии
опыта работы канализации в данном районе) принимается для труб диа-
метром до 500 мм па 0,3, а при бблыпих диаметрах на 0,5 м менее наибольшей
глубины промерзания грунта, но не менее 0,7 м от поверхности земли до
верха трубы. Начальная глубина заложения дворовой и внутриквартальной
сети точно пе установлена. По условиям промерзания грунта начальную глу-
бину заложения рекомендуется принимать, м:
Район Без утепления труб С утеплением труб
Для средней полосы СССР 1,2—1,5 1,0—1,3
Для Восточной Сибири 2,5 1,5
Для южных районов 1,0 —
црцТемпература производственных сточных вод, поступающих в канализа-
глуб’ КаК пРавиЛ0> выше температуры бытовых стоков. Поэтому начальная
биною18 Укладки тРУб производственной канализации определяется не глу-
облгт. пРомсРЗания, а глубиною заложения выпусков, и в отдельных случаях
основывается расчетом.
слабых?°МенДуемая пРеДельная глубина заложения коллекторов, м: для
благой ГРУНТОВ с высоким Уровнем грунтовых вод не более 5,0—5,5, в более
риятных условиях (суглинки, глина при отсутствии грунтовых вод)
377
не более 6—6,5. В скальных грунтах трубы укладываются на песчану
подушку толщиной не менее 100 мм.
Проектирование самотечных и напорных трубопроводов, прокладывя
емых на торфяпых и илистых грунтах, производится с учетом специфически»
свойств этих грунтов. Защита инженерных коммуникаций от повреждеви?
при деформациях торфяного и илистого основания предусматривается в за-
висимости от вида коммуникаций, грунтовых условий и технико-экономиче-
ской целесообразности, при этом могут применяться следующие меры защиты-
— укладка труб па искусственные основания, не подверженные осадкам
торфяного групта;
— увеличение гибкости трубопровода или коллектора;
— увеличение прочности трубопровода или коллектора;
— увеличение глубины заложения труб для укладки их на минеральный
грунт, подстилающий торфяник;
— специальные мероприятия, предохраняющие существующие коммуни-
кации на свайном фундаменте от горизонтальных подвижек.
Материал труб для внутри- п внеплощадочных сетей канализации ори-
ентировочно можно выбрать по табл. 7.18. Сортамент труб принимается по
СНиП II—32—74, прил. 2 [12].
ТАБЛИЦА 7.18
Материал труб для сетей канализации
Система канализаппи Грунты
обычные торфяные и пли- стые мощностью от 2 до 8 м многолетне- мерзлые, просадочные
Самотечная хозяйственно- бытовая Керамические Пластмассовые Железобетонные Асбес тоцементнь Стал • е ьные Пластмассовые Чугунные
Стоки, загрязненные тетра- этилсвинцом Чугунные Стальные Чугунные
Выпуски пз зданий Чугунные Стальные
Водостоки Железобетонные Асбесто- цементные Пластмассовые — —
Дренаж Керамические — —
Напорные трубопроводы Жел езобетопные Пластмассовые сбестоцементные Стальные Чугунные - —
378
I’ патизационные коллекторы при пересечении с линиями хозяйственно-
4 ого водопровода укладываются, как правило, ниже последних с рас-
питьев между Трубами в свету по вертикали не менее 0,4 м, с другими под-
стояш * КОММуникациями — не менее 0,2 м. Если при пересечении канали-
Зация расположена выше водопровода, последний укладывается в защитном
кожухе^ падземной прокладке на эстакадах или отдельно стоящих опорах
пускается совместная прокладка всех категорий трубопроводов с техно-
Д° ическпмп трубопроводами различного назначения (за исключением газо-
Л°оводов), кроме прокладки в галереях эстакадного тина, а также случаев,
когда такая прокладка противоречит требованиям других правил безоиас-
пости.
На улицах с сильно развитым подземным хозяйством допускается про-
кладка кабельных сетей над водостоками, канализацией и дренажем. ГГри
диаметре дворового водопровода менее 150 мм допускается укладка его без
футляра пиже канализации в том случае, если расстояние по вертикали
между трубами не менее 0,5 м. Расстояние в свету по вертикали до верха
тпубы от подошвы рельса и от верха проезжей части должно быть 1 м.
Р Переходы трубопроводов через железнодорожные пути и автомобильные
дороги могут проектироваться под дорогами, по эстакадам и по путепрово-
дам. При проектировании переходов под дорогами следует руководствоваться
СНиП 11—32—74.
Смотровые колодцы на канализационных трубопроводах сооружают
по ТП 902—9—1, выпуск 1 (для дюкеров выпуск III), из сборных бетонных
и железобетонных элементов. Расстановка колодцев на сети производится
в соответствии с требованиями СНиП II—32—74.
Перепадные колодцы устраиваются для уменьшения глубины заложения
трубопроводов, для уменьшения скорости движения сточных вод, при пере-
сечении с подземными сооружениями, при затопленных выпусках на послед-
нем перед водоемом колодце. Конструкция перепада принимается в зависи-
мости от высоты перепада, диаметра трубопровода и от требований
СНиП Ц-32-74.
При проектировании дюкеров следует предусматривать не менее двух
рабочих линий диаметром по менее 150 мм с расчетом пропуска полуторного
расхода, приходящегося на одну трубу. Расстояние в свету между трубами —
не менее 0,7—1,5 м в зависимости от давления. При незначительных расходах
(до 500 м3/сутки) допускается одну трубу считать резервной. Глубина зало-
жения подводной части трубопровода от верха трубы до дна реки согласовы-
вается с органами водного транспорта, по должна быть не мепее 0,5 м, а в пре-
делах фарватера на судоходных реках — не менее 1 м. На участке подхода
сточных вод к дюкеру скорость движения жидкости должна быть не более
скорости в дюкере. Наибольшая скорость движения сточных вод принимается
Для металлических труб 8, для неметаллических 4 м/сек. Колодцы дюкера
с затворами размещаются выше на 0,5 м горизонта высоких вод 3%-ной
ооеспеченности.
Насосные станции для перекачки сточных вод оборудуют в основном
центробежными насосами, которые работают периодически, включаясь в ра-
оту по мере накопления стоков в приемных резервуарах. Приемные резер-
уары и помещение решеток должны быть отделены от машинного зала глухой
ДЦнепронипаемой перегородкой. При проектировании насосных станций
пии Х0ДИМ° РУков°Дствоваться требованиями СНиП 11—32—74. Вместимость
тель МН0Г° РезеРвУаРа, а также требуемое количество насосов и их производи-
не мНость опРеДеляются расчетом по притоку сточных вод, но должны быть
перееНее 5-мипутной подачи одного насоса. На подводящем трубопроводе
влярД насосн°й станцией необходимо устройство затвора с приводом, упря-
мым с поверхности земли.
°Дин ' ' °®ъе?тов с расходами сточных вод до 500 м3/сутки проектируется
тРиватаП0РНЬ111 тРУбопровод. В этом случае'в проекте необходимо предусма-
Канали Условия аварийного режима эксплуатации самотечной и напорной
изации, Проектирование двух напорных трубопроводов у насосной
379
станции, как это рекомендуется СНиП 11—32—74, должно иметь экономи-
ческое обоснование.
На напорных трубопроводах, транспортирующих сточные воды со апа_
читальным содержанием взвешенных частиц, следует предусматривать реви-
зии в виде тройников с заглушенным отростком, устанавливаемых в колодце.
Дождевая канализация. На промышленных площадках КС отвод атмо-
сферных осадков от незагрязняемых площадей, как правило, рекомендуется
по’открытой системе (лотками, дорожными канавами и др.). Дождевые воды
от загрязняемых площадей (стоянок автомобилей, автозаправочных станций
и др.) после соответствующей обработки на локальных сооружениях сбра-
сываются в бытовую сеть. В благоустроенных районах поселков и городов
предусматривается закрытая уличная дождевая сеть. Определение расчетных
расходов дождевых вод производится по методу предельной интенсивности
несоответствии со СНиП II—32—74.
Дождеприемники в благоустроенных районах устраиваются без осадоч-
ной части, в районах малоблагоустроенных, в парках и па газонах — с оса-
дочной частью хлубиной 0,5—0,7 м; диаметр колодцев 1000 мм. Глубина
дождеприемника принимается на 0,3 м меньше глубины промерзания грунта,
а при пучипистых грунтах — пе менее глубины промерзания. На одном
присоединении к смотровому колодцу могут последовательно располагаться
несколько дождеприемников. Присоединение к системе дождевой канали-
зации коллекторов незагрязненных производственных сточных вод, в которые
при неисправности технологической аппаратуры могут поступать вредные
вещества, должно предусматриваться через «мокрый# колодец, позволяющий
осуществлять постоянный контроль за их составом.
Пропускная способность решеток московского и ленинградского типов
соответственно равна 25 и 30—45 л/сек при глубине потока 0,05 и 0,075 м.
При больших скоростях подхода потока воды пропускная способность реше-
ток может уменьшаться па 50% и более.
Выпуск дождевых вод не допускается в непроточные пруды, в размыва-
емые овраги, в замкнутые лощины и низины, подверженные заболачиванию,
в водоемы — в местах, специально отведенных для пляжей. Выпуск дожде-
вых вод в заболоченные поймы рек не рекомендуется.
§ 7.9. Очистка сточных вод
Для очистки сточных вод применяют различные методы: механические,
сорбциопные, химические, биологические, а также комбинированные. Меха-
нический метод (применение решеток, ловушек, отстойников и т. д.) исполь-
зуют для очистки стоков от грубодисперспых примесей, нефтепродуктов
и активированного ила. Сорбционный метод позволяет очищать сточные воды
от минеральных и органических продуктов. На эффективность очистки влияет
ряд факторов, из которых основными можно считать: состояние среды, нали-
чие взвешенных частиц, вид органических и минеральных соединений и их
концентрации. При химическом методе очистки в стоки вводятся различные
реагенты, вступающие во взаимодействие с теми или иными примесями,
присутствующими в стоках. Биологический метод применяется в том случае,
когда точно известны состав стоков и токсическое действие разрушаемых
веществ на биохимические процессы, а также тогда, когда установлена воз-
можность биологического окисления находящихся в них органических
соединений. В настоящее время на объектах газовой и нефтяной промышлен-
ности для очистки сточных вод применяют комбинированный метод: сочетание
механического, химического и биологического.
Расчетные параметры очистных сооружений. Биологическую 04ncTJ?Z
сточных вод в искусственно созданных условиях следует применять в то
случае, когда по местным условиям, санитарным требованиям или техник
экономическим соображениям пе представляется возможным очистку сточпы
вод осуществлять в естественных условиях. Размеры и типы очистпых c00PjM
женин определяются расчетом. Основные расчетные параметры по отделы»
380
м и системе очистки приведены в соответствующих таблицах*
соорУ®ени?”еи“и параметров и режима работы сооружений по биологической
При опр®^оков рекомендуется учитывать, что эффект очистки стоков па био-
очистке с *енкаХ( компактных установках и других сооружениях ухуд-
фильтрах, Температуре сточных вод ниже 9° С аа счет снижения скорости
щается пр которая почти прекращается при 5—6® С. При температуре
иитрифи ВОздуХа ниже —(24 25)° С и периоде аэрации стоков 7—8 ч
вару’кн _ размещаемых на открытом воздухе, температура сточной
в с0°Рути в процессе очистки снизится до 3—4° С. В табл. 7.19—7.22 при-
^Неныразличпые характеристики, касающиеся сточных вод и работы очи-
стных сооружений. ТАБЛИЦА 7.19
Качественная характеристика производственных сточных вод
от отдельных цехов и производств КС
Объект Режим недопотреб- ления Концентрация загрязнений, мг/л
Взвешенные вещества, окалина Нефтепро- дукты NaOH о от NaCl
Химлаборатория Непрерыв- ный 100 12 50 120 —
Бак для. закалки (кузнеч- ный) Периоди- ческий 20 — — — —
Ванна для промывки дета- То же 25 000 — 100 000 — —
лей аккумуляторов 10 000
Ванна электролита Котельная: » — — — —
катионитовая уста- » — — — — 250
новка
непрерывная и пе- риодическая про- Непрерыв- ный — — 0,3-0,5 — ОД
дувки
Мойка грузовых автомо- билей Периоди- ческий 5 000 500 — — —
Мойка легковых автомо- То же 1 000 100 -
билей Склад ГСМ:
контора с комнатой анализов Непрерыв- ный — 500 — — —
подтоварные воды из резервуаров Периоди- ческий — 500 — — —
ниечание. Концентрации загрязнений уточняются по технологическим
“«««иям на проектирование.
способ’СЗЗагаЖивание сточпых В°Д- настоящее время распространенным
твоиом°М °®еззаРаживания сточных вод является хлорирование водным рас-
полуф' газо°бразного хлора,.хлорной извести или гипохлоридом натрия,
дляУ^аемым на месте в электролизаторах (табл. 7.23). Дозы активного хлора
очист^е^Раживания сточных вод, мг/л: а) после полной биологической
стойник 3’ б) после неполной биологической очистки — 5; в) после от-
Выпуско°В пеР°Д поля»и фильтрации, орошения — 10; г) после септиков перед
КакМ в в°Д°ем — 50; д) загрязненных тетраэтилсвинцом — 400.
°бразныйПх,аВИЛ0’ Для ДезинФекПии сточпых вод Должен применяться газо-
ХлоР- Хлорная известь для дезинфекции сточных вод принимается
381
таблица 7 2(j
Снижение загрязнений бытовых сточных вод отдельными сооружениями
% от начальной концентрации
Сооружение БПКго Взвешенные вещества , — Бактерии
Сита и решетки с прозорами 12—18 мм 5 5 10
Песколовка 5 5 10
Двухъярусный септик 75—80 95 87
Отстойник (горизонтальный, верти- кальный) 25 40 25
Капельный биофильтр 80—85 — 90
Высоконагружаемый биофильтр 70—80 — 90
То же, с рециркуляцией Аэротенк обычный 85 — 90
90 — 90
Аэротенк продленной аэрации 90 — 90
Хлорирование осветленных сточных вод 15 — 90
То же, после биологической очистки Песчаные фильтры после биологиче- ской очистки — — 99
50 50 —
Озонирование в дозах 35—38 мг/л 50 50 •—.
Фильтрование биологически очищен- ных сточных вод через слой активи- рованного угля со скоростью 5 м/ч 99 99
ТАБЛИЦА 7.21
Снижение загрязнений производственных сточных вод
отдельными сооружениями,- % от начальной концентрации
Сооружение Максималь- но допусти- мая кон- центрация нефтепро- дуктов, мг/л Остаточное содержание нефтепро- дуктов, мг/л Снижение загрязнений, %
Взвешенные вещества Нефтепро- дукты
Мазутоловушка 20—40 75—80 95-98
Нефтеловушка 15 000 50-100 — 90—70
Флотационная установка 250 25-15 50—95 95—99
Пруд отстаивания 100 25—30 — 50—70
Песчаные фильтры 60—80 — — 80—85
Фильтры из кокса и дре- весной стружки 10 000 — 99,5
Примечание. Содержание растворенных газов в стоках (метана, сероводород <
сероуглерода) при отстаивании в открытых прудах в течение 5—6 ч снижается за сч
естественной аэрации иа 50—60% от начальной концентрации.
как исключение на станциях с пропускной способностью до 500 м3/сутки-
Для технических целей хлораторной требуется 0,5 м3 воды на 1 кг жвдк
хлора. При этом давление в сети перед эжектором должно быть не ме
1,5 кгс/см3 (при расходе хлора до 4 кг/ч). Помещение для хлораторов дол
382
ТАБЛИЦА 7.22
Основные расчетные параметры сооружений для
механической очистки сточных вод
Сооружение Скорость движения сточных вод Продолжи- тельность протекания или отстоя Ориентиро- вочные потери напора, см
Решетка с ручной очисткой 0,8-1,0 м/сек — 10-30
То же, ПРИ механической очистке 0,8—1,0 — 10-30
Песколовка горизонтальная 0,3—0,15 30 сек 10-25
Песколовка щелевая 1,0—0,6 — 10—20
Двухъярусный отстойник Вторичный отстойник после биофиль- 2 мм/сек 1,5—2 ч 10—30
тров: вертикальный горизонтальный Пе более 0,5 Не более 0,5 1-1,5 ч 40—60 10—25
Песчаный фильтр после вторичных от- 7—8 м/ч — Я-ф- 20
стойников Пруд дополнительного отстаивания 4—8 мм/сек 6—48 ч
Нефтеловушка (независимости от плот- 2,4—1,1 1,0—25 ч —
ности нефтепродукта, равной 0,76— 0,96 г/см3)
ТАБЛИЦА 7.23
Свойства реагентов для обеззараживания воды и стоков
Показатели Жидкий хлор (ГОСТ 0718-68) Газообраз- ный хлор Хлорная известь (ГОСТ 1692-58)
Плотность, кг/м3 1554—1414 12,8-20,05 1200
Содержание активного хлора, % 99,5 (по объему) 1 32-35 (по массе)
Содержание влаги, мае. %, не более 0,06 10
Растворимость при 15—20° С и атмосферном давлении в прес- ной воде, г/л Нерастворим 2- -1
Коэффициент кинематическое! вязкости (0,314 ч- 0,255)-10-6 0,94—0,65 —
Коэффициент динамической вяз- кости при 38° С, пз 0,005 — —
гемпература кипения при атмо- сферном давлении, °C -34,6 — —
тилЬ °^язатвльно яа 1-м этаже, а количество хлораторов — не менее 2; вен-
я*Ия — 12-кратный обмен воздуха ва 1 ч с отсосом на уровне пола в месте,
ациаивоположном входу в помещение. Для исключения взрывоопасной ситу-
азота’ КОтоРая может создаваться в результате накопления треххлористого
а в грязевике и трубопроводе хлора, необходимо производить их продувку
383
азотом при замене баллона не реже раза в месяц. Продукты продувки
отводятся в нейтрализатор, где обезвреживаются путем продувки через
слой водного раствора кальцинированной соды (3%) и гипосульфита на-
трия (6%).
При хлорировании хлорной известью в затворных баках получают 10—
15%-ный раствор активного хлора, а в растворных — 2—3%-ный (не более).
Время контакта хлора с жидкостью 30 мин, после чего в воде должно быть
не мепее 1,5 мг/л остаточного хлора. Ввод хлора необходимо предусматривать
после сооружений биологической очистки.
При доочистке сточных вод на песчаных фильтрах хлор вводится перед
фильтрованием, чем обеспечиваются минимальная частота обратной промывки
ТАБЛИЦА 7.24
Ориентировочные площади, га, для канализационных
очистных сооружений
Сооружение Расход стоков, м’/сутки
12 25 50 100 200 500 1000 1500
Механическая очистка с полями фильтрации: на суглинистых грунтах 0,25 0,6 1,1 2,2 4,0 10,5 20,5
па песчаных грунтах 0,07 0,25 0,5 1,0 1,7 3,1 5,5 ~—
Станция биологической очистки —. 0,3 0,35 0,7 0,7 1,7 1,0 1,6
стоков иа биофильтрах, аэро- тенках и других сооружениях с иловыми площадками вне здания
ТАБЛИЦА 7.25
Удельные расходы активного реагента и водного раствора
Концевтра- ция вред- ности в стоках, г/ма Хлорная известь (обез- зараживание циана) Бисульфит натрия (обез- зараживание хрома) Известь (нейтрализация кислот и под- щелачивание стоков) Серная кислота (повышение кислотности ХРОМИСТЫХ СТОКОВ)
1 3,5/0,07 7/0,14 0,67/0,013 1,75/0,035
2 7,0/0,14 14/0,28 1,34/0,027 3,50/0,07
3 10,5/0,21 21/0,42 2,01/0,04 5,25/0,11
4 14,0/0,28 28/0,56 2,68/0,05 7,00/0,14
5 17,5/0,35 35/0,70 3,35/0,07 8,75/0,18
6 21,0/0,42 72/0,84 4,00/0,08 10,50/0,21
7 24,5/0,49 49/0,98 4,67/0,09 12,25/0,24
8 28,0/0,56 56/1,12 5,36/0,11 14,00/0,28
9 31,5/0,63 63/1,26 6,03/0,12 15,75/0,31
10 35,0/0,70 70/1,40 6,70/0,13 17,50/0,35
Примечания. 1. В числителе дан расход активного реагента, г/м*. в знамена-
теле — водного раствора крепостью 5%, л/м* обеззараживаемых вод. 2. Активность то-
варного реагента, мае. %: хлорная известь — 25, бисульфит натрия — 30, известь — 50,
серная квелота — 50%. 3. При увеличении или уменьшении крепости активного реагента
в водном растворе объем раствора для нейтрализации соответственно уменьшается или
увеличивается.
384
ТАБЛИЦА 7.26
Кратность воздухообмена, температура воздуха в помещении,
категория пожароопасности и категория надежности
электропитания сооружений канализации [10]
Сооружение Кратность воздухообмена в час Темпера- тура в по- мещении, °C Класс пожаро-, взрыво- опасности Категория и группа взрыво- опасных смесей Категория на- дежности элек- тропитания
Нефтеловушка — — В-1 г 2г
Резервуар для стоков, загряз- ненных нефтепродуктами 5 5 В-1 г I’ —
Насосные, перекачивающие сто- ки. загрязненные нефтепродук- тами. Забор стоков из отдель- но стоящего резервуара 1 5 В-1 а г 3
Колодцы на сети стоков, загряз- ненных нефтепродуктами Насоспые станции перекачки бы- товых стоков с резервуаром, отделенным от машинного от- деления водонепроницаемой стеной: В-1 г г
приемный резервуар 5 5 В-16 1а —
машинное отделение Насосная станция для перекач- ки по закрытой схеме пласто- вых вод подземных газохрани- лищ. Фильтровальные стан- ции. работающие по закрытой схеме. Забор воды из отдельно стоящего резервуара: 1 5 Невзрыво- опасное 2
резервуар 10 5 В-1г — •——
помещение фильтроваль пой и насосной станции 3 5 В-16 — 3
смежные помещения с машинным залом — — Невзрыво- опасные — —
Станция очистки пластовых вод и стоков, загрязненных нефте- продуктами (без установки в станции насосов, перекачи- вающих уловленные нефте- продукты) Очиствыесооружения с биофиль- трами, аэротенками, размещае- мыми в помещении 8 На 2° С выше, чем у стоков В-16 3
5 То же Д — 2
Хлораторпап 12 18 — — 2
Иловые насосные станции и ре- зервуары 3 — —' — 3
Флотационные с установкой в станции насосов, перекачи- вающих уловленные нефтепро- дукты 5 5 В-1а 3
25 Заказ 156
385
фильтров и предотвращение зарастания водорослями распределительных
каналов и трубопроводов.
Обезвоживание осадков сточных вод. В настоящее время для объектов КС
и НПС обезвоживание сброженного осадка производится на иловых площад-
ках с бетонным основанием и искусственным дренажем. Осадок на иловые
площадки рекомендуется подавать по трубопроводам и лоткам. Расчетная
нагрузка на иловые площадки с бетонным основанием и дренажем 6,2—
7,8 м3/(м2-год). Климатические коэффициенты для определения величины
нагрузки и продолжительности периода намораживания на иловых площад-
ках в днях необходимо принимать по СНиП II—32—74.
Выпуск очищенных сточных вод в водоемы. Отвод очищенных и обезза-
раженных сточных вод от очистных сооружений до водоема осуществляется
по трубопроводу' или но открытому каналу. При этом учитываются зимние
условия эксплуатации выпуска. Для ускорения смешения сточных вод с во-
дами водоема выпуск рекомендуется располагать в местах повышенной тур-
булентности потока воды (в суженных местах, у порогов и др.). Расстояние
от выпуска сточных вод в водоем до расчетного створа назначается в соот-
ветствии с требованиями правил. Обычно для малых расходов стоков (15—
20 л/сек) расстояние от выпуска до расчетного створа назначается 500 м.
Кроме донных и береговых сосредоточенных и рассеивающих выпусков
рекомендуется выпуск с перепадом, при котором достигается ускорение
процесса доочистки стоков кислородом воздуха. В табл. 7.24—7.26 даны
ориентировочные площади для канализационных очистных сооружений,
удельные расходы реагента для обеззараживания сточных вод, загрязненных
цианом и хромом, и другие параметры для расчета канализационных соору-
жений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абрамов 11. Н., Гениев Н. 11., Павлов В. И. Водоснабжение. Изд. 3-е,
перераб. М., Госстройиздат, 1958. 578 с.
2. АЗ-691. Временные рекомендации по подбору вентиляторов для вен-
тиляционных систем взрывоопасных производств. М., 1975. 67 с. (Гос. про-
ектный ип-т Сантехпроект).
3. Кожинов В. Ф. Очистка питьевой и технической воды. М., 1955. 124 с.
4. Лапицкая М. II. Очистка сточных вод. Минск, «Вышейшая школа»,
1969. 166 с.
5. Молоков М. В. Дождевая канализация площадок промышленных
предприятий. М., Стройиздат, 1964. 181 с.
6. Правила безопасности в газовом хозяйстве. М., «Недра», 1970. 161 с.
7. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.
М., «Недра», 1974. 253 с.
8. СН 262—67. Указания по проектированию антикоррозионной за-
щиты строительных конструкций. М., Стройиздат, 1968. 41 с.
9. СП 245—71. Санитарные нормы проектирования промышленных
предприятий. М„ Стройиздат, 1972. 97 с.
10. СН 433—71. Указания по строительному проектированию пред-
приятий, зданий и сооружений нефтяной п газовой промышленности. М.,
Стройиздат, 1972. 81 с.
11. СНиП II—31—74. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.
М., Стройиздат, 1975. 149 с.
12. СНиП II—32—74. Канализация. Наружные сети и сооружения.
М., Стройиздат, 1975. 88 с.
13. СНиП II—Г.4— 70. Внутренний водопровод зданий. Нормы про-
ектирования. М., Стройиздат, 1971. 31 с.
14. СНиП II—Г.4—70. Внутренняя канализация и водостоки зданий.
Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1970. 17 с.
15. СНиП II—Г.7—62. Отопление, вентиляция и кондиционирование
воздуха. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1964. 61 с.
386
16. СНиП 11—М .3—68. Вспомогательные здания и помещения промыш-
нпых предприятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1970. 25 с.
Ле 17. СНиП II—М.2— 72. Производственные здания промышленных пред-
гпятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1972. 19 с.
П1' 18. Сборник пунктов проекта главы СНиП 11—33—75 «Отопление, вен-
тиляция и кондиционирование воздуха», определяющих требования по
обеспечению взрывной и пожарной безопасности в системах отопления,
вентиляции и кондиционирования воздуха. М., 1975. 73 с. (Гос. проектный
ив-т Сантехпроект).
19. Трошнев Н. П. Номограммы для определения опасности гидравли-
ческого удара в водоводах. — «Стр-во трубопроводов», 1965, № 10, с. 25—26.
20. Трошнев II. П. Номограмма для определения толщины стенки сталь-
ных водоводов. — «Стр-во трубопроводов», 1966, № 7, с. 31—32.
21. Трошнев Н. П. Графический метод расчета теплопотерь в наземных
водоводах. — «Стр-во трубопроводов», 1970, К» 2, с. 20—21.
22. Трошнев Н. П. Номограмма для гидравлического расчета стальных
водопроводных труб. —«Стр-во трубопроводов», 1970, № 11, с. 26.
23. Трошнев Н. П. Номограмма для гидравлического расчета водопро-
водов из чугунных и асбестоцементных труб. — «Стр-во трубопроводов»,
1972, № 10, с. 21.
24. Трошнев Н. П. Номограмма для гидравлического расчета пластмас-
совых водопроводных труб. — «Стр-во трубопроводов», 1975, № 3, с. 37.
25. Трошнев II. П., Захаров Н. М. Факторы, которые необходимо учиты-
вать при расчете канализационных трубопроводов. — «Стр-во трубопрово-
дов», 1971, № 7, с. 28—29.
26. Трошнев Н. П„ Захарова Г. II. Повышение срока эксплуатации
стальных трубопроводов производственного водоснабжения и канализации.—
«Стр-во трубопроводов», 1972, № 4, с. 26—27.
27. Укрупненные нормы расхода воды и качества сточных вод на единицу
продукции для различных отраслей промышленности. М., Стройиздат, 1973.
367 с.
25*
Глава 8
ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ
§ 8.1. НПС, подъездные автодороги к ней
и подготовка территории
Генеральный план НПС разрабатывается в соответствии с требованиями
СНиП II—М.1—71 [5], СНиП П-П.З—70 [4] и СН 433—71 [2]. Он должен
быть увязан с проектами районной планировки, планировки промышленного
района того населенного пункта, в котором НПС будет расположена, а также
с планировкой и застройкой
ближайших микрорайонов на-
селенного пункта, с ближай-
шими магистралями, проезда-
ми, в нем должны быть уч-
тены перспективы развития
административного района,
расширения НПС и смежных
с пей объектов.
Здания и сооружения НПС
группируются в соответствии
с технологическим процессом и
с учетом одинаковых для этой
группы зданий и сооружений
санитарных и противопожар-
ных требований. При разбивке
территории НПС па зоны сле-
дует учитывать очередность
строительства и сроки ввода
в эксплуатацию первоочеред-
ных объектов. Территория НПС
условно может быть разделена
на зоны производственных зда-
ний и сооружений; резервуар-
ного хранения; подсобных зда-
ний и сооружении; админи-
стративно-хозяйственных зда-
ний и сооружений.
Площадка для НПС раз-
_ „ „ ___ мещается, как правило, в про-
Рис. 8.1. Ситуационный план расположения НПС. МЪ1ПГленных районах насе-
ленных пунктов с соблюдением
необходимых противопожарных
разрывов, с учетом возможности скооперироваться с соседними предприяти-
ями и объектами для строительства общих сетей тепло-, электро- и водоснаб-
жения, канализации и других инженерных сетей, а также объектов жилищно-
гражданского строительства и производственной базы. Головные НПС нефте-
проводов необходимо располагать па территории нефтяного промысла, на
одной площадке с установкой подготовки нефти. На прибрежных участках
рек планировочная отметка площадки для НПС принимается пе менее чем
на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта воды, с учетом подпора
388
уклона водотока, а также расчетной высоты и нагона волны с вероятностью
превышения один раз в 100 лет. Насосные станции желательно располагать
по одну сторону от магистрального нефтепровода (рис. 8.1).
В При проектировании складов пефти и нефтепродуктов при НПС необ-
ходимо соблюдать требования соответствующих глав СНиП и других норма-
тивных документов. Склады подразделяются на две группы: к первой отно-
сятся склады при НПС магистральных нефтепроводов (табл. 8.1); ко второй —
расходные (табл. 8.2).
ТАБЛИЦА 8.1
Категории складов первой группы
Категория складов Общая вместимость, тыс. м*
I II III Более 50 10—50 включительно До 10 включительно
Примечание. В общую вместимость склада вклю-
чается вместимость резервуаров и нефтепродуктов в таре.
Вместимость промежуточных резервуаров у сливо-наливных
железнодорожных эстакад и водных причалов, а также рас-
ходных резервуаров при котельных и дизельных электро-
станциях собственных нужд в общую вместимость склада
не включается.
ТАБЛИЦА 8.2
Вместимость складов второй группы (в резервуарах или
зданиях и иа площадках хранения нефтепродуктов в таре)
Нефтепродукты Вместимость, тыс. м’, резервуаров
подземных наземных
Легковоспламеняющиеся (температу- ра вспышки паров 45° С и ниже) 4 2
Горючие (температура вспышки паров > 45° С) 20 10
Примечание. При совместном и смешанном хранении в ва-
земных и подземных резервуарах или эданяях и на площадках хранения
нефтепродуктов в таре общая приведенная вместимость склада не должна
превышать указанной в табл. 8.1. При этом приведенная вместимость
определяется из расчета, что 1 м’ легковоспламеняющихся нефтепро-
дуктов приравнивается к 5 ма горючих, а 1 м‘ при наземном хранении
приравнивается к 2 м’ при подземном.
Минимальные расстояния от зданий и сооружений склада с технологи-
ческими процессами, относимыми по пожароопасности к категориям А, Б и В
(в том числе резервуарных парков и сливо-наливных устройств), до зданий
И сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий насе-
ленных пунктов приведены в табл. 8.3; от наземных резервуаров до ближай-
ших зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов — в табл. 8.4;
от сливо-наливных устройств железнодорожных и автомобильных цистерн,
морских и речных судов до здапип и сооружений (кроме резервуаров) —
в табл. 8.5.
389
ТЛГ.ЛИЦА 8.3
Минимальные расстояния от зданий и сооружений
категорий А, Б и В по пожароопасности до зданий
и сооружений предприятий, жилых и общественных зданий
Объекты Категория складов
I JI, III
Здания и сооружения соседних промышленных пред- приятии 100 40
Массивы хвойных лесов 50 50
Склады лесных материалов, торфа, волокнистых ве- ществ, сена, соломы,а также участки массовою за- легания торфа Границы полосы отвода железных дорог общей сети на: 100 50
станциях 100 80
разъездах и платформах 80 60
перегонах Границы полосы отвода автомобильных дорог в за- висимости от их категории: 50 40
I-III 50 30
IV-V 30 20
Жилые и общественные здания 200 100
Раздаточные колонки АЗС общего пользования 30 30
Воздушные линии электропередачи напряжением Не менее 1,5 высоты
выше 1 кв опоры от оси трассы
Примечания. 1. При смежном расположении двух складов нефти и нефтепро-
дуктов расстояния до зданий и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных
зданий следует принимать такими, иаи от одного склада, определив категорию склада
но суммарной вместимости обоих складов. 2. В пределах расстояний, указанных в таб-
лице, вне территории складов допускается насаждение садов, деревьев лиственных пород,
разведение огородов, а также размещение открытых складов несгораемых материалов.
3. При размещении резервуарных парков на площадках, имеющих по сравнению с насе-
ленными пунктами, промышленными предприятиями и железнодорожными путями (рас-
положенными в радиусе 200 м от парка) более высокие отметки, а также при расширении
или реконструкции резервуарных парков и невозможности соблюдения указанных в таб-
лице расстояний должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органи-
зациями мероприятия, предотвращающие при авариях наземных резервуаров разлив
нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта, промышленного предприятия
или на железнодорожные пути.
НПС с резервуарными парками должны размещаться не менее чем в 100 м
ниже (ио течению) пристаней, речных вокзалов, крупных рейдов и мест
постоянной стоянки флота, гидроэлектростанций и гидротехнических соору-
жений, судостроительных и судоремонтных заводов. Допустимо располагать
НИС выше по течению реки от указанных объектов на расстоянии, м; для
складов I категории — 3000, II категории — 2000, а III категории — 1500
от гидроэлектростанций, судостроительных заводов и 1000 от всех остальных
объектов.
Резервуары размещают на площадке группами или поодиночке. Общая
вместимость группы резервуаров с плавающими крышами или с понтонами
не должна превышать 120, со стационарными крышами 80 при хранении
легковоспламеняющихся и 120 тыс. м:) при хранении горючих жидкостей.
Расстояния между стенками наземных вертикальных и горизонтальных
цилиндрических резервуаров (с нефтью и нефтепродуктами), располагаемых
в одной группе, должны быть: для резервуаров с плавающими крышами
0,5 диаметра, но не более 20 ы; с понтонами 0,65 диаметра, ио не более 30 м;
390
ТАБЛИЦА 84
Расстояние от наземных резервуаров
до ближайших зданий и сооружений складов
К»
п. л.
Объекты
Расстояние, м
1
2
3
4
5
6
7
8
Сливо-наливные устройства на причалах и пирсах
То же, на железнодорожных if утях; здания для храпе-
ния нефтепродуктов в таре
То же, для автоцистерн; продуктовые насосные, поме-
щения или площадки узлов задвижек насосных, ка-
нализационные насосные производственных стоков,
разливочные, расфасовочные и раздаточные, площад-
ки для хранения нефтепродуктов в таре, для храпе-
ния тары, как бывшей в употреблении, так и чисто
деревянной, пластмассовой н т. д.
Здания и сооружения складов (в которых размещаются
производственные процессы с применением открыто-
го огня) при хранении в резервуарах нефтепродуктов
и нефтей:
легковоспламеняющихся
горючих
Водопроводные насосные (резервуары) и водоемы для
противопожарного запаса воды (до места забора воды
из водоема или люка резервуара или водозаборного
колодца)
Канализационные очистные сооружения (вместимостью.
м3):
пруды дополнительного отстоя и испарители
нефтеловушки открытого (независимо от вмести-
мости) и закрытого типа (150 п более)
то же, закрытого типа (50—150)
, то же (до 50)
Прочие здания и сооружения склада
Воздушные ЛЭП напряжением выше 1 кв
50
20
15
40
20
40
30.
30
15
10
20
1,5
высоты опоры
от оси трассы
Примечания. 1. Для складов I категории расстояния от наземных резервуа-
ров до зданий и сооружений, указанных в таблице, следует принимать, м: в п. 1—75,
в нп. 2, 3 и 4 — 30. 2. Расстояния для подземных резервуаров можно сократить, %:
по п. 4 — на 25, по остальным пунктам (кроме п, 8) — на 50. 3. Разрывы между подзем-
ными резервуарами и заглубленными продуктовыми насосными, если в обращенных к ре-
зервуарам стенах насосных нет проемов, допускается уменьшить до 1 м. Погружные взры-
вобезопасные электронасосы можно устанавливать непосредственно на подземных ре-
зервуарах. 4. Резервуары-сборники, а также площадки дли подсушивания осадка,
удаляемого нз нефтеловушки или пруда дополнительного отстоя, располагаются возле
Указанных сооружений. 5. Расстояния от наземных резервуаров до площадок для хране-
ния чисто металлической тары не нормируются.
со стационарными крышами 0,75 диаметра, по пе более 30 м при хранения
легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более 20 м прп
Храпении горючих жидкостей.
Расстояние между стенами ближайших резервуаров, расположенных
в соседних группах, м: для наземных 40, для подземных 15.
Если несколько групп наземных резервуаров размещены в отдельных
котлованах, вмещающих весь объем жидкостей резервуаров группы, то
Расстояние между верхними внутренними кромками котлованов принимается
391
ТАБЛИЦА 8.5
Расстояния от устройств для слива и налива железнодорожных
и автомобильных цистерн, морских и речных судов до здании
и сооружений складов (кроме резервуаров)
Расстояние,
м
Объекты
1 Продуктивные насосные, помещения пли площадки узлов задвижек насосных, канализационные насосные произ- водственных стоков, здания и площадки для хранения 15
2 нефтепродуктов в таре, разливочные, расфасовочные и и раздаточные, площадки для хранения тары (бывшей в употреблении, чисто деревянной, пластмассовой и т. и.) Здания и сооружения, в которых размещаются производ- 40
3 ственные процессы с применением открытого огня Прочие здания н сооружения складов 15
11 р н м е ч а н it п. 1. Насосные для перекачки нефти и нефтепродуктов па налив-
ных судов разрешается располагать непосредственно на несгораемых причалах. 2. При
проектировании сливо-нали, ных устройств только для горючих жидкостей расстояния
до объектов, указанных в пп. 1 и 3, допускается сокращать до 10 м, а в п. 2 — на 25%.
ТАБЛИЦА 8.
Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, м 5]
минь (>гн(’Стнй1«»сти знаний или сооружений Ст< лень сгнестиПкости
I II Ш IV-V
I—II Не норми- руется 9 12
III 9 12 15
IV—V 12 15 18
Примечания. 1. Наименьшим считается расстояние в свету между наруж-
ными стенами или конструкциями. Ирк наличии выступающих более чем на 1 м и выпол-
ненных из сгораемых материалов конструкций зданий наименьшим будет считаться
расстояние между этими конструкциями. 2. Разрыв между производственными зданиями
и сооружениями не нормируется, если: а) площади полов двух и более зданий или соору-
жений III--V степени огнестойкости пе превышают величин, допускаемых между противо-
пожарными стенами, считая по наиболее пожароопасному производству и низшей степени
огнестойкости зданий и сооружений; б) стена более высокого здания или сооружения,
выходящая в сторону другого здания, удовлетворяет требованиям, предъявляемым к про-
тивопожарной стене но пределу огнестойкости; в) здания и сооружения III степени огне-
стойкости независимо от пожароопасности размещаемых в них производств имеют проти-
востоящие глухие стены или стены с проемами, заполненными стеклоблоками или армиро-
ванным стеклом с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. 3. Расстояния от зданий и
сооружений любой степени огнестойкости до зданий и сооружений IV и V степени огне-
стойкости в местностях СССР, находящихся за Северным полярным кругом, на береговой
полосе Берингова пролива, Берингова и Охотского морей, Татарского пролива, на п-овс
Камчатка, на о. Сахалин, на Курильских и Командорских островах, увеличиваются на
25%. Ширина береговой полосы принимается равной 100 км, но не далее, чем до бли-
жайшего горного хребта.
15 м, а при расположении нескольких групп наземных резервуаров или всего
резервуарного парка в одном котловане или выемке расстояние между груп-
пами резервуаров — 40 м. Каждая группа наземных резервуаров ограждается
сплошным земляным валом или стеной. Высота внешнего ограждения должна
быть па 0.2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, по не мепее
1 м, ширина земляного вала (по верху) 0,5 м.
392
Объем между откосами обвалования или ограждающими стенками для
цельно стоящих резервуаров должен быть равен полной вместимости ре-
^пвуара; для группы резервуаров — вместимости большего из них. В пре-
8дах одной группы каждый резервуар вместимостью 20 тыс. м3 и более,
Рис. 8.2. Схема геиег ального плана головной НПС.
1 — резервуар: 2 — насосная станция; 3 — подпорная насосная станция; 4 — установка
счетчиков; 5 — площадка с предохранительными устройствами; в — помещение с регули-
рующими устройствами; 7 — открытая часть подстанции; 8 — закрытая часть подстанции;
9 — котельная; to — насосная прп котельной; п — конденсатная насосная; 12 —резер-
вуары для топлива; 13 — служебный корпус; Z4 — корпус подсобных помещений; 15 —
санпропускник; 16— склад пенопорошка; 17 — склад масел; 18— автозаправочные
колонки; 19 — навес для машин со склад >м; 20 — ремонтно-эксплуатационный блок; 21 —
эстакада для мойки машин; 22 — водонасосная со скважиной; 23 — водонапорная башня;
24 — резервуары для воды; 25 — нефтеловушка с очистными сооружениями: 26 — камеры
для задвижек.
а также несколько резервуаров суммарной вместимостью 20 тыс. м3 необхо-
димо разделять внутренними земляными валами или стенами высотой 0,8 м.
Расстояния между зданиями и сооружениями НПС, не перечисленными
(т"1?6’ усчитываются с учетом степени огнестойкости зданий и сооружений
Здания и сооружения с производствами повышенной пожароопасности
следует располагать с подветренной стороны.
.393
Рие. 8.3. Схема генерального плана промежуточной НПС нефтепровода.
1 — насосная станция; 2 — помещение с регулирующими устройствами; з — площадка
с фильтрами-грязеуловителями; 4 - резервуары для сброса волны; 5 — резервуар-сборник;
в — узел подключения насосной; 7 — мастерская связи; 8 — узел связи; 9, и — склады
ГСМ; ю — склад; 11 — проходная; 12 — подсобный производственный блок; 13 — за-
крытая стоянка для машин; 15 — топливозаправочный пункт; 16 — открытая стоянка
с материальным складом; 17 — ремонтно-эксплуатационный блок; 18 — эстакада для
мойки машин; 19 — котельная; 20 — топливная насосная; 21 — резервуары для топлива;
22 — закрытое РУ; 23 — резервуар для воды; 24 — водопроводная насосная; 25 — водо-
напорная башня; 26 — насосная пенного пожаротушения; 27 — резервуары для раствора
пенообразователя; 28 — градирня; 29 — канализационная насосная; 30 — блок осветле-
ния сточных вод; 31 — хлораторная; 32 — площадка подсушивания осадка.
394
Территория НПС должна иметь ограждение высотой не мепее 2,1 м,
находящееся в 5 м от зданий и сооружений (кроме административного).
Схемы генеральных планов НПС приведены па рис. 8.2 и 8.3.
§ 8.2. КС, автодороги
и инженерные коммуникации
Выбор площадок для КС. Местоположение площадок КС по трассе газо-
провода определяется гидравлическими расчетами. Как правило, их следует
располагать вблизи промышленных центров, населенных пунктов (за грани-
цами их перспективного развития), соблюдая противопожарные и санитар-
ные разрывы. Нормы противопожарных и санитарных разрывов зависят
от диаметра газопровода, давления газа в нем и метода прокладки (наземный
или подземный) — см. СНиП II—45—75 [7, табл. 4].
Под строительство КС, как правило, должны отводиться участки, не-
пригодные для жилого строительства и для использования в сельском хозяй-
стве. При определении размера участков иод комплекс сооружений (КС,
водопроводные и канализационные сооружения, трансформаторные под-
станции, дороги, инженерные сети) следует соблюдать нормы отвода земель-
ных участков под строительство и эксплуатацию и указания по восстановле-
нию нарушенных земель, а также учитывать перспективы развития КС.
При размещении площадок КС на прибрежных участках планировочные
отметки следует принимать пе менее чем па 0,5 м выше расчетного наивысшего
горизонта с учетом подпора и уклона водотока, а также расчетной высоты
и пагопа волны с вероятностью превышения один раз в 100 лет. Площадки
КС должны быть ориептировапы по розе ветров таким образом, чтобы пре-
обладающие ветры были направлены от компрессорного цеха в сторону газо-
вой обвязки или вдоль цеха. Как правило, КС следует располагать по одну
сторону от магистрального газопровода (рис. 8.4).
Компоновка генеральных планов КС. При компоновке генеральных
планов КС следует исходить из следующих основных принципов:.
1) зонирование объектов в соответствии с их технологической взаимо-
связью;
2) максимальное блокирование объектов (в целях сокращения территории
и коммуникации), т. е. объединение вспомогательных объектов в блоки по
принципу их функционального пазпачепия: энергоблок, служебно-эксплу-
атационный (СЭБ), ремонтно-эксплуатационный (РЭБ), склад ГСМ. Компо-
новка пе должна зависеть от того, будут ли указанные сооружения строиться
на месте по типовым или повторно применяемым проектам или набираться
из блок-боксов заводского изготовления. При строительстве КС в условиях
северной и северо-восточной климатической зоны для удобства обслуживания
необходимо соединять объедипеппые блоки пешеходной галереей, проложен-
ной па отметке пе пиже 4,5 м от уровня планировки;
3) соблюдения мипимальпых противопожарных разрывов;
4) возможности подъезда автотранспорта к любому объекту;
5) возможности расширения КС.
В соответствии с технологическими расчетами и требованиями эксплу-
атации различают два типа КС: базовые и промежуточные, отличающиеся
Друг от друга размерами ремонтных служб, а следовательно, размера.мп
и количеством вспомогательных сооружений. Компоновка генеральных
планов КС с однотипным компрессорным цехом должна быть единой для
данного газопровода и иметь два варианта: для базовой и промежуточной КС.
При сооружении компрессорных цехов с различными видами газопере-
качивающих агрегатов (например, газотурбинные и электроприводпые)
Унифицированные генеральные планы должны быть разработаны для каж-
дого типа цехов. Отклопепие от типового решения допустимо лишь в исклю-
чительных случаях и может быть оправдано только естествеппыми условиями
(стесненностью, большим количеством косогоров и т. п.). Схемы генпланов
приведены в гл. 9 настоящего справочника.
395
Вертикальная планировка и водоотвод. Высотное положение площадки
определяется в зависимости от рельефа местности, уровня грунтовых вод
и грунтовых условий. При равнинном характере местности и затрудненном
поверхностном водоотводе желательно размешать площадку в насыпи порядка
0.5—0,6 м. что облегчит отвод поверхностных вод от сооружений и с терри-
тории площадки. Па косогоре площадку следует планировать в виде террас
располагая па них вытянутые (вдоль горизонталей) сооружения. При стро-
ительстве на участках с низкой несущей способностью грунтов желательно
делать защитную подсыпку территории дренирующими грунтами на высоту
0,6—0,7 м. Необходимость такой подсыпки должна быть обоснована инже-
нерно-геологической характеристикой. Поверхностный водоотвод, как
правило, должен решаться системой открытых лотков и канав. На тех же
площадках, где предполагается закрытый сброс условно чистых производ-
ственных вод, он может быть совмещен с ливневой канализацией.
Разрывы от площадок КС до газопроводов и других объектов. Расстояние
от оси магистрального газопровода до площадки КС регламентируется
СНиП 11—45—75 [7, гл. 3, п. 3. 12, табл. 4], а минимальные расстояния
от населенных пунктов, промышленных предприятий, отдельных зданий
и сооружений до КС определяются в соответствии с действующими нормами
и приведены в гл. 4 настоящего справочника.
Разрывы между сооружениями КС и НПС. Между зданиями п сооруже-
ниями, расположенными па ГКС, они принимаются в соответствии
с СП 433— 71 [2-] и должпы быть пе меньше приведенных в табл. 8.7.
Подъездные и внутриплощадочные автодороги, инженерные коммуни-
кации." В комплекс сооружений КС входят (см. рис. 8.4) собственно компрес-
сорная станция, водозабор (из открытого илп закрытого источника), очистные
водопроводные и канализационные сооружения, поселок для обслужива-
396
ТАБЛИЦА 8.7
Расстояния между зданиями и сооружениями ГКС, м
Номер пози- ции Объекты Номер позиции
1 2 3 4 5 6 7 . 8 9
1 Компрессорные цехи 10 10 10 10 30 20 30 50 50 30
2 3 Установки очистки газа от пыли (открытые); осушки газа (открытые); воздуш- ные холодильники газа (открытые) ГРС (ГРП) 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 30 30 30 20 30 20 .30 30 20 50 50 50 50 50 50 30 30 15
4 Воздушные холодильники воды 15 15 15 15 10 20 24 30 30 10
5 Градирни вентиляторные 20 20 20 20 20 15 20 20 20 20
6 Склады масел и горючих жидкостей вместимостью до 1000 м3 (наземные) 30 30 30 20 24 20 — 50 — 24
7 Емкости для сбора конден- сата (наземные) 50 50 50 50 30 20 50 — 50 50
8 Склады метанола (подзем- ные) 50 50 50 50 30 20 — 50 — 50
9 Ремонтно-механические н авторемонтные мастер- ские, склады материалов и оборудования, вспомо- гательные здания и дру- гие аналогичные здания I и II степени огнестой- кости с производством категории Д 30 30 30 15 10 20 24 50 50 10 1
Примечания. 1. В поз. 3 в числителе даны разрывы до ГРС, в знаменателе —
До Грп. 2. В поз. в для подземных резервуаров разрывы следует сокращать на 50%.
з. Расстояния от зданий и сооружений КС/до закрытых и открытых электроподстанций
следует принимать в соответствии с требованиями гл. VII ПУЭ [1].
ющего персонала. В конкретных условиях те или иные из вышеуказанных
объектов могут отсутствовать. В целях сокращения коммуникаций все пере-
численные объекты должпы располагаться возможно ближе к площадке КС
(см. СНиП П-45-75 [7J).
Площадка КС соединяется подъездной автодорогой с общей сетью авто-
мобильных дорог. Если указанная дорога — тупиковая, т. е. предназначена
только для обслуживания КС и комплекса ее сооружений, то ширина ее
проезжей части должна приниматься (на период эксплуатации) не более
ч,5 м. В слушав же, когда проектируемая дорога или часть ее будет дорогой
общего пользования, ширина ее проезжей части устанавливается по согласо-
397
ванию с заинтересованными организациями, по не менее 6,0 м. Дорога к КС
проектируется с твердым (цементе- или асфальтобетонным) покрытием;
к остальным объектам узла КС дороги проектируются только в том случае,
когда подъезд транспорта необходим по технологическому процессу. Ширина
проезжей части этих дорог — не более 4,5 м; тип покрытия — низший. До-
роги для подвоза оборудования или ремонтной техники не проектируются.
В связи с возможностью движения на территории КС ремонтной техники
на гусеничном ходу внутриплощадочные автодороги следует проектировать
с жестким покрытием (монолитный цементобетон или из сборных железо-
бетонных плит), причем выбор типа покрытия должен быть экономически
обоснован. Ширина проезжей части впутриплощадочпых дорог должна быть
не более 3,5—4,5 м и кратной размерам дорожных плит. Кроме тою, :>ти
дороги должны быть закреплены бордюрными кампями.
Способ прокладки сетей (наземная, надземная, подземная) следует вы-
бирать на основании техпико-экономических расчетов и в соответствии с грун-
товыми условиями. В целях экономии территории и удобства при обслужи-
вании внешние инженерные сети должны проектироваться ио кратчайшим
расстояниям (обычно вдоль автодороги), с минимальными разрывами друг
от друга.
При определении расстояний между инженерными сетями, прокладыва-
емыми по территории КС, следует руководствоваться СНиП П—М.1—71 [5],
а при определевии расстояний между внеплощадочными сетями, кроме
того, — и СНиП 11—45—75 [7].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. Изд. 4-е, уточп. и доп. М. -
Л., «Энергия», 1965. 464 с.
2. СН 433—71. Указания ио строительному проектированию предпри-
ятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности. М., Строн-
издат, 1972. 81 с.
3, СНиП II—А.5—70. Противопожарные нормы проектирования зданий
и сооружений. М., Стройиздат, 1971. 16 с.
4. СНиП II—П.З—70. Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проек-
тирования. М., Стройиздат, 1971. 17 с.
5. СНиП II—М.1—71. Генеральные плапы промышленных предпри-
ятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1972. 23 с.
6. СНиП II—М.2—72. Производственные здания промышленных пред-
приятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1972. 19 с.
7. СНиП 11—45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проекти-
рования. М., Стройиздат, 1975. 61 с.
Глава 9
АРХИТЕКТУРНО-
ПЛАНИРОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ
И СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ КС И НПС
§ 9.1. Принципы архитектурно-ппанировочных
решений цехов КС и НПС
Проекты производственных и вспомогательных здании и сооружений КС,
НПС, а также впеплощадочпых объектов нефтяной и газовой промышленности
должны отвечать требованиям соответствующих глав СНиП и других норма-
тивных документов, утвержденных Госстроем СССР или согласованных с ним
[5, 7, 13, 14, 18]. Производственные здания или отдельные сооружения
должны иметь минимальные габаритные размеры, удовлетворяющие требо-
ваниям технологии. В проектах необходимо учитывать эффективность и эко-
номическую целесообразность строительных конструкций для конкретных
условий строительства, а также наличие соответствующих производственных
баз и материальных ресурсов у заказчика и генподрядчика.
Производственные здания следует проектировать только в том случае,
когда по условиям технологического процесса размещение производств на
открытых площадках недопустимо. Перечень технологического оборудования,
подлежащего установке па открытых площадках, разрабатывается, уточ-
няется и утверждается Мипгазпромом СССР и Миннефтепромом СССР.
При проектировании наружных технологических установок следует
предусматривать (в случае необходимости) как устройство местных съемных,
сборно-разборных или передвижных укрытий из несгораемых (или трудно-
сгораемых) конструкций, так и мероприятия, обеспечивающие защиту обо-
рудования, аппаратов, приборов и т. п. от влияния внешней среды (атмосфер-
ных осадков, снежпых и пылевых бурь, ингаляции) и надлежащие условия
труда обслуживающему персоналу: обогрев покрытия площадки (открытой
стоянки) или кранов и задвижек в северных районах, солнцезащитные уст-
ройства в районах пустынь Средней Азии и другие. При проектировании
наружных этажерок под открытое оборудование с легковоспламеняющимися
и горючими жидкостями следует применять, как правило, железобетонные
конструкции. В случае использования стальпых конструкций иижняя часть
металлических этажерок (на высоту 1-го яруса, включая перекрытие) должна
иметь покрытие с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Применение от-
крытых стальных незащищенных конструкций с пределом огнестойкости
0,25 ч возможно лишь при оборудовании этажерок стационарными автома-
тическими установками пожаротушения.
Производственные неотапливаемые здания или отдельные помещения,
где не требуется поддержания положительных температур, постоянного
пребывания обслуживающего персонала, где размещается оборудование,
не включенное в перечни оборудования, подлежащего установке па открытых
площадках, должны проектироваться пз облегченных конструкций (асбе-
стоцементные волнистые листы, стальной профилированный штампованный
настил и др.).
При разработке проектов производственных зданий и сооружений следует
Руководствоваться утвержденной Госстроем СССР «Унификацией объемно-
планировочных и конструктивных решений промышленных зданий газовой
И нефтедобывающей промышленности» [29]. Допустимый пролет между зда-
ниями гкс — 15 м. Длина здания должна быть кратной 6 м, в соответствии
шагом колонны. Причем для небольших зданий, объединение которых
399
423
I
Рис. 9.1. Схема генерального плана БККС-в.
I •— здания и сооружения; II — автопроезды; III — пешеходные дорожки; IV — техно-
логические площадки; V — ограждения; VI — озеленение.
В вависимости от местных условий для обеспечения КС электроэнергией может строиться
электростанция или ГПП.
Технико-экономические показатели
Наименование БККС КС-12
Площадь в ограждении, га 2,02 5,70
Площадь застройки, м1 В том числе: 4025 9400
зданиями и сооружениями 1895 0700
технологическими площадками 2130 2700
Площадь под автопроездами, м! 4100 7200
Площадь тротуаров, м1 500 960
Площадь озеленения, га 1,10 3,9
Коэффициент застройки 0,20 0,16
Коэффициент использовании территории 0,43 0,30
400
Экспликации зданий и сооружений
Номер I позиции 1 Наименование Кол-во Площадь застройки, м1 Автор проекта
1 Газоперекачивающий агрегат 6 120 Проектнефтегазспецмонтаж
ГТН-6 170 4
2 3 Установка очистки газа Блок нымораживателя газа 1 1 » Центр, конструкт, бюро неф- теаппаратуры
4 Блок-бокс редуцирования газа 1 27 Проектнефтегазспецмонтаж
на электростанцию собствен- ных нужд с помещениями расходомеров и щитов КИП 1
5 Блок-бокс топливного и пус- 27 »
нового газа резерв 1 17 Сиб. науч.-исслед. и проект.
108 ин-т нефтегазопромыслового стр-ва
7 Блок-бокс операторская 1 —'
8 Блок-бокс электрогцитовая 3 27 Гипроспецгаз
9 Блок-бокс аккумуляторная 1 81
и щитовая 1
10 Блок-бокс объемная трансфор- 72 »
11 маторная подстанция Блок-бокс насосная масел 1 27 Проектнефтегазспецмонтаж
12 Блок емкости масел 3 27 »
13 Блок емкости слива масел 1 36
14 Блок-бокс узел связи 1 1 288 Гипроспецгаз
15 Блок-бокс ремонтная мастер- 27
16 ска я Блок-бокс материальный 1 36 Проектнефтегазспецмонтаж
склад
17 Блок-бокс котельная 1 1 54 ——
18 19 Блок маслосборника Блок сепараторов топливного газа 4 10 Центр, конструкт, бюро неф- теаппаратуры
20 Блок емкости для конденсата 1 10 То же
газа 1
21 Грязесборник 3 30 72 —-
22 23 Резервуар для воды Насосная II подъема 1 1 Гипроспецгаз
24 Насосная станция перекачки 3 »
28 Блок ПАЭС-1250 2 60 »
26 Проходная 1 18 Сиб- науч.-псслед. и проект.
ин-т нефтегазопромыслового стр-ва
27 Прожекторные мачты 4 — —
28 ГНП-10-35/6-10 кв 1 900 —
29 Свеча 1
•с другими нецелесообразно, допустимы размеры в плане, кратные 3 м (при
условии минимального использования унифицированных сборных элементов
* деталей, пригодных для других зданий, строящихся на той же площадке).
Важнейшим требованием Госстроя СССР является максимальная блоки-
ровка зданий, применение блочно-комплектных устройств и блок-боксов.
из разработок блочно-комплектной КС (БККС-6), КС газопровода Тор-
жок — Минск — Ивацевичи видно, насколько компактнее становятся пло-
п1адки (рис. 9.1, 9.2), хотя они и выглядят норой состоящими из большого
^лок"б°ксов и блочно-комплектных устройств. (Площадь застройки
ИКС-6 сократилась по сравнению с КС-12 газопровода Ухта — Торжок
оолее чем в 2 раза).
При проектировании КС и НПС следует максимально применять блоч-
о-комплектные устройства, блок-боксы и сборно-разборные здания и
-6 Заказ 15ь 401
Рис. 9.2. Схема генерального плана базовой КС с агрегатами СТД-4000-2»
Уел. обозначения см. иа рис. 9.1,
Местоположение канализационных НС уточняется при привязке генплана к конкретным
условиям»
Техияко-экономические показатели
Наименование
Площадь территории в ограждении, га
Площадь застройки, м2
В том числе:
зданиями и сооружениями
открытыми производственными и складскими площадями
Площадь под автопроездами и инженерными коммуникациями, м*
Площадь озеленения, га
Коэффициент застройки
Коэффициент использования территории
Кол-во
4,10
11 100
8746
2379
11 600
1,70
0,27
0,55
402
Экспликация сооружений
£
§
&
11
Наименование
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Компрессорный цех на 10 агрегатов
СТД-4000-2
Установка аппаратов воздушного охлажде-
ния газа
Установка очистки газа •
АГРС:
а) блок отключающих устройств
б) подогреватель газа
в) блок редуцирования
г) емкость для одоранта (У = 1 м3)
Шкафная регулирующая установка
РЭБ
СЭБ
Узел связи
Гараж
Открытая стоянка машин с установкой для
предпусковой подготовки
Насосная склада масел
Резервуары для масла (у = 10 м3)
Блок маслорегенерации
Топливозаправочный пункт
Моечная эстакада
Проходная
Заглубленный склад инвентаря и оборудо-
вания
Резервуар для воды (У=250 м3)
Градирня двухсекционная
Блок емкости для конденсата газа
Склад метанола
Котельная
Канализационная насосная станция
Насосная станция оборотного водоснабже-
ния с установкой водоумягчения
Объединенная насосная станция хозяйствен-
но-питьевая, производственно-противопо-
жарная
Шламосбориик
Свеча
Грязеотстойник с бензоуловителем
Насосная станция дренажных вод
1 Гипроспецгаз
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
ШРУ—ЧНП
В блок-боксе
»
»
Открытая площадка
В блок-боксе
В блок-боксе
В блок-боксе
Центр, конструкт, бюро
нефтеаппаратуры
В блок-боксах
В блок-боксе
»
Гипроспецгаз
сооружения. На отдельных объектах, где использование указанных типов со-
оружений невозможно, следует применять здания из унифицированных секций
с металлическими каркасами и облегченными ограждающими конструк-
циями, разработанными ЭКВ Миппефтегазстроя СССР.
Основными зданиями КС являются компрессорный цех (КЦ), энергоблок,
служебно-эксплуатационный блок (СЭВ) и ремонтно-эксплуатационный блок
(РЭВ), а основными зданиями НПС — нефтенасосные и производственный
блок.
С учетом технологических требований и типа агрегатов рекомендуется
следующее размещение агрегатов, КЦ, машинных залов (блоков А и Б) и
служебно-вспомогательных помещений (табл. 9.1).
С учетом автоматического пожаротушения, со значительно уменьшив-
шейся возможностью распространения пожара за счет ограждения агрегатов
стенами и покрытием, а также того, что укрытие имеет длину 6—7 вместо
•обычных 100—132 м, представляется целесообразным снизить требования
-К огнестойкости разделительной степы с 2,5 (ПТУСП 01—63, п. 133) [7]
26* ЮЗ
ТАБЛИЦА 9.1
Схема компоновки компрессорных цехов
Тип агрегата; завод-
изготовитель
Рекомендуемая схема
компоновки
Шаг
между
агрега-
тами, м
Поперечный разрез Высота до низа кон- струкции, м Предельное кол-во агре- гатов в од- ном крыле Тип крана; грузо- подъемность, т
Отметка установки агрегата, м В двух крыльях
ГТ-6-750; Свердловский турбо- моторный блок А Блок Б 12 ы 14 4,8 6 12 Мостовой; 20/5 Кран-балка; 5
ГТ-750-6; Невский машинострои- тельный им. В. И, Ле- нина 18 — 2} 14 4,8 6 12 Мостовой; 20/5 Кран-балка; 10
ГТК-10; Невский машинострои- тельный им. В. И. Ле- нина Служебно - вспомо гателъ- нь/е помещения г— . 18 J5— 14 4,8 £ 12 Мостовой; 20/5 Кран-балка; 5
ГТК-16; Свердловский турбо- моторный — — 14 4,8 6 12 Мостовой; 20/5 Кран-балка; 3
24
СТ Д-4000-2 12 уГ 7,2 I 0.00 / 8 I Мостовой; 20/5 16 / Кран-балка; 10
1 1 1 L.
СТД-12500-2 » » W ООО 18 14 4,8; 0.00 , | Мостовой; 15 1 1 Кран-балка; 8
ГТН-6; Свердловский турбо- моторный 1—Ч)=. l_z 12 — — 9.6 0.00 £ 12 Мостовой; S Кран-балка
ГТН-6; Невский машинострои- тельный им. В. И. Ле- нина 0 0 о'" —1 24 6 6,00 0,00 6 12 То же
10 ГКН** L_— L——А.Г — Lxj 12 /2 6,00 0,00 6 12 Кран-балка; 5
ГТН-40 ООО”" 18 L7-2J£ 9 9,6 0,00 6 12 Мостовые; 12,5; 5^(2 шт.), Ю
ГТН-25; Невский машинострои- тельный им. В. И. Ле- пина 18 1 9,6 0,00 6 12
л 78 , 1
не показаны служебно-вспомогательные помещения, они размещены в блок-боксах.
* На схеме для ГТН-С не показаны служебно-вспомогательные помещения, они размещены в блок-боксах. „„-„р
* * Размещение агрегатов в цехе в основном однорядное. Агрегаты типа ГКН могут быть установлены и по двухрядной схеме.
При таком размещении агрегатов здание КЦ более экономично (меньше периметр наружных стен). При соотношении сторон i . « и4при
количестве агрегатов более 8 предпочтительна двухрядная схема размещения. „„„ивипуальное Ими
* ** Б последнее время в проектной практике получил распространение новый тип укрытия для ГПА — индивидуально им
укрывают каждый агрегат, располагают их с разрывами, допустимыми для зданий II степени огнестойкости (в ответствии с з
[141) и равными 10 м. Укрытия представляют собой сборные сооружения каркасно-панельной конструкции, несущий iметалличес I
нас —поперечные складные рамы; ограждающие конструкции — алюминиевые 3-слойные панели с выносным каркасом, в качест у п
лителя используют маты из стекловолокна или минеральной ваты (для отдаленных и труднодоступных районов возможны аемы
утеплители типа ПСБ-С и ФРП-1).
до 0,75 ч (в соответствии со СНиП II—М.2—72 [20, п. 2. 14, прим. 2J). Кон-
струкция стены будет значительно облегчена и практически приближена
к применяемой в настоящее время конструкции диафрагмы: металлический
лист с облицовкой с двух сторон асбестовым картоном или гипсовыми пли-
тами.
Для монтажа агрегатов предусматривается крановое оборудование.
В одном здании с КЦ (в пристройке, вставке или в одном объеме под
общим покрытием) за противопожарной преградой могут быть размещены
следующие служебпо-вспомогательпые и подсобные помещения: диспетчер-
ская с аппаратными, циркуляционная водопасосная, масляное хозяйство,
вентиляционные камеры, аккумуляторные, щитовые, трансформаторные
подстанции, теплоцентр, помещение противопожарных задвижек, компрес-
сорная пускового воздуха, бытовые, обслуживающие КЦ. Указанные поме-
щения должны компоноваться с учетом расширения компрессорного цеха
(пристройки блока Б). Они могут быть расположены па любом этаже, по-
скольку этажность блока вспомогательных помещений не ограничена.
Высоту блока вспомогательных помещений следует назначать пе меньше
высоты машинных залов из-за возможности образования снегового мешка
и невыразительности объемного решения. При установке турбин па отметке
4,8 м обычно сооружают блок в три этажа, при отметке 0,00 — в два этажа.
Не рекомендуется растягивать вспомогательные помещения в длину
вдоль машинных залов, так как в этом случае диспетчерская — обитая для
блоков Аи Б—получится чрезмерно длинной и неудобной при обслуживании
одним оператором. Вставку между блоками А и Б целесообразнее принимать
не длиннее 18 м и развивать ее поперек машинного зала. Выступ объема блока
вспомогательных помещений за плоскость главных, часто очень протяженных
фасадов блоков А и Б — желателен.
Компрессорную пускового воздуха из-за большого давления (20 кгс,'см2,
что больше допустимого 8 кгс/см2 при производительности менее 10 м3/ч)
в соответствии с требованиями Госгортехнадзора и технической инспекции
Центрального Совета профсоюза работников газовой промышленности реко-
мендуется размещать в отдельно стоящем одноэтажном здании или в одно-
этажной части здания за глухими стенами и с самостоятельным выходом
наружу. Проемы в компрессорной необходимо выполнять из расчета 0,05 м2
на 1 м3 объема здания. Ресиверы должны быть установлены на открытой
площадке и обнесены сетчатым ограждением высотой 2 м.
При размещении компрессорной пускового воздуха в двухэтажной части
здания междуэтажные перекрытия не делают, так как его необходимо рас-
сматривать как одноэтажное двухсветное помещение.
В состав энергоблока, как правило, входят электростанция собственных
нужд, котельная, водо- и противопожарные насосные, маслоохладители
(для компрессорного цеха), щитовая, трансформаторные и бытовые помеще-
ния. Причем первые две составляющие обязательны. Они размещаются,
как правило, в одноэтажном здании с двух- или трехэтажными (встроенными
или пристроенными) помещениями служебно-вспомогательного или подсоб-
ного назначения.
В СЭВ размещают помещения управления, узел связи, лаборатории КИП
и химическую. Все указанные службы обычно компонуются в одяо-трех-
этажном здании и часто примыкают к РЭБ, составляя с ним единое целое.
РЭБ состоит из следующих служб и помещений: ремонтно-механической
мастерской, гаража со стоянкой спецмашин, помещений пожарного инвен-
таря, оборудования (как правило, для мотопомпы) и иногда котельной.
СЭБ и РЭБ при сравнительно небольшом наборе помещений нередко
размещаются в одпо-двухэтажном с общей конструктивной схемой здании
(рис. 9.3) или состоят из блок-боксов (рис. 9.4 и 9.5).
В одном здании с пасоспой для перекачки нефти и нефтепродуктов или
в пристройке к пей за глухой противопожарной стеной могут располагаться
следующие помещения: трансформаторная подстанция напряжением до 10 кв,
распределительные устройства, операторская КИП, подстанция катодной
защиты, вентиляционные камеры, ремонтно-механический пункт собственных
406
иУ5КД, бытовые помещения для обслуживающего персонала, нефтегазомерпый
• газорегулировочный пункты. Допускается устройство нефтегазомериого
и газорегулировочного пунктов в общем помещении (без разделительной
перегородки).
В насосной с числом насосов не более трех, производительность которых
не превышает 2000 м3/сутки, могут размещаться отопительные котельные
на 1—2 водогрейных котла с поверхностью нагрева до 4 ма каждым. На трубе
котельной должен быть установлен искрогаситель. Размещать отопительную
котельную в одном помещении с насосной нельзя, их необходимо отделить
друг от друга противопожарной стеной.
За глухой стеноп или в одном помещении с насосной, где установлено
не более пяти насосов, могут размещаться также узлы задвижек. В первом
случае помещение задвижек должно иметь самостоятельный выход наружу.
Производствеппые блоки на нефтебазах включают следующие помещения:
управления, кузнечпо-сварочное, ремонтную и столярпую мастерские, хими-
ческую лабораторию, помещение ВОХР, проходную, бытовые помещения,
вентиляционные камеры, прачечную или химчистку. В зависимости от зада-
ния на проектирование и конкретных условий площадки состав блоков может
быть и иным. Нередко в них размещают операторские с аппаратными для
вычислительных машин и др. Нередко конторы и лаборатории занимают
отдельные здания.
Проектирование производственных блоков, как правило, должпо ве-
стись по типовым проектам. Бытовые помещения для работающих на откры-
том воздухе, например на сливо-наливных эстакадах, располагают в отдельно-
стоящем здании или, если это не противоречит требованиям СНиП, — в про-
изводственном блоке. Расстояние от рабочих мест до бытовых помещений
пе должно превышать 300, а до санузла — 75 м.
Состав и площади вспомогательных зданий и помещений следует при-
нимать в соответствии с требованиями CHnll II—М.З—68 [21].
При расчете бытовых помещений и санитарных устройств необходимо
учитывать санитарную характеристику производственных процессов для
соотношения чпсла мужчпп и женщин 70/30%.
На основании СНиП II—М.З—68 [21, п. 1.7], а также Правил и норм
техники безопасности [5, § 6-14] при расчете бытовых помещений (площади
гардеробных, количество душевых сеток, умывальников и др.) к численности
работающих списочного состава, пользующихся бытовыми помещениями,
должен приниматься коэффициент К, учитывающий дополнительные кате-
гории работающих в цехах (учащиеся, ремонтные бригады, практиканты
и др.), которые не входят в эту численность; непостоянные соотношения числа
мужчин и женщин в штатах при списочном составе работающих во всех
сменах:
Списочный состав, чел., пользую-
щихся помещениями бытового
обслуживания К
До 50 1,40
51—100 1,30
101-150 1,25
151-200 1,20
Свыше 200 1,15
К вспомогательным помещениям относятся пункты питавия, здравпункты
(при количестве работающих более 500 чел.), бытовые, кроме пунктов кормле-
ния грудных детей, в том числе: гардеробные, душевые, умывальные, убор-
ные, фотарии (если они необходимы, например при размещении объектов
за Северным полярным кругом или в помещениях без естественного освеще-
ния, а также на участках с естественным освещением, где коэффициент есте-
ственной освещепности > 0,1), прачечные, химчистка, сушильни, помещения
°безвреживания и ремонта рабочей одежды и обуви, курительные, помеще-
ния для обогревания работающих, комнаты отдыха, устройства ножных
ванн, помещения для личной гигйены женщин (при количестве 15 и более
407
6,00
,0,00
1,20 SZ.
0,15-Зг-—
ththjhth
Фасад
I HI H HHIH ТНПТТН1Н I HI Н I HI Н I HI H MH .1 HI H [HI нтан
I HI H |W1 H, CHITT| r HI H I HI hV HI H J HlhTTHIH JHH j [HI н дш
io,20
^~Z20
±5,40
План на от и. 4,80
15
План на отм.> '0,00
,’ис. 9.3. Схема размещения РЭВ, СЭВ, узла связи, гаража я котельной базовой КС в двухэтажном здании.
Фасад
3200 . . 3200, 3200
J Узел L
ввода ,й
Комму-
татор.
Регули-^ ~ '
ров.
отм. 0,00
^Зла связи базовой КС в блок- боксах.
ЯЛ.
Нач-к
з связи, с з
ао с
ЛАЦ
00 с
В. К.
3000
00
Шахта
д ХЗпел1,,,г
Узел связи./'*
9600
12000 12000
Фасад
412
(вид А)
413
работающих женщин в наибольшую смену), а также помещения и устройства
культурного обслуживания (красные уголки, кабинеты политпросвещения
площадки для отдыха и спорта, помещения управлений, конструкторский
бюро, учебных занятий, кабинетов по технике безопасности и общественных
организаций).
Список специальных бытовых помещений и устройств приведен
в СНиП — М.З—68 [21, табл. 4]. Гардеробные оборудуются одинарными
закрытыми шкафчиками для рабочей одежды и двойными закрытыми шкаф-
чиками для уличной и домашней одежды.
По сапитарпой характеристике производственных процессов работа-
ющие па КС относятся к группе I-б; па открытом воздухе (ремонтные рабочие
на линии) — к группе П-е; па переработке нефтепродуктов — к группе Ш-б,
инженерно-технические работники — к группе 1-а.
Рекомендуются металлические или деревянные шкафчики в гардеробных
серии 1—472—1 4- 5 [28], размеры их должны соответствовать требованиям
СНиП II—М.З—68 [21]. Буфеты на 16, 20 и 24 посадочных места, обычно
проектируемые на КС и нефтебазах, оборудуются прилавками типа ПВШ,
электрокипятильником КПД-20, производственными столами, мойками в со-
ответствии с оборудованием, разработанным Гипроторгом и планировочными
решениями буфетов, разработанных ЦНИИпромздапий.
При составлении технического или техпо-рабочего проекта расчет необ-
ходимого количества бытовых помещений, сапитарпо-техпических устройств,
помещений общественного питания и медицинского обслуживания рекомен-
дуется представлять в пояснительной записке в табличной форме, приведен-
ной ниже (см. с. 415).
При проектировании системы магистральных газопроводов, строитель-
ство которых будет осуществляться в несколько очередей, следует компоно-
вать площадки таким образом, чтобы при их расширении можно было без
особых затруднений пристроить сначала блок Б, охватив одним зданием
предельно допустимое число агрегатов, затем через галерею или без нее по-
строить параллельно ему еще один цех и т. д., не нарушая общей структуры
зонирования, принятой в проекте. При этом площади диспетчерской, слу-
жебно-вспомогательных помещений и РЭБ следует предусматривать на полное
развитие или с учетом возможного расширения.
При необходимости объединения основных зданий (как правило, в север-
пых районах) галереями следует совмещать их с коммуникациями, причем
если число работающих во всех зданиях пе превышает 30 чел. в смепу (по
пе более 15 чел. в одном здании), теплые переходы между производственными
зданиями и вспомогательными помещениями допускается не предусмат-
ривать.
Здания или индивидуальные укрытия КЦ и НПС должны быть не ниже
II степени огнестойкости. Отдельные конструктивные элементы должпы иметь
группы возгораемости и пределы огнестойкости, соответствующие
СНиП II—А.5—70 [18, табл. 2]. Согласно СНиП II—А.5-70 (табл. 2,
прим. 1 а и б) допустимо применять незащищенные стальные конструкции
как в одноэтажных производственных зданиях (независимо от категории
пожароопасности), так и в многоэтажных категории Г и Д. В соответствии
с прим. 6 к той же таблице для зданий II степени огнестойкости, возводимых
в труднодоступных районах, можно использовать наружные ограждающие
конструкции (стен н покрытий) из алюминиевых листов с эффективными
утеплителями (пенопласт марок ПСБ-С и ФРП-1).
Наружные ограждающие конструкции помещений категорий А, Б и Б
должпы быть, как правило, легко сбрасываемыми взрывной волной.
Конструкция считается легко сбрасываемой, если ее объемная масса
не превышает 120 кг/м3. К легко сбрасываемым относят заполнения окопных
проемов обычным окопным стеклом, двери, распашные ворота, фонарные
переплеты, конструкции из асбестоцементных алюминиевых и стальных
листов с легким утеплителем. Перечень проектов облегченных конструкции,
широко применяемых в сртоительстве ГК С в настоящее время, и тех, что
планируется использовать в ближайшем будущем, приведен в табл. 9.2.
414
Шифр I Всего листов Лист Ns 1
Бытовые | Гардеробные Одинарные шкафы 33x50 см для 1 ’ ~ S г-
муж- чин
Вешалки, крючки для жен- щин *л
й ixg S г *«•
| Штаты 1 Санитар- ная труппа по СНиП II—М. 3— 68 □
Рабочих» служащих 1 В том числе пользу- ющихся душем Наибольшая смена Жен- щин С-)
Муж- чин
Всего Жен- щин О
Муж- чин
I Наибольшая смена , Всего 00
Жен- щин г-
Муж- чин «С
Списочный состав Всего
Жен- щин
Муж- । чин —
Наименова- ние объектов
41 п —J
иинвьэиийц
Объект, в кото- ром размещены бытовки для работающих в неотаплива- емом помещении и на открытой территории <м
помещения | Здрав- пункт, м2
3 » 2. w а. Я о ” g о к о ® «№* К о s § с =
Комната обогре- вания, м2 GI
Кури- тельная комната, м2 X
Ком- ната при- ема пищи, м* сч
Санитарно-технические устройства 1 Умывальные краны для жен- щин 04
t муж- 1 чин
Уборные Пис- суары -е
Унитазы для жен- щин С4
1 муж- ! чин ?]
Душевые рожки ДЛЯ X = О) К К CJ
1 муж- чин м
Двойные шкафы 4 0x50 см для жен- щин
муж- чин X
415
ТАБЛИЦА 9.2
Перечень действующих проектов ограждающих конструкций
разработанных ЭКБ Мнннефтегазстроя СССР
Номер проекта Ограждающая конструкция
11-3023 11-3025 11-3032—11-3041 3078И 3080 Каркасные асбестоцементные панели для стен и по- крытий промышленных зданий Панели покрытия с выносным каркасом Каркасные алюминиевые панели, степовые и кар- низные
3098 Архитектурные детали и узлы зданий с примене- нием стеновых алюминиевых панелей и панелей
3130 покрытия с выносным каркасом Панели покрытия с применением стального оцин- кованного гофрированного профиля для безру- лопных кровель промышленных зданий
В случае сочетания трудно и легко сбрасываемых конструкций, площадь
последних по расчетным данным должна быть ire мепее 0,05 для категорий А
и Е и пе мепее 0,03 м2 для категории Б на 1 м3 взрывоопасного помещения.
В соответствии со СНиП II—М.2—72 [20, § 2.14, прим. 2] помещения
нагнетателей и нефтепасосных категории А следует отделять от машинных
залов и других помещении пылегазонепронпцаемыми перегородками с огне-
стойкостью не мепее 0,75 ч (требование к пределу огнестойкости этой пере-
городки снизилось с 2,5 до 0,75 ч). Взрывоопасные помещения должны иметь
выходы наружу.
Перегородки могут выполняться из железо- или легкобетонных панелей
толщиной 80 мм [27]. Швы в таких перегородках во избежание проникнове-
ния опасных концентраций паров и газов должны быть тщательно заделаны
в узлах панель — цапель, панель — покрытие, а также панель — диафрагма.
В случае, когда перегородка изготовлена из кирпича, необходимо пере-
городки и степы толщиной 120 и 250 мм оштукатуривать с двух сторон (при
тщательном заполнении швов). При оштукатуривании с одной стороны дру-
гую достаточно выполнять с расшивкой швов; степы толщиной 380 мм можно
не оштукатуривать. Степы и перегородки во избежание неравномерной
осадки и появления в них трещин должны опираться на фундаментные балки
или на фундаменты, расположепные па непросадочном основании.
Взрывоопасные помещения, в которых могут образоваться газы с плот-
ностью > 0,8 г/см3, а также помещения с оборудованием, транспортирующим
нефть или нефтепродукты, могут иметь каналы и незасыпанные приямки,
если без них нельзя обеспечить требования технологического процесса. При
этом приямки и каналы должны быть обеспечены непрерывно действующей
вентиляцией. Стены, отделяющие эти помещения от других, особенно от
помещений, где возможны искрообразование или открытый огонь, в местах
сопряжения с полом рекомендуется заглублять на 1 м ниже уровня пола
1-го этажа.
Полы трансформаторных подстанций до 10 кв, помещений для распре'
делительных устройств и операторской должны быть расположены на 0А
а дно кабельных каналов па 0,15 м выше поверхности земли и полов при-
мыкающих смежных помещений со взрывоопасной средой, где могут образо-
ваться газы плотностью более 0,8 г/см3.
Помещения категорий А и В могут сообщаться с другими помещениями,
в том числе служебно-вспомогательными, через тамбур-шлюз огнестойкость
416
менее 0,75 ч. Огнестойкость дверей тамбуров-шлюзов со стороны помеще-
” g категорий А и В должна быть 0,6 ч. Двери со стороны помещений кате-
'' л Г, Д и Е следует выполнять из сгораемых материалов (без остекле-
ния) [211 (Рпс- 9-6>-
4
рис 9.6. Огнестойкость разделительных стен и две-
^Гл.'шлювов в зависимости от категории производств
(или помещений).
,—разделитсльная стена огнестойкостью 0,75 ч;
i - стены тамбура огнестойкостью 0,75 ч; 3 — дверь
из сгораемых материалов (без остекления); 4 — две-
пи огнестойкостью 0,6 ч с латунными скобяными
р приборами (или накладками).
§ 9.2. Выбор ограждающих конструкций и материалов
При выборе ограждающих конструкций и материалов исходят из все-
стороннего учета следующих данных:
1) разработанных и согласованных с заказчиком, генподрядчиком и ген-
проектировщиком технических условий па основные строительные конструк-
ции и материалы (технические условия составляются с учетом совместного
анализа транспортной схемы, наличия местных строительных материалов
и изделий, возможностей строителей и заказчика, сроков сдачи в эксплуата-
цию и др.);
2) пожаровзрывоопаспости технологического процесса, предела огне-
стойкости и группы возгораемости применяемых изделий и конструкций;
3) райопа строительства объекта (Крайний Север, труднодоступные,
бездорожные или обжитые);
4) метеорологических условий внутри помещений (температура, влаж-
ность воздуха), допустимых для данного технологического процесса и работы
обслуживающего персонала;
5) звукопоглощающей способности конструкций;
6) стоимости.
Условия применения навесных панелей в каркасно-панельных здапиях
КС и НПС в зависимости от температурно-влажностного режима приведены
в табл. 9.3.
По металлическим каркасам рекомендуется применять, как правило,
легкие ограждающие конструкции, в том числе стальной оцинкованный
профилированный настил, отвечающий ТУ 34—5831—71; по железобетон-
ным — сборпые железобетонные плиты с несгораемым и сгораемым, в том
числе полимерным, утеплителями (типа ПСБ-С, ФРП-1).
Для заполнения окопных проемов в труднодоступных районах рекомен-
дуется использовать панели оконные с алюминиевым каркасом типа КПО
и АПО (см. табл. 9.2, проекты 11-3032 и 3098), каркас этих панелей изгота-
вливается из алюминиевого профиля, аналогичного стеновым и кровельпым
панелям марок КСП и КПП. Глухие участки панелей типа КПО обшиваются
плоскими асбестоцементными листами, панелей типа АПО — тиснеными
алюминиевыми. Разбивка импостов принята с условием заполнения дере-
вянными переплетами с сечением по ГОСТ 12506—67 [2].
Оконпые панели могут иметь двойное или одинарное остекление.
При перепаде температур внутреннего и наружного воздуха до 35° С
в п₽и относительной влажности 60%, а также при отсутствии рабочих мест
зданиях групп I, II, III следует предусматривать одинарное остекление;
Ри наличии рабочих мест — двойное на высоту 2,4 м от пола, выше —
^Динарное; при перепаде до 35—49° С — во всех случаях двойное иа высоту
’’ м от ПОла, выше — одинарное; прп перепаде 50° С и более — двойное
2”^ Заказ 156 417
418 27
ТАБЛИЦА 9.3
Типы ограждающих панелей
Мариа панелей Толщина, мм Термиче- ское сопро- тивление Я, м!-ч X X -“С/ккал Район при- менения по СНиП Л. 11-62 Температура наружного воздуха, °C Группа I (tB<16° с; Ф<50%) Группа II (1в<16° с; ф= 45%) Группа III (tB=18° С; Ф до 60%) Группа VIII («в =18° С; ф до 60%)
Асбестоцементные панели (масса 1 м2-50 кг)
ксп 123 I—III -30 4- + +
КСП-У 143 I—III -40 4- 4~ 4-
ксп-v 123 IV-V -30 + 4- 4-
КСПУ-V 143 IV-V -40 + + +
КПП 123 I—III --30 1- 4- +
КП11У 143 I—111 —40 1- 4- 4~
К fill-V 123 I-V —30 +
КППУ-V 143 IV-V —40 + 4- +
Алюминиевые
АПС1 АПС1-У АПС1С АПС1С-У 156 156 176 I 176 I—in IV-V I-III IV—V -40 —50 —50 —50 ++++ ++4-+ + 4- 4- / -f- I + +
Па1 пели с вынос ним каркасе и
ППВ 70 268 0,37 I-III —50 4- + +
ППВ-V 70 268 0,37 IV—V —50 1- + +
Легкобетонные
ПСЛ 240 1,15 1200 I-V —30 +- + +
240 1.15 1000 I-V -30 1- + + i >
240 1,23 900 I-V -40 1- + +
240 800 I-V -40 -4 + +
ПСЛ 300 1.41 1200 I-V -40 4- t + 4- +
300 1.41 1000 1-V - 40 T + + +
300 UoiT I-V -40 4- + 4* +
300 "Soo" I-V -50 4- 4-
Примечания. Расчетные температуры наружного ‘ воздуха следует брать по наиболее холодным суткам, так как все
приведенные конструкции, кроме легкобетонных, считаются немассивпыми (легкобетонные — панели средней массивности), и для подбора
взять температуру наиболее холодной трехдневки. 2. Разделение на группы заимствовано из работы [23]. 3. Данные по панелям из
проектов ЭКБ Миннефтегазстроя СССР № 3078И, 3080, 11-3023 см. табл. 9.2, апанелям сер. 1-432, выпущенной взамен сер. СТ-02-31, —
см. [26]- 4. Для панелей ППВ и ППВ-V в числителе — толщина панели без выносного каркаса, в знаменателе—общая высота (с вынос-
ным каркасом). 5. Панели с индексом V рассчитаны на ветровую нагрузку для IV—V районов и снеговую, равную 150—200 кгс/см2.
6. В/таблице приведено несколько типов панелей. Полный перечень наиболее часто встречающихся и рекомендуемых в строительстве
объектов нефтяной и газовой промышленности панелей дан СНиП. 7. В таблице не приведены панели серии ИИ-04, так как изготовле-
ние их на предприятиях Миннефтегазстроя СССР ограниченно.
остекление па всю высоту или, если это пе противоречит условиям эксплу-
атации, двойное на высоту 2,4 м от пола, выше — одинарное. За наружпуф
температуру принимается температура наиболее холодвой пятидневки.
При выборе двойного или одинарного остекления необходимо учитывать
также категорию взрывопожароопаспости технологического процесса. В по-
мещениях категорий А и Б рекомендуется принимать, как правило, одинарное
остекление.
В зависимости от конкретвых условий могут применяться также другие
типы заполнения окопных проемов: деревянные панельные [24], алюмини-
евые из гнутых профилей, разработанных институтом Проектстальконструк-
ция, и из стеклопрофилита, а также металлические [25]. Заполнение стекло-
профилитом следует сочетать с открывающимися переплетами и легкими
ограждающими конструкциями покрытий или стен.
На газопроводе Ухта — Торжок, например, в КЦ на КС-10 в г. Ухте
применялись следующие конструкции: для окон деревянные панельные
переплеты серии ПР- 05—47 [24], для стен и покрытий — асбестоцементные
панели. На Северном газопроводе па объектах КС-4 в Сейде (Тюменская об ].)
для окон использовали стеклопрофилит в сочетании с деревянными пере-
плетами по ГОСТ 12506—67 [2], для степ — керамзитобетоппые панели,
для покрытия — асбестоцементные папели с выносным каркасом. На газо-
проводе Пунга — Вуктыл — Ухта для окон применяли панели типа КПО
с двойным и одинарным остеклением, для стен — алюминиевые панели типа
АПСУ, для покрытия — папели с выпоспым каркасом типа ППВ.
В целях эффективного использования естественной вентиляции в летнее
и зимнее время (особенно в помещениях с большими тепловыделениями)
часть переплетов должна быть открывающейся как в нижней, так и верхней
зонах.
В помещениях с взрывоопасной средой световые проемы площадью
7,2 м2 (панель 1.2 X 6 м) должны оборудоваться механическим автомати-
ческим прибором открывания, сблокированным с газоанализатором. Осталь-
ные переплеты могут открываться вручную.
При выполнении конструкций служебно-вспомогательных помещений
КЦ из сборного железобетона рекомендуется применять серию ИИ-04 при
высоте этаже 4,2 и 3,3 м. Для пагрузок более 400 кгс/см2 рекомендуется
серия ИИ-20 при высоте этажа 4,8 м. На верхнем этаже, где требуется поме-
щение без колонн, возможно устройство' покрытия пролетом 12 м в обоих
случаях.
Наиболее предпочтительны металлические конструкции, разработанные
Ленинградским филиалом института Проектсталькопструкция (несущие кон-
струкции КЦ для Северного газопровода), а также ЭКБ Миннефтегазстроя
СССР. Преимущества конструкций Проектсталькопструкции в экономич-
ности, так как конструкции из гнутых и гпутосварпых профилей всегда легче
и экономичнее прокатных или прокатпо-сварпых. Однако стыки в конструк-
циях из гнутых и гпутосварпых профилей осуществляются па высокопрочных
болтах, которые пока еще дефицитны.
Конструкции с применением проката более технологичны, они проще
в изготовлении.
§ 9.3. Промышленная эстетика КС и НПС
В техническом проекте обязателен раздел «Промышленная эстетика
площадки КС или НПС». На стадии рабочих чертежей (если возникает необ-
ходимость) должны разрабатываться:
1) дендрологическая часть проекта (озеленение площадки);
2) интерьеры отдельных помещений (машинных залов, помещений опе-
раторских, диспетчерских, залов заседаний, красных уголков, студий в узлах
связи и др.);
3) сигнально-предупреждающая окраска элементов строительных кон-
струкций, опаспых. в отношении аварий и травматизма, цветовое решение
420
ознавательных знаков, устройств и средств пожаротушения и обеспечения
«езопаспости, внутрицехового транспорта и др.;
° 4) цветовое решение фасадов и оборудования, размещенного па открытом
воздухе и в цехе;
5) естественное и искусственное освещение;
6) средства наглядной агитации, доски Почета, праздничное оформление
Фасадов или площадки в целом и др.
* Предлагаемые в проектах отделочные материалы и отдельные конструк-
тивные элементы, качественная окраска с учетом общего архитектурно-
композиционного решения и физиологического воздействия па человека
должны способствовать улучшению освещения помещения и гигиены труда
В производственных помещениях, снижению утомляемости, повышению про-
изводительности труда, обеспечивать безопасность производственных процес-
сов, а также повышать эстетический уровень промышленных предприятий.
’ Проекты цветового решения производственных помещений должны
составляться с применением эффективных строительных отделочных и лако-
красочных материалов, с учетом требований технологии, условий эксплуата-
ции, экономической целесообразности, технологии и трудоемкости выполне-
ния отделочных работ.
На стадии технического проекта в спецификациях должны указываться
цвет оборудования и средств транспорта, применяемых в проектируемых
ис цвету интерьерах. При цветовом решении производственных помещений
и оборудования следует исходить из требований действующих нормативных
документов по проектированию естественного и искусствеппого освещения,
утвержденных Госстроем СССР, а также учитывать:
— общий характер работ;
— степень точности работ;
— климатические и местные особенности строительства, характер и ин-
тенсивность освещения (в том числе спектральный состав света, зависящий
от типа источника или ориентации помещений по странам света);
• - санитарно-гигиенические условия в помещении;
• - особенности объемно-планировочной и пространственной структуры
интерьера, пропорции и абсолютные размеры помещений, степень насыщен-
ности оборудованием или коммуникациями, характер конструктивного
решения и др.;
— требования техники безопасности (сигнальпо-предупреждающая и
опознавательная окраска, знаки безопасности);
— наличие поверхностей, которые но подлежат цветовой отделке
и окраске или цвет которых назначается по функциональному признаку
и определен действующими нормативными документами (папример: опозна-
вательная окраска, сигнально-цредупреждающая и др.).
Различают цвета основные, вспомогательные и акцептные. К основвым
относятся цвета, применяемые для больших поверхностей (потолки, стены,
крупногабаритное оборудование); к вспомогательным — для поверхностей
средней площади (колонны, полы, вспомогательное, средней величины обо-
рудование); к акцептным — обычно насыщенные, применяемые для поверх-
ностей малой площади. Их выбирают по принципу контраста с основными
цветами. Чаще всего их используют в функциональной окраске.
При решении интерьера или экстерьера в цвете или окраски открытых
установок необходимо ответить па следующие вопросы: какой цветовой
гаммы придерживаться; какими должны быть цветовой контраст и количество
того или иного цвета; с каким коэффициентом отражения должны быть те
или иные поверхности?
Выбор цветовой гаммы — совокупности цветов, принятых для цветового
Решения, осуществляют в соответствии с требованиями 181—70 [12, табл. 4],
с учетом характера психофизиологического воздействия цветов [12, прил. IV j.
«роме того, по СН 181—70 [12, табл. 4] определяют допустимый цветовой
<оптраст и количество цвета в зависимости от категории и степени точности
Работ, характера освещения и санитарно-гигиенических условий в произ-
водственных помещениях.
421
Коэффициенты отражения различных поверхностей определяют
no СН 181—70 [12, табл. 3]. Так, коэффициент отражения верхней зоны
интерьера равен 60 — 90, средней 40—90 и нижней 20—45; оборудования
размещаемого в средней зоне, 25—55%, Коэффициенты отражения некоторых
наиболее распространенных красок, пигментов и материалов приведены
в СН 181-70 [12, прил. II]:
Свинцовые белила 90
Известковая побелка 80
Белая клеевая краска 80—70
Плитка белая глазурованная 75 '
Алюминиевая краска 60—50
Алюминий матовый 42
Охра светлая 26—23
Кобальт зеленый светлый 21—19
Марганцевая голубая в смеси с кадмием жел- 18—16
тым светлым
Охра красная 13—11
Окись хрома 13
Марс коричневый светлый 8
Кость жженая 2
В производственных помещениях, где нет естественного света, при люми-
несцентном освещении рекомендуется применять цветовые гаммы зеленовато-
голубые и голубые. В том случае, когда необходимо создать впечатление
большого пространства, следует отдавать предпочтение холодным и отступа-
ющим цветам.
В узких длинных помещениях (при отношении длины к ширине более 2),
например в машинных залах, в помещениях нагнетателей в КЦ и насосных
нефти и нефтепродуктов, для торцевых стен рекомендуется применять теплые
выступающие цвета.
Поверхности строительных конструкций следует окрашивать под мато-
вую или полуматовую фактуру. Глянцевую фактуру могут иметь поверх-
ности неширокие, например окопные переплеты.
Цвет серийно выпускаемого, а также окрашиваемого на месте оборудо-
вания, следует выбирать в соответствии с принятой в СН 181—70 [12,
табл. 5] цветовой гаммой. Как правило, для окраски оборудования следует
использовать 2—3 цвета (не считая сигнального и отличительного). Для
крупногабаритного оборудования рекомендуются светлые тона с коэффи-
циентом отражения не менее 50%. Яркостный’и цветовой коптраст между
кнопками и органами управления на панелях, пультах управления и фоном
рекомендуется принимать большим или средним.
Сигнально-предупреждающая окраска элементов строительных кон-
струкций (опасных в отношении травматизма и несчастных случаев), обору-
дования, внутрицехового транспорта, устройств и средств пожаротушевия
и обеспечения безопасности, а также знаков безопасности должна отвечать
требованиям ГОСТ 15548—70 [4], а опознавательная окраска трубопро-
водов — требованиям ГОСТ 14202—69 [3]. При большом количестве трубо-
проводов опознавательную окраску можно выполнять на отдельных участках.
§ 9.4. Особенности определения
нагрузок на КЦ и НПС
Определение нагрузок на КЦ и НПС ведется по действующим норма-
тивам [15] и не вызывает каких-либо затруднений. Классификация нагрузок,
методика их сочетаний полностью охватывается нормами, за исключением
нагрузок, действующих па каркас и фундаменты КЦ при блочном монтаже
турбоагрегатов.
422
Стремление обеспечить блочный монтаж турбоагрегатов, поставляемых,
заводов-изготовителей на несущей металлической раме, вызывается не
С-о11ько желанием сократить сроки монтажа (хотя и это достаточно важно),
сколько нерациональностью в условиях стройки разборки агрегатов; про-
шедших заводскую балансировку, ходовые испытания и т. п. Масса блока
турбоагрегата, поставляемого с завода, значительно превосходит грузо-
подъемность постоянного мостового крана, устанавливаемого в КЦ для
эксплуатации в послепостроечпый период (табл. 9.4). Для возможности
подъема блока и перемещения его вдоль цеха ВНИИСТ разработано при-
способление, позволяющее использовать ходовую часть крана для блочного
монтажа.
ТАБЛИЦА 9.4
Нормативные нагрузки на колесо мостового крана
при подъеме турбоблока приспособлением, разработанным во ВНИИСТ
Показатели Тип турбоагрегата
ГТК-5 ’ ГТ6-750 ГТ-750-6 ГТК-10
Пролет цеха, м 12 15 15 15
Грузоподъемность мосто- вого крана,т 10 15/3 15/3 20/5
Нагрузка на колесо мос- тового крана, тс 11,5 16,5 16,5 20,9
База мостового крана, и Масса турбоблока, т 4,4 42 4,4 46 4,4 52 4,4 56
Нагрузка на колесо при- способления, тс 19,5 20,8 22,7 27,4
Обязательный учет нагрузок при блочном монтаже турбоагрегата, рег-
ламентируемый указаниями Технического управления Мингазпрома СССР,
приводит к необходимости усиления конструкций подкрановых балок, колонн
и фундаментов. Увеличение нагрузки от турбоблока не требует значитель-
ного усиления фундаментов, так как оно обычно не превышает 10—15%
суммарной нагрузки от элементов здания и снега. Учет монтажных нагрузок
(в данном случае от блочного турбоагрегата) производится при этом как
дополнительное сочетание с коэффициентом К = 0,9.
Полный учет монтажных нагрузок возможен без других временных
нагрузок (снеголой, ветровой, временной на перекрытиях), что также пе
является наихудшей комбинацией нагрузок.
Для колонн увеличение нагрузки также не приводит, как правило,
к изменению сечений при двухветвевых колоннах, подкрановая ветвь которых
размещена по оси подкрановой балки. И только для колонн сплошного сече-
ния нагрузка от турбоблока является критической для консоли и часто для
сечения колонны (в дополнительном сочетании с учетом ветровой нагрузки).
Подкрановые балки, безусловно, определяются по величине нагрузки от
олочного монтажа. Ввиду значительных сосредоточенных нагрузок на рельс
Требуется при подборе сечения типовых металлических подкравовых балок
оращать внимание па местную устойчивость стенок.
§ 9.5. Проектирование оснований и фундаментов
с „Строительные характеристики оснований. Грунты. Строительные
х иства грунтов, используемых в качестве оснований зданий и сооружений,
рактеризуются и обозначаются в соответствии со СНиП 11—15—74 [16,
°-2-2—2.22].
423
йнженерпо-геологические изыскания позволяют выявить характер,,,
стики, необходимые для расчета основания: среднюю плотность, удельное
сцепление, угол внутреннего трения и модуль деформации. Для расчет,
свайных оснований требуются дополнительные данные: коэффициент код.
систенции (для глинистых груптов); влд грунта по крупности частиц (д,чя
песчаных грунтов). Помимо всех перечисленных выше характеристик необ-
ходимы данные о специфических свойствах конкретных грунтов (просадоч.
пости, тиксотроппости, наличию растительных или культурных остатков)
о насыпном грунте, его возрасте п т. д. ’
Грунтовые воды. Уровень грунтовых вод, полученный по изы-
еканиям, влияет на глубину заложения фундаментов, а также обусловливает
необходимость устройства гидроизоляции подземных помещений. Кроме
того, следует учитывать степень агрессивности грунтовых вод по отношению
к материалу фундамента. Характеристики грунтовых вод и мероприятия
по защите от их воздействия определяются СНиП II—28—7,3 [17].
Одновременно с учетом колебания уровня грунтовых вод должна при-
ппматься во внимание возможность изменения их уровня в будущем. Значи-
тельное повышение уровня грунтовых вод наиболее вероятно прп глинистых
или пылевато-песчаных грунтах; при строительстве объектов с мокрыми
процессами, а также в районе с вновь возводимыми водоподпорпыми соору-
жениями. Понижение уровня грунтовых вод обеспечивается системами мели-
орации (каналы, дрепажи) или подземными выработками (метро, горные
подработки и др.).
Глубина заложения фундаментов. Она регламенти-
руется СНиП II- 15—74 [16, п. 3.28—3.39]. При этом учитываются:
1) назначение зданий, наличие подвалов, подземных коммуникаций
и фундаментов под оборудование;
2) размер и характер нагрузок, действующих на основание;
3) глубина заложения фундаментов примыкающих зданий;
4) геологические и гидрогеологические условия площадки (свойства
грунтов, уровень грунтовых вод и его возможные колебания);
5) климатические особенности района:
6) возможность пучения грунтов прп промерзании и осадки при отта-
ивании:
7) конструкция фундаментов и методы их возведения.
Минимальное заглубление фундаментов промышленных зданий в есте-
ственный грунт 0,8 м; при наличии подвала — на 0,4—-0,5 м ниже пола под-
вала.
При отсутствии данных многолетних наблюдений глубину промерзания
груптов разрешается определять по карте из СНиП II—А.6—72 или расчет-
ным путем. При определении глубины промерзания учитывается влияние
теплового режима здания: уменьшение в отапливаемых зданиях и увеличение
в холодильниках.
Методика расчета оснований. Расчет выполняется в соответствии с требо-
ваниями СНиП II—15—74 [16, п. 3.45—3.81]. Расчеты по деформации (2-му
предельному состоянию) для всех зданий и сооружений на нескальных груп-
тах выполняются на основное сочетаппе нагрузок, а по несущей способности
(1-му предельному состоянию) прп регулярно действующих на основание
горизонтальных нагрузках (подпорные степки и т. п.), при наличии скальных
грунтов или ограничении основания откосами — на основное и особое соче-
тания пагрузок. Нагрузки, действующие па основание, собираются в соот-
ветствии со статической схемой сооружения.
При наличии нескольких кратковременных пагрузок они вводятся в ра-
счет с коэффициентами сочетаний (например, коэффициенты, учитывающие
вероятность одновременной загрузки перекрытий многоэтажных здании)»
которые принимаются в соответствии с требованиями СНиП II—6 7*
[15].
Для зданий и сооружении нефтяной ji газовой промышленности, част
возводимых в районах со сложными геологическими и гидрогеологическими
условиями, особое значение имеет выполнение требований СНиП об указав!’1
424
в рабочих чертежах фундаментов значений усилий, действующих па оспо-
* расчет по деформациям. Условием применения методики
ясчета является ограничение среднего давления на основание под подошвой
фундамента значениями, определяемыми по формулам (17) и (18), приведен-
ным в СНиП II—15—74 [16]. Нормативное давление при разных глубинах
члтожеаия или размерах фундамента можно определить по таблицам, при-
веденным в работе [1]. Прп этом пе требуется делать вычислений, связанных
с характеристиками грунтов.
В СНиП II—15—74 [16, табл. 19] приведены типы зданий, сооружений
я грунтов, для которых расчет оснований может производиться по средним
давлениям, без проверки осадки. При этом следует иметь в виду, что для
перечисленных в таблице грунтов и зданий нагрузка на полы должна быть
-<2,0 тс/м2.
Предварительные размеры фундаментов при основании, сложенном гори-
зонтальными, выдержанными по толщине слоями грунта (сжимаемость кото-
рых пе возрастает на глубине двойной ширины наибольшего фундамента),
а для зданий Ш—IV классов окончательные размеры допускается определять
по условным расчетным давлениям, приведенным в СНиП II—15—74 [16,
нрил. 4].
Расчет но несущей способности. Прп выполнении расче-
тов для скальных грунтов следует иметь в виду, что несущая способность
основания из этих грунтов вычисляется путем умножения временного сопро-
тивления водопасыщенных образцов скального грунта на сжатие на при-
веденную площадь фундамента. Приведенные ширина и длина фундамента
с учетом эксцентриситетов приложения равнодействующей всех нагрузок
определяются по формулам (24) и (25), данным в СЫиП 11—15—74 [16].
Несущая способность (устойчивость) основания из пескальпых грунтов
определяется как предельное равновесие при сдвиге. При этом в грунте
образуется поверхность скольжения, охватывающая всю подошву фунда-
мента, по которой происходит сдвиг массива грунта вместе с фундаментом
сооружения. Схема разрушения основания, применяемая в расчете, должна
быть как статически, так и кинематически возможна для данного сооружения.
Формулы и указания но расчету приведены в СНиП 11—15—74 [16, п. 3.75--
3.81].
Свайные фундаменты. Расчет н проектирование их выполняются в соот-
ветствии с требованиями СНиП" II—Б.5—67* [19] и «Рекомендациями по
расчету свайных фундаментов в слабых грунтах» [9]. Свайные фундаменты
на многолетнемерзлых груптах проектируются в соответствии с требованиями
СНиП II—Б.6—66 и в настоящей работе пе рассматриваются.
Тип фундамента (свайные или обычные па естественном основании)
выбирают по результатам техпико-экопомпческого сравнения вариантов.
Как правило, применение свайпых фундаментов взамен ленточных па есте-
ственном основании бывает целесообразным при глубине заложения фунда-
ментов более 1,7 м от поверхности планировки, а для производственных
зданий — при глубине заложения отдельно стоящих фундаментов более
2,5 и. Особо целесообразны свайные фундаменты при строительстве иа слабых
грунтах (насыпных, заторфованпых и др.), а также при высоком горизонте
грунтовых вод и большой глубине промерзания груптов.
Свайные фундаменты состоят из ростверка и отдельных свай. Ростверком
называется плитпая или массивная конструкция, объединяющая сваи и
передающая па них пагрузку от верхней части сооружения. Сваи подразде-
ляются па сваи-стойки и висячие. Первые нижпим концом опираются иа
практически несжимаемые грунты (силы трепия грунта по боковым поверх-
ностям сваи в расчетах пе учитываются). Висячие сваи погружаются в ежп-
иаемые грунты, пагрузку на грунт они передают боковыми поверхностями
и нижними концами.
По способу погружения в групт сваи разделяют на забивные, набивпые
и винтовые. Забивные железобетонные сваи применяются во всех груптах,
позволяющих забивку или вибропогружепие свай при любых уровнях груп-
425
товых вод; деревянные же допускается использовать при условии заложения
голов свай ниже самого низкого уровня грунтовых вод.
Винтовые сваи применяются преимущественно для сооружений, под-
верженных действию выдергивающих нагрузок, при любых грунтах, допу-
скающих завинчивание, за исключением текучих глинистых, а также илов
и заторфовайных грувтов.
Набивные сваи можно использовать во всех типах грунтов, за исключе-
нием глинистых текучей консистенции, торфов и илов (из-за возможности
разрыва бетовного ствола при извлечении инвентарных труб или растекания
бетона в слабый грунт, окружающий сваю). Рекомендуется применять набив-
ные сваи при наличии вблизи зданий или сооружений, для которых вибрации
и сотрясения, сопутствующие забивке или вибропогружепию, опасны.
Основные положения по расчету. По 1-му предельному
состоянию (по несущей способности) расчет конструкций свай, свай-оболочек
и ростверков необходимо выполнять во всех случаях на вертикальные и
горизонтальные нагрузки по прочности материала свай и свай-оболочек,
а также по несущей способности грунта основания. Расчет по 2-му предель-
ному состоянию (по деформациям) свай производится для всех грунтов, за
исключением случаев опирапия свай на круппообломочные, плотные песча-
ные или твердые глинистые грунты, а также при значительных горизонталь-
ных нагрузках, вызывающих существенные горизонтальные перемещения.
По 3-му предельному состоянию (по трещияостойкости) рассчитываются
железобетонные элементы свайных фундаментов в случаях, оговоренных
СНиП П-В.1-62 *.
Перечень нормативных документов, в соответствии с которыми опре-
деляются нагрузки, действующие ва свайные фундаменты и их основания,
приведен в СНиП II—Б.5—67 * [19, и. 4.2].
Расчет свайных фундаментов и их оснований по деформациям произ-
водится па основное сочетание нормативных нагрузок, а расчет по несущей
способности — па основные, дополнительные или особые сочетания расчетных
нагрузок.
Конструкции свай рассчитываются не только на усилия, передаваемые
сооружением, но и иа возникающие при изготовлении, складировании и
транспортировке, а также подъеме на копер.
Испытания свай. Расчетная несущая способность свай должна
обязательно корректироваться по результатам контрольных испытаний
пробных свай. Действующими нормативами предписываются обязательные
контрольные динамические, а контрольные статические испытания — по
усмотрению проектной организации [19, п. 9.9]. В то же время в ряде рай-
онов со слабыми грунтами (Ленинградская, Воркутинская, Тюменская обл.
и др.) местными нормативами предусматриваются обязательные статические
испытания пробных свай. Они требуются также и при недостаточной освещен-
ности грунтов площадки в материалах изысканий (когда отсутствуют сква-
жины глубиной па 5 м больше длины свай и скважины, прорезающие всю
толщу слабых грунтов), а также при рыхлых песках и глинистых грунтах
с консистенцией В )> 0,6 [19, п. 5.4J.
Учитывая трудность получения необходимых данных по предваритель-
ным изысканиям, а также сложность организации контрольных испытаний
свай при этом (особенно в неосвоенных районах), рекомендуется обязательное
проведение контрольных испытаний сван как статических, так и динами-
ческих.
При проведении испытаний помимо корректировки проекта отрабаты-
вается технология погружения свай, проверяется оборудование для погру-
жения.
Указания по испытанию свай приведены в СНиП II—Б.5—67 * [19.
п.п. 3.2—3.3; 6.1—6.8) н в ГОСТ 5686—69 «Сваи и сваи-оболочки. Методы
полевых испытаний». В этих нормативах дана методика испытаний, указано
количество испытываемых свай, перечислена необходимая контрольная
документация. Одпако наиболее полно вопросы испытания свай, подбора
оборудования для их погружения и методы устранения недопогружения
426
свешены в работе [И]. В этой работе освещены также вопросы подготовки
® испытаниям, проведению статических и динамических испытаний свай;
подбор сваебойного оборудования; обработка результатов испытаний и реко-
мендации по устранению причин, вызывающих значительные отклонения
яеСущей способности свай от принятых в проекте.
Основными способами испытаний являются, как указывалось выше,
динамический и статический. Статический способ — наиболее достоверный,
он заключается в измерении деформаций свай под увеличивающейся сту-
пенями нагрузкой. Наиболее распространенными являются испытания свай
при помощи загрузочной платформы и передачи реактивных усилий от дом-
кратов на анкерные сваи.
1 Динамический способ испытаний свай заключается в замерах числа
ударов и соответствующих величин погружения свай. Замеряют, как пра-
вило, число ударов на каждый метр погружения в начале забивки и отказы
(величина погружения от одного удара) на последнем метре забивки. Отказы
замеряют повторно, после нормируемого отдыха, т. е. перерыва после окон-
чания забивки и перед началом добивки. Динамические испытания помимо
определения расчетного сопротивления свай уточняют параметры сваебой-
ного оборудования.
Конструкции свай и ростверков. Забивные свап —
наиболее распространенный тип. Опи бывают железобетонными, деревян-
ными и стальпыми. Железобетонные сборные сваи имеют прямоугольное и
квадратное сечение, напрягаемую и ненапрягаемую арматуру. Размер сто-
роны сечения сваи — 25, 30, 35 и 40 см, длина сваи (без острия) — 4,0; 4,5
и от 5,0 до 20,0 м с градацией через 1 м. Наиболее часто применяются ква-
дратные свап со стороной 30 и 35 см при длине от 6 до 12 м.
В действующий общесоюзный каталог включены забивные сваи следу-
ющих серий:
1)1.011—1 —предназначены для фундаментов в любых сжимаемых
грунтах, варианты армирования — как с напряжением, так и без напря-
жения;
2) 1.011—2 — служат для устройства фундаментов в песках средпей
плотности, в рыхлых грунтах, в пластичных и текучих супесях, в суглинках
и мягких глинах;
3)1.011—4—имеют круглую полость иХпредпазначепы для свайных
фундаментов в песчаных грунтах средней плотности и в глипистых грунтах
с консистенцией В = 0,25 4-0,5.
Помимо железобетонных применяют деревянные сваи длиной от 5 до
25 м, толщиной от 15 до 40 см. Стыки свай по длине выполняются с метал-
лическими накладками и штырем по оси, с плотной прйторцовкой в стыке.
При изготовлении сваи обработка ствола дерева ограничивается снятием
коры, заострением нижпего и обработкой верхнего конца. Заострение ниж-
него конца должно быть симметричным, чтобы при забивке не произошло
отклонения от вертикали. Чаще всего заострение выполняется в виде четырех-
гранной пирамиды длиной 1,25—1,5 диаметра сваи; кончик спиливается,
иногда защищается полосовой'сталыо. Головку сваи защищают от'размочали-
вания во время забивки обручем из полосовой стали.
Металлические сваи, как правило, изготовляют из труб полость которых
после забивки заполняется бетоном. Однако если нагрузки на сваю незначи-
тельные и нет необходимости "в бетонном сердечнике, полость свай может
быть оставлена свободной. Так поступают, например, при возведении соору-
жений для каспийских морских пефтепромыслов.
Острие трубчатой металлической сваи выполняется из листов сварным,
коническим или пирамидальным. Высота конуса принимается равпой 1 —1,5
Диаметра. Стыковка свай по высоте выполняется па сварке, с. использованием
заранее приваренных моптажных планок или колец (рис. 9.7).
Железобетонный свайный ростверк проектируется в зависимости от
конструкции здапия или сооружения, опирающегося па него. Ростверки
Могут быть в виде одиночных, ленточных (под стены), кустовых (под колонны
или столбы) конструкций, а также плитных под «свайное поле» (под дымовые
427
трубы, сплосы, резервуары и т. п.). В ростверках фундаментов под здания
в углах и пересечениях несущих стен обязательно должпы быть установлены
сваи. При передаче на фундамент небольших вертикальных нагрузок и цри
отсутствии изгибающих моментов (например, под фахверковые стойки)
допускается выполнять фундаменты из двух сван. Размещение свай в кусте
должно быть центрировано на равнодействующую постоянных нагрузок.
Расстояние между осями свай должно быть пе менее 3 диаметров при
забивных и пабивпых сваях и 2,5 диаметра при мероприятиях по облегчению
забивки (лидеры и т. п.). При этом (и в дальнейшем) за d принимается диа-
метр круглого или сторона квадратного (или большая сторона прямоуголь-
ного) сечения.
Глубину заложения подошвы ростверков назначают с учетом следующих
положений:
1) в жилых и общественных каменных зданиях при отсутствии подвала
или технического подполья подошва ростверка должна быть па 10—15 см
пинге планировочных отметок, а
Монтажные планки при наличии подвала или под-
полья ростверки под наружные
степы закладываются с отметкой
верха, равной отметке пола под-
вала, а под внутренние степы — с
отметкой подошвы, равной отметке
.ш.
Рис. 9.7. Металлическая трубчатая свая. пола подвала,
2) в производственных зда-
ниях при наличии подвала илп
примыкающих к ростверку каналов, приямков и т. п. отметка верха ро-
стверка должна соответствовать отметке пола заглубленных участков; при
отсутствии заглубленных участков верх ростверка назначается для желе-
зобетонных колопп по типовым решениям па отметке —0,15, для метал-
лических — па отметке —1 м;
3) при сильно пунипистых грунтах между грунтом и подошвой роствер-
ков (под которыми грунт в процессе эксплуатации может промерзнуть) необ-
ходимо предусмотреть зазор не менее 20 см; сохранность этого зазора должна
быть обеспечена па все время эксплуатации здания.
Заделка сваи в ростверк выполняется, как правило, путем разбивки
бетона верхней части — «головы» — сваи с заводкой в плиту ростверка рас-
прямленных выпусков продольной арматуры. Ростверки выполняются пре-
имущественно монолитными железобетонными, с учетом требований по про-
ектированию обычных фундаментов [8].
Для ростверков под сборные железобетонные колонны — со стаканами —
конструктивные габаритвые размеры определяются с учетом следующих
положений:
а) размещения необходимого числа свай под подошвой;
б) расстояния от грани сваи до края ростверка пе мепее 5 см;
в) минимальной долщипы стенок стакана 22,5 см;
г) минимальной толщины ростверка ниже дна стакана 40 см.
На рис. 9.8, а показан монолитный ростверк под типовую сборную
железобетонную колонну сечением 400 X 600 мм, установленный па четырех
сваях сечением 300 X 300 мм, а на рис. 9.8, б — сборный железобетонный
ростверк, установленный па шести сваях того же сечепия. Конструкции
ростверков аналогичны; правда, в конструкцию монолитного ростверка
добавлены монтажные петли, а сопряжение свай с ростверком достигается
прп помощи монолитной бетонной подушки. В подушку заделывают сваи
и па цементном растворе устанавливают ростверк.
На рис. 9.8, б показан случай, когда выдергивающие па!рузки па сваи
отсутствуют. При' наличии их ростверк соединяется с монолитной плитои
путем сварки закладных деталей.
Другим вариантом сборных железобетонных ростверков являются сбор*
пые железобетонные оголовки на каждой свае (рис( 9.9). Оголовки выста-
вляются при помощи инвентарных металлических хомутов, которые
428
Рис. 9.8. Железобетонные ростверки.
а — монолитный; б — сборный.
429
снимаются после того, как бетон, заполняющий полости оголовка, наберет
прочность.
На сборные железобетонные оголовки могут устанавливаться как линей-
ные элементы (обвязочные балки, панели и т. п,), так и сборные ростверки
под колонны, опоры и т. п. При наличии внецейтренных или вырывающих
нагрузок на оголовках предусматриваются закладные части, соединяемые
на сварке с закладными частями ростверка.
Металлические ростверки выполняются, как правило, на металлических
сваях при падземной установке ростверка. Состоят они из плитной или балоч-
ной конструкции собственно ростверка и переходных подвижных оголовков
свай, при помощи которых ростверк крепится к сваям. Подвижные оголовки
позволяют «погасить» неточности в плане и по высоте при забивке свай.
Распространенным типом подвижных оголовков при трубчатых метал-
лических сваях являются «телескопические», выполняемые в виде опорной
Рис. 9.9. Сопряжение железобетонной сваи со
сборным железобетонным оголовком.
1 — свая сечеяием 30 х 30 см; 2 — выпуски
арматуры сваи (пе мепее 250 мм, во пе ме -
нее 20 диаметров арматуры); з — сборный
оголовок сеченией 750 X 750 X 500 мм; 4 —
бетон в полости оголовка; 5 — контур головы
сваи до разбивки; в — инвентарный металли-
ческий хомут.
плиты и приваренного к ней отрезка трубы. Диаметр трубы оголовка должен
быть больше или меньше диаметра сваи, чтобы обеспечить перемещение трубы
оголовка снаружи или внутри сваи. Соединения оголовков с ростверком боль-
шей частью сварные.
Фундаменты на естественном основании. Фундаменты промышленных
зданий и сооружений могут быть сплошными, ленточными или одиночными
столбчатыми.
Одиночные столбчатые фундаменты выполняются под отдельные стойки
или колонны каркасов. Это наиболее распространенный тип фундаментов.
Ленточпые фундаменты, как правило, устраиваются под несущими стенами,
чаще при наличии подвалов и степ из кирпича или мелких блоков. В слабых
грунтах они могут применяться и для стоек (при соответствующих технико-
экономических обоснованиях). Сплошные фундаменты применяются либо
при компактной опорной площади сильно нагруженных сооружений (дымо-
вые трубы, силосы, доменные печи и т. п.), либо при очень сильно натружен-
ных сооружениях или зданиях (высотные и многоэтажные здания или эта-
жерки с тяжелым технологическим оборудованием).
По материалу конструкций фундаменты могут быть каменными (бутовые),
бутобетонными, бетонными и железобетонными. Наиболее распространены
бетонные и железобетонные фундаменты, сборпые и монолитные. В насто-
ящее время произошла переоценка роли сборных железобетонных фундамен-
тов в промышленном строительстве. Если в нормативных документах прош-
лых лет рекомендовались под столбы и стойки каркаса промышленных зданий
и сооружений фундаменты сборные железобетонные, то в действующих пра-
вилах ТП 101—76 предпочтение отдается монолитным. Раньше считалось,
что значительное удорожание сборных фундаментов компенсируется сокра-
щением сроков строительства, устранением «мокрых» процессов и прочими
преимуществами строительства и монтажа. Одпако практический опыт пе
подтвердил этих предпосылок. Удорожание действительно имело место,
а ускорения строительства пе наблюдалось, так как фундаменты промышлен-
ных зданий ввиду большого диапазона в нагрузках и грунтовых условиях
430
не удавалось свести к компактной номенклатуре, что в свою очередь не давало
возможность наладить их предварительное серийное изготовление. Выигрыш
в сроках монтажа повсеместно «съедался» сроками освоения производства
сборных фундаментов на заводах железобетонных конструкций.
В общесоюзную номенклатуру сборных железобетонных конструкций
промышленных зданий одиночные фундаменты не включаются уже более
10 лет. Для ленточных фундаментов найдены решения, которые позволяют
достаточно небольшой номенклатурой изделий выполнять практически
неограниченное количество вариантов.
Сборные ленточные фундаменты. Выполняются из
типовых сборных стеновых блоков и фундаментных плит. Сборные бетон-
ные блоки для стен подвалов (ГОСТ 13579—68 * и сер. 1.116—1) предусмо-
трены шириной 30, 40, 50 и 60 см при номинальной высоте блоков 60 и длине
Рис. 9.10. Ленточные фундаменты из сборных блоков и плит на обычных (а)
и сильно сжимаемых (б) грунтах.
I — степа; 2 — подготовка; 3 — железобетонная плита; 4 — бетонные блоки;
J — армированный шов h = 50 мм (раствор марки 50); 6 — выравнивающий
железобетонный шов Л = 70 мм (бетон марки 150).
240 см у основных и 80 см у доборных. Для блоков шириной 40, 50 и 60 см
имеются блоки доборпые по высоте, т. е. высотой 30 см; длина их 120 см.
Вся номенклатура, таким образом, состоит из (4 X 2-f-3 X 1) = 11 марок.
Вариант стеновых блоков с пустотами, разработанный в типовых черте-
жах, имеет ограниченное применение (только в маловлажных грунтах) и сло-
жен в производстве, что практически исключает его применение.
Сборные железобетонные фундаментные плиты (ГОСТ 13580—68* и
сер. 1.112—1) по размерам могут быть разделены на две группы. В первую
группу можно включить плиты высотой 30 при ширине в 60, 80, 100, 120,
140 и 160 см; номинальная длина этих плит 120 и 140 см, т. е. всего имеется
(2 X 6) = 12 марок плит. Во второй группе высота плит 50, ширина 200, 240,
280 и 320, номинальная длина 120 см. Общая номенклатура плит — 16 марок.
Характерные поперечные сечения ленточных фундаментов из сборпых
блоков и плит показаны па рис. 9.10, где даны сечения фундаментов для обыч-
ных и сильно сжимаемых груптов. Различаются эти конструкции армирован-
ным швом и выравнивающим поясом, погашающими неравномерные осадки.
Под подошвой устраивается подготовка из песка толщиной не мепее
10 см (под монолитными участками — из бетона марки не менее 100). Монтаж
блоков ведется па цементном растворе марки не менее 50 с перевязкой швов
блоков в 25—50 см (последняя цифра характерна для сильно сжимаемых
грунтов).
Проемы в фундаментах длиной более 0,6 м должпы быть перекрыты
перемычками, разгрузочными балками и т. и. устройствами. Особое внимание
следует обратить на установку разгрузочных балок по верху фундаментных
плит при значительных проемах в стенах. Пример обустройства проема
показан на рис. 9.11. Если различные участки фундаментов имеют разную
431
отметку подошвы, то переход осуществляется уступами. Отношение длины
уступа к его высоте должно быть не менее 2 : 1. При необходимости фунда-
ментные плиты в местах уступов укладываются на подготовку из бетона
марки 100.
Одиночные фундаменты. Наиболее применимы фундаменты
под сборпые железобетонные и стальйые колонны. Монолитные железобетон-
ные фундаменты под типовые железобетонные колонны прямоугольного сече-
ния наиболее полно разработаны в типовой серии 1.412—1 [26]. Серия даст
исчерпывающую номенклатуру фундаментов под колоппы одноэтажных
зданий по серии КЭ—01—49. Фундаменты имеют отметку верха —0,15 м
и высоту 1,5; 1,8—4,2 м с градацией через 0,6 м. Номенклатура грунтов
предусмотренная серией, имеет зпачепия Лн от 1,5 до 4,5 кгс/см2 (с градацией
через 0,5 кгс/см2).
1-1
(увеличено)
Рис. 9.11. Обустройство проема в сборном ленточном фундаменте.
1 —стеновые блоки; 2 — опорный уголок (по проекту); 3 — разгрузочная
балка (по проекту); 4 — подготовка; 5 — фундаментная плита; в — ар-
мированный шов; 7 — бетон марки 100.
В альбомах серии приведены графики для определения размеров и арми-
рования фундаментов, опалубочная номенклатура, примеры подбора и спе-
циальные «чертежи для доработкя». Эти чертежи представляют собой набор
заготовок рабочих чертежей фундаментов, которые «дорабатываются» при
конкретной привязке. Сущность доработки заключается в проставлении
на чертеже следующих данных:
1) зпачепия копкретпых пагрузок;
2) разбивочных осей здания и марки фундамента по проекту;
3) высоты фундамента и стакана;
4) марки арматурных изделий;
5) расхода бетона и стали.
Расчетные таблицы и графики серии позволяют подбирать сечение по-
дошвы фундамента и для петиповых колонн.
Определение размеров подошвы монолитных фупдамептов под стальные
колонны и ее армирование могут быть выполнены аналогично фундаментам
под железобетонные колонны. Отличие состоит в конструктивном оформлении
верха фундамента, где надо разместить анкерные болты и в необходимых
случаях установить дополнительную арматуру в месте опирания анкерных
плит башмака колонны.
Анкерные болты, как правило, устанавливают и бетонируют одновре-
менно с фундаментом. Закрепление их от смещения при бетонировании
должно обеспечиваться применением кондукторов, постоянной инструмен-
тальной проверкой'и т. д. Анкерные болты определяются по расчету; кон-
струкции болтов с нормальной и уменьшенной длиной принимаются по типо-
вым нормалям. Рекомендуется, например, использование болтов, описанных
в работе [11, табл. 17, п. 5.23—5.29]. Ниже приводим ряд выдержек по кон-
струированию фундаментов под стальные колонны из этой работы.
432
При нормальной заделке апкерпых болтов, если, от конца болта до по-
дошвы фундамента мепее 1 м, апкеры доводятся до подошвы, а подколопник
армируется по минимальному проценту армирования (как бетоппый эле-
мент). При этом отношение высоты подколенника к его наименьшему размеру
в плане (ширине) должно быть пе более 1,5. При большей высоте фундамента
длина анкерных болтов принимается равпой нормальной заделке, а под-
коленник армируется по расчету. В случае конструктивного армирования
оно выполняется как для железобетоппого элемента.
Минимальные конструктивные габаритные размеры оголовка фунда-
мента назначаются с учетом того, что расстояние- от анкерной плиты баш-
мака колоппы до края оголовка фундамента должно быть пе менее 50 мм,
а от оси анкерного болта до края оголовка фундамента — не мепее 150 мм
при болтах диаметром до 48 мм и пе мепее 200 мм при болтах большего диа-
метра.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Базь Б. Д. Нормативное давление на естественное основание (та-
блицы для расчета). Киев, «Буд1вельпик», 1965. 190 с.
2. ГОСТ 12506—67. Окна деревянные для зданий промышленных пред-
приятий. М., Изд-во стандартов, 1967. 22 с.
3. ГОСТ 14202—69. Трубопроводы промышленных предприятий. Опо-
знавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки.
М., Изд-во стандартов, 1971. 17 с.
4. ГОСТ 15548— 70. Цвета сигнальные и знаки безопасности для про-
мышленных предприятий. М., Изд-во стандартов, 1970. 12 с.
5. Правила и нормы техники безопасности и промышленной санитарии
для проектирования пожаро- и взрывоопасных производств пефтегазопере-
рабатывающей, нефтедобывающей, химической и нефтехимической про-
мышленности. М., «Недра», 1967. 79 с.
6. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных ком-
прессорных установок, воздухопроводов и газопроводов. М., «Металлургия»,
1973. 32 с.
7. Противопожарные технические условия строительного проектиро-
вания предприятий нефтегазодобывающей и нефтегазонерерабатывающей
промышленности. ПТУ СП 01— 63 и ПТУСП 02—62. М., 1963. 54 с. (Центр,
науч.-исслед. ин-т технико-экопом. исследований по пефт., нефтегаз, и газ.
пром-стя).
8. Рекомендации по расчету железобетонных ростверков свайных фун-
даментов под колонны зданий и сооружений промышленных предприятий.
М., Стройиздат, 1974. 41 с.
9. Рекомендации по расчету свайпых фундаментов в слабых груптах.
М., Стройиздат, 1975. 33 с.
10. Руководство по испытанию забивных свай и подбору сваебойного
оборудования. Киев, «Буд1вельник», 1972. 32 с.
11. Руководство по проектированию фундаментов на естественном осно-
вании под колонны зданий и сооружений промышленных предприятий.
₽М—53—01/69. Л., 1970. 105 с. (Лепипгр. отд-пие ин-та Промстройпроект).
12. СН 181—70. Указания ио проектированию цветной отделки интерь-
1972 пРоизводствеппь1х ЗДапий промышленных предприятий. М., Стройиздат,
13. СН 245—71. Сапитарпые нормы проектирования промышленных
предприятий. М., Стройиздат, 1972. 96 с.
14. СН 433—71. Указания по строительному проектированию пред-
приятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности. М.,
Стройиздат, 1972. 80 с.
15. СНиП II—6—74. Нагрузки и воздействия. М., Стройиздат, 1976.
16. СНиП II 15—74. Нормы проектирования. Основания зданий и соору-
жений. М., Стройиздат, 1975. 65 с.
28 Заказ 156 433
17. СНиП II 28—73. Нормы проектирования. Защита строительных
конструкций от коррозии. М., Стройиздат, 1974. 33 с.
18. СНиП II-A.5-70. Противопожарные нормы проектирования зда-
ний и сооружений. М., Стройиздат, 1971. 16 с.
19. СНиП II—Б.5—67 *. Свайные фундаменты. Нормы проектирова-
ния. М., Стройиздат, 1971. 21 с.
20. СНиП II—М.2— 72. Производственные здания промышленных пред-
приятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1972. 18 с.
21. СНиП П—М.З—68. Вспомогательные здания и помещения про-
мышленных предприятий. Нррмы проектирования. М., Стройиздат, 1968.
28 с.
22. СНиП II—П.З—70. Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы про-
ектирования. М., Стройиздат, 1971. 17 с.
23. Строительное проектирование промышленных предприятий. Тепло-
технический расчет ограждающих конструкций. Сб. 4. М., 1964. 72 с.
24. Типовые конструкции и детали зданий и сооружений.
Сер. ПР—05—47. Оконные панели деревянные для промышленных зданий.
Рабочие чертежи. М., 1963. 35 с.
25. Типовые конструкции и детали зданий и сооружений.
Сер. ПР—05—50/73. Стальные оконные панели из горячекатаных и гнутых
профилей для промышленных зданий. Вып. 1. Рабочие чертежи. М., 25 с.
26. Типовые конструкции и детали зданий и сооружений. Сер. 1.412—1.
Монолитные железобетонные фундаменты под типовые колонны прямоуголь-
ного сечения одноэтажных промышленных зданий. Вып. 1-1; 1-2; 1-3; 1-4.
М., 1970. 248 с.
27. Типовые конструкции и детали зданий и сооружений. Сер. 1.431—2.
Самонесущие панельные перегородки из тяжелого и легкого бетона для
одноэтажных производственных зданий. М., 1969. 21 с. (Госстрой СССР).
28. Типовые конструкции и детали зданий и сооружений.
Сер. 1—472—1 -г- 5. Шкафы для хранения одежды в гардеробных помещениях
промышленных предприятий. М., 1971. 97 с.
29. Унификация объемно-планировочпых и конструктивных решений
промышленных зданий газовой и нефтедобывающей промышленности. М..
1973. 17 с. (М-во стр-ва пефт. и газ. пром-сти СССР).
лава 10
КОНТРОЛЬНО-
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ,
АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА
§ 10.1. Автоматизация контроля
и управления НПС
Объемы и принципиальные схемы автоматизации НПС. Системы автома-
тизации НПС обеспечивают безаварийную работу в расчетных технологи-
ческих режимах. Объемы автоматизации предусматривают нормальную
работу всего оборудования при отсутствии обслуживающего персонала на
рабочих местах, при условии централизации контроля и управления из
щераторской.
На принципиальных схемах автоматизации указывают размещение дат-
чиков, вторичных приборов, регуляторов, сигнализацию на щитах и пультах,
органы дистанционного управления, что позволяет определить необходимые
объемы автоматизации.
Оборудование автоматизации ППС включает системы общестанционной
автоматики, автоматизации вспомогательных сооружений и магистральных
насосных агрегатов.
Система общестанционной автоматики (рис. 10.1) обеспечивает:
— централизованный контроль за основными параметрами работы стан-
ции, их регистрацию и необходимую исполнительную и аварийную сигна-
лизацию;
— отключение насосных агрегатов защитой при повышении давления
на нагнетании или сния!ении его па всасывании;
— регулирование потока путем дросселирования на нагнетании станции;
— контроль загазованности или возникновения пожара; отключение
всего оборудовапия при срабатывании систем;
— дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек
подключения станции к магистрали при подготовке к пуску первого агрегата.
Приборы централизованного контроля обеспечивают индикацию и реги-
страцию давления нагнетания (до и после узла регулирования) и давления
всасывания, а также измеревие значения уставки регулятора и температуры
перекачиваемой нефти. На щитах в операторской устанавливаются селектив-
ные сигнальные указатели неисправностей и срабатывания аварийных защит.
Ориентировочный объем защит приведен в табл. 10.1.
Уставка защиты по аварийным давлениям на нагнетании принимается
равной 1,1рр (для трубопровода—рт, для коллектора — рк). Защита по
предельным давлениям настраивается па более низкое значение с учетом
погрешностей срабатывания сигнальных устройств. Защита по всасыванию
должва срабатывать с выдержкой 8—12 сек для исключения ложных сра-
батываний из-за воздушных пробок и снижения давления при запуске сосед-
них агрегатов. Защита по предельным значениям настраивается на зпачепие
кавитационного запаса Нк. Защита по аварийным давлениям отстраивается
от ложных срабатываний снижением уставки по давлению или увеличением
выдержки времени.
Автоматизация вспомогательных систем предусматривает:
— автоматический запуск рабочего агрегата;
— контроль исправности рабочего агрегата;
— автоматический запуск резервного агрегата при неисправности основ-
ного рабочего;
28* 435
ТАБЛИЦА 10.1
Ориентировочный объем защит НПС
Сигнализация неисправности Необходимость отключения агрегатов Приборы Условия настройки
Аварийная загазованность + (сопровождается отключе- нием электроснабжения) СГП-1М, СВК-ЗМ 40% нижнего предела взрыво- опасной концентрации
Повышенная загазованность — СГП-1М, СВК-ЗМ 20% нижнего предела взрыво- опасной концентрации
Пожар + (сопровождается отключением вентиляции и электроснабже- ния) ДПС-038, ТОЛ Температура на 50° С выше тем- пературы окружающего возду- ха
Затопление — СУЖ-1Н Заполнение дренажного приям- ка
Аварийный уровень сборника утечек — суж-1н Заполнение сборника
Максимальный уровень в резер- вуаре сброса воды — СУЖ-1Н То же
Предельное минимальное да- вление всасывания + (отключается первый по по- току агрегат) ВЭ-16рб, МП4-1У Кавитационный напор насоса Як
Аварийное минимальное да- вление всасывания + ВЭ-16рб, МП4-1У Нк — (0,5 4- 1) кгс/см4
Предельное максимальное давле- ние нагнетания до узла регу- лирования (отключается первый по по- току агрегат) ВЭ-16рб, МП4-1У Рк -1- (2 -4- 4) кгс/см4
Аварийное максимальное давле- ние нагнетания до узла регу- лирования + ВЭ-16рб, MII4-IV Не более 1,1 рк
Предельное максимальное давле- ние после узла регулировании (отключается первый по потоку агрегат) ВЭ-16рб, МП4-1У Рт -и (3 -г 5) кгс/см2
Аварийное максимальное давле- ние после узла регулирования + ВЭ-16рб, МП4-1У Не более 1,1 Рт
Повышенное давление всасыва- ния (возможна непродолжи- тельная подача разгрузки на всасывание) — ВЭ-16рб, МП4-1У 20—30 кгс/см2
Минимальная температура в по- мещениях (блоках) — ТПП-СК В соответствии с техническими условиями на оборудование
Неисправность вспомогатель- ных систем — (сигнализации по каждой си- стеме отдельно)
Авария вспомогательных систем — (сигнализация по каждой си- стеме отдельно)
Неисправность на подстанции (от аппаратуры подстанции)
со
UTHatryodufi uinfr
gge
umadouivdauQ
атни/зан
mdogndu
ппПВС
птгпз
итТП
godogndu
m'mcxM ,
- пйшзпгайилгп)
Hunt/nlin
10.1 * Пряггцяпиалкняя схема аатоматввацмм 11ПС.
dvgv
1 ЭНЫН
МЯИ/ g
ovgo
эятцц
'цэятм
о
£
tnwairgvo god
-ouiHirfiaad irae/j
ПОНЭОийЧ
аонаииошъд
нтщ
~'Н7ЦН
goaoam
апнаиаршп
J xaoqz
og VMxahgng
J aaags
1 og OHMdagiig
438
— контроль исправности резервного агрегата;
— сигнализацию неисправности рабочего и резервного агрегатов.
Принципиальная схема автоматизации вспомогательных систем при-
ведена на рис. 10.2 на примере подпорных вентиляторов. Работа системы
контролируется по физическому параметру (давление, температура). Для
Рис. 10.2. Принципиальная схема автоматизации подпорных вентиля-
торов.
контроля давления и температуры воды, воздуха, масла в нормальных поме-
щениях применяют общепромышленные реле давления и температуры, во
взрывоопасных помещениях — приборы, указанные в табл. 10.1.
Аппаратура автоматического управления и защиты НПС. Для маги-
стральных насосов серии НМ поставляется комплектно с агрегатами Сумским
машиностроительным заводом им. Фрунзе. Схемы автоматизацви прила-
гаются- к аппаратуре вместе с технической документацией. Конкретный
индекс документации уточняется при подтверждении заявки па оборудование.
Аппаратура выполнена на релейных элементах и состоит из отдельных бло-
ков. Конструкция блоков предусматривает возможность их смены без оста-
новки агрегата. Система на бесконтактных элементах «Пуск-71» обеспечивает
возможность управления как отдельными насосными агрегатами, так и всей
43»
•станцией. Блочный принцип построения позволяет пабирать нужное коли-
чество стоек в соответствии с особенностями технологического оборудования.
Приборы контроля и защиты НПС указаны в табл. 10.1. Контроль давле-
ния в трубопроводе осуществляется взрывозащшценпыми контактными
показывающими манометрами типа ВЭ-16рб и МП4-1У. Для снижения макси-
мального предела измерения Давления у приборов па всасывании промежу-
точных станций без емкостей па линии отбора устанавливают устройство
защиты (УЗ). При повышении давления выше заданного УЗ перекрывает
импульсную линию и предотвращает дальнейшее повышение давления «после
себя».
Автоматическое регулирование. Применяется для плавного ограниченна
максимального давления нагнетания и минимального давления всасывания
на НПС при работе в режимах, отличающихся от расчетных или возникающих
при переходных процессах. Оно предусматривается на всех перекачивающих
станциях, кроме головных и промежуточных НПС с постоянно подключен-
ными емкостями, за которыми по потоку расположены станции с постоянно
подключенными емкостями. Автоматическое регулирование НПС с приводом
от электродвигателей осуществляется, как правило, путем дросселирования
потока иа нагнетании станции. Другой способ регулирования — перепуск —
применяется только прн наличии противодавления на нагнетании станции
(вторных районах).
В Качестве регулирующего органа могут быть использованы двухседель-
ные регулирующие клапаны, регулирующие заслонки и шаровые краны.
Количество исполнительных механизмов определяется из условия, чтобы
потери давления на узле регулирования при отсутствии дросселирования
не превышали 3—4 м столба жидкости:
<? = 1,2А'О/^,
где Q — расход, м3/ч; Kv — условная пропускная способность регулиру-
ющего органа (табл. 10.2); Ар — перепад давления, кгс/см2; у — удельный
вес жидкости, гс/см3.
ТАБЛИЦА 10.2
Значения условной пропускной способности Ки регулирующих
органов в зависимости от их номинального диаметра
Номинальный диаметр, мм Регулирующий орган
Двухседсльный клапан Заслонка Шаровой кран
100 160 400
150 400 800 1 600
200 630 1 200 2 700
250 1000 1 700 4 500
300 1600 3 000 6 000
400 2500 5 000 10 000
500 4000 8 000 17 000
600 — 12 000 26 000
700 — 16 000 36 000
Автоматический контроль загазованности. Этот вид контроля преду-
сматривается во всех взрывоопасных помещениях, где в результате отдель-
ных неисправностей оборудования возможно возникновение повышенной
концентрации паров нефти и нефтепродуктов. При достижении 40% нижвего
предела взрываемости (НПВ) насосная должна быть остановлена и отсоеди-
нена от магистрали, а энергоснабжение всех потребителей в помещении,
440
кроме освещения, отключено. Точки забора воздуха для контроля концен-
трации должны размещаться на высоте 0,5—0,7 м вблизи технологического
оборудования, которое может служить источником концентрации.
Для контроля концентрации применяются автоматические сигнализа-
торы СГП-1М и СВК-ЗМ. Каждый сигнализатор может калиброваться па
определенный перечень горючих веществ, указанный в технической докумен-
тации. Применение сигнализаторов с неправильной калибровкой недопу-
стимо. Один датчик сигнализатора должен приходиться па один насосный
агрегат или на 100 м2 контролируемой площади.
Автоматический контроль возникновения пожара. Осуществляется с по-
мощью нижеследующих сигнализаторов пожара, устанавливаемых во всех,
взрывоопасных -помещениях и в отделевии электродвигателей:
— ДПС-038 дифференциальные, реагирующие на скорость изменения
температуры;
— ТРВ-2 тепловые, реагирующие на повышение температуры в поме-
щении;
— тепловые с легкоплавкой головкой (спринклеры СВ).
Наиболее применимы датчики ДПС-038 совместно с вторичным устрой-
ством ПИО-017. Площадь, обслуживаемая одним датчиком, — 25 м2.
§ 10.2. Автоматизация магистральных
насосных агрегатов
Автоматизация агрегата (рис. 10.3) обеспечивает последовательное вы-
полнение операций программного запуска или остановки агрегатов, постоян-
ный контроль параметров, отклонение которых от норм может привести
к аварии. Программа запуска должна предусматривать открытие задвижек
па всасывании и нагнетании насосного агрегата с одновременным включением
электродвигателя и подключение защиты по вибрации после пуска. Если
характеристики электродвигателя пе позволяют пуск насоса на открытую
задвижку, программа запуска обеспечивает такую последовательность опера-
ций: открытие задвижки на всасывании, запуск электродвигателя, открытие
задвижки на нагнетании, подключение защиты по вибрации. В ходе запуска
и во время работы насосного агрегата осуществляется автоматпчееквй
ТАБЛИЦА 10.3
Ориентировочный перечень параметров защиты магистрального
насосного агрегата и приборов контроля
Параметр Предел измерения Прибор контроля
Температура: подшипников насоса » двигателя корпуса насоса воздуха на выходе двигателя 40-70° С СГ-136М
Ток двигателя У течки из уплотнений насоса Давление: масла к подшипникам охлаждающей воды к электро- двигателю воздуха в камерах беспром- вальной установки Повышенная вибрация То же Но ТУ двигателя 20 мм вод. ст. 1 кгс/см2 2 кгс/см2 20 мм вод. ст. 80 мкм 0,85 см/сек Э-377 СУН-1 ВЭ-16рб, MII4-IV 3KM-IV ДН-100 АВКС-1 КСА-9
441
Рис» 10.3. Принципиальная схема автоматяаании магистрального иасосвого агрегата.
U0U1J
ttu’suithMuifg ozoHwaw
вэиаГ) ____________________L-<.
вэиап ду
эояриЛлзла/Л*
•ршптт1£_______
ашнагтншяатдо
_-озоарн_^_1
riMQOHVUJJQ П OXjhU '•*'
v пнгиайд анойшмн
тм
т.
антдй
:;*гш
(а-
,иош0
шп$
Ktj^jdoijjodauQ
нашигайг в
ккшэоапн
цпнэидойиР шв'т
। iwoaadao
, ?гс><эозои
П/ОИООО
) Pifu ^п^[<
muioQDt) деть шаь^
nrnvt tswaahTidumai/f:
тщПШЫПдб!
1
чаимша
эюм
дож/
он ам
dtfajuiQ
ЦЫШЭЭН
4}oqntJ(j
контроль исправности всех узлов агрегата. Объем параметров контроля уточ-
няется в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей насосов
и электродвигателей. Ориентировочный перечень параметров защиты агрегата
указан в табл. 10.3.
Сигнализатор СТ-136М состоит из восьми одинаковых блоков сигнализа-
ции и блока питания. Оп выполняет следующие функции: контроль темпе-
ратуры в восьми точках; выдачу селективного сигнала при превышении
заданной температуры в контролируемом точке и при обрыве линии от дат-
чика, при исчезновении напряжения на приборе.
Сигнализатор СУН-1 состоит из датчика утечек со сменными сливными
диафрагмами, датчика-реле напора ДН-100 и электронного искробезопасного
реле Т8И. При повышении допустимого значения утечек возрастает давление
в датчике, что приводит к срабатыванию датчика-реле напора. Реле ДН-100
устанавливается в 6—8 м от датчика утечек, реле Т8И — в невзрывоопасном
помещении.
Контроль вибрации насосных агрегатов осуществляется на передних
(обращенных друг к другу) подшипниках пасоса и электродвигателя. Вибро-
датчик АВКС-1 реагирует на вибросмещепие. Расстояние от датчика до вто-
ричного прибора 20—30 м. Прибор контроля вибрации КСА-9 срабатывает
при повышении значения виброускорения в точке контроля. Максимальное
расстояние от усилителя датчика до прибора — 80 м.
§ 10.3. Автоматизация контроля и управления
резервуарных парков и вспомогательных сооружений
Объем автоматизации. Автоматизация резервуарных парков преду-
сматривает (рис. 10.4):
— централизацию контроля и управления;
— защиту от перелива;
— защиту от повышения давления в подводящих трубопроводах;
— замер количества нефти па потоке;
— пожаротушение.
В ряде случаев может быть запроектировано программное переключение
резервуаров при наливе и сливе.
При централизации контроля и управления резервуарных парков
в пункте управления сосредоточиваются измерение уровня в резервуарах,
сигнализация максимального и минимального уровней, дистанционное
управление задвижками. На щитах в пункте управления воспроизводится
мнемоническая схема резервуарного парка, в которую встраиваются кнопки
управления задвижками и лампы сигнализации положения задвижек, а также
оперативных и аварийных уровней в резервуарах.
Для дистанционного измерения уровня (или массы нефти) в резервуарах
используют системы «Утро-2» или «Квант». Комплекс устройств для товаро-
расчетных операций «Утро-2» обеспечивает сбор п передачу значений уровпя
и средней температуры нефти в 50 резервуарах. Результаты измерении вос-
производятся на пульте управления, регистрируются на перфоленте и могут
быть введены непосредственно в ЭВМ. Для измерения уровнями температуры
нефти в комплексе «Утро-2» используют мпогопроводную телемеханическую
систему. Количество проводов при измерении только уровня нефти составляет
14 + п + р, а при измерении уровпя и температуры 18 + п + р, где п —
число датчиков измерения в дапном направлении; р — число резервных жил.
Сопротивление жилы кабеля для измерения уровня нефти не'превыгпает
100, а для измерения температуры — 5 ом. В комплексе «Квант» применен
пьезометрический способ взвешивания столба жидкости. В состав комплекса
входят:
— датчики гидростатического давления (щелевые) на 50 объектах кон-
троля (резервуарах) со своими пневмоканалами;
— пять селекторных устройств «Радпус-М» для сбора первичной инфор-
мации о гидростатическом давлении жидкости в контролируемых резерву-
443
Защита по
। давлению
Й
Цшрропеча Н Н НН Н Н Н
тающая
машинка
К подпорной
на сосной
ЕЁЗ
g
5;
налива
слива
____Программа
~ Программа
Открытие} задвижки в/°? и закрытие задвижки №2
Звуковая сигнализация
ч
Рис. 10.4. Принципиальная схема автоматизации резервуарного парка*
144
— пульт диспетчерский для сбора информации с устройств «Радиус-М»
для управления устройствами вычислительным, печати и перфорации, а также
для индикации результатов вычислений;
— вычислительное устройство для преобразования первичной информа-
ции от датчиков о массе н уровне жидкости в контролируемом резервуаре;
— устройство печати и перфорации для регистрации результатов изме-
рения на бланке и перфоленте.
Для работы датчиков необходимо питание воздухом давлением
1,4 кгс/см2. Погрешность измерения массы пе превышает 0,5%.
На всех резервуарах должна предусматриваться защита от перелива,
при срабатывании которой прекращается подача нефти в резервуар. При
высокой производительности налива схема автоматизации должна пред-
усматривать управление целой группой из двух — трех резервуаров при
переливе в одном из них. Для резервуаров с понтоном и плавающей крышей
применяют прибор типа СУЖ-1Н. Конструкция устанавливаемого прибора
должна обеспечивать его сохранность при подъеме понтона или плавающей
крыши выше уровня настройки. Настройка уровня срабатывания должна
учитывать заполнение резервуара за время закрытия задвижки. Автомати-
ческая защита от повышения давления воздействует на приемную задвижку.
В качестве датчика используют взрывозащищенный манометр. Настройка
манометра иа 10% ниже настройки срабатывания механических предохрани-
тельных клапанов.
Автоматическое измерение количества нефти на потоке. Контроль коли-
чества нефти на потоке осуществляется с помощью счетчиков нефти. В тур-
бинных счетчиках чувствительным элементом является вращающийся ротор
(турбинка). В лопасть турбинки вмонтирован магнит, который при прибли-
жении к катушке, установленной на корпусе, индуцирует в ней ток. Количе-
ство импульсов прямо пропорционально скорости потока, а следовательно,
объемному расходу. В реальных условиях вследствие неравномерности
потока, дисбаланса ротора, люфтов и т. п. действительное число оборотов
отличается от расчетного. Это отличие и является погрешностью счетчика,
которая в процессе эксплуатации должна непрерывно контролироваться.
Для современных турбиппых счетчиков (табл. 10.4) характерны следующие
технические дапные:
Основная погрешность, % 0,25
Повторяемость (погрешность в рабочей точке),% 0,05
Диапазон расходов (отношение минимального 1 ; 10
расхода к поминальному)
Потери давления при номинальной производи- 0,3
тельпости, кгс/см2
таблица io.4
Основные типоразмеры турбинных счетчиков
Номинальный диаметр, мм Номинальная производи- тельность, м3/ч Номинальный диаметр, мм Номинальная производи- тельность, м3/ч
100 300 300 2500
150 600 400 4000
200 1100 500 6500
250 2000
При проектировании замерного узла перед счетчиком и после него
должны быть обеспечены прямые участки для создания равномерного потока.
Длина их перед счетчиком — 10—20 диаметров счетчика, за счетчиком —
не менее 5 диаметров. Для снятия счетчика при ремонте или поверке с обеих
445
Рис. 10.5. Принципиальная схема автоматизации пожаротушения в резервуарном парке-
446
сторон его должпы быть установлены задвижки. При наличии любого обвода
вокруг счетчика задвижки должны. обеспечивать герметичное перекрытие
и иметь устройство для поверки герметичности.
Автоматическое пожаротушение. В резервуарных парках I и II категории
предусматривается автоматическое пожаротушение. Сигнал о загорании
передается датчиками, установленными на крыше или на стенке резервуара.
Датчики размещают по периметру резервуара у пеногенераторов. На каждом
резервуаре должно быть установлено не менее двух датчиков. В качестве
датчиков используют сигнализаторы типа ТРВ-2 и станцию сигнализации
ТОЛ. На каждый резервуар выделяется самостоятельный луч. При необхо-
димости в луч включают токовое реле для управления электроприводными
задвижками. При срабатывании датчика включаются пожарные насосы
и открываются задвижки на растворопроводе к пепокамерам соответству-
ющего резервуара (рис. 10.5).
Датчики ТРВ-2 включаются в луче последовательно. Для обнаружения
обрыва цепи на клеммы параллельно датчику устанавливают диод Д226Г.
При появлении сигнала от датчика на станции ТОЛ переключается поляр-
ность питания. Сохранение цепи свидетельствует о пожаре, разрыв цепи —
об обрыве провода; при применении лучевых реле диоды устанавливают
в обоих направлениях.
Объемы защит пожарной насосной аналогичны объемам автоматизации
вспомогательных систем перекачивающей насосной. При выборе приборов
контроля и определении уставок времени следует учитывать, что допуска-
емая инерционность системы автоматического пожаротушения с момента
возникновения пожара до поступления пены не должна превышать 3 мин.
Автоматизация вспомогательных сооружений. Автоматизация систем
водоснабжения сводится к поддержанию необходимых уровней воды в резер-
вуарах или водонапорных башнях и заданного давления в водопроводной
сети. Артезианские скважины автоматизируются на базе аппаратуры, поста-
вляемой комплектно с погружным пасосом. Насосные станции 2-го подъема
автоматизируются аналогично вспомогательным системам перекачивающей
насосной. Для их автоматизации могут быть использованы дополнительные
блоки в системах «Пуск-71» или Сумского машиностроительного завода
им. Фрунзе.
Устройства водоподготовки увязываются в единую схему с системой
подачи воды. Для системы обезжелезивания требуется установка ротаметров
для контроля расхода и манометров для измерения давления на фильтрах.
Автоматизация бактерицидной установки осуществляется аппаратурой,
поставляемой комплектно с ней. Включение в работу бактерицидной уста-
новки должно опережать по времени подачу воды в хозяйственно-питьевую
сеть. В качестве датчиков в системах водоснабжения применяют сигнализа-
торы уровня жидкости ЭРСУ-3 и контактные манометры ЭКМ.
Принципы автоматизации систем канализации аналогичны таковым для
других вспомогательных систем. При автоматизации систем производственной
канализации применяется взрывозащищенная аппаратура, аналогичная
аппаратуре перекачивающей насоспой; в помещении канализационной насос-
ной предусматривается контроль загазованности.
§ 10.4. Телемеханика трубопроводов
Для сбора информации с НПС с целью координации работы всего трубо-
провода, централизации управления в одном месте — районном диспетчер-
ском пункте (РДП) — используются устройства телемеханики. Объемы
передаваемой по ним информации позволяют диспетчеру вести работу в опти-
мальном режиме, представить характеристику режима работы трубопровода
в состояния основного оборудования, оцепить сложившуюся ситуацию
и принять необходимые меры для предотвращения аварий.
Для телемеханизации магистральных трубопроводов серийно выпу-
скаются устройства ТМ-200 и ТМ-120.
447
Устройство ТМ-200. Оно предназначено для телемеханизации районного
диспетчерского управления нефтегазопроводами с рассредоточенным харак-
тером расположения объектов. Устройство предусматривает работу по двум
направлениям линий связи с максимальным количеством контролируемых
пунктов (КП) на одном направлении — 60. Для обмена.лнформацией устрой-
ство использует телефонный капал, образованный по физическим цепям
двух- или четырехпроводпых воздушных или кабельных линий связи. Устрой-
ство выпускается в модификациях, охарактеризованных в табл. 10.5. Оно
обеспечивает ретрансляцию 5 ТИ и 10 ТС в другое устройство TJ3.
ТАБЛИЦА 10.5
Модификация устройства ТМ-200
Номер модифика- ции Выполняемые функции на КП
Телеуправ- ление (ТУ) Телерегули- рование (ТР) Телесигна- лизация (ТС) Аварийная телесигна- лизация (АТС) Телеизме- рение (ТИ)
1 5 1 4
2 1 — 5 1 4
3 — 1 5 1 3
4 1 1 5 1 3
В качестве датчиков телеизмерения в системе ТМ-200 могут использо-
ваться токовые с сигналом 0—5 ма, кодовые с сигналом в виде двоичного
циклического или двоично-десятичного циклического кода.
Основная погрешность телепередачи — около 1%, расстояние от КП
до датчика определяется сопротивлением линии пе более 50 ом. Устройство
может работать в следующих режимах:
— циклический опрос ТИ — ТС, сравниваются параметры ТИ с задан-
ными пределами верхних и нижних уставок;
— передача команд телеуправления или телерегулированпя с реги-
страцией;
— опрос при изменении состояния.
Устройство обеспечивает воспроизведение информации в цифровом
виде, регистрацию ее периодически или по требованию диспетчера, а также
при операциях ТУ, ТР или возникновении аварийной сигнализации, перфо-
рацию данных.
Максимальное время передачи ТУ — 3 сек и поступления аварийной
сигнализации — 15 сек, циклического опроса всех КП — 20 мин.
Аппаратура ПУ размещается в пяти напольных шкафах II габарита.
Она предназначена для работы в интервале температур 5—50° С. Аппаратура
КП может размещаться в зависимости от заказа в одном папольном шкафу
обычного или пылебрызгозащищенного исполнения для работы в интервале
температур —30 -т- +50° С, потребляемая мощность 0,15 кв-а.
Комплекс устройств ТМ-120. В комплекс входят следующие устройства
(рис. 10.6);
— ТМ-120-1 для управления сооружениями с большим количеством
объектов на КП;
— ТМ-120-2 для управления сооружениями с малым количеством объек-
тов на КП;
— обработки информации на базе ЭВМ М-6000.
Описываемый комплекс устройств телемеханики предназначен для
передачи пзвестительпой н командной информации с использованием прин-
ципа выбора сообщений по относительным приоритетам. Комплексом обеспе-
448
чивастся передача известительной информации с контролируемых пунктов
низшей (объектов линейных сооружений) и высшей ступеней (насосных стан-
ций) на пункт управления в РДП.
В объем передаваемой известительной информации входят телеизмерения
текущих параметров (ТИ), телеизмерепия интегральных значений параметров
(ТЙИ), телесигнализация (ТС) и статистическая информация (СИ). Комплекс
обеспечивает передачу командной информации с ПУ па КП высшей ступени —
Датчики.
Рис. 10.6. Схема комплекса ТМ-120.
команды телеуправления (ТУ) и тслерегулировапия (ТР) для задания уставок
регуляторам, а также с ПУ на КП низшей ступени — команды ТУ. Он рас-
считан на выполнение на пункте управления основных операций но обра-
ботке информации: воспроизведения ТИ в цифровом виде, воспроизведения
ТС, ретрансляции части информации на резервный пункт управления, сигна-
лизации отклонения параметров, а также регистрации эпизодической и пери-
одической известительной и командной информации.
В устройство ТМ-120-1 могут входить до 30 УП-КП1, связанных с ПУ
по 20 каналам связп произвольной структуры с помощью стандартных систем
уплотнения каналов. Скорость передачи 600 бод. Объем информации с каж-
дого КП: ТИ — 64; СИ — 512; ТС — 128; ТУ — 128; ТР — 8.
Для обработки данных устройство ТМ-120-1 может быть снабжено ЭВМ
М-6000. Комплектность ЭВМ М-6000 определяется объемом поставленных
задач, способами и устройствами воспроизведения информации.
29 Заказ 156 •
Устройство ТМ-120-2 обеспечивает ретрансляцию информации, собира-
емой им в объеме ТУ — 80, ТС — 128, ТИ — 128. Расстояние между аппара-
турой ТМ-120-1 и ТМ-120-2 не должно превышать 25 м.
Устройство ТМ-120-2 состоит из ПУ и 16 КП. Объем информации с каж-
дого КП составляет: ТУ — 8, ТС — 16 и ТИ — 8. Канал связи может быть
организован с помощью стандартных систем уплотнения или по выделенным
двухпроводным кабельным или воздушным линиям связи. В качестве дат-
чиков ТИ могут использоваться датчики постоянного тока 0—5 или 0—20 ма,
кодовые датчики с сигналом в виде двоичного 8-разрядного кода. Связь
с датчиками ТИ и ТС осуществляется с помощью двухпроводной симметрич-
ной линии сопротивлением до 50 ом. Шкаф КП пылевлагозащищенного
исполнения пригоден для работы при температурах от —30 до +50Q С и отно-
сительной влажности 95%.
Устройства телемеханики обеспечивают ретрансляцию информации
в вышестоящее устройство или в ЭВМ М-6000.
Датчики телеизмерения. Для передачи измерений применяют приборы
с токовым выходом системы ГСП и кодовые датчики давления ДДК. В послед-
них используется принцип срыва генерация высокочастотных колебаний
от потерь, вносимых металлическим телом, введенным в электромагнитное
иоле катушки индуктивности, колебательного контура автогенератора,
§ 10.5. Объемы автоматизации КС
Комплекс средств автоматизации КС должен обеспечивать управление
и защиту всех технологических объектов КС; оперативный централизованный
контроль технологических параметров и процессов; централизованный сбор
и первичную обработку информации, а также подготовку ее для передачи
на центральный диспетчерский пункт (ЦДП) по каналам телемеханики.
Аппаратура систем автоматизации, а также средства контроля и упра-
вления размещаются в помещении районного диспетчера, находящегося
либо в КЦ, либо в отдельном помещении.
Средства автоматизации КС должны обеспечивать следующие режимы
работы.
Управление:
— заданием давления на выходе каждого потока;
— заданием распределения нагрузки по цехам одного потока;
— станционными и охранными кранами;
— выбором группы работы резервных агрегатов;
— автоматическим пуском, нормальной и аварийной остановками ГПА;
— регулятором изменения режима работы ГПА;
— регулируемыми байпасными кранами цехов;
— аварийной остановкой КС.
Контроль:
— давления газа на входе и выходе КС по потокам;
- температуры газа на выходе КС по потокам;
— производительности КС по потокам;
— скорости вращения турбины низкого давления (ТНД) (для газотур-
бинных ГПА);
— температуры продуктов сгорания (для газотурбинных ГПА);
— тока статора или активной мощности (для электроприводных ГПА);
— скорости вращения газомотокомпрессора (ГМК);
— давления газа на входе и выходе каждого ГПА;
— минимального и максимального уровпя в пожарных резервуарах;
— степени загазованности в точках замеров;
— положения регулируемых байпасных кранов.
Непрерывную или периодическую регистрацию:
— давления газа на входе и выходе каждого потока;
— температуры .газа на выходе каждого потока;
— давления газа на'выходах ГРС собственных пужд;
450
ТАБЛИЦА 10.6
Функции систем автоматического контроля и управлении
по типам ГПА
Газотурбинный ГПА
Электроприводной ГПА
Управление
1. Автоматический пуск, аварийная и нормальная остановки.
2. У прав лепи е механизмами агрегата (пусковой масляный насос, краны и т. п.).
3. Опробование защит.
4. Выбор режима работы агрегатов.
5. Управление регулятором скорости I 5. Выбор режима работы возбудителя
вращения турбины |
Сигнализация
1. Состояние агрегата (пуск, работа, авария).
2. Положение механизмов агрегата.
3. Нарушение нормального режима работы агрегата (предупредительная),
4. Причины аварийной остановки
Измерения непрерывные
1. Давление газа на входе и выходе нагнетателя.
2. Температура продуктов сгорания
перед ТВД.
3. Скорость вращения ТВД и ТНД.
4, Расход топливного газа
2. Температура подшипников.
3. Давление газа в полости нагнетате-
ля.
4. Вибрация подшипников.
5. Перепад «газ — масло».
6. Давление масла смазки.
7. Давление масла уплотнения.
8. Объемная производительность.
9. Ток статора.
10. Ток и напряжение возбуждения
Измерения по вызову
1. Температура масла до и после мас-
лоохладителей.
2. Температура и вибрация подшипни-
ков.
3. Перепад «газ — масло».
4. Давление масла смазки, масла в си-
стеме регулирования и после импел-
лера.
5. Давление пускового и топливного
газа.
6. Температура воздуха перед осевым
компрессором.
7. Давление воздуха после осевого
Компрессора
1. Температура масла после маслоох-
ладителей.
2. Температура воздуха после воздухо-
охладителей.
3. Температура охлаждающего возду-
ха после главпого электродвигателя.
4. Температура железа статора и меди
ротора главного электродвигателя
29*
451
Рис. 10.7. Функциональная
1 — кран с пневмоприводом и дистанционным или местным управлением; ' 2 — задвижка,
в — блок управления;7— кнопка управления; газ: Г—технологический, ГТ—топЛ**®
бипное отработанное, МА —аварийный слив, М — пылеуловителей; вода.
452
с Хена автоматизации КС.
дроссель; 3 — переход; 4 — свеча; 5 — электропневматичсскпй узел управления краном;
ный, ГЦ — пусковой, ГИ — импульсный; масло: МТЧ—турбинное чистое, МТО—,тур~
ВГ—горячая, ВН — нагретая, ВХ— холодная; В — воздух; Д— дренаж.
453
— расхода газа через ГРС собственных нужд;
— давления газа на входе ГПА;
— производительности КС по потокам;
— температуры продуктов сгорания газотурбинных ГПА;
— скорости вращения ТНД газотурбинных ГПА;
— тока статора или активной мощности электроприводных ГПА;
- - напряжения на глинах 6 и 10 кв трансформаторной подстанции или
электростанции собственных нужд.
Сигнализацию:
— аварии или неисправности, с расшифровкой цеха или вспомогатель-
ного объекта, откуда поступил сигнал;
— пожара на объектах КС;
’ — предельных отклонений от заданного значения давления газа на
выходе из цеха;
— предельных отклонений от заданных значений топливного и пуско-
вого газа;
— повышения температуры газа на выходе потока;
— положения общестанционных и цеховых кранов;
— состояния ГПА («Готов к пуску», «Пуск», «Работа», «Авария», «Не-
исправность»);
— загазованности КЦ;
— повышения температуры охлаждающей воды (воздуха);
— минимального и максимального уровней в пожарном резервуаре.
Функциональная схема автоматизации КС представлена на рис. 10.7.
Уровень автоматизации КС должен обеспечивать централизованное упра-
вление всеми ее технологическими объектами и прилегающими к ней уча-
стками газопровода из РДП. Объемы автоматизации КС должны гарантиро-
ТА БЛИЦА 10.7
Ориентировочный перечень параметров защиты газотурбинного ГПА
Параметр Предел измерения Прибор контроля
Температура: подшипников воздуха до и после воз- духоподогревателя продуктов сгорания Давление: масла воздуха газа Наличие факела в камере его- 0—70° С 500° С- 780° С 1—10 кгс/см2 1—6 кгс/см2 100 кгс/см2 Термометры сопротивления типа ТСП-309 в комплекте с электронным самопишу- щим мостом типа ЭМР-109-ИМЗ Термопары TXA-VIII, ТХА-280М в комплекте с электронным потенцио- метром типа КСП-1 Манометры показывающие типа МОШ; электроконтак- тные типа ЭКМ ВЭ-16РБ; дистанционные типа МЭД, МП-32 Сигнализатор «Пламя»
Перепад давления «газ — ма- сло» Вибрация Расход топливного газа 1,5 кгс/см2 4500 м®/ч Регулятор перепада и дифма- нометр типа ДМ АВКС-2 ДК-25-80-А-1-0/2-3; ДСП-780Н
454
вать возможность эксплуатации основного и вспомогательного технологи-
ческого оборудования бея постоянного вахтенного персонала.
Объем автоматизации ГПА. Система автоматического управления агре-
гатом должна обеспечивать:
— нуск, нормальную и аварийную остановки;
— защиту агрегата во всех режимах работы;
— предупредительную и аварийную сигнализацию;
— сигнализацию о состоянии агрегата и его механизмов;
— опробование системы управления и механизмов агрегата;
— опробование защит;
— загрузку агрегата;
— выдачу необходимой информации о режимах работы ГПА в систему
сбора данных станционного уровня.
В табл. 10.6 перечислены функции систем автоматияеского контроля
и управления по типам агрегатов. В табл. 10.7 дан ориентировочный пере-
чень параметров защиты газотурбинного ГПА.
§ 10.6. Комплекс аппаратуры
диспетчерского пункта КС «Контур-1М»
Комплекс «Контур-1М» разработан ВНПО «Союзгазавтоматика»
и серийно выпускается Калининградским экспериментальным заводом ВНПО
«Союзгазавтоматика». Он позволяет осуществлять централизованный кон-
троль и управление КС, оснащенной любыми типами ГПА, так как не
является системой с заранее заданнымн функциями. Это дает возможность
проектировать систему централизованного контроля и управления КС под
конкретный объект.
Основные функции системы «Контур-1М»:
— управление автоматизированными ГПА; объектами вспомогательных
служб КС и энергоснабжения; кранами обвязки КС и цеха;
— сигнализация о состоянии управляемых с РДП объектов и о неисправ-
ностях ГПА, КЦ и КС;
— аварийная остановка КЦ и КС;
— изменение режимов работы ГПА, положения регулируемых кранов
и установок цеховых регуляторов;
— изменение, периодическая цифровая регистрация и индикация пара-
метров по каждой литке газопроводов;
— непрерывная регистрация параметров ГРС собственных нущд;
— диспетчерская связь с различными объектами КС, трассы и ЦДП
газопровода.
Техническая характеристика системы «Контур-1М»
Количество, единиц, до:
10
10
34
8
30
22 (в том числе:
10 периодически
и 12 непрерывно)
24
0-5; 0—20
0—10
, 6
параметров, %, пе более
компрессорных цехов
ГПА в каждом цехе
общестанционных и переключающих кра-
нов
дистанционно регулирующих кранов на
один цех
вспомогательных служб
измеряемых и регистрируемых параметров
объектов энергоснабжения
Рабочее напряжение постоянного тока, в
Тип датчиков (в комплект не входят):
токовые, ма
потенциометрические, в
Основная погрешность измерения и регистрации
455
В состав комплекса «Контур-1М» входит:
— щит диспетчера (ЩД) мозаичного типа, ва котором располагаются
мнемоническая схема КС, сигнальные табло неисправностей объектов ком-
прессорного цеха (КЦ), положения основного и вспомогательного оборудо-
вания КС и прилегающих к ней участков газопровода, органы управления
кранами и вспомогательными объектами КС;
— пульт диспетчера (ПД), является рабочим местом диспетчера КС
и позволяет вести текущую оперативную работу по управлению КС, для чего
имеются органы управления, средства отображения информации, возможность
связи с абонентами;
— шкаф питания (ШП), предназначен для питания всех устройств ком-
плекса и формирования сигналов неисправности станционного характера;
— шкаф цехового контроля (ШЦК), служит для коммутации внешних
цепей управлении и контроля цеха, формирования звуковой и световой
сигнализации неисправностей цехового характера, непрерывной регистрации
параметров нитки и коммутации сигналов датчиков, контролирующих ее
работу;
— шкаф измерения (ШИ), предназначен для связи с цеховыми (агрегат-
ными) системами автоматики по вызову агрегатов для измерения, сигнализа-
ции и управления;
— шкаф регистрации (ШР), обеспечивает непрерывную регистрацию
параметров пускового и топливного газа;
— шкафы промежуточных реле (ШРП-2 и ШРП-3), предназначены для
подключения и согласования цепей управления, сигнализации и измерения
соответственно но шести и трем газотурбинным агрегатам, оснащенным
системой централизованного контроля и управления (СЦКУ);
— шкаф управления (ШУ-11), служит для управления и сигнализации
вспомогательных объектов;
— система «Сириус-1», обеспечивает измерение параметров по программе,
задаваемой диспетчером на пульте, и их периодическую регистрацию;
— система «Связь-2», реализует функции связи диспетчера с абонентами
КС и ЦДП.
:i Комплекс «Контур-1М» комплектуется кабелями, соединяющими основ-
ные изделия комплекса, устанавливаемые в помещении РДП.
§ 10.7. Комплекс устройств
для управления кранами «Вега-1»
С помощью комплекса «Вега-1» осуществляется:
— дистанционное управление общестанционпыми кранами КС из РДП
и из КЦ;
— контроль положения кранов (на РДП постоянный, в КЦ по вызову);
— автоматический контроль исправности цепей управления кранами
и наличия нитания устройств комплекса;
— автоматическое управление общестапционными кранамп и формирова-
ние команд на защиту работающих ГПА от помпажа при аварийной оста-
новке” какого-либо из них;
— выбор рабочей группы резервного ГПА (из РДП и из КЦ);
— сигнализация на РДП и КЦ рабочей группы резервного ГПА;
— защита от повышения давления на выходе группы ГПА;
— передача на РДП расшифрованного сигнала неисправности ГПА.
Комплекс «Вега-1» состоит из трех типов шкафов с аппаратурой упра-
вления (ШУ-14, ШУ-15, ШУ-16), которые могут использоваться в различных
сочетаниях в зависимости от конкретных условий КС.
Шкаф ШУ-14 служит для непосредственного управления кранами с по-
мощью функциональных блоков управления; ШУ-15 — для связи устройств
управления ГПА, оснащенных СЦКУ, и управления общестанционпыми
кранами с РДП; ШУ-16 — для тех же целей, но при условии, что ГПА не
оснащены СЦКУ (при наличии на действующей КС агрегатов с местными
щитами управления).
456
Шкаф ШУ-14 связан с РДП через ШУ-15 (ШУ-16); в нем размещается
16 блоков типа БК-8, при помощи которых происходит управление 16 кра-
нами, имеющими узлы управления типа ЭПУУ-2 или ЭППУ-3. Местное
управление кранами осуществляется с узлов управления, расположенных
непосредственно у кранов.
§ 10.8. Объемы автоматизации ГРС
собственных нужд
ГРС оснащается системами автоматического регулирования давления
газа; системами и устройствами контроля, управления, сигнализации и за-
щиты, обеспечивающими полную автоматизацию всех технологических
процессов.
Система автоматизации ГРС обеспечивает:
— управление включением и выключением резервных и вспомогатель-
ных линий редуцирования;
— управление кранами узла переключения;
— регулирование давления газа па выходных нитках при всех колеба-
ниях входного давления и изменениях расхода;
— защиту от недопустимых отклонений выходного давления;
— сигнализацию давления газа па входе ГРС и па выходе каждой нитки;
— запись расхода топливного газа.
Для обеспечения нормальной работы ГРС используется система автома-
тического предотвращения недопустимых отклонений давления' газа типа
«Защита», которая обеспечивает контроль давления газа, включение в работу
резервной нитки при недопустимом уменьшении давления газа в рабочей
нитке.
В зависимости от диаметра труб липин редуцирования, давления газа
па входе- ГРС и наличия электрической сигнализации система «Защита»
имеет несколько модификаций. Изготовляется она серийпо на Калинин-
градском экспериментальном заводе ВНПО «Союзгазавтоматика».
Техническая характеристика системы «Защита»
Диапазон контролируемого давления на выходе, 2—25
кгс/см2
Давление питания системы, кгс/см2 8—55
Давление питания щита автоматики, кгс/см2 3,2—6,0
Температура окружающей среды, °C От —40 до +50
Наибольшая разность температур окружающей сре- 20
ды и газа питания, °C
Допустимая относительная влажность окружающей До 95
среды при +35° С, %
Погрешность срабатывания датчиков от верхнего ±2
предела их настройки, %
Диапазон регулирования времени срабатывания си- 5—30
стемы, сек
Диапазон регулирования времени подачи смазки, 5—15
сек
Питание системы осуществляется сжатым воздухом или транспортиру-
емым газом, подготовленным в соответствии с требованиями ГОСТ 11882-—73»
§ 10.9. Телемеханизация магистральных газопроводов
Системы телемеханики магистральных газопроводов по принятой на
газотранспортных предприятиях двухступенчатой структуре управления
делятся на:
— системы верхнего уровня — системы телемеханики ЦДС;
457
— системы нижнего уровня — системы телемеханики диспетчерской
службы линейных производственных управлений магистральных газопро-
водов (РДС).
В качестве систем телемеханики верхнего уровня на газотранспортных
предприятиях используется комплекс типа ТМ-120, а нижнего уровня —
типа «Импульс-2». Последняя система выпускается Калининградским экспе-
риментальным заводом ВНПО «Союзгазавтоматика».
Техническая характеристика системы телемеханики
«Импульс-2»
Количество КП на одном направлении Количество направлений 60 4
Количество телеопераций на КП: телеизмерений (ТИ) телеуправлений (ТУ) телесигнализаций (ТС) телерегулирований (ТР) Линия связи, структура 12 7 48 7 Физическая цепь; стан- дартный телефонный канал; канал УКВ- радиостапций
Дальность действия, км: по воздушной линии связи по кабельной с уплотнительной аппаратурой Скорость передачи информации, бод Время выбора, сек: 60 (с усилителем до 350) 40 (с усилителем до 200) Не ограничена 50
КП одной теле операции Режимы работы, ч 4 4 1; .2; 4; 8 (илп по жела-
нию диспетчера)
Климатические условия для КП: температура окружающей среды, °C влажность (при 20° С), % Выходной сигнал датчиков От —40 до +50 80 Токовый; потенциометри- ческий
Погрешность телепередачи, % Источники питания Элементная база: 0,6 Местные 220 в
КП ПУ «Логика» «Спектр»
Средства телемеханики РДС должны обеспечивать:
— телеуправление линейными кранами (в случае технологической необ-
ходимости);
— телесигнализацию положения линейных кранов, состояния станций
катодной защиты и неисправностей на линейных ГРС;
— телеизмерения давления газа у линейных кранов (через 20—40 км)
на отводах в другие магистрали, на входе и выходе линейных ГРС; темпера-
туры газа на выходе линейных ГРС и расхода газа на них.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов.
М., «Недра», 1976. 222 с. Авт.: Ю. М. Дропговский, А. И. Владимирский,
Л. А. Зайцев, Ю. В. Ливанов.
2. Васильев Н. А., Кабзан С. М. Комплекс аппаратуры диспетчерского
пункта КС «Контур-1». — «Автоматизация, телемеханизация и связь в газо-
вой пром-сти», 1973, № 10, с. 13—17.
458
3- Деордица Ю. М., Лищинский И. П. КИП и автоматика насосвых
станций магистральных нефтепродуктопроводов. М., «Недра», 1967. 151 с.
4. Иванов А. В. Фридман Б. М. Выбор модификаций систем теле-
механики диспетчерской службы компрессорной станции газопровода. —
«Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой пром-сти», 1972, № 4,
с. 6—14.
5. Зайцев Л. А. Количественный учет перекачиваемой нефти. М., 1973.
40 ,с.
6. Кияшев А. И., Радугин С. С., Розенфельд Ф. 3. Приборы для измере-
ния, сигнализации и регулирования уровня в нефтеперерабатывающей
и нефтехимической промышленности. М., 1973. 64 с.
7. Котляр И. Я., Пиляк В. М. Эксплуатация магистральных газопро-
водов. Изд. 2-е, перераб. Л., «Недра», 1971. 247 с.
8. Озол П. Ж. Комплекс устройств для управления кранами на КС
магистральных газопроводов «Вега-1», — «Автоматизация, телемеханизация
и связь в газовой пром-сти», 1974, № 10, с. 9—20.
9. Петров В. Е., Ливанов Ю. В. Эксплуатация систем автоматики на
магистральных нефтепроводах. М. «Недра», 1975. 239 с.
10. Рабинович 3. Я., Карякин П. Н. Автоматизация на магистральных
газопроводах. М., Гостоптехиздат, 1957. 166 с.
11. Слободкин М. С., Смирнов П. Ф., Казинер Ю. Я. Исполнительные
устройства регуляторов. Справ, руковод. М., «Недра», 1972, 304 с.
12. Стальский В. В., Житомирский О. Р. Автоматизация магистраль-
ных газопроводов. Л., Гостоптехиздат, 1961. 185 с.
13. Телемеханические комплексы и приборы для АСУ ТП нефтяной про-
»шп1Ленности. М., 1974. 83 с. Авт.: А. А. Абдуллаев, Т. М. Алиев, А. А. Джа-
вадов и др.
14. Штейнман А. Р., Шнейдерман Я. А. Система телемеханики «Им-
пульс-2», — «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой пром-сти»,
1973, № 10, с. 3—12.
Глава 11
СВЯЗЬ
§ 11.1. Общие положения
Основным требованием, предъявляемым к газопроводам, является
непрерывность транспорта газа. Магистральный газопровод представляет
собой комплекс технологически связанных сооружений. Он должен иметь
единое централизованное управление, которое требует в свою очередь четко
и бесперебойно работающих средств связи.
Общие требования к технологической связи магистральных газопрово-
дов, утвержденные Министерством газовой промышленности СССР в 1966 г.,
были сформулированы с учетом сложившихся к этому времени структуры
и методов управления технологическими процессами. Основным видом связи
на газопроводах до недавнего времени были воздушные линии связи.
За период 1967—1976 гг. были построены мощные газотранспортные
системы, создана единая система газоснабжения европейской части СССР
и Урала и соответственно повысились требования к системам связи, обеспе-
чивающим оперативное управление всеми работами на газопроводах. Воздуш-
ные линии связи все меньше удовлетворяют возросшим требованиям к кана-
лам связи. В настоящее время в основном строятся кабельные, а в малообжи-
тых и труднодоступных районах — радиорелейные липии связи (РРЛ-связи).
И те и другие обеспечивают наиболее постоянные во времени и почти не
зависящие от внешней среды электрические параметры каналов передачи.
Последнее обстоятельство особенно важно для внедрения телеграфной связи
и системы телемеханики, а также для создания автоматизированной системы
управления газопроводами.
Начавшееся совершенствование системы транспорта и распределения
газа выдвигает новые требования к системе связи. Важнейшим из них яв-
ляется гибкость системы связи, т. е. возможность быстрого образования
новых и переключения имеющихся пучков и направлений, что обеспечивается
на кабельных и РРЛ использованием многоканальной аппаратуры, созда-
ющей большое количество телефонных каналов и возможность их резерви-
рования.
Большое число телефонных каналов на имеющихся линиях связи поз-
волит выделить потребное количество каналов для телефонной и телеграфной
связи, телемеханизации газопроводов и внедрения автоматизированной
системы управления в целом.
В настоящее время в управлении магистральными газопроводами опре-
делились следующие виды телефонной связи:
1) магистральная телефонная Мингазпрома с производственными объеди-
нениями (ПО), а также между соседними ПО;
2) технологическая дальняя ПО с линейно-производственными управле-
ниями (ЛПУ), атакже ПО с КС без ЛПУ и между соседними ЛПУ; -
3) линейно-производственная телефонная ЛПУ с КС, ГРС, ремонтно-
эксцлуатационными пунктами и ремонтно-восстановительными бригадами,
• Поскольку системы связи на магистральных газопроводах и нефте-
проводах идентичны, в настоящей главе принципы построения связи на
нефтепроводах не рассматриваются.
460
находящимися на трассе газопровода и отводов от него, а также между сосед-
ними КС;
4) местная телефонная между абонентами местной телефонной, станции
любого объекта газопровода.
§ 11.2. Дальняя связь
Кабельные линии связи. На трубопроводах ведется строительство боль-
шого числа кабельных линий связи с использованием симметричных и ко-
аксиальных кабелей. При проектировании линий связи на трубопроводах
основной задачей является выбор наиболее эффективной системы связи,
т. е. определение типа линии и аппаратуры уплотнения. Правильно выбран-
ная система связи позволяет получить необходимое количество каналов между
пунктами трубопровода и обеспечивает высококачественную передачу всех
видов информации.
Несмотря па специфику связи на трубопроводах (наличие большого
числа пунктов с выделением каналов, разнообразие видов связей и т. д.),
линии связи должны соответствовать эталонной цепи, рекомендованной
Международным консультативным комитетом телефонии и телеграфии
(МККТТ).
В соответствии с принятыми нормами средняя псофометрическая мощ-
ность гаума в канале эталонной кабельной цепи длиной 2500 км, определенная
в точке с нулевым относительным уровнем, не должна превышать 10 000 пвт.
При атом принимают, что 75% от общей нормы шумов приходится на шумы
линейного тракта. Следовательно, на шумы от переприемных и оконечных
станций приходится 2500 пвт, т. е. 1 пвт на 1 км линии. Для соблюдения этой
нормы на кабельных линиях трубопроводов большой протяженности следует
принять принцип, в соответствии с которым часть цепей используется для
создания магистральных высокочастотных систем передачи между Мипгаз-
промом и ПО, а другая часть — для распределительных высокочастотных
систем с выделениями или переприемами па ЛПУ и КС. При этом жесткое
соблюдение'нормы шумов (1 пвт на 1 км) необходимо на магистральных вы-
сокочастотных системах, тогда как на распределительных допустимо не-
которое увеличение шумов.
Долгое время на линиях связи трубопроводов применялись исключи-
тельно симметричные кабели н соответствующая им аппаратура уплотнения.
В настоящее время выпуск симметричных кабелей сокращается. В связи
с тем что затраты свинца и меди на производство двух симметричных кабелей
(двухкабельные системы К-60П, V-60E и т. д.) превышают таковые на произ-
водство тонкого коаксиала, Междуведомственный координационный совет
по созданию Единой автоматизированной системы связи (ЕАСС) рекомендовал
применение коаксиальных кабелей. Для уплотнения симметричных
кабелей используют системы К12 + 12 и К-60П.
Аппаратура К 12 + 12 предназначена для уплотнения пар симметричных
кабелей типов МКС 4 X 4 X 1,2; МКПБ (МКВБ) 1 X 4 X 1,2; МКПАБ
7 X 4 X 1,05; КСПП 1 X 4 X 1,2; КСППБ, 1 X 4 X 1,2; КСПП 1 X 4 X
X 0,9 и КСППБ 1 X 4 X 0,9 двенадцатью телефонными каналами по двух-
проводной двухполосной системе для технологической связи. Она обеспечи-
вает возможность уплотнения одночетверочного кабеля до 24, а четырех-
четверочного — до 96 каналов.
60-канальная система (К-60П) наиболее широко используется на маги-
стральных газопроводах большой протяженности для уплотнения кабелей
МКСБ, МКБ, МКСА. Максимальная длина связи 12 500 км. Для выделения
небольшого числа каналов (12—24) применяют стойки выделения каналов
типа СВПГ. Аппаратуру необслуживаемых усилительных пунктов (НУП)
Устанавливают в термокамеры вертикального типа. В настоящее время
разработаны также горизонтальные цистерны, подобные НУП системы
Кроме отечествепных систем уплотнения симметричных кабелей могут
применяться зарубежные: чехословацкая КНК-бт (для газопроводов-отводов
461
и для передачи каналов на короткие расстояния); венгерская ВК-12-3 (12-ка-
нальная система по норме шумов удовлетворяет рекомендации МККТТ
№ 222) и система V-60E (по своим техническим характеристикам близка
к аппаратуре К-60П) производства ГДР.
Существующая отечественная система уплотнения малогабаритных ко-
аксиальных кабелей типа К-300 во многих отношениях не удо-
влетворяет требованиям, предъявляемым к системам связи на магистральных
трубопроводах: опа громоздка, несовершенна в обслуживании, количество
каналов на кабеле МКТСБ-4 излишне велико (до 600). Кроме того, кабель
МКТСБ-4 содержит всего шесть симметричных пар, что недостаточно для
организации всех необходимых низкочастотных связей и телемеханики
газопровода.
Система унлотпения, разработанная итальянской фирмой «Теллетра»,
рассчитана на 300 каналов, предусматривает выделение до 120 каналов на
обслуживаемых промежуточных пунктах, размещена на небольшом коли-
честве стоек. Недостатками системы являются отсутствие необходимых эле-
ментов для организации связи по трассе и нунивизация симметричных чет-
•верток в кабеле (кабель фирмы «Пирелли»), что исключает возможность при-
соединения к ним длинных отводов.
Более перспективны аппаратура системы СМЦ-48 и СМЦ-360 и кабель
французского Генерального электрического общества, специально созданные
для обслуживания трубопроводов. Представляют иптерес разработки анало-
гичных систем, ведущиеся акционерным обществом «Будавокс» (ВНР).
Лилейные сооружения междугородных кабельных линий. Строительство
и монтаж кабельных линий трубопроводов в основном сходны со строитель-
ством и монтажом кабельных линий Министерства связи СССР. Особенности
строительства линий связи трубопроводов (прокладка кабелей связи через
болота, реки, в скальпых грунтах) описаны как в трудах ВНИИСТ, так
и в гл. 4 и 5 настоящего справочника.
Трасса кабелей, прокладываемых вдоль трубопроводов, фиксируется
отдельно, в соответствии с правилами Министерства связи. Замерные стол-
бики (или контрольно-измерительные пункты) должны устанавливаться
по визирной линии, проходящей в 10 см (с полевой стороны) от створа трассы
кабельной линии. Подробно вопросы фиксации трассы рассмотрены в ра-
боте [13].
§ 11.3. Радиорелейные линии связи
Этот вид связи применим для райопов, где по техпико-экономическим
расчетам строительство и эксплуатация кабельных линий связи сопряжены
с большими трудностями и затратами. Для постояпво1“гтехнологической связи
используются РРЛ, емкость которых определяется количеством служб и
сооружений трубопроводов. Кроме того, в стволе РРЛ-связи всегда пред-
усматриваются два канала, один из которых служит для дистанционного
управления линейными кранами (ЛК), а другой для связи с подвижными
средствами по трассе газопровода.
Во время строительства и в первый период эксплуатации магистральных
трубопроводов применяют одноканальные РРЛ в комплексе с УКВ-радио-
станциями.
Для магистральных трубопроводов протяженностью до 800 км строят
24-капальпые радиорелейные станции (РРС), а при протяженности трассы
от 800 до 1500 км — 60- или 120-канальные.
Качественными показателями РРЛ-связи служат устойчивость работы
линии и отношение сигпал/птум на конце линии, которые определяются по
расчетам интервалов. Для установления качества передачи канала теле-
управления на интервале между РРС и ЛК необходимо рассчитать отношение
сигнал/шум. *
Связь подвижных средств с ближайшей РРС осуществляется с помощью
УКВ-радиостанций. Качество этой связи оценивается поверочным расчетом
напряжения на входе приемника УКВ-раДиостанций.
462
Расчет устойчивости работы РРЛ-связи. Для расчета устойчивости
РРЛ-связи на продольный профиль напосят высоты подвеса антенн, которые
соединяют линией прямой видимости (рис. 11.1). Параллельно этой линии
проводят касательную к максимальной высоте препятствия интервала.
Расстояние меяоду этими линиями — высота просвета Нпр.
Для определения количества препятствий на профиль наносят прямую
(линия зоны Френеля), параллельную липии прямой видимости и отстоящую
от иве на расстояние, м,
1 ______
(ИЛ)
где 7?о — протяженность интервала, м; 1ср'— средняя длина волны диапа-
зона, м.
Расстояния между точками пересечения липии зоны Фрепепя с препят-
ствиями (возвышенностями) обозначают и х2, а расстояния между пре-
пятствиями— д;1т2 (см. рис. 11.1). Если (Xi + х2) > xi,2, то препятствия
рассматриваются как одно; если же (а^ + х2) < я1,2 — препятствия рас-
сматриваются как отдельные. При наличии двух или более препятствий
интервал рассчитывается отдельно для каждого препятствия.
Длина относительной координаты препятствия
K^RJRo, (Н.2)
где Ri — расстояние максимальной точки препятствия от начала или конца
интервала, км; Но — протяженность интервала, км.
Высота просвета, м, между линией прямой видимости и наивысшей
точкой препятствия при нулевой рефракции, при которой множитель ослабле-
ния равен 1, определяется по номограмме (рис. 11.2) или вычисляется по
формуле
tfo-|/yHoAcP*(l-/O« (И.З)
На продольном профиле интервала проводят прямую, параллельную
линии прямой видимости и отстоящую от вершины препятствия на рассто-
яние, м,
Ду = аЯо» (11.4)
где а — коэффициент, характеризующий высоту препятствия и зависящий
от диапазона частот. В диапазоне дециметровых и сантиметровых волн а = 1,
а в диапазоне метровых а = 0,1 ч- 0,5.
Расстояние между точками пересечения этой прямой линией препятствия
есть не что иное, как протяженность препятствия г, км.
Относительная протяженность препятствия
1=г/Н0. (И.5)
Значение параметра Цо, характеризующего радиус кривизны препят-
ствия с учетом геометрии интервала, может быть определено по номограмме
(рис. 11.3) или вычислено по формуле
р0=/б4ла2/3/№ (1—Х)2//2. (Ц.6)
По карте радиоклиматического районирования СССР (рис. 11.4) опре-
деляют номер климатических районов, по которым проходит трасса связи.
Затем в соответствии с номером района выбирают из табл. 11.1 средние зна-
чения вертикального градиента диэлектрической проницаемости воздуха gcp
и дисперсию а, а из табл. 11.2 — их дополнительные значения. За счет ре-
фракции, обусловленной значением gcp, возникает приращение высоты
Просвета ДЯ, м, которое определяется по номограмме (рис. 11.5) или рас-
считывается по формуле
ДЯ (gcp) = (л«/4) gcpH (1 -К). (11.7)
463
Рис. 11.1. Продольный профиль интервала РРЛ-свизи.
Профиль построен в различных масштабах (по горизонтали и вертикали) и с некоторыми искажениями крутизны препятствий.
30 заказ 15 6 465
Цифры на карте — номера районов; сплошной
и штриховой
Рис. 11.4. Карта радиоклиматического пайонипоняния ссс»
Рис. 11.5. Номограмма для определения ли (gt
160 лн(дср),ь
ТАБЛИЦА 11.1
Значение gcp и а для различных климатических районов в летние месяцы
Номер района по карте (рис. 11.4) Район ^ср, 10*8 м"1 10-«’м-»
Европейская часть СССР
1 Север (Кольский полуостров, Карелия, —9 7
2 Коми АССР, Архангельская обл.) и За- пад (Прибалтика, Белоруссия) Центральные районы —12 8
3 Юго-Запад (Курская обл., Воронежская —9 7,5
4- обл., Украина, Молдавия) за исключе- нием приморских районов Степпые районы Поволжья, Дона, Крас- -8 8,5
5 нодарского и Ставропольского краев, Крыма Восточные районы средней полосы Область п рефр 0 Область су( —9 —6 овышенпой акции 16 зрефракции 6,5 7
6 Оренбургская обл. и прилегающие райо-
7 ны Юго-Востока Район Прикаспийской низменности —13 10
8 Азиатская часть СССР Прикаспийские районы Средней Азии и —И 11
10 Ашперонский полуостров Пустынные районы Южного Казахстана и -6 10
11 север Турапской низменности Степная полоса Южной Сибири и Казах- —7 9
12 стана Средняя полоса Западно-Сибирской низ- —10 9
13 менности Восточная Сибирь (Якутия, Краснояр- —7 9
14 ский край) Прибайкалье Область п овышенпой
15 Забайкалье ^рефр Область су( —9 —9 акции И арефракции 7 8
16 Приамурье, Приморье, Сахалин —И 8,5
17 Субтропический пояс Сибирской области —7 7
Примечание. Приморской считается полоса шириной 30—50 км, тянущаяся
вдоль береговой линии.
469
ТАБЛИЦА 11.2
Дополнительные значения gcp и а
Помер района по карте (РИС. 11.4) 10-« м’1 О, м'1 Месяцы
2 —9 6 Среднегодовые значения
4 (включая приморские степные районы) —7 9,5 Март, октябрь, ноябрь
7 —7 9 Октябрь — декабрь
11 -15 5,5 Ноябрь — март
13 -16 6,5 То же
17 -15 6 • »
Приморские районы Кавказа (Сухуми- Туапсе) —9 8 Октябрь, ноябрь, март,, апрель
Расчет к. п. д. передачи энергии от передатчика к антенне и приема
энергии с антенны на приемник производится следующим образом:
для перископической антенной системы
Т|п = Па.фПвПф, (11.8)
где г|а. ф — к. п. д. антенного фидера между стойкой высокой частоты (СВЧ)
и параболической антенной; т]в — к. п. д. передачи энергии между параболи-
ческой антенной и верхним зеркалом; т)ф — к. п. д. антеннбго фильтра;
для антенно-кабельной системы
Т]а. к = Т]кПф1 (И.9)
где г],, — к. и. д. антенного кабеля между стойкой СВЧ и антенной;
на интервале РРЛ-связи
i|z ='Ппер'Ппр» (11.10)
где т)пер — к- п. д. антенной системы передатчика; т]пр — к. п. д. антенной
системы приемвика.
Минимально допустимый множитель ослабления поля свободного про-
странства интервала, дб, может быть рассчитан по формуле
„ . Во Ум
>/min= ,/—5---------
г ш. т. доп
(11.11)
где Рш. т. доп — мощность дополнительных тепловых шумов, пвт; М —
коэффициент, зависящим от электрических параметров аппаратуры, пвт/м3,
М = 64д2 _рдсрС2 (££") ₽ПР’ (14-12)
где пш — коэффициент шума приемника; AFK — ширина полосы телефонного
канала, гц; ЙГП — псофометрический коэффициент (Кп = 0,75 при ДТК =
=3100 гц); Pi — мощность передатчика, пвт; G — коэффициент усиления
передающей или приемной аптепны для РРС; FK — средняя частота капала
в групповом спектре, кгц; Д/к — эффективная девиация частоты на канал,
кгц; рпр — коэффициент предыскажений.
Зависимость коэффициента предыскажений от отношения й’к/й’ктах п0“
казана на рис. 11.6. При расчете коэффициента М коэффициент предыскаже-
ний рПр принимается равным 0,4, так как наибольшее значение мощности
шумов имеет место в верхнем по частоте канале, а следовательно, FK = FK щах-
470
Допустимая среднеминутная мощность тепловых шумов в верхнем теле-
фонном канале по нормам Международного консультативного комитета по
>адио (МККР) для аппаратуры с частотным уплотнением каналовРш Т- доп =
= 47 500 пвт; для аппаратуры с временным уплотнением каналов Рш т „оп =
= 50 000 пвт.
Относительный просвет при среднем значении градиента диэлектрической
[ронацаемости воздуха
^(гср) = [Япр+ДЯ(гср)]/я0. (11.13)
Минимальное значение относительного просвета Р (go) при минимально
(опустимом множителе ослабления можно рассчитать по следующему гра-
?жв. 11.6. График аависи-
<ости коэффициента пред-
ыскажений рПр от отноше-
"икя Гк/ГКП1ах.
[)лку (рис. 11.7). Если на продольном профиле интервала имеется несколько
препятствий, то
р U’o) =—--------
2Vi
Hot-lit
r-i
(11.14)
где N — число препятствий на интервале; У; — множитель ослабления, дб,
щя препятствия при высоте просвета Я; при условии отсутствия других
трепятствий на интервале; Но — высота просвета для наиболее высокого
трепятствия, м; Но t — то же, для i-ro препятствия, и; Hi — то же, для i-ro
трепятствия, определяемая непосредственно на профиле интервала, м.
Параметр А, зависящий от дисперсии градиента диэлектрической про-
ницаемости воздуха (рис. 11.8),
1
А== а
Аср___
7?^ (1-Х)
(11.15)
Вспомогательный безразмерный коэффициент
ф=2 31Л [Р (gcp)-P (go)]. (11.16)
Процент времени любого месяца, в течение которого множитель ослабле-
ния интервала меньше Fmin за счет экранирующего действия препятствий,
определяется по графику То (Vmin) = f (ф) (рис. 11.9).
В зависимости от характера рельефа продольного профиля интервала
проверяется выполнение критерия Рэлея или рассчитывается коэффициент
471
11.7. График зависимости V от Р (д).
472
расходимости. Для интервала с резко пересеченным рельефом крнтепий
Рэлея проверяется по формуле 1
АЛ O,3ffo/Vn, (11.17)
где АЛ — размер неровностей рельефа интервала, измеренный в районе
возможного отражения волны, м; п — помер интерференционного минимума
(1, 2, 3 . . .).
Для интервалов со сравнительно ровным рельефом коэффициент расхо-
димости
Dn=-----~ = — ==:= .................. '11.18)
]/ 1 131 «**(1-Ю*(. ,
V у-12 I1 4а* (1-Л’) )
где Р(0) = Япр/ffо.
Вспомогательный коэффициент Y определяется цо графикам (рис. 11.10).
У = /[4; P(gcp)].
Процент времени, в течение которого множитель ослабления интервала
меньше Vmin за счет интерференции прямой и отраженной от земпой поверх-
ности волн, вычисляется по формуле
Tn(Fmin)-..Vniiny.l00. (11.19)
473
Ъ(УП1Л),% 0 0,4 0.8 1.2 1,6 2.0 2,4 2,8 А
Рие. 11.9. Графив дли определении Г» (Vm|n)- Рис- 11.10. График для определения вспомогательного коэффициента Y при Р (gcp) от О
До 2,1 (а) и от 1,73 до 5,2 (б).
В случае выполнения критерия Рэдея при (1 — Dn) > Vmln вспомога-
тельный коэффициент У не определяется, а процент времени Тп (Vmln) при-
нимается равным нулю.
Процент времени, в течение которого множитель ослабления меньше Vmin
за счет интерференции прямой и отраженной от тропосферы волн, рассчиты-
вается по формуле
Ттр (Vmin) = “ (1— Ло Л8тах) 100’ (11.20)
где Л8тах — скачок диэлектрической проницаемости воздуха, характеризу-
ющий неоднородность тропосферы.
Для средней полосы европейской части СССР Летах — 3,5-10'в, для
приморских районов 20-10"6. Этот параметр принимается ориентировочно
и для других районов, климатические характеристики которых аналогичны.
Если в формуле (11.20) Лср/(7?о Летах) > 1, то процент времени ГтР (Vmin)
равен пулю.
На интервале РРЛ-свпзи рассчитывают полный процент времени, в тече-
ние которого шумы превышают норму и множитель ослабления меньше Vmin:
Т (Vmin) = Г0 (Emin) + Тп (Vmin) + ^тР (Vmin). (11.21)
Суммарный процент времени на всей трассе РРЛ-связи
N
S =2^ (Vmin), (11.22).
£“1
где i — номер интервала.
Максимальный процент времени, в течение которого мощность шумов,
рассчитываемой трассы РРЛ-связи может превышать допустимую (в соответ-
ствии с рекомендациями МККР),
Smax = O,1L/25OO, (11.23)
где L — длина трассы РРЛ-связи.
После того как суммарный процент времени на проектируемой трассе
рассчитан, определяют устойчивость работы РРЛ-связи. Работа РРЛ-связи
считается устойчивой при 5 <Smax, а при 8 > 5тах — неустойчивой.
В последнем случае на интервалах, имеющих больший процент времени по
сравнению с другими интервалами, необходимо произвести одно или
несколько нижеперечисленных изменений, с помощью которых будет
обеспечена устойчивость работы РРЛ-свпзи:
а) повысить коэффициент усиления аптенн;
б) увеличить высоты подвеса антенн;
в) перенести площадки РРС;
г) уменьшить протяженность интервалов.
Если 8 « .9тах, это значит, что на некоторых или на всех интервалах
высота просвета йГпр между линией прямой видимости и максимальной точкой
препятствия выбрана с большим запасом.
Расчет отношения сигнал/шум. Вначале на каждом интервале рассчи-
тывают полное затухание сигнала, дб,
®П = -®св + #доп +^а. ф 1 + 5а, ф г + ^ф 1 + ^ф а (Са 1 + 2)t (И .24)
где 7?св — затухание в свободном пространстве, дб; ВЛОП — дополнительно©
затухание за счет экранирующего действия препятствия, дб; 7?а. фп На. ф2 —
затухание в антенпом фидере передатчика и приемника, дб; Йф1;-Дф2 —
затухапие в антенном фильтре передатчика и приемника, дб; GaI; Ga., —
усиление антенпы передатчика и приемника, дб.
Затухание в свободном пространстве
.В-в = 201g (4л/?о/^сР). (11 -25)
475
Дополнительное затухание за счет экранирующего препятствия является
функцией Р (#Ср) и ро п определяется по графику, показанному на рис. 11.7,
где величины Р (gcp) и Р (g*) обозначены через Р (g). Значения Р (gcp) и р0
рассчитываются по методике,, приведенной в разделе «Расчет устойчивости
работы РРЛ-связи».
Для расчета затуханий в аптенном фидере используют значения к. п. д.,
вычисленные в разделе «Расчет устойчивости работы РРЛ-связи». Затухание
в антенном фильтре и коэффициент усиления антенны приведены в техни-
ческой документации завода-изготовителя РРС.
Отношение сигнал/шум, дб, па интервале может быть рассчитано по
формуле
сигнал/шум — Кс—Вп, (11.26)
где KQ — коэффициент системы, дб.
Мощность тепловых шумов на интервале, пвт,
Рш. Т/ = РО-10-0.1 сигнал/шум, (11.27)
где Р» — нулевой уровень шума, равный Ю9 пвт.
Определив мощность тепловых шумов на интервале, но можно рассчи-
тать суммарную мощность тепловых шумов, пвт, между оконечными радио-
релейными станциями по формуле
РШ. Т = 2 ^>ш- т I' (И -28)
1=1
где Я — число интервалов.
По полученному результату суммарных тепловых шумов на конце
РРЛ-связи с учетом шумов в приемниках, передатчиках и модемах узловых
и промежуточных РРС вычисляем звачение отношения сигнал/шум, дб:
сигнал
" =10 1g (109//?ш. т). (11.29)
шум
Когда отношение сигнал/шум на конце РРЛ определено, необходимо
проверить, правильно ли выбраны места расположения площадок РРС и
высоты подвеса антенн. Для этой цели полученный результат сопоставляется
со значением отношения сигнал/шум, приведенным в рекомендациях MKRP,
согласно которым отношение сигнал/шум 50 дб.
В рекомендациях МККР значение отношения сигнал/шум для одно-
канальных РРЛ-связи отсутствует, поэтому последнюю рекомендуется
приравнять к коммерческим РРЛ-связи, для которых отношение сигнал/шум
на конце линии должно быть не мепее 33 дб.
Расчет УКВ-радиосвязи. Для определения расстояний, на которых
обеспечивается нормальная работа УКВ-радиосвязи, необходимо рассчитать
напряженность поля в точке приема, мкв/м, по формуле
в_ (11ВД
где Pj — мощность передатчика, вт: Gt — коэффициент усиления антенны
передатчика; гц — к. и. д. антенного фидера передатчика; Нг — высоты
нодвеса антенн передатчика и приемника, м; R» — расстояние между пере-
датчиком и приемником, км.
Действующая высота антенны приемника, м,
, ^ср л Г WG2v]2
где W — волновое сопротивление антенного фидера приемника, ом; Ga —
коэффициент усиления антевны приемника; г)2 — к- п- Д- антенного фидера
476
приемника; 73,1 — волновое сопротивление полуволнового вибратора, ом х
X мкв.
Напряжение на входе приемника, мкв,
ПЯХ = ЕЬЛ. (11.32)
Опо имеет медианное значение в течение 50% времени работы УКВ-ра-
диосвязи.
При 95% времени работы УКВ-радиосвязп напряжение на входе прием-
ника согласно рекомендациям МККР принимается меньше медианного
на 13 дб (в 4,47 раза).
Устойчивая работа УКВ-радиосвязи обеспечивается в том случае, когда
напряжение на входе приемника больше чувствительности при отношении
сигнал/шум 20 дб.
§ 11.4. Узлы связи
Классификация узлов связи. В зависимости от назначения различают
следующие узлы связи Министерства газовой промышленности СССР: при
центральном диспетчерском пункте (ЦДП), при ПО, ЛПУ, КС, обслужива-
емый усилительный пункт (ОУП), дистапциопно питаемый пупктч (ДПП).
Здания узлов связи при ПО, ЛПУ и КС состоят из шахты, липеппо-
аппаратпого цеха (ЛАЦ), выпрямительной, аккумуляторной, АТС, кроссовой,
регулировочной, измерительной, абонентского телеграфа (для ПО) и аппа-
ратной телеграфа. (Для организации телеграфной связи в аппаратной уста-
навливают аппаратуру вторичного уплотнения телефонных каналов типа
ТТ-48, ТТ-12 и П-31.4М). Кроме технологических в узле связи необходимо
предусматривать помещения для начальника связи, линейного персонала,
мастерской, студии и подсобные.
Узлы связи ЦДП и ПО размещаются, как правило, в зданиях управле-
ний. Их проектирование или реконструкция осуществляются по индивиду-
альным проектам. Узлы связи при ЛПУ и КС могут располагаться как в слу-
жебпо- или ремоптпо-эксплуатациоппых блоках, так и в отдельно стоящих
здапиях.
Обслуживаемый усилительный пункт, как правило, размещается в от-
дельно стоящем доме связи. В его помещениях устанавливаются оборудование
промежуточной усилительной станции, дистанционного питания НУП и
источники электропитания. Дистапциопно питаемый пункт может разме-
щаться как в отдельно стоящем здании, так и в приспосабливаемых или
'пристраиваемых помещениях.
В последнее время получают распространение блочно-комплектные КС,
в состав которых входят и узлы связи.
При проектировании всех узлов связи обязательно соблюдение норм
технологического проектирования «Сооружения гражданских предприятий
проводной и почтовой связи (НТП 45.588—76)», строительных, промышленной
санитарии, правил противопожарной охраны, техники безопасности, техни-
ческой эксплуатации и других нормативных материалов.
Основным документом для проектирования любого узла связи является
схема оргавизации связи, составленная па стадии технического проекта
и откорректированная в рабочих чертежах. На основании этой схемы опре-
деляются емкость АМТС, состав оборудования линейно-аппаратвого цеха,
телеграфной станции и фототелеграфа, а также мощность и состав электро-
питающей установки.
Аппаратура К 12 -|- 12. Это двухпроводная двухполосная система,
обеспечивающая получение 12 высокочастотных телефонных каналов и одного
дополнительного (высокочастотного) служебного капала в диапазоне 8—
124 кгц. Вызов передается по вынесенпому сигнальному каналу па частоте
3825 гц. Максимальная дальность связи 1500 км. Предусмотрена возмож-
ность выделения в НУП и ОУП первого капала 12-капальной группы для
использования его в качестве диспетчерского капала либо для передачи
477
сигналов телемеханики. Кроме того, аппаратура К 12 + 12 позволяет выделить
по две 3-канальпые группы (шести телефонных каналов) на обслуживаемых
промежуточных станциях.
В комплект аппаратуры К 12 + 12 входят:
— окопечпые станции;
— обслуживаемые промежуточные станции;
— необслуживаемые промежуточные станции;
— оборудование выделения шести телефонных каналов на промежуточ-
ной станции;
— переносное переговорное устройство для связи по служебному
каналу.
□ конечные стапции. Существуют две модификации стоек
с двумя оконечными станциями:
— ОК-12 + 12АА — стойка на три оконечные станции А. Кроме основ-
ного каждая станция укомплектована оборудованием высокочастотного
служебного канала и устройством передачи дистанционного питания;
ОК-12 + 12ББ — стойка па две оконечные станции Б. Комплектация
ее аналогична ОК-12 + 12АА;
ОК-12 + 12АБ — стойка с размещенными па пей оконечными стан-
ция,ми А и Б.
Обслуживаемые промежуточные станции. Раз-
работаны две модификации стоек с обслуживаемыми промежуточными стан-
циями:
— ПК-12 +12-1 — стойка с оборудованием одной промежуточной стан-
ции. Кроме основного усилительного на стойке устанавливается два ком-
плекта блоков передачи дистанционного питания и оборудования диспетчер-
ского и высокочастотного служебного каналов;
— ПК-12 + 12-11 — стойка с оборудованием двух промежуточных стан-
ций. Остальное оборудование аналогично оборудованию ПК-12 + 12-1.
Необслуживаемые усилительные пункты. Они
должны быть оснащены:
— НУП К-12 + 12-1 —камерой с двумя кассетами усилительного обо-
рудования для кабеля МКПБ 1 X 4 X 1,2 (МКВБ 1 X 4 X 1,2), одной
кассетой оборудования выделения диспетчерского канала и телесигнализации
и одпой кассетой оборудования выделения диспетчерского канала;
— НУП К-12 + 12-11 — камерой с двумя кассетами усилительного
оборудования для кабеля МКПБ 1 X 4 X 1,2 (МКВБ 1 X 4 X 1,2) и одной
кассетой телесигнализации;
— НУП К-12 + 12-VI — кассетой усилительного оборудования для ка-
беля МКПБ 1 X 4 X 1,2 (МКВБ 1 X 4 X 1,2);
— НУП К-12 + 12-VII — кассетой усилительного оборудования для
кабеля МКС 4 X 4 X 1,2;
— НУП К-12 + 12-VIII — кассетой усилительного оборудования для
кабеля МКПАБ 7 X 4 X 1,2;
— НУП К-12 + 12 ВТС — кассетой оборудования выделения диспет-
черского канала и телесигнализации;
— НУП К-12 + 12 В — кассетой оборудования выделения диспетчер-
ского капала;
— НУП К-12 +12 ТС — кассетой оборудования телесигнализации.
60-канальная система передачи K-60II. Предназначена для уплотнения
симметричных непупипизированных кабельпых линий связи. Для ОП, ОУП
и НУП аппаратура разработана полностью на транзисторах. В комплект
входят:
— оконечпая станция;
— промежуточная обслуживаемая станция;
— промежуточная необслуживаемая стапция.
Оконечная станция. В комплект ее входят:
— стойка вводно-кабельного оборудования СВКО К-60П на два четы-
рехчетверочных кабеля высокого и низкого уровня: __
— стойка дистапциопного питания СДП К-60П на восемь пепей ДП;
478
— стойка линейных усилителей и корректоров СЛУК-ОП К-60П на две
или четыре системы, изготовляется для кабелей МКСБ, МКБ и МКПВ;
— стойка контрольных частот СКЧ К-60П на восемь систем, устанавли-
вается в пунктах, где оборудование СУГО-1 отсутствует или расположено
далеко;
— стойка генераторного оборудования СУГО-1-5 на восемь систем;
— стойка групповых преобразователей СГП К-60П (СГП-1 рассчитана
на четыре системы; СГП-2 — на две с возможностью доукомплектования
до четырех систем);
— оборудование индивидуального преобразования СИП-60 (стойка на
60 каналов и СТВ-ДС-60);
— унифицированная коммутационно-вызывная аппаратура служебной
связи (УКВСС) ССС-7 или ССС-8;
— стойка телемеханики СТМ-1-ОУП на два направления;
— стойка коммутации первичных групп СКП-1 шкафного типа на 50 пер-
вичных групп, устанавливается в ЛАЦ, где в перспективе намечается пе
мепее 10 первичных групп;
— стойка транзита первичных групп СТПГ.
Обслуживаемая промежуточная станция. Она
комплектуется:
— вводно-кабельным оборудованием СВКО-П низкого и высокого
уровня;
— стопкой линейных усилителей и корректоров с 2-частотной АРУ
СЛУК ОУП-2, изготавливаемой на две системы для трех типов кабелей
МКСБ, МКБ и МКПВ. Стойка каждого типа может быть доукомплектована
СЛУК ОУП-2 до четырех систем;
— стойкой линейных усилителей и корректоров с 3-частотвой АРУ
СЛУК ОУП-3 на две системы, изготавливаемой для трех типов кабелей
МКСБ, МКБ и МКПВ;
— стойкой дистанционного питания СДП К-60П на восемь цепей ДП.
При полной загрузке кабеля на ОУП устанавливаются две стойки;
— стойками служебной связи ССС-7 или ССС-8;
— стойкой телемеханики СТМ-1-ОУП на два направления;
— стойкой выделения одной или двух 12-канальпых групп с преобразо- -
ванием и генераторным оборудованием Типа СВПГ-1ПГ или СВПГ-2ПГ в соот-
ветствии со схемой организации связи.
Необслуживаемая промежуточная станция.
На ней устанавливают:
— вводно-кабельное оборудование ВКШ-1;
— стойку промежуточных усилителей необслуживаемых СПУН К-60П
на две системы с возможностью доукомплектования до четырех.
Стойки СВКО, СДП, СЛУК ОУП-2, СЛУК ОУП-3, СУГО-1-5, СГПГ
СИП-60, СТВ-ДС и другие изготавливаются базовой конструкции и рассчи-
таны на односторопнее обслуживапие.
Лииейно-апнаратиые цехи (ЛАЦ). Состав оборудования ЛАЦ всех
узлов связи кабельных линий определяется на осповании следующих доку-
ментов: схемы организации связи, материалов изысканий и нормативов на
измерительную аппаратуру. Все проектируемое оборудование в соответствии
с НТП •15.324—71 размещается в одном помещении по принципу группирования
в отдельпые ряды: вводпо-кабепьпое и ДП; линейное, групповое и генератор-
ное; индивидуальное и испытательное; диспетчерской связи и связи совеща-
ний; коммутации первичных групп и транзита, промежуточных переключе-
ний, служебной связи и тонального вызова-набора.
Кроме того, в ЛАЦ устанавливаются стойки автоматического регулиро-
вания напряжений (САРН). Количество стоек определяется с учетом нагру-
зок проектируемого и переносимого оборудования, необходимости питания
аппаратуры стабилизированным (через стабилизатор) и дестабилизированным,
(непосредственно от САРН) напряжением.
В некоторых случаях в ЛАЦ размещаются также выпрямительные'
устройства и батарейные щиты, Установка испытательных стоек прп ЛПУ,
479
КС и ОУП, как правило, пе предусматривается. Испытывают каналы связи
непосредственно на стойках индивидуального оборудования. В ЛАЦ узлов
связи ПО и ЦДП испытательные стойки необходимо устанавливать с соот-
ветствующими обоснованиями.
В проекте ЛАЦ должны быть предусмотрены линейная, питающая и сиг-
нальная проводки. Для линейной проводки применяют:
— многопарные неэкрапированпые кабели для монтажа цепей тональной
частоты, служебных липий и межстоечпых соединений в 4-проводном низко-
частотном тракте каналов;
— однопарные экранированные кабели для монтажа высокочастотных
цепей в спектре от 12 до 252 кгц;
— станционные коаксиальные кабели для монтажа цепей с частотой
выше 250 кгц;
— кроссовые провода для кроссировок цепей тональной частоты на
вводной апнаратуре и стойке промежуточных переключений.
Одпонарные экранированные и коаксиальные кабели применяют для
кроссировок па аппаратуре переключений первичных и вторичных групп.
Липейпая и питающая проводки в ЛАЦ прокладываются, как правило,
по воздушным желобам, в отдельных случаях — в напольных или подполь-
ных желобах или по стене.
Электропитание узлов связи. Состав оборудования электропптающей
установки узла связи определяется из расчета обеспечения питанием аппа-
ратуры ЛАЦ и дистанционным питанием НУП. Электроустановки должны
гарантировать бесперебойную работу всей аппаратуры узла связи, а также
его освещение и хозяйственные нужды. Аварийное освещение выбирается
из расчета 5 вт/м2 на основные помещения и 2 вт/м2 на вспомога-
тельные*
Согласно НТП 45.326—71 [8] все узлы связи в части надежности элек-
троснабжения относятся к первой категории электроприемников. Группа
электроустановки определяется по таблицам НТП 45.326—71 с учетом усло-
вий электроснабжения от внешних источников.
Как правило, па узлах связи используется буферная система электро-
питания. В соответствии с НТП 45.326—71 [8] здесь применяются двух-
группные аккумуляторные батареи с запасом емкости в каждой из групп
0,5 ч.
Электроустановки должны быть автоматизированы л снабжены сигнали-
зацией. С этой целью используют выпрямительные устройства типа ВУ
и ВУК, автоматизированные регуляторы напряжения, устройства автомати-
ческой коммутации типа КСЩП, ЕЩ и ЩПТА-4/200. Устройства общей
сигнализации позволяют контролировать работу электропптающей уста-
новки (ЭПУ). Все сигнализационные цепи включаются на табло общей сигна-
лизации (ТОС-3). *
Для определения мощности выпрямительных устройств и емкости акку-
муляторных батарей всех напряжений (—24, +220, —60 в) составляют
таблицы расхода тока аппаратурой уплотнения, ДП, АМТС, телеграфа
и т. д. Эта таблица закладывается в основу таблицы исходных 'данных и
выбора электропитающих устройств. Выпрямительные устройства выби-
раются по силе тока, мощности и напряжению с учетом заряда и формовки
батарей из расчета 2,7 в на 1 элемент.
В зависимости ат типа аппаратуры уплотнения на НУП, количества
систем аппаратуры, питаемой по одпой цепи, применяют различные схемы
дистанционного питания. Дистанционное питание НУП осуществляется
по отдельной паре или по четверке. В некоторых случаях создается транзит-
ный переход с пары на четверку.
Согласно ГОСТ 464—68 па всех узлах связи предусматриваются три
обособленных заземления: одпо рабочее и два измерительных.
Оборудование электропитающих установок размещается следующим
образом:
— выпрямительные устройства (ВУ, ВУК, ЭВУ, ВТ-61/5), коммута-
ционные щиты (ЩБ, БЩ, КСЩП), щит переменного тока (ЩПТА-4/200) —
480
в помещении выпрямительной с соблюдением эксплуатационных проходов
в соответствии с НТП 45.326—71 и ПУЭ;
— аккумуляторные батареи кислотного типа — в аккумуляторной на
деревянных стеллажах; размеры эксплуатационных проходов должны соот-
ветствовать ГОСТ 1226—76 и ПУЭ.
Для подачи напряжения от батарейных щитков на токораспределитель-
ное оборудование и далее на аппаратуру предусматривается прокладка
питающей проводки. Питающая проводка рассчитывается для рядовых и
магистральных фидеров по номинальным напряжениям —24 в, а для маги-
стральных фидероп при моментах тока (произведение силы тока на длину
фидеров), больших 370 а-м, — по номинальным напряжениям +220 в. Во
всех остальных случаях сечепие проводки не рассчитывают.
Кроме питающей прокладывают сигнальную и заземляющую проводку.
В ЛАЦ, где устанавливается аппаратура, имеющая изолированные и не-
изолированные заземляющие клеммы, прокладывают объединенную про-
водку рабочего заземления неизолированную и проводку рабочего заземле-
ния изолированную, К заземляющим проводкам подключаются общая точка
цепей питания аппаратуры; экрап станционных кабелей и аппаратуры;
контакты блокирующих устройств, разрядники, каркасы всех стоек; брони
и металлические оболочки магистральных кабелей; к объединенной проводке,
рабочего заземления — стойки, имеющие неизолированные заземляющие
клеммы, а к изолированной — клеммы заземления, изолированные от карка-
сов стоек.
В ЛАЦ, где устанавливается аппаратура, имеющая только неизолиро-
ванные заземляющие клеммы, может прокладываться любая из заземляющих
проводок.
Районная диспетчерская связь (РДС). Для создания систем РДС на тру-
бопроводах применяют оборудование, аналогичное аппаратуре поездной или
постапционной диспетчерской связи с избирательным тональным вызовом.
Для рабочей цепи РДС обычно используют кабельные липин с симметрич-
ными непупипизированными парами, с применением усилителей тональной
частоты.
Рабочее затухание цепи РДС при пользовании аппаратурой поездной
диспетчерской связи не должно превышать 30,4 дб (3,5 непера), постанциоп-
ноп связи — 24,3 дб (2,8 непера). Затухание линейной части цепи (для цепей
с усилителями — остаточное затухание) должно быть не более 19,1 (2,2 не-
пера) при наличии оконечпых усилителей и 13,9 дб (1,6 пепера) при отсут-
ствии последних. Максимальный уровень передачи во всем спектре частот
(0,3—2,4 кгц) должен составлять +5,21 дб (+0,6 непера); минимальный
для частоты 800 гц — соответственно —13,9 дб (—1,6 непера).
Затухание усилительного участка цепи'принимается равным усилению
применяемых усилителей. Затуханием, вносимым аппаратурой промежуточ-
ных пунктов ППТ-66Д, ППТ-66П, КАСС-22 и КАСС-53 с усилителями УД-3,
а также ответвлением длиной до 2 км,-можно пренебречь. Для ответвлений
длиной 2 км и более, нагруженных на согласованные сопротивления, впоси-
мое затухание принимают равным 3,56 дб. При длине ответвления до 8 км
и затухании основной цепи, близком к норме, ответвления допускается на-
гружать па несогласованную нагрузку (табл. 11.3).
При использовании дуплексных усилителей с дифференциальными
системами на двухпроводных цепях количество промежуточных усилителей
на одной рабочей цепи пе должно превышать двух. Длина двухпроводной
рабочей цепи без ответвлений для кабеля МКС-1,2 должна быть не более
130 км, для кабеля ТЭ-1,2 — 105 км. При наличии ответвлений длина цепи
соответственно уменьшится. Если при расстояниях между распорядительной
. станцией и промежуточными пунктами РДС (или между наиболее удален-
ными промежуточными пунктами) длина цепи превышает указанные выше,
РДС может быть организована по 4-проводпой цепи с симплексными усили-
телями, не имеющими дифференциальных систем. Одпако последнее может
привести к нежелательному увеличению занятых пар кабеля. Поэтому при
большой удаленности промежуточных пунктов от распорядительной станции
31 Заказ 156 *81
ТАБЛИЦА 11.3
Затухания, дб, вносимые ответвлениями в цепи кабельных линий
в зависимости от марки кабеля
Длина ответвления, км МК-1,2 ТЗ-1,2
МК-1,2 ТЗ-1,2 МК-1,2 ТЗ-1,2
2 0,35 0,52 0,61 0,43
4 0,78 0,96 1,30 0,87
6 1,21 1,48 1,91 1,30
8 1,65 1,99 2,60 1,74
кроме рабочих цепей РДС целесообразно создавать обходные, в качестве
которых можно использовать высокочастотные каналы магистрали связи.
§ 11.5. Местная связь
Местная связь предназначена для внутренней телефонной связи на тер-
ритории КС с целью обеспечения технологического процесса и коммутации
других сетей производственной связи и сигнализации. Одновременно с этим
абоненты местной связи могут иметь возможность выхода па каналы даль-
ней связи, а также через соединительные линии на связь с абонентами станций
других ведомств. Развитие производства, автоматизации технических про-
цессов и управленческих работ привело к возникновению дополнительных
сетей к местной телефонной связи — директорской, диспетчерской, произ-
водственной.
Автоматические телефонные станции (АТС). Абоненты АТС местной
телефонной связи имеют 3-значную нумерацию, что сокращает время уста-
новления связи между ними.
До настоящего времени на сетях Мингазпрома СССР автоматизация
телефонной сети осуществлялась на базе АМТС с декадно-шаговыми систе-
мами. С 1974 года принята к эксплуатации наиболее целесообразная АТС
типа УПАТС-100/400.
Учрежденческая и производственная автоматическая телефонная стан-
ция типа УПАТС-100/400 предназначена для внутренней связи между або-
нентами КС, жилого поселка и других сооружений, находящихся за пре-
делами КС, а также для внешней связи с городскими и ведомственными АТС.
При дооборудовании станции блоком транзитной связи абоненты АТС полу-
чат возможность дальней связи по высокочастотным каналам. На территории
КС эта АТС располагается в помещении автозала узла связи. Последний
размещается в здании СЭБ или в отдельно стоящем здании.
Диспетчерская и технологическая проводная телефонная связь. Служит
для непосредственной связи диспетчера или руководства ПО, ЛПУ и КС
с ограниченным кругом лиц, участвующих в едином технологическом про-
цессе транспорта газа. При пользовании диспетчерским коммутатором иск-
лючаются потери рабочего времени, вызванные занятостью абонентов или
приборов, что имеет место щри работе АТС. По размещению рабочих мест
различают двспетчерские установки па одно (ТКМС и КД-18) и на два рабо-
чих места в одном пульте (КОС-22М и СДСМ-50/100). j
Производственная громкоговорящая связь (ПГС). Этот вид местной
связи организуется на территории и в производственных помещениях КС,
когда необходимо одновременно передать указания большому количеству
лиц, осуществить их поиск и обеспечить двустороннюю связь с ними. Изве-
стны две системы ПГС:
482
1) односторонней распорядительно-поисковой связи руководителей произ-
водства с производственным персоналом;
2) двусторонней связи руководителей производства с персоналом и
последнего между собой.
На КС в основном используется система двусторонней ПГС с абонент-
скими усилителями и коммутационными устройствами, соединенными между
собой проводами комплексной слаботочной сети. Наиболее употребительной
для ПГС является аппаратура типа ПГС-1 К производства Нальчикского
завода телемеханической аппаратуры. С целью ретрансляции программ
центрального вещания в районы, где возможность подключения к радио-
трансляционному фидеру Министерства связи отсутствует, используют радио-
трансляционные установки ТУ-100М и ТУ-50М. Эти установки могут быть
пригодными как для производственного вещания, так и для распорядительно-
поисковой связи.
Сигнализация. Для того чтобы своевременно оповестить дежурного
диспетчера КС о возникновении пожара, о нарушении зоны охраны КС,
а также для того чтобы соблюсти непрерывность во времени процесса транс-
портировки газа и контроля за его выполнением, в состав местной связи
вводятся следующие виды сигнализации: пожарная, охранная и единого
отсчета времени (электрочасофикация).
Пожарная сигнализация. Для предупреждения дежурного
вахты о возникновепии на территории КС очага пожара используется аппа-
ратура тревожной сигнализации типа ТОЛ-10/100. Сигнал тревоги поступает
в помещение проходпой КС на станцию тревожной сигнализации по комплекс-
ной слаботочной сети. Сигнализация срабатывает как автоматически — от
извещателей типа ПОСТ-1, служащих для подачи сигнала при повышении
температуры контролируемой среды выше допустимой, так и от ручных
извещателей типа ПКИЛ-9, установленных на территории КС.
Охранная сигнализация. Автоматический контроль за
зоной охраны КС осуществляют с помощью аппаратуры охранной сигнали-
зации типа «Кварц», которая обеспечивает дистанционную подачу сигнала
па приемную станцию. В качестве приемной станции, устанавливаемой
в помещении проходпой КС, используется концентратор малой емкости
типа «Комар» производства Калужского завода радиооборудования. Кроме
фиксации сигналов тревоги этот концентратор позволяет обеспечить в ночное
время включение прожекторов, высвечивающих участок нарушения блоки-
ровки.
Линейные сооружения охранной сигнализации устанавливаются по
периметру площадки КС на коптрольно-следовой полосе шириной 5 м. Про-
кладывают специальные кабели типа СВМБ, которые включаются в ком-
плексную слаботочную сеть. С помощью этих кабелей лучи (участки) охран-
ной сигнализации подключают к приемной станции. Для телефонной связи
с любой точкой охраняемой территории КС на опорных колонках подвеши-
вают пару проводов, которые через комплексную сеть включаются в комму-
тирующее устройство типа ТКМС.
Электрочасофикация. Непрерывность технологического про-
цесса по транспортировке газа требует четкого соблюдения графика работы
КС, а "акже контроля за ее работой со стороны дежурного диспетчера. Это
в свою очередь вызывает необходимость обеспечить единый отсчет времени
во всех производственных помещениях и на территории КС. Для этой цели
используется система электрочасофикация, куда входят:
— станционные устройства — электропервичные часы, устанавливаемые
в автозале АТС;
— линейные сооружения — электровторичные часы с сетью. В качестве
линейных сооружений используются линии комплексной слаботочной
сети.
Промышленное телевидение. Для контроля за производственными про-
цессами на КС, промыслах, хранилищах и других сооружениях может быть
применена многокамерная телевизионная установка. Она предназначена
для круглосуточной работы в дежурном режиме, при этом включение ее
31 * 483
в рабочий режим может осуществляться как вручную (с пульта управления),
так и автоматически (от системы сигнализации).
На КС телевизионные камеры с оптической приставкой и устройством
наведения устанавливаются в помещениях компрессорного цеха, электро-
станции и па площадках внешних сооружений. На площадках- внешних
сооружений телекамера с оптической приставкой размещается в специальном
кожухе, который обогревается при низких температурах наружного воздуха
и имеет специальный зонтик для защиты от солнечных лучей.
Аппаратная стойка, пульт управления и видеоконтрольное устройство
должны устанавливаться в помещении дежурного диспетчера, видеоконтроль-
ные устройства — в помещении начальника и главного инженера КС.
Соединительные кабели внутри зданий прокладываются в желобах
или по степе вместе с телефонными кабелями или кабелями автоматики и
телемеханики, а соединительные кабели между зданиями и опорами — в тру-
бах телефонной капализации или подвешиваются на стальном тросе.
Комплексные телефонные сети. Выше были рассмотрены станционные
устройства, применяемые для связи на территории КС и за ее пределами.
Сети связи на площадках КС организуются по физическим парам кабельных
и частично воздушных линий. В связи с тем, что стоимость станционных
устройств (АТС, диспетчерские, сигнальпые и другие установки) значительно
меньше затрат на строительство линейных сооружений, принято линии
многих сетей, а также систем телемеханики объединять в общие кабели ком-
плексной слаботочной сети. Исключение составляют установки промышлен-
ного телевидения и ПГС с центральными усилителями, где оборудуются
самостоятельные сети.
В состав комплексной слаботочной сети на территории КС входят линии
АТС, диспетчерской телефонной связи, ПГС с абонентскими усилителями,
злектрочасофикации, пожарной и охранной сигнализации, телеграфа и
устройств телемеханики. Все линии, включенные в комплексную слаботочную
сеть, проходят через коммутационные устройства АТС, которая служит
центром этой сети. При проектировании комплексной слаботочной сети
на территории КС используется система прямого распределения, при которой
кросс АТС выполняет роль распределительного шкафа.
При построении линейных сетей по бесшкафпой системе можно выделить
два отличных друг от друга участка:
— от АТС до распределительной коробки (распределительная сеть);
— от распределительной коробки до оконечного устройства (абонентская
сеть).
В соответствии с этим кабели комплексной слаботочпой сети делятся
в а распределительные и абонентские.
Для автоматической связи КС, не имеющей выхода на городскую теле-
фонную сеть, а также для диспетчерской телефонной связи норма затухания
может быть принята равной норме затухания для городских телефонных
сетей (3,3 непера). Эта норма позволяет при использовании кабеля с жилами
диаметром 0,5 мм включать липни абонентов, расположенные на расстоянии
до 20 км.
В комплексной, слаботочной сети КС используются однопарные кабели
типа ТРП и ТРВ для абонентской проводки и многопарные типа ТГ, ТБ,
ТПП, ТППБ, ТПВ, ТПВГ и ТПВБ для организации распределительных се-
тей. В целях обеспечения резерва магистральных линий связи газопровода
на случай аварии или выхода вх из строя сооружаются кабельные линии
связи от АТС КС до городской АТС. В зависимости от технических условий
на подключение к городской АТС это могут быть соединительные линии или
прямые абоненты.
В случае получения согласия на включение соединительной линии АТС
КС явится составной частью городской телефонной сети (ГТС) и должна
обеспечить выполнение общей нормы затухания как для городских, так
и междугородных разговоров. Общее затухание на ГТС во должно превышать
3,3 непера (в том числе, 3 непера на линейные и 0,3 непера на станционные
сооружения).
484
На территории КС кабели прокладывают, как правило, в телефонной
канализации. Причем в каналах телефонной канализации прокладывают
«голые» (без броневого покрытия) кабели типа ТГ, ТПП и др. В зданиях
СЭВ и РЭВ, компрессорных цехах, энергоблоке и других помещениях, рас-
положенных на территории КС, кабели прокладывают по стенам без каких-
либо защитных мероприятий.
Сети ПГС. Для организации ПГС с центральным усилителем сооружаются
самостоятельные сети, а не линии комплексной слаботочной сети, так как
выходное напряжение усилительной установки равно 30, 120 или 240 в,
тогда как по комплексной сети таковое составляет всего лишь 0,5—2 в. По
электрическим характеристикам линии ПГС с центральным усилителем
относятся к линиям звукофикации.
Наибольшее распространение при строительстве радиотрансляционных
линий на территории КС получили кабельные, сооружаемые из кабелей
типа ПРВПМ, ПРППМ, а также из многожильных сигнальных или
контрольных.
В случае совместной прокладки кабелей ПГС с комплексной слаботочной
сетью КС необходимо в телефонной канализации предусматривать отдельный
канал для кабелей ПГС
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Балкин А. С., Матлин II. М., Яхнис Л. II. Связь на промышленных
предприятиях. М., «Связь», 1971. 511 с.
2. ГОСТ 464—68. Заземления для стационарных установок проводной
сиязи и станций радиотрансляционных узлов. Нормы сопротивлений. М.,
Изд-во стандартов, 1967. 10 с.
3. Избирательная телефонная связь с тональным вызовом. Типовые
решения. М., 1968. 77 с.
4. Инструкция по выбору трасс радиорелейных линий с интервалами
в пределах прямой видимости. М., 1971. 201 с.
5. Калинин А. М. Расчет трасс радиорелейных линий. М., «Связь»,
1965. 247 с.
6. Линии кабельной междугородной связи. НТН 45.321—72. М., 1972.
17 с. (М-во связи СССР).
7. НТП 45.324—71. Станционные сооружения междугородной связи.
Линейно-аппаратные цеха, аппаратные проводного вещания и телевидения.
М., «Связь», 1973. 40 с.
8. НТП 45.326—II. Электроустановки предприятий проводной связи.
М., «Связь», 1972, 35 с.
9. Общие требования к технологической связп Мингазпрома. М., 1966.
16 с. (Мингазпром СССР).
10. Правила устройства электроустановок. М., «Энергия», 1969. 463 с.
11. Правила по строительству линейных сооружений городских теле-
фонных сетей. М., Связьиздат, 1962. 511 с.
12. Радиорелейные линии связи. Инженерно-технический справочник
электросвязи. М., «Связь», 1971. 440 с.
13. Указания по строительству междугородных кабельных линий связи.
М., 1972. 575 с. (М-во связи СССР).
Глава 12
ПРОЕКТ
ОРГАНИЗАЦИИ СТРОИТЕЛЬСТВА
§ 12.1. Общие положения
Как указано в § 1.6, проектирование строительства магистральных
трубопроводов осуществляют в две стадии (технический проект и рабочие
чертежи) или в одну’(техно-рабочий проект). При двухстадийном проекти-
ровании на первой стадии и одностадийном разрабатывают проект организа-
ции строительства (ПОС). До начала строительства генеральные подрядные
строительные организации разрабатывают проект производства работ (ППР).
Цель составления ПОС — обеспечить своевременный ввод в действие
производственных мощностей и сооружений магистральных трубопроводов
с наименьшими затратами и при высоком качестве за счет повышения орга-
низационно-технического уровня строительства. ПОС служит основой для
распределения капитальных вложений и объемов строительно-монтажных
работ по срокам, а также для обоснования сметной стоимости строительства.
ППР разрабатывают для выявления наиболее эффективных методов выпол-
нения строительно-монтажных работ, способствующих снижению их себе-
стоимости и трудоемкости, сокращению сроков строительства, повышению
степени использования строительных машин, механизмов и оборудования,
а также улучшению качества строительно-монтажных работ. В соответствии
с требованием СН 47—74 [6] строительство без ППР запрещается. Этими же
строительными нормами оговорены все требования по разработке ПОС и
ППР, при которой следует учитывать природно-климатические особенности
района строительства, требования контрактов для объектов, создаваемых
на базе комплектного импортного оборудования, а также другие местные
и особые условия.
Проекты организации строительства представляют собой самостоятель-
ный раздел технического (или техно-рабочего) проекта магистральных трубо-
проводов или их комплексов, выпускаются, как правило, отдельным томом
или книгой. ПОС разрабатывается для отдельных вновь строящихся, для
реконструируемых и расширяемых объектов магистральных трубопроводов
и их комплексов на весь период строительства и для всего объема строительно-
монтажных работ, предусмотренного техническим (или техно-рабочим)
проектом, а для работ подготовительного периода — на первую очередь
строительства.
При определении состава ПОС необходимо учитывать степень сложности
объекта в зависимости от числа входящих в него зданий и сооружений, уровня
унификации, типизации и стандартизации проектных решений, необходимости
применения вспомогательных сооружений, устройств и установок, разно-
образия строительных процессов, числа подрядных и субподрядных органи-
заций, участвующих в строительстве, применительно в требованиям СН
47—74 [6]. При этом следует помнить о дополнительных требованиях к раз-
работке ПОС для «линейных объектов транспорта и связи», предусмотренных
СН 47-74 (6].
При составлении ПОС необходимо руководствоваться данными, изло-
женными в работах [1—12], а также эталонами на разработку ПОС маги-
стральных газопроводов и нефтепроводов в составе технических проектов.
486
§ 12.2. Исходные данные для составления ПОС
Исходными материалами для разработки ПОС служат:
— ТЭО, подтверждающее экономическую целесообразность и хозяй-
ственную необходимость проектирования и строительства объекта;
— задание на проектирование — раздел «Сроки и последовательность
строительства», с указанием степени сложностп объекта строительства при-
менительно к требованиям, приведенным в СН 47—74 [6];
— данные других разделов технического (техно-рабочего) проекта,
а также сводная и объектные сметы;
— карты и планы по трассе в масштабе 1 : 50 000—1 : 1 000 000 и по
площадкам в масштабе 1 : 500—1 : 1000;
— материалы инженерных изысканий (топографических, геологических
и гидрогеологических) по трассе трубопровода п площадкам КС, НПС, пере-
ходов рек и др.;
— данные о состоянии дорог и мостов, обеспечивающих подвоз труб,
оборудования, стройматериалов и всего необходимого от железнодорожных
станций (пристаней), заводов стройдеталей, предприятий и карьеров местных
строительных материалов к трассе трубопровода и вдоль него, к площадкам
КС или НПС, крупных переходов пт. д.;
— документы согласования с местными транспортными и другими орга-
нами (управления дорог, речных и морских пароходств, связи и др.) вопросов
по использованию существующих линии связи, дорог и мостов па период
строительства, их ремонту или усилению (если это необходимо), ио приему
грузов на станциях (пристанях), расположенных вблизи трассы, времен-
ному храпению их и отправке на трассу и площадки, а также условий
проведения работ на тех участках, где затрагиваются интересы сторон-
пих организаций;
— данные об использовании источников н порядке обеспечения стро-
ительства водой, электроэнергией, паром и местными строительными мате-
риалами;
— документы согласования с землепользователями с указанием харак-
теристики и требований по рекультивации сельскохозяйственных земель при
строительстве;
— подробные рыбохозяйственные характеристики, полученные у соот-
ветствующих бассейповых управлений рыбоохраны, с указанием видов рыб,
мест их массового переста, нагула, зимовальных ям, рекомендуемых способов
и сроков проведения строительных работ на переходах магистральным трубо-
проводом водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение;
— документы согласования с Центральным управлением рыбохозяйствен-
ной экспертизы и нормативов (ЦУРЭН) мест переходов трубопроводом через
водоемы, имеющие рыбохозяйственное значение, а также мест отвала грунта,
полученного при разработке подводных траншей, способов и сроков произ-
водства строительных работ;
— данные об условиях работ по сооружению трубопроводов через круп-
ные водные преградил о возможности и сроках получения плавучих и техни-
ческих средств для выполнения подводных земляных работ;
— сведения строительной организации о наличии предполагаемых к по-
лучению ресурсов (рабочая сила, механизмы, транспортные средства, мате-
риальные фонды), а также плановые показатели по труду, механизмам,
автотранспорту;
— решения по применению строительных материалов и конструкций,
способов организации строительства и средств механизации строптельно-
монтажных работ по основным сооружениям, согласованные с министер-
ствами строительства или по их поручению со строительными организациями
(транспортные схемы развозки труб и материалов, методы производства работ
по крупным подводным и надземным переходам, осуществляемым по индиви-
дуальным проектам, и др.);
— сведения о соответствующих контрактах в случаях строительства
объектов на базе комплектного импортного оборудования.
487
Всю необходимую документацию согласуют со строительными органи-
зациями — с трестами-генподрядчиками, а но крупным подводным и над-
земным переходам — со специализированной организацией. Если к моменту
разработки ПОС генподрядчик не установлен, согласования осуществляют
с соответствующим строительным главком министерства.
§ 12.3. Продолжительность строительства
Продолжительность строительства включает время от начала работ
подготовительного периода до ввода в действие магистрального трубопровода,
его очереди или пускового комплекса и определяется в соответствии
с СП 440—72 14].
Магистральный трубопровод состоит как нз линейных, так п наземных
сооружений и здапий. К линейным сооружениям относятся собственно трубо-
провод и отводы от пего, переходы протяженностью менее 400 м через есте-
ственные и искусственные препятствия, линейные колодцы, линии связи,
система электрохимической защиты и дома линейных ремоптеров; к назем-
ным — КС, головные и промежуточные НПС, ГРС и ГРП, отдельные ремонтно-
эксплуатационные пункты.
Общая продолжительность строительства магистрального трубопровода
со всеми зданиями и сооружениями определяется по наибольшей норме для
одного из следующих сооружении: линейной части трубопровода, компрес-
сорных, насосных станций, резервуарных парков. Нормы продолжитель-
ности строительства магистрального трубопровода и отдельных его объектов
приведены в табл. 12.1 и 12.2.
Нормативная продолжительность строительства объектов магистральных
трубопроводов, показатели которых отличаются от приведенных в таблицах,
определяется по интерполяции или экстраполяции. При экстраполяции
показатель, для которого определяется норма продолжительности стро-
ительства, не должен превышать удвоенного значения показателя, указан-
ного в табл. 12.1 и 12.2. Объемы капитальных вложений и строительпо-мон-
тажных работ для этих условий определяются:
— па первый год строительства путем деления указанных объемов на
коэффициент удлинения продолжительности строительства;
— на второй и последующие — путем распространения соотношения
по годам указанных объемов, установленных для объекта с максимальным
зпачепием показателя, принятого для экстраполяции. Коэффициент удлине-
ния продолжительности строительства — результат деления продолжитель-
ности строительства, полученной при экстраполяции, на продолжительность
строительства объекта с максимальным зпачением показателя, принятого
для экстраполяции.
П ример. Требуется установить продолжительность стро-
ительства головпой НПС с годовой пропускной способностью
36 млн. т.
Исходные данные для экстраполяции:
— НПС с годовой пропускной способностью 20 млн. т,
продолжительность строительства 20 месяцев;
— НПС с годовой пропускной способностью 28 млн. т,
продолжительность строительства 24 месяца с распределением
объемов капитальных вложений и строительно-монтажных работ
по годам строительства 45 и 55% с соотношением к первому
году 1 : 1,2.
Расчет на прирост пропускной способности 28 — 20 =
= 8. млн. т; продолжительность строительства увеличена на
24 — 20 = 4 месяца.
Следовательно, продолжительность строительства НПС
с пропускной способностью 36 млн. т составляет 24 + 4 = 28 ме-
сяцев. Коэффициент удлинения продолжительности строитель-
ства 28 : 24 = 1,17.
488
Для строительства ППС с пропускной способностью 36 млн. т
распределение объемов капитальных вложений и стрсиТельво-
монтажпых работ составит, %:
на первый год 45 : 1,2 — 38;
на второй год 38-1,17 = 44;
иа третий год 100—38—44 — 18
Итого
100
ТАБЛИЦА 12.1
Нормы продолжительности строительства магистральных трубопроводов
и распределение капитальных вложений
Характеристика трубопровода 11 родолжительность строительства, месяцы распределение капитальных
1 вложений и стоимости
г . строительно-монтажных
=с работ по календарным годам
Г- к строительства, % от сметной
и ?? стоимости объекта
- S 4 3
а »3
~ с •• ° is 2 л J з^о ? S = е* cq st
О. 7 I И ill
— ~ О И°ё
100 500 7 1 100
800 8 1 100 — —
1000 9 1 100 — —
1200 10 2 100 — —
1400 14 2 80 20 —
200 500 9 1 100 — —
800 10 1 100 — —
1000 11 1 100 — —
1200 13 2 90 10 —
1400 18 3 65 35 —
300 500 10 1 100 — —
800 11 1 100 — —
1000 12 1 100 — —
1200 15 2 80 20 —
1400 20 3 60 40 —
500 500 15 2 80 20 —
800 16 2 75 25 —
1000 18 2 65 35 —
1200 20 3 60 40 —
1400 26 4 40 60 —
1000 500 22 2 50 50 —
800 24 3 45 55 —
1000 28 3 30 50 20
1200 30 4 40 40 20
1400 36 5 40 40 20
Примечание. Нормы продолжительности строительства установлены с учетом
времени, необходимого на проведение испытания трубопроводов гидравлическим или пнев-
матическим способом.
489
ТАБЛИЦА 12.2
Нормы продолжительности строительства отдельных объектов
и сооружений магистральных трубопроводов и распределение
капитальных вложений
Характеристика объекта Продолжительность строи- тельства, месяцы Распределение капитальных вло- жений и стоимости строительно-мон- тажных работ по календарным годам, % от сметной стоимости объекта
Общая В том числе на
подготовитель- ный период передачу обо- рудования в монтаж * монтаж обору- дования **
I II
к Общая мощность компрес- соров, Мвт, до; 10 омнрес 10 ✓сорна* 2 стану 3- 5 щя 5=9 100 —
25 14 3 4--7 6 7-12 85 15
50 16 3 4—8 8 70 ‘ 30
8—15
90 19 4 4-9 9 9—17 60 40
Головная пе Годовая пропускная спо- собность, млн. т, до; 8 рекачи 14 вающа 3 я на со 3—8 е.ная стан 8 6—13 ция 75 25
13 16 з 3—9 10 70 30
6—15
20 20 5 5-13 8 12-19 50 50
28 24 5 5-13 12 11—22 45 55
Промежуточная Годовая пропускная спо- собность, или. т, до: 8 порок И ачиваа 2 зщая в 2—4 а со спая с 5 такция 100
6—10
13 14 3 2-5 7 6—12 80 20
20 16 3 2—6 8 70 30
7-14
28 18 4 3—7 10 60 40
7-16
* Указаны порядковые месяцы начала и окончания передачи оборудова/нь'1 от
начала строительства.
** В числителе—продолжительность монтажа; в знаменателе —порядковые меся-
цы начала'и окончания монтажа оборудования от начала строительства.
490
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 12.2
Характеристика объекта Продолжительность строи- тельства, месяцы Распределение капитальных вло- жений и стоимости строительно-мон- тажных работ по календарным годам, % от сметной стоимости объекта
Общая В том числе па
подготовитель- ный период передачу обо- рудования в монтаж * монтаж обору- дования **
I II
Из металлических резерву- аров, включая сооруже- ния и коммуникации в пределах площадки пар- ка, вместимостью, тыс. м3, до: Резер вуарны й napi
50 12 2 6—8 5 7—11 100 —
100 16 3 8-11 6 10-15 70 30
Примечание. Продолжительность строительства ГРС, баз нефти, отдельных
резервуаров и аварийно-ремонтных пунктов дана в работе [4].
При сооружении магистральных трубопроводов протяженностью более
1000 км необходимо по всей длине разбить их на участки, продолжительность
строительства которых устанавливается по приведенным нормам при одно- '
временном ведении работ на каждом участке.
Продолжительность строительства головных НПС устанавливается с уче-
том сооружения на этих станциях резервуарных парков общей вместимостью
до 50 тыс. (при годовой пропускной способности станции до 13 млн. т) и до
100 тыс. м3 (при годовой пропускной способности станции до 28 млн. т); •
промежуточных НПС, совмещенных с паливпыми пунктами и резервуарными
парками, принимается равной установленным для головных НПС.
Нормы продолжительности строительства магистральных трубопрово-
дов и отдельных зданий и сооружений для особых условий устанавливаются
с применением коэффициентов К, приведенных в табл. 12.3. § *
§ 12.4. Отвод земель под трассы
магистральных трубопроводов
При выборе, отводе и использовании земель для временного (кратко-
срочного), на период строительства трубопровода, и для бессрочного (по-
стоянного) пользования с целью размещения запорной арматуры, защитных
сооружений от аварийного разлива нефти и нефтепродуктов (обвалований,
канав и емкостей), станций катодной защиты трубопроводов, узлов под-
ключения НПС и КС, устройств очистки трубопроводов, а также для строи-
тельства переходов через естественные и искусственные препятствия следует
соблюдать требования «Основ земельного законодательства Союза ССР и со-
юзных республик» (ст. 10, 16), «Основных положений по восстановлению
земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых»,
491
Коэффициенты К к нормам продолжительности
для особых условий строительства
Условия строительства
Районы с числом выпадения осадков более 120 дней
В году
Горные труднодоступные районы:
с крутизной склонов более 20°
и чередующимися хребтами
с высотой над уровнем моря
1500 м и выше
Районы пустынь и полупустынь
На 100 км трассы при числе переходов:
21-40
более 40
Общая длина заболоченных или обводненных участ-
ков, % от общей протяженности трубопроводов:
3-5
до 10
» 15
» 20
» 25
более 25
При прокладке трубопроводов через крупные водные
преграды с переходами длиной более 400 м
Здания и сооружения в сейсмических районах, в про-
ектах которых предусмотрены конструктивные ан-
тисейсмические мероприятия, при сейсмичности,
баллы: ~~
8
9
Северные районы страны и местности, приравненные
к ним:
Мурманская обл. (за исключением Мурманс-
ка); Туруханский р-н Красноярского края
(Норильск, Дудинка, Игарка); Якутская
АССР южнее 60-й параллели
Амурская обл.; Архангельская (за исключе-
нием Архангельска, Северодвинска); Бу-
рятская АССР (за исключением Улан-Удэ);
Карельская АССР (за исключением Петро-
заводска); Коми АССР; Мурманск; Пермс-
кая обл. севернее 60-й параллели; Омская,
Новосибирская, Томская, Иркутская обл.
и Красноярский край севернее Транссибир-
ской ж.-д. магистрали (за исключением го-
родов, расположенных на этой магистрали,
а' также Томска, Братска); Приморский
край (за исключением Владивостока, На-
ходки); Тувинская АССР; Хабаровский
край (за исключением Хабаровска, Комсо-
мольска-на-Амуре и Советской Гавани);
1,2
До 1,3 *
До 1,5 *
До 1,2 *
1,1
1,15
1,05
1,1
1,15
1,2
1,25 *
Определяется ПОС
То же
1,1
1,15
1,4
1,2
492
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 12.3
УгЛивия строительства к
Ханты-М апсийский национальный округ
Тюменской обл.; Читинская обл. (за исклю-
чением Читы)
Примечания.1. Продолжительность строительства магистральных трубопро-
водов устанавливается ПОС в случаях сооружения их на побережье и островах Северного
Ледовитого океана; в Камчатской, Магаданской, Сахалинской обл.; в Якутской АССР
(севернее 60-й параллели); в Таймырском и Эвенкийском национальных округах (за исклю-
чением г. Норильска, Дудинки, Игарки) Красноярского края; в Ямало-Ненецком нацио-
нальном округе Тюменской обл.; в Ненецком национальном округе Архангельской обл.;
в Охотском р-не Хабаровского края. 2. Звездочкой (*) помечены коэффициенты, значение
которых определяется ПОС.
а также соответствующих общесоюзных нормативных документов, утверж-
денных или согласованных Госстроем СССР. Ширину полосы земель, отводи-
мых но временное, краткосрочное, пользование на период строительства
одного магистрального подземного трубопровода, надлежит устананлинать
в соответствии с СН 452—73 [5], а для магистральных надземных и наземных
трубопроводов определять проектом, утвержденным в установленном по-
рядке. Отводить земли следует в соответствии с очередностью строительства,
предусмотренной проектом.
Размер земельных участков, отводимых в бессрочное пользование для
размещения запорной арматуры подземных магистральных трубоироводов,
не должен превышать 10 X 10 м каждый.
Использование земель над подземными магистральными трубонроводамя
должно осуществляться землепользователями с соблюдением мер по обес-
печению сохранности трубопроводов.
1. Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми
параллельными нитками магистральных трубопроводов следует принимать:
— при подземной прокладке в соответствии с требованиями
СН 452—73 [5] по табл. 12.4;
ТАБЛИЦА 12..',
Расстояние между осями одновременно прокладываемых
параллельных ниток подземных магистральных трубопроводов
Диаметр трубопровода, мм Расстояние, м
Для газопроводов Для нефтевроводов и нефтепродукто- проводов
До 426 включительно 8 5
Более 426—720 включительно 9 5
Более 720—1020 включительно 11 6
Более 1020—1220 включительно 13 6
Более 1220—1420 включительно 15 7
Примечания. 1. Расстояния между осями смежных трубопроводов разных
диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для трубопровода
большего диаметра. 2. Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопрово-
дами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее
указанного, но не меньше 1 м между стенками трубопроводов.
693
ТАБЛИЦА 12.5
Расстояние между параллельно строящимися и действующими
трубопроводами
Диаметр проектируемого трубопровода, мм Расстояние между осями проектируемого и действующего трубопровода, м
На землях несель- скохозяйственного назначения илп непригодных для сельского хозяйства и землях Гослесфонда На землях сельско- хозяйственного назначения (при снятии и восстано- влении плодород- ного слоя)
До 426 включительно и 20
Более 426—720 включительно 14 23
Более 720—1020 включительно 15 28
Более 1020—1200 включительно 16 30
Более 1200—1400 включительно 18 32
Примечание. Для горной местности, а также для переходов через естественные
и искусственные препятствия указанные в таблице расстояния допускается уменьшать.
ТАБЛИЦА 12.6
Ширина полосы земель, отводимых во временное, краткосрочное,
пользование на период строительства одного магистрального
подземного трубопровода
Диаметр трубопровода, мм Ширина полосы, м
На землях несель- скохозяйственного назначения илп непригодных для сельского хозяйства и на зем- лях Гослесфонда На землях сельско- хозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстано- влении плодород- ного слоя)
До 426 включительно 20 28
Более 426—720 включительно 23 33
Более 720—1020 включительно 28 39
Более 1020—1220 включительно 30 42
Более 1220—1420 включительно 32 45
Примечание. Для магистральных трубопроводов вемли Гослесфонда предо-
ставляются преимущественно ва счет не покрытых лесом площадей или площадей, занятых
кустарниками и малоценными насаждениями. В исключительных случаях для указанных
целей могут быть выделены земли Гослесфонда, покрытые лесом. Ширина полос вемапь
для магистральных трубопроводов устанавливается по согласованию с Гослесхозом СССР,
но не более ширины, указанной в таблице.
— при надземной, наземной или комбинированной прокладке газопро-
водов согласно СНиП II—45—75 18];
— при надземной, наземной п комбинированной прокладке нефтепро-
водов и нефтепродуктопроводов согласно СНиП II—45—75 [8] по принятым
в проекте решениям. Расстояние между параллельными нитками гавопро-
494
водов и нефтепродуктопроводов принимаются по нормам, регламентирующим
расстояние между параллельными нитками газопроводов.
Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопро-
водами определяются СНиП II—45—75 [8J в соответствии с технологией
поточного строительства и условиями безопасности производства работ,
но должны быть не менее указанных в табл. 12.5.
2. 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 защитных сооружений от аварийного раз-
лива нефти и нефтепродуктов (обвалований, канав и емкостей), станций ка-
тодной защиты трубопроводов, узлов подключения НПС и КС, устройств
очистки трубопроводов и для строительства переходов через естественные
и искусственные препятствия определяется проектом, утвержденным в уста-
новленном порядке.
3. Размеры (ширина и длина) полос земель, отводимых во временное
пользование для капитального ремонта магистральных трубопроводов, уста-
навливаются проектом, при этом ширина указанных полос пе должна пре-
вышать ширины, предусмотренной в табл. 12.6.
4. Ширину полосы земель, отводимых во временное, краткосрочное,
пользование на период одновременного строительства двух и более парал-
лельных магистральных подземных трубопроводов, следует принимать рав-
ной ширине полосы земель для одного трубопровода (приведенной в табл. 12.6)
плюс расстояние между осями крайних трубопроводов.
§ 12.5. Транспортная схема
Выбор рациональной схемы поступления п транспортировки труб, мате-
риалов и оборудования для строительства магистрального трубопровода
позволяет существенно сократить как транспортные расходы, так и сроки
доставки грузов к мостам производства работ. Для разработки транспортной
схемы необходимо:
— определить объемы грузоперевозок по сводной ведомости материалов,
изделий, конструкций, распределенных по годам строительства;
. — наметить пункты разгрузки материалов с учетом местных условий
и существующих тарифов;
— выбрать пункты размещения перевалочных баз;
— установить объемы дорожных работ, необходимые для обеспечения
движения по существующим дорогам и мостам, используемым для нужд
строительства; паметить новые временные дороги, необходимые строитель-
ству, а также объем работ по их сооружению.
Выбирать пункты поступления материалов — железнодорожные станции
и порты (пристали) — следует с учетом следующих основных требований:
1) железнодорожные станции или пристани должны находиться на мини-
мальном расстоянии от участков трассы трубопровода и площадок;
2) железнодорожные станции должпы иметь тупиковые пути с разгру-
зочными площадками;
3) речные пристани или морские порты должны иметь разгрузочные
площадки, рассчитанные на массовый прием труб, оборудования, изоля-
ционных и других материалов н временное их хранение:
4) разгрузочные площадки железнодорожных стаппий, речных пристаней
и морских портов должны быть оборудованы подъездами, обеспечивающими
маневренность трубовозов, погрузочно-разгрузочных средств и грузового
транспорта общего назначения;
5) выбранные железнодорожные станции, морские порты и речные при-
стани для приема грузов должны быть согласованы с соответствующими
управлениями железных дорог МПС и пароходствами.
Дороги, связывающие пункты поступления грузов с площадками, трубо-
сварочными базами, базами приготовления битумной мастики и трассой
485
трубопровода, должны быть наикратчайшими и пригодными для транспорти-
ровки длинномерных грузов — одиночных труб и секций труб, опор высоко-
вольтных и линий связи, а также оборудования и других грузов.
Рациональные границы участков трассы магистрального трубопровода,
которые будут обслуживаться выбранными пунктами поступления грузов,
определяются аналитическим или графическим методами. Методика опре-
деления рациональных границ средней дальности возки труб и строительных
материалов приведена в работах |2, 12]. Исходными данными для обоих
методов являются расстояния от пунктов поступления грузов до трассы
и площадок трубопровода по принятой схеме дорог, а также расстояния
между точками выхода этих дорог на трассу трубопровода по ее протяжен-
ности.
Указанные расстояния можно рассчитать с помощью официальных спра-
вочников, на основе инженерных изысканий, а также по топографическим
картам (не мельче 1 : 200 000) и ситуационному плану. При пользовании
топографическими картами, согласно данным работы [2], в расчет прини-
маются поправочные коэффициенты на извилистость дорог с учетом масштаба
карт:
Масштаб Коэффициент
1: 200 000 1,20
1-. 100 000 1,175
1: 50 000 1,15
1: 25 000 1,10
1: 5 000 1,05
При отсутствии карт пеобходимогобмасштаба расстояния перевозок прп-
вимают на основании справок местпых органов или актов, составленных
представителями заказчика, строительной и проектной организаций.
В схеме перевозок расстояние транспортировки от мест разгрузки или
от мест получения грузов определяют как средневзвешенное, учитывающее
потребность в материалах для сооружений, находящихся на .территории
строительства магистрального трубопровода на различных расстояниях
от мест разгрузки или мест получения. При этом средневзвешенные рассто-
яния для линейной части магистрального трубопровода и площадок КС
и НПС вычисляют раздельно.
При строительстве магистрального трубопровода участками, закреплен-
ными за генеральными подрядными строительными организациями, средне-
взвешенную дальность возки труб, материалов и оборудования определяют
для каждого участка раздельно; средневзвешенные расстояния — для каж-
дого материала или группы их.
При достаточно разветвленной сети железных дорог в районе строитель-
ства изоляционные материалы обычно направляют на станции, расположен-
ные в 100—150 км друг от друга, а трубы — на станции, находящиеся в 20—
50 км друг от друга. При этом трубосварочные базы в большинстве случаев
располагают в местах подъездов к трассе, недалеко от пунктов поступления
труб и материалов. В этом случае средневзвешенную дальность возки опре-
деляют раздельно для транспортпровки труб от пунктов разгрузки до трубо-
сварочных баз и для транспортировки секций труб от трубосварочных баз
на трассу. Транспортная схема строительства нефтепровода представлена
на рис. 12.1. Для грузов определяют средневзвешенную дальность перевозки
автотранспортом от конечной железнодорожной станции (пристани) к трассе
или к площадкам (рис. 12.1), если в ценниках дана стоимость франко-станция
назначения, или средневзвешенное расстояние возки как по железной дороге
(реке), так и дополнительно (отдельно) автотранспортом, если в ценниках
указана стоимость фрацко-стапция отправления.
Примеры транспортных схем приведены также в эталонах на составление
ПОС для разработки технических проектов па строительство магистральных
газопроводов и нефтепроводов.
Потребность в транспортных средствах может быть определена одним
из двух способов:
496
Перекачивающая Перекачивающая
ст. 1 ст. 2
км 0 км 88
1
2
5
4
6
Перекачивающая
ст. в
км 300
Рис. 12.1. Транспортная схема строительства магистрального нефтепровода.
1 — трасса проектируемого нефтепровода; 2—з — перекачивающие станции (2 — первой
очереди, з — второй очереди); 4 — пункт разгрузки (пристань, ж.-д. станция); S — сва-
рочная база; в — километр по трассе проектируемого нефтепровода.
Расчет средневзвешенной дальности возки труб и секций
НПС Километр гроссы Пункт разгрузки расстояние. км
1 0 1 23
2 86 41
3 218 3 122
4 300 4 40
32 Заказ 156
497
— исходя из укрупненных нормативов на 1 млн. руб. стоимости стро-
ительно-монтажных работ;
— на основании общего грузооборота в расчетный год и планов годовой
выработки одного автомобиля списочного состава или другого транспортного
средства в тонно-километрах. Второй способ наиболее предпочтителен.
Типы транспортных средств выбирают в зависимости от состояния дорог
и характера перевозимых грузов, а также с учетом имеющегося у строитель-
ных организации парка автомобилей и других транспортных средств.
§ 12.6. Строительный генеральный план
В состав ПОС трубопровода включают следующие стройгоппланы:
— лпнейпый, по линейной части магистрального трубопровода;
— крупных переходов через водпые преграды;
— по группам аналогичных площадок КС, НПС и т. д.
Линейный стройгепплап в соответствии с [2] выполняют в масштабе
1 : 500 000—1 : 1 000 000. Он служит сводным графическим материалом,
иллюстрирующим все основные положения проектов организации строитель-
ства, т. е. стадию технического (или техпо-рабочего) проекта. На линейном
стройгенплапе должпы быть показаны:
1) схема трассы и основная ситуация (сеть железных дорог, подъездные
автомобильные пути и дороги вдоль трассы, карьеры, реки, мосты, постоян-
ные переправы, железнодорожные станции, пристани и т. д.);
2) основные комплексы проектируемых постоянных (питки трубопро-
вода, лупипги, отводы, переходы через крупные роки, КС, НПС, дома линей-
ных ремонтеров, вертолетные площадки, липии связи, высоковольтные
липии вдоль трассы и т. д.) и временных сооружений (сварочные, перевалоч-
ные и строительные базы, прирельсовые склады, временные переправы
и т. д.);
3) участки трассы, закрепленные за генеральными подрядными стро-
ительными организациями;
4) график работы линейных колонн;
5) осповпые объемы работ по участкам, закрепленным за генеральными
подрядными строительными организациями (протяженность трубопроводов,
число переходов по их типам, объемы работ по расчистке трассы, сносу и
переносу строений, устройству лежлевых дорог и т. д.);
6) осповпые решения по ПОС (участки, обслуживаемые железнодорож-
ными станциями и перевалочными базами с постапцпоппым количеством
основных строительных грузов, места расположения сварочных баз и участки,
обслуживаемые ими, и т. д.). На стройгенплапах указывают названия исполь-
зуемых для пужд строительства железнодорожных стапций, пристаней
и подъездных автомобильных дорог, а также соответствующие рас-
стояния.
Строительство линейной части магистральных трубопроводов осуще-
ствляется поточным методом. Состав, суточные темны потоков, оснащенность
кололи и подразделений строительными машинами и механизмами описаны
в работе [11].
Стройгенплапы крупных переходов через водпые преграды обычно
совмещают с генпланами переходов. На стройгенплапах переходов указывают
расположение монтажной площадки, временных подъездных путей, времен-
ных причалов и отвалов грунта.
Стройгенплапы площадок КС, НПС и т. п. выполняют в масштабе, соот-
ветствующем масштабу генеральных планов этих площадок. В основу раз-
работки стройгепплапов площадок должпы быть заложены:
— минимальная стоимость и удобство перевозок па стройплощадке;
— минимальная стоимость времеппых сооружений;
— минимальные расстояния расположения производственных сооруже-
ний и механизированных установок от центров максимального потребления
их продукции;
498
— мероприятия по рациональному обслуживанию строительных рабочих
обеспечивающие наименьшую потерю времени на переходы (переезды) на
стройплощадке.
При разработке стройгенланов должны быть учтены следующие требо-
вания:
— временные здания и сооружения относительно строящихся объектов
стран света и господствующих ветров должпы располагаться таким образом'
чтобы обеспечивались наиболее благоприятные условия для естественного
освещения и проветривания помещений, причем в целях сокращения про-
тяженности внутрипостроечных коммуникаций, облегчения управления
строительством и его удешевления они должны размещаться по возможности
компактно, па ограниченной территории;
— производственные, складские помещевия и прочие объекты вспомога-
тельного назначения должны находиться ла таком расстоянии, чтобы исклю-
чить неблагоприятное воздействие (в санитарном отношении) одного объекта
на другой;
— площадки для складирования сгораемых материалов и складов для
хранения легковоспламеняющихся материалов и жидкостей должпы быть
расположены с противопожарными разрывами между пими в соответствии
с действующими нормами;
— склады для храпения взрывчатых веществ (ВВ) должпы быть устро-
ены в строгом соответствии с требованиями специальных инструкций.
Разработка стропгепплапов должна вестись с учетом требований тех-
ники безопасности и пожарной безопаслости.
Методика и примеры составления стропгепплапов приведены в работе [2],
а также в эталонах па составление ПОС для разработки технических проектов
на строительство магистральных газопроводов и нефтепроводов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила техники безопасности при строительстве магистральных
стальных трубопроводов. М., «Недра», 1972. 160 с.
2. Рекомендации по методике составления проектов организации стро-
ительства и проектов производства работ. М., Стройиздат, 1968. 108 с.
3. Рекомендации по разработке вопросов техники безопасности и произ-
водственной санитарии в проектах организации строительства н проектах
производства работ. М., Стройиздат, 1971. 110 с. -
4. СН 440—72. Нормы продолжительности строительства предприятий,
зданий и сооружений. М., Стройиздат, 1972. 592 с.
5. СН 452—73. Нормы отвода земель для магистральных трубопрово-
дов. М., Стройиздат, 1973. 6 с.
6. СН 47—74. Инструкция по разработке проектов организации строи-
тельства и проектов производства работ. М., Стройиздат, 1975. 44 с.
7. СН 202— 76. Инструкция по разработке проектов и смет для про-
мышленного строительства. М., Стройиздат, 1970. 65 с.
8. СНиП 11—45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проекти-
рования. М., Стройиздат, 1975. 61 с.
9. СНиП 111—А. 6—62*. Организацпоппо-техпическая подготовка
к строительству. Основные положения. М., Стройиздат, 1968. 12 с.
10. СНиП III—Д. 10—72. Магистральные трубопроводы. Правила
производства и приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 33 с.
И. Руководство по оптимальной технологии и организации поточпо-
механизпровапиого строительства магистральных трубопроводов. Р 233—76.
М., 1976. 141 с.
12. Телегин Л. Г., Карташев Г. И. Организация строительства линейной
части магистральных трубопроводов. М., «Недра», 1971. 199 с.
32*
Глава 13
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
§ 13.1. Общие сведения
Магистральный трубопровод состоит из линейной части, наземных зданий
и сооружений. В линейную часть входят трубопровод с ответвлениями и лу-
пингами (включая опоры надземных трубопроводов), запорной арматурой,
переходами через естественные и искусственные препятствия, конденсато-
сборниками (для газопроводов), компенсаторами, а также защитными (на слу-
чай разлива нефти и нефтепродукта) и противоэрозиопными сооружениями;
установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии; линии
и сооружения технологической связи; сооружения линейной службы экс-
плуатации; постоянные дороги (вдоль трассы трубопровода) и подъезды
к ним; линии электропередачи (для снабжения электроэнергией узлов уста-
новки запорной и другой арматуры); оборудование для электросиабжепия,
дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохими-
ческой защиты.
К наземным зданиям и сооружениям относят КС, головные и промежу-
точные НПС, ГРС, резервуарные парки, станции подогрева нефти, сооруже-
ния аварийно-восстанонительпой, ремонтной службы и др.
Безостановочная перекачка газа и£нефти зависит в первую очередь от
правильной организации эксплуатации магистрального трубопровода, сле-
дующие основные принципы которой должны быть заложены в разрабаты-
ваемую проектно-сметную документацию па строительство трубопровода.
1. Определение числа и мест расстановки КС и НПС в соответствии
с гидравлическим расчетом.
2. Составление технологической схемы проектируемого трубопровода,
на которой должно быть показано:
— размещение отключающей арматуры на КС, НПС, многониточных
переходах, на линейной части трубопровода, отводах к потребителям, на
узлах пуска, приема и пропуска скребка или очистного поршня;
. — расположение домов линейных ремонтеров, сооружений аварнйно-
восстановительной и ремонтной служб, вертолетных площадок, станций
катодной защиты;
— размещение узлов замера расхода газа для коммерческих расчетов,
защитных сооружений от аварийного разлива пефти и нефтепродукта, стел-
лажей с аварийным запасом труб и др.;
— расположение существ jtohihx, действующих и строящихся маги-
стральных трубопроводов-, транспортных коммуникаций при параллельном
их следовании с проектируемым трубопроводом, а также мест установки
технологических перемычек.
3. Определение структуры управления. Структура управления нефте-
провода состоит из трех звеньев:
1) высшее — Министерство нефтяной промышленности СССР;
2) среднее — Главтранснефть;
3) основное (первичное) — управление магистральных нефтепроводов
(УМН).
Структура управления газопровода также состоит из трех звеньев:
1) высшее — Министерство газовой промышленности СССР;
500
2) среднее — Всесоюзное промышленное объединение (например: Тюмен-
газиром, Комигазпром, Укргазпром и т. д.);
3) основное (первичное) — производственное объединение по добыче
и транспортировке газа или по транспортировке и поставкам газа (например:
Куйбышевтрансгаз, Лентрапсгаз, Западтрансгаз, Тюментрансгаз, Ухта-
трансгаз, Киевтрансгаз и т. д.), которому подчипевы:
—производственно-диспетчерская служба с КИВИ;
— линейные производственные управления магистральных газопроводов
(ЛПУМГ);
— станции подземного хранения газа (СПХГ);
— дирекция строящихся газопроводов (ДОГ);
— передвижные механизированные колонны (ПМК);
— специальный ремонтно-восстановительный поезд (по согласованию
с МПС) и др.
Основным низовым производственным звеном в системе трубопроводного
транспорта газа является ЛПУМГ, задача которого — транспортирование
газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам и газопро-
водам-отводам в целях бесперебойной поставки его потребителям в соответ-
ствии с утвержденным планом. ЛПУМГ возглавляет начальник, который
подчиняется непосредственно директору производственного объединения по
транспортировке и поставкам газа. Структура ЛПУМГ:
— руководство;
— персонал при руководстве;
— диспетчерская служба (ДС);
— газокомпрессорная служба (ГКС), от одной до четырех;
— липейпо-эксплуатационная служба (ЛЭС), одна — две (вторая орга-
низуется с разрешения министерства);
— служба телемеханики и связи (СТС);
— жилиптпо-коммунальное хозяйство (ЖКХ);
- ВОХР;
— дошкольные учреждения.
Функции основных служб ЛПУМГ и их структура изложены в разрабо-
танном УрКТнЗ Мингазпрома СССР и ЦНИСГазпромом сборнике «Типо-
вая структура и нормативы численности инженерно-технических работников
и служащих лилейных производственных управлений магистральных газо-
проводов».
4. Разработка основных принципов организации ремонта оборудования
и сооружений магистрального трубопровода.
5. Определение основных принципов организации аварийно-восстанови-
тельной службы.
6. Выявление необходимости в устройстве складов ГСМ и метанола на
площадках наземпых зданий и сооружений и метанольниц на трассе газо-
провода.
7. Определение штата обслуживающего персонала.
Все перечисленные принципы организации эксплуатации магистрального
трубопровода необходимо учитывать при разработке ТЭО, технического
проекта и рабочих чертежей. Степень их разработки и детализация техни-
ческих решений на различных стадиях проектирования регламентируются
заданием на проектирование и действующими эталонами на разработку
проектно-сметной документации.
Эксплуатация магистрального трубопровода начинается с момента
приема его государственной комисспей с участием представителя проектной
организации и в соответствии с требованиями СНиП Ш—А.10—70* 16].
Закопченные строительством трубопроводы или пусковые комплексы
их предъявляются застройщиками (заказчиками) государственной комиссии
при условии, если оборудование КС и НПС обеспечивает предусмотренную
проектом производительность. Отдельные здания и сооружения по мере их
готовности могут быть приняты в эксплуатацию рабочими комиссиями за-
стройщика (заказчика) до приемки государственной комиссией трубопровода
в целом. Все объекты, предъявляемые к приемке, должны быть выполнены
501
в полном соответствии с утвержденным проектом и с соблюдением всех требо-
ваний, установленных строительными нормами и правилами, а также техни-
ческими условиями и другими нормативными документами.
Генеральный подрядчик представляет рабочей комиссии следующие
документы:
— список организаций, участвующих в выполнении строительно-монтаж-
ных работ с указанием видов работ, и список инженерно-технических работ-
ников, непосредственно ответственных за каждый вид работ;
— комплект рабочих чертежей с внесеппыми в пих изменениями, если
последние имели место в процессе строительства;
— заводские сертификаты па трубы, фасонные части и арматуру, а при
отсутствии их — результаты контрольных испытаний;
— сертификаты или паспорта па изоляционные материалы;
— заводские паспорта па установленные манометры;
— сертификаты па сварочные материалы;
— списки сварщиков с указанием номеров их удостоверений;
— результаты механических испытаний и физических методов контроля
сварных соединений;
— журнал сварочных и изоляционных работ;
— акты па приемку работ по очистке и изоляции; проверке сплошности
изоляционных покрытий; подготовке основания траншей или опор; укладке
и засыпке; предварительному испытанию трубопровода на переходах; по-
операционной приемке работ по сооружению переходов через водпые пре-
грады с приложением исполнительных профилей, привязанных к постоянным
реперам; испытанию на прочность и герметичность; сооружениям электро-
химической защиты и липни связи.
Результаты приемки магистрального трубопровода оформляются актом
государственной комиссии, который служит основанием для ввода сто
н эксплуатацию. Датами ввода в эксплуатацию трубопровода в целом
принято считать цату подписания акта государственной комиссией; отдельных
вспомогательных зданий и сооружений, принимаемых рабочими комиссиями.—
дату подписания акта этими комиссиями; жилых и общественных зданий
и сооружений — дату утверждения.исполкомом Совета депутатов трудящихся
акта государственной комиссии.
§ 13.2. Система планово-предупредительного
ремонта
Оборудование нефтепровода и газопровода представляет собой наиболее
важную часть основных фондов нефтегазопроводных управлений, поэтому
вопросы использования, долговечности и работоспособности оборудования
должны быть предметом повседневного внимания.
Плановые работы системы планово-предупредительпого ремонта (ПНР)
делятся на текущий, средний и капитальный ремонт. Текущий ремонт вы-
полняется без остановки трубопроводов за счет резерва оборудования силами
эксплуатационного персонала. При среднем ремонте заменяются или капи-
тально ремонтируются изношенные узлы и детали оборудования. Капиталь-
ный ремонт предусматривает полную разборку, ремонт или замену всех
износившихся деталей или узлов, сборку и испытание их в соответствии
с техническими условиями.
Известны такие методы проверки оборудования и деталей: внешний
осмотр; акустический (легкое обстукивание молотком); керосипо-меловая
проба (деталь смачивают керосином, по истечении 15—20 мин ее вытирают
насухо, а места, подлежащие испытанию, натирают мелом; если есть тре-
щины, то при простукивании молотком через них на поверхность детали
просачивается керосин и мел темнеет); измерение толщины стенок и линейных
размеров; радиографический; электромагнитный; ультразвуковая дефекто-
скопия; люминесцентный.
Центробежные насосы. Текущий ремонт их заключается в:
— ревизии подшипников;
502
— ревизии и промывке картеров подшипников, смене масла, промывке
масляных трубопроводов; н
— ревизии и при необходимости смене сальниковой набивки, а также
в проверке рабочих поверхностей защитных гильз (втулок); ’
— проверке состояния соединительной муфты, промывке и смене смазки
(у зубчатых муфт);
— промывке и продувке системы трубопроводов, подводящих уплотня-
ющую жидкость, когда сальпики насосов имеют жидкостное уплотнение-
— чистке трубопроводов и камер водяного охлаждения;
— проверке состояния корпуса насоса (осмотр и простукивание);
— проверке крепления всего агрегата на фундаменте;
— проверке центровки агрегата;
— полной разборке насоса и тщательном осмотре всех деталей;
— проверке зазора в уплотнениях ротора и корпуса насоса.
При среднем ремонте выполняются все работы, предусмотренные текущим
ремонтом, а также:
— разборка ряда узлов и замела некоторых деталей;
— проверка состояния рабочих колец, зазоров разгрузочного устройства
и биения ротора (с помощью индикатора);
— статическая балансировка ротора насоса, разборка торцевых уплот-
нений с замером износа трущихся поверхностей.
Капитальный ремопт обычно проводится через 34—35 тыс. ч работы
центробежных насосов и включает следующие работы:
— полпую разборку агрегата;
— определение дефектов всех детален;
— восстаповлепие изношенных деталей до номинальных размеров или
замена их новыми;
— проточка или опиловка шеек роторов насоса;
— перезаливка вкладышей подшипников скольжения или замена всех
подшипников качения;
— шлифовка или замена защитных гильз;
— замена рабочих колес;
— динамическая балансировка ротора насоса;
— сборка и обкатка насоса.
Резервуары. ППР предусматривается осмотровый, текущий и капиталь-
ный ремопт резервуаров.
Осмотровый ремонт резервуара выполняют пе реже раза в шесть месяцев,
проверяя при этом состояние корпуса, крыши резервуара и оборудования,
расположенного снаружи.
Текущий ремопт производят не реже раза в два года. В зависимости от
объема намечаемых работ его можно выполнять с опорожнением резервуара
от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией, по с заполнением газового
пространства негорючими (дымовыми) газами.
При капитальпом ремонте проделывают все работы, предусмотренные
текущим ремонтом, а также заменяют дефектные листы корпуса, днища
и крыши, исправляют положение резервуара, ремонтируют основание,
исправляют или заменяют оборудование, испытывают на прочность и плот-
ность. Резервуары периодически очищают от осадков парафина и механи-
ческих примесей.
Линейная часть нефтепровода. Для пее ППР предусмотрены осмотровый,
текущий и капитальный.
К осмотровому ремонту, выполняемому без прекращения перекачки,
относятся работы по ликвидации течи в сальниковых задвижках, подтеков
во флапцевых соединениях, чистке колодцев от грязи, устранению захлестов
проводов связи и др.
При текущем ремонте, осуществляемом также без остановки перекачки,
выполняют смену сальников задвижек, обварку хомутов, ремопт колодцев,
окраску линейных сооружений, подтяжку ослабевших болтовых креплений
па воздушных переходах, а также работы, связанпые с подготовкой трубо-
провода к весенне-летнему и осепне-зимнему периодам.
503
При капитальном ремонте чинят и заменяют дефектные участки трубо-
провода и запорной арматуры, восстанавливают трубы и заменяют изоляцию,
очищают трубопровод от парафина и грязи, ремонтируют колодцы, устрой-
ства электрохимической защиты, выполняют берегоукрепительные и подвод-
ные работы.
При УМЫ создаются центральные ремоптпо-эксплуатациопные блоки
(ЦРЭБ), которые территориально обычно привязывают к перекачивающим
станциям с емкостью. Зона обслуживания ЦРЭБ около 450—500 км. В обя-
занности ЦРЭБ входят капитальный ремонт технологического оборудования
и электротехнических установок, средний ремонт автотракторной техники
и друюго оборудования (с периодичностью более 1 года), изготовление запас-
ных деталей, которые в настоящее время цевтрализованным путем не изгвто-
вляются, централизованное производство ремонтной оснастки и других
приспособлений, модернизация машин и оборудования.
Капитальный ремонт автотранспортной техники должен выполняться
специализированными заводами; текущий и средний ремонты оборудования
с периодичностью менее 1 года должпы осуществляться силами районных
управлений.
Линейная часть газопровода. Ремонт газопровода делится па текущий
(мелкий и средний) и капитальный. Во время текущего ремонта, выполня-
емого без прекращения подачи газа силами работников линейно-эксплуата-
ционной службы (ЛЭС), производят окраску, линейных сооружений, под-
тяжку ослабевших болтовых креплений па воздушных переходах, ремонт
колодцев и ограждений, а также подъездных дорог и проездов вдоль трассы.
Кроме того, выполняют работы, связанные с подготовкой газопровода к ве-
сеннему паводку и к зимней эксплуатации.
Капитальный ремонт проводят по графику, в процессе его осуществляют
замену пришедшей в негодность арматуры и отдельных участков газопровода;
замену противокоррозионной изоляции; ремонт подводпых переходов; про-
дувку газопровода для очистки от грязи и конденсата; ремонт устройств
электрохимической защиты; реконструкцию переходов под шоссейными
и железными дорогами; берегоукрепительные и другие работы, требующие
капитальных затрат и длительной остановки газопровода.
Работы, связанные с прекращением или сокращением подачи газа по
магистрали газопровода, следует выполнять преимущественно в периоды
наименее интенсивного отбора газа (летом) и в сроки, установленные объеди-
нением и согласованные с центральным диспетчерским управлением Мип-
газпрома.
Необходимость ремонта оборудования и сооружений на трассе газопро-
вода определяется руководством ЛПУМГ с использованием материалов
осмотра, записей в журналах линейных ремонтеров, результатов замера
потенциала по трубе, шурфований и т. п. Надобность в продувке и очистке
газопровода устанавливают по результатам анализа гидравлического состо-
яния газопровода.
Капитальный ремонт газопровода выполняется силами ЛПУМГ или
ремонтно-строительных управлений объединения, а также подрядными
организациями; ремонт автотранспортной техники — специализированными
заводами.
Основное и вспомогательное оборудование компрессорных станций. Как
правило, оборудование КС ремонтируется без прекращения и сокращения
подачи газа, при условии обеспечения полной безопасности как ремонтного
и дежурного персонала, так и населения. Периодичность ремонта, а также
длительность простоя из-за него определяются положением о ППР и нормами
Мингазпрома СССР. Графики ремонтов устанавливаются ежегодными кла-
нами.
До вывода в ремонт каждого агрегата и установки должны быть про-
ведены следующие подготовительные мероприятия:
а) составлены ведомости дефектов, определен объем работ, который уточ-
няют после вскрытия и осмотра агрегата, технологической установки илп
отдельного аппарата;
504
б) разработан график выполнения ремонтных работ;
в) заготовлены согласно ведомости дефектов и объему работ необходимые
запасные части и материалы; димые
г) укомплектованы и приведены в исправность инструмент, приспособле-
ния, такелажное оборудование и подъемпо-транспортные механизмы-
д} подготовлены рабочие места для выполнения ремонта;
е) проинструктирован ремонтный персонал.
Ремонт основных агрегатов и вспомогательных механизмов, непосред-
ственно связанных с основными, выполняется одновременно. При наличии
резерва в производительности вспомогательных механизмов допускается
проведение их ремонта без вывода в ремонт основного агрегата.
ППР рекомендуется проводить через следующие сроки эксплуатации, ч:
Газомоториые компрессоры серии 10ГК
Технический осмотр 250—350
Ревизия 1500—2000
Текущий мелкий ремонт 4000
То же, средний 8000
Капитальный ремонт 30 000—40 000
Агрегаты с газотурбинным приводом
Текущий средний ремонт 8800
Капитальный ремонт 17 500
Агрегаты е электроприводом
Текущий средний ремонт 5300
Капитальный ремонт 53 000
Все большее распространение в Мингазпроме СССР приобретает орга-
низация капитальных и частично средних ремонтов основного и вспомога-
тельного оборудования на специализированных вновь строящихся заводах
по ремонту технологического оборудования (РТО) или выездными бригадами
этих заводов на местах.
Для проведения ремонтных работ на каждой КС в здании ремонтно-
эксплуатационного блока (РЭБ) размещается механическая мастерская,
оснащаемая перечисленным пиже оборудованием (каждая единица оборудо-
вания в 1 экземпляре):
Станки:
токарно-винторезные
лоботокарпый или карусельный *
поперечно-строгальный
вертикально-сверлильные
наждачно-точильный
Приспособление для шлифования к токар-
ному станку
Гидравлический пресс
Горны кузнечные
Аппараты:
электросварочный 380 в
газосварочный (1 газогенератор,
5—6 кислородных баллонов, на-
бор инструментов и шланги)
ДИП-300 и ДИП-200
Планшайба0 1600 мм
Ход 450—600 мм
035 и 15 * мм
0 300 мм
0 300 мм
До 100 кгс/см2
С электровентилятором
и ножной *
СТЭ-34 или 23САК
ГВН-1,25
Примечав и е. Звездочной
наличье остального обязательно.
(♦) помечено рекомендуемое оборудование;
Набор оборудования может изменяться в зависимости от-объема ремонт-
ных работ па площадке.
505
§ 13.3. Оснащение ремонтно-эксплуатационной
службы
В техническом или техпо-рабочем проектах в соответствии с эталоном
в линейной части трубопровода в разделе «Обслуживание трубопровода»
должен быть приведен табель технического оснащения аварийпо-восстанови-
тельных пунктов па магистральных нефтепроводах или табель оснащения
аварпйпо-ремонтпых пунктов (АРП) машинами и механизмами па маги-
стральных газопроводах, определяемый в зависимости от диаметра трубопро-
вода по «Табелю», разработанному ВНИИСПТпефтью и утвержденному мини-
стром нефтяной промышленности СССР 30 января 1974 г. [8] или по «Норма-
тивному табелю», разработанному ВНИИЭгазпромом для средней ЛЭС (РВС),
эксплуатирующей в обычных условиях магистральные газопроводы протя-
женностью (По трассе) 250 км, и утвержденному министром газовой про-
мышленности СССР 17 ноября 1972 г. [1].
Техническая характеристика основных транспортных средств, механиз-
мов п оборудования дапа в табл. 13.1.
ТАБЛИЦА 13.1
Технические характеристики основных транспортных средств,
механизмов и оборудования
Наименование
Основная характеристика
Автомобили:
УАЗ-452В
УАЗ-69
УАЗ-469
ГАЗ-66
ЗИЛ-131
«Урал-375Д»
КрАЗ-255В
самосвал
ЗИЛ-ММЗ-555
колесный тягач
ЗИЛ-135
вездеход ГАЗ-71
артиллерийский тя-
гач ГТТ
Бульдозер Д-493
Грузоподъемность 800 кг или 11 пассажиров; масса
1700 кг; максимальная скорость 95 км/ч; количе-
ство осей 2; мощность двигателя 70 л. с.
Число посадочных мест 8 илп 5; масса 1970 кг; мак-
симальная скорость 90 км/ч; количество осей 2
Грузоподъемность 600 кг и 2 человека; масса2350 кг;
мощность двигателя 75 л. с.; максимальная ско-
рость 100 км/ч
Грузоподъемность 2000 кг; масса 3440 кг; макси-
мальная скорость 80 км/ч
Грузоподъемность 3500 кг; масса4000 кг; максималь-
ная скорость 80 км/ч
Грузоподъемность 4500 кг; масса 8400 кг; макси-
мальная скорость 75 км/ч
Грузоподъемность 7500 кг; масса 11 950 кг; макси-
мальная скорость 71 км/ч
Грузоподъемность 4500 кг; масса 4500 кг; макси-
мальная скорость 80 км/ч
Грузоподъемность 9000 кг; максимальная скорость
70 км/ч; мощность каждого двигателя 180 л. с.;
колеспая формула 8X8
Масса 3750 кг; грузоподъемность 1200 кг или 10
человек; удельное давление на грунт 0,17 кгс/см2;
средняя скорость 30—40 км/ч
Масса 20 000 кг; грузоподъемность 5000 кг; удель-
ное давление на грунт 0,65 кгс/см2; максимальная
скорость 36 км/ч
Марка базового трактора С-100 ГП; управление гид-
равлическое; высота подъема отвала 800 мм; угол
поворота отвала 90—60°; размеры пожа: длина
4150, высота 1000 мм; масса 13,6 т
506
Наименование
Экскаваторы:
Э-1513
Э-302
Э-ЗОЗ
Автокраны:
АК-75 на базе
ЗИЛ-131
8Т-210 на базе
«Урал-375»
Краны-трубоукладчики:
ТО-12-24
Т-15-30
Компрессоры:
ЗИФ-55
ПКС-5
Водоотливная установка
АВ-701 на базе ДТ-75
с двигателем СМД-14
Электросварочный агре-
гат АСБ-300-8
Аэросани Ка-30
Бурильпо-крановая ма-
шина БК ГН-66-2 (на
базе автомобиля
ГАЗ-66)
Передвижная электро-
станция ПЭС-15
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 13.1
Основная характеристика
Емкость ковша 0,15 м3; скорость 3—17,2 км/ч;
производительность до 36 м3/ч; пневмоколеспая
ходовая часть
Емкость ковша 0,3 м3; скорость передвижения 13,1
км/ч; масса 11,3 т; пневмоколеспая ходовая часть
Емкость ковша 0,3 м3; тин дизеля Д-35; мощность
дизеля 35 л. с.; управление — пневматическое;
скорость 1,05—3,3 км/ч; масса И т; ходовая часть
гусеничная
Грузоподъемность 4 т;мощность двигателя 150 л. с.;
наибольшая скорость 65 км/ч; радиус поворота
8 м; масса (без груза) 4000 кг
Грузоподъемность 6,3 т; вылет стрелы '1,8—7,5 м;
наибольшая скорость 70 км/ч; тип привода элек-
трический; масса 13,6 т
Грузоподъемность 12 т; максимальный грузовой мо-
мент 24 тс/м; масса 19,2 т; продельный боковой
уклон до 10°; удельное давление на левую гусени-
цу 1,2 кгс/см2
Грузоподъемность 15 т; грузовой момент 30 тс/м;
скорость 1,85—6,71 км/ч; удельное давление на ле-
вую гусеницу 1,7 кгс/см2; масса 24,06 т
Производительность 5 м3/мин; рабочее давление
7 кгс/см2; двигатель ЗИЛ-121; масса 3,6 т
Производительность 5 м3/мип; рабочее давление
7 кгс/см2; двигатель ЗИЛ-120; масса 2,7 т
Мощность 75 л. с.; насос центробежный, горизон-
тальный, консольный, самовсасывающий, с напо-
ром 32 м вод. ст., производительностью 700 м3/ч,
вакууметрическая высота всасывания 7,5 м вод.
ст.; размеры шлангов: диаметр 200, длина 4000 мм.
Общее количество шлангов 4; масса агрегата
7530 кг
Мощность 9,6 квт; напряжение 32 в; номинальная
сила тока 300 а; масса генератора 218, агрегата
650 кг; марка генератора постоянного тока
ГСО-ЗОО-8
Средняя скорость 50 км/ч; дальность/хода 500 км;
угол преодоления подъемов 20°; грузоподъем-
ность 600—1000 кг или 10 пассажиров; масса
3000 кг
Глубина бурения 3 м; диаметр бурения 0,3; 0,5; 0,8;
1 м; время бурения на полную глубину до 3 мин
Мощность 12 квт; двигатель ГАЗ-МКА; масса 700кг;
габаритные размеры 2,205 X 0,77 X 1,65 м
507
§ 13.4. Эксплуатация объектов
компрессорной и насосной станций
В настоящем параграфе приведены общие сведения об организации
эксплуатации объектов, проектные решения по которым приняты на осно-
вании справочных материалов предыдущих глав. Эти сведения дают
возможность проектировщику оценить объем работ обслуживающего пер-
сонала.
Насосная станция. При нормальной эксплуатации НПС обеспечивается
долговечность и надежность непрерывной работы основного и вспомогатель-
ного оборудования. Основные насосы должны работать в заданном режиме
и при минимальном к. п. д., продолжительная их работа при подаче
меньше 0,25@ном не допускается.
В процессе эксплуатации насосного агрегата необходимо систематически
наблюдать за показаниями всех контрольно-измерительных приборов, строго
выполнять все приведенные в инструкции по монтажу и эксплуатации требо-
вания заводов-изготовителей. При повышении температуры подшипников,
прекращении поступления масла, вибрации или ненормальном шуме насосный
агрегат следует немедленно остановить, осмотреть и устранить обнаруженные
неполадки. При остановке агрегата закрывают задвижку па нагнетании
и выключают двигатель. После охлаждения насоса закрывают-все вентили
трубопроводов, подводящих масло и воду, и краны у манометров. При оста-
новке насоса на длительное время для предотвращения коррозии рабочие
колеса, уплотняющие кольца, защитные гильзы вала, втулки и все детали,
соприкасающиеся с перекачивающей жидкостью, следует смазать, а саль-
никовую набивку вынуть.
Защита НПС в сочетании с приборами контроля, защиты и сигнализации,
установленными на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании,
предохраняют насос от вибрации, подшипники от перегрева, работы в кави-
тационном режиме и от чрезмерной утечки через сальники. Эффективная
система теплового контроля узлов с трущимися деталями, корпусов насоса
и электродвигателя, а также бесперебойная подача масла и воздуха, входя-
щего в электродвигатель и выходящего из него, осуществляются электро-
контактным манометром. Контакты последнего включены в пусковые цепи
электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя (при
отсутствии давления) в линии смазки. Падение давления в маслосистеме
вызывает остановку агрегата.
Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу
при закрытой задвижке. Контроль за температурой входящего в электро-
двигатель и выходящего из него воздуха защищает обмотку статора от пере-
грева в летнее время и предотвращает образование конденсата при низких
температурах окружающей среды зимой.
Герметичность торцевых уплотнений контролирует датчик, который
обеспечивает защиту в случае резкого увеличения расхода утечек. Вибро-
сигнализатор регистрирует вибрацию оборудования и в случае ее увеличения
до критических величин отключает агрегат. Визуальный контроль за давле-
нием на всасывании и нагнетании насосов осуществляется манометрами.
Равномерная загрузка агрегата контролируется счетчиком числа оборотов,
давление в линии разгрузки — манометром, а нагрузка электродвигателя —
амперметром.
Рекомендуемая программа обслуживания:
— контролировать температуру и вибрацию подшипников, а также
утечку из концевых .уплотнений — ежедневно;
— проверять центровку насосного дгрегата, сменять масло системы
смазки, дренировать и промывать камеры подшипников, контролировать
состояние вкладышей подшипников — ежеквартально;
— контролировать износ рубашек концевых уплотнений, сменять уплот-
нительные кольца торцевых уплотнений и перепабивать сальники — раз
в полгода;
508
— проводить полную ревизию насосного оборудования, менять уплотни
тельные кольца рабочих колес, если зазоры па 50% превышают номинальные
значения, контролировать состояние вкладышей подшипников и соедини-
тельных муфт — ежегодно.
Резервуары. Металлические резервуары. При их эксплу-
атации необходимо строго соблюдать требования «Правил технической экс-
плуатации» [4] и «Правил по технике безопасности и промсанитарии маги-
стральных трубопроводов».
Основные сведения о действующем резервуаре заносят в паспорт: номер
и тип, характеристика стали, из которой он сварен, толщина листов днища
и его окрайки, число поясов и толщина листов по ним, тип крыши и толщина
листов, характеристика основания и данные о нивелировании его и окраски
днища до и после гидравлического испытания, перечень и характеристика
установленного оборудования, наименование проектной и строительной
организации, даты начала и конца строительно-монтажных работ, испытания,
ввода в эксплуатацию и составления паспорта, отклонения размеров резер-
вуара от проектных и его калибровочная таблица.
Резервуары оснащаются оборудованием, необходимым для их безаварий-
ной эксплуатации,
Заземление резервуаров проверяют путем измерения его сопротивления
растеканию тока прибором МС-07 не реже двух раз в год при неблагоприят-
ных условиях для электропроводности грунтов: летом в сухих грунтах и зи-
мой в мерзлых. Импульсное сопротивление растеканию тока не должно
превышать 50 ом.
Систематическому осмотру подвергают резервуары п их оборудование,
обращая особое внимание на состояние сварных швов. В зимнее время швы
первого и второго поясов проверяют ежедневно. Подлежат осмотру про-
кладочные кольца и шарнир замерного люка, плавность движения и плот-
ность посадки тарелок дыхательных клапанов, качество и уровень масла,
чистота сетки гидравлических клапанов, ход хлопушки, патичие и исправ-
ность диафрагм пепосливных камер и гаек с прокладками па концах пено-
проводов, чистота пакетов с гофрированными пластинами огневых предохра-
нителей, положение приемного отвода сифонного крана..
Ежегодно нивелируются окрайки дпища резервуара не менее чем в восьми
точках, расположенных друг от друга на расстоянии не более 6 м (нивели-
руют те ясе точки, что и при строительстве и вводе резервуара в эксплуата-
цию). Допустимая неравномерность осадки основания и окрайки днища
резервуара — 150 мм для диаметрально противоположных точек и 80 для
смежных.
Производительность наполпепия или опорожнения резервуара должна
соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры, устано-
вленной на нем. Наполняют резервуар при полностью открытой хлопушке,
после окончания операций хлопушку опускают.
На каждый резервуарный парк разрабатывают технологическую карту,
в которой указывают: номер резервуара, его тип и емкость, высоту, макси-
мально допустимый уровень пефти в резервуаре, число и характеристику
дыхательных и предохранительных клапанов, а также огневых предохрани-
телей, максимальную температуру подогрева пефти в резервуаре, допустимую
объемную скорость наполнения и опорожнения, минимальный уровень
нефтепродукта.
Железобетонные резервуары. При их эксплуатации
применяют централизованные (групповые) установки дыхательной аппара-
туры, что позволяет резко сократить число резервуарного оборудования,
снизить потери от испарения, повысить пожарную безопасность и улучшить
условия ремонта оборудования. В заглубленных резервуарах применяют
децентрализованную систему внутрипарковой перекачки электропогруж-
ными насосами, что исключает прокладку всасывающих коллекторов, рас-
положенных па большой глубине.
Надежная эксплуатация железобетонных резервуаров обеспечивается
автоматизацией различных операций н контроля за работой резервуаров путем
509
оснащения последних соответствующими приборами и оборудованием.
В остальном она принципиально пе отличается от эксплуатации металли-
ческих резервуаров.
Компрессорные станции. Газо моторные станции. Значи-
тельное применение на магистральных газопроводах нашли КС, оборудован-
ные поршневыми газомоторпыми компрессорами. Агрегаты снабжены авто-
матической защитой от повышения частоты вращения вала свыше 330 об./мин
и температуры охлаждающей воды двигателя свыше 90° С, падения давления
масла в системе смазки пиже 0,7 кгс/см2.
У газомоторных компрессоров существуют три системы маслоподачи
к трущимся частям: 1) шестеренчатые масляные пасосы подают масло к под-
шипникам коренпым, силовых и компрессорных шатупов, промежуточного
и распределительного валов; 2) плунжерные насосы (лубрикаторы) — к сило-
вым и компрессорным цилиндрам, штокам компрессоров; 3) вручную смазы-
вают опорные подшипники клапанных коромысел, направляющие газовых
клапанов.
Для смазки газомоторных компрессоров применяют масло марок МС-20
(ГОСТ 1013—49 *) или ДМ-14 (ГОСТ 5304—54). Срок службы масла коле-
блется от 2000 до 2500 ч, а средний эксплуатационный расход составляет
1,5 г/(л-с-ч). Масло подвергается регенерации при содержании механических
примесей свыше 0,5%, содержании кокса свыше 2,5%, увеличении кислот-
ности свыше 1,0 мг КОН па 1 г масла.
Пуск газомоторных компрессоров производится сжатым воздухом под
давлением 15—17 кгс/см2. Давление топливного газа при теплоте сгорания
8000—9000 ккал/м3 рекомендуется 2,8—3,2 кгс/см2 и угол опережения зажи-
гания 15—18° до в. м. т., зазоры в контактах прерывателя 0,35, в контактах
распределительного механизма магнето 0,5—0,7 и в электродах свечи 0,4—
0,5 мм. Конструктивные и рабочие параметры газомадорпых компрессоров при-
ведены в работе [5, табл. 8.1—8.3]. Рабочие параметры двигателя типа 10ГК
и допустимые зазоры при эксплуатации газомоторных компрессоров серии
10ГК приведены также в работе [5, табл. 8.4—8.5].
Электроприводные станции. Они отличаются от газо-
турбинных только типом привода. Для электроприводных КС обязательно
наличие редуктора между электроприводом и нагнетателем.
Электродвигатели АФЗ-4500-1500 и СТМ-4000-2 предназначены для при-
водов центробежных нагнетателей типа 280 через повышающий редуктор
и позволяют работать с колесами диаметром 564, 590, 600.И 620 мм роторов
центробежных пагнетателей в зависимости от производительности п входного
давления у КС.
Эксплуатация электроустановок должна осуществляться в строгом соот-
ветствии с «Правилами технической эксплуатации и безопасности обслужи-
вания электроустановок промышленных предприятий». В процессе эксплу-
атации необходимо периодически проверять и контролировать осевой разбег
ротора, который должен быть в пределах 4—5 мм; затяжку фундаментных
болтов и все механические крепления; электрическую прочность изоляции
обмоток напряжением, в 1,3 раза превышающим номинальное напряжение
электродвигателя; заземление станины двигателя и оболочки питающего
кабеля; размер воздушного зазора между статором и ротором, равный 4,7—
5 мм; установку щеток па контактных кольцах (прилегание щеток к контакт-
ным кольцам должно быть плотным, в случае падобпости пришлифовать пх
стеклянной бумагой; перед каждым пуском двигатель продувать сухим
чистым воздухом для удаления взрывоопасных смесей внутри машины н
частиц графита щеточной пыли).
Температура активных частей двигателя пе должна превышать темпе-
ратуры воздуха; обмоток статора и ротора — 75; активной стали сердечников
статора и ротора — 85, охлаждающего воздуха — 35, а контактных колец —
90° С. Количество продуваемого воздуха должно быть не мепее 11 м3/сек
при частоте вращения двигателя 1480 об./мин. При пусках температура обмо-
ток двигателя должна быть пе ниже 5, а смазочного масла 20’ С. Вибрация
электродвигателя пе должна превышать 0,15 мм.
510
Во время ремонта электродвигателей прочищают воздуховоды, обдувают
их сжатым воздухом, чистят изоляцию статора и ротора и проверяют рас-
клинивание ротора.
Газотурбинные станции. Пуск, остановка и обслуживание
газотурбинных установок осуществляются в соответствии с инструкциями,
составленными па основании инструкций заводов-изготовителей и опыта
эксплуатации.
Перед пуском следует проверить, заполнен ли масляпый бак до необхо-
димого уровпя турбинным маслом марки 22J1. Температура масла при пуске
агрегатов должна быть пе пиже 25° С.
Во время работы газотурбинных агрегатов следует:
— поддерживать температуру масла за маслоохладителями в пределах
35—45° С путем изменения расхода или температуры охлаждающей
воды;
— следить и поддерживать нормальный перепад масло — газ на уплот-
нительном подщипнике нагнетателя;
— периодически очищать воздушные фильтры воздухозабррпой камеры
осевого компрессора;
— следить за чистотой фильтров масляных баков, проверяя их не реже
раза в неделю; очищать фильтры можно путем продувки их газом или воз-
духом;
— периодически делать химический анализ турбинного масла, еже-
дневно брать пробы для обнаружения в масле механических примесей и воды,
в случае появления последних масло фильтровать и осушать;
— систематически прослушивать и осматривать агрегат для определения
задеваний, повышенной вибрации и протечек газа, воздуха и масла;
— содержать агрегат в чистоте, пе допускать скопления масла, тряпок,
бумаги и прочею мусора, особенно возле горячих частей, что может служить
причиной пожара; следить за состоянием изоляции, а повреждения ее на
отдельных участках срочпо устранять;
— аварийно остановить агрегат при воспламенении масла и невозмож-
ности быстро затушить огонь; при появлении дыма из подшипников или
металлического шума внутри агрегата; при внезапном прорыве газа в по-
мещение Машинного зала или галерею нагнетателей; во всех случаях, когда
может создаться угроза для безопасности обслуживающего персонала, или
при поломке оборудования.
При этом нельзя допускать повышения:
— температуры подшипников выше 70° С; в случае ее возрастания
(при постоянном реяшме работы агрегата) па любом из подшипников
установить наблюдение за ним и при необходимости принять меры для ее
снижения;
— температуры продуктов сгорания перед турбиной сверх номинальной;
в случае превышения принять меры для снижения ее путем уменьшения на-
грузки; при необходимости вывести агрегат на холостой ход;
— вибрации агрегата сверх заданной техническими условиями для дан-
ного типа.
Газотурбинные агрегаты имеют систему автоматики, регулирования
и автоматической защиты. Автоматическая защита останавливает агрегат
в случаях:
— повышения температуры газа перед турбиной;
— увеличения частоты оборотов;
— повышения температуры па одном из подшипников;
— осевого сдвига роторов;
• — падения давления масла смазки ниже 0,2 кгс/см2;
— понижения перепада газ — масло:
— падения давления топливного газа;
— погасания факела в камере сгорания.
Все показания по защите долясны выводиться па щит диспетчера, кото-
рый может контролировать состояние работы отдельных агрегатов и группы
ГПА и заблаговременно принимать меры по предотвращению аварий.
511
При ремонте газотурбинных агрегатов зазоры по проточной части необ-
ходимо стремиться довести до поминальных чертежных размеров с учетом
допусков, заданных заводами-изготовителями агрегатов и указанных в пас-
портах. Основные зазо:>ы в подвижных частях системы регулирования и
защиты агрегатов ГТ-700-5, ГТК-5 и ГТ-750-6 приведены в работе [5,
табл. 8.17] технические характеристики газотурбинных установок и режимы
работы центробежных нагнетателей — в тон ясе работе [5, с. 183—181'-,
193-199].
§ 13.5. Эксплуатация линейной части трубопровода
13 зависимости от условий прохождения трассы трубопровода обслужи-
вание линейной части осуществляется или линейными ремонтерами (участок
обслуживания устанавливается в пределах 20—25 км трассы), или механи-
зированными передвижными бригадами, имеющими машипы вовышеппой
проходимости, необходимый инструмент и оборудование для выполнения мел-
кого ремонта. Наблюдение за трассой можно вести и с вертолета. Особое
внимание уделяется искусственным сооружениям: переходам через реки,
железным и автомобильным дорогам; воздушным переходам, защитным соору-
жениям и др.
Для выявления техническою состояния линейных сооружений руковод-
ство управления периодически, не реже двух раз в год,проводит осмотр трассы.
Как правило, трассу трубопровода на местности обозначают километровыми
знаками, линейную запорную арматуру нумеруют.
В связи с тем что все питки переходов через водные преграды находятся
в работе, необходимо па нефтепроводах пе реже раза в год отключать нитки
поочередно на срок до 5 суток для промывки внутренней поверхности нефте-
провода при повышенной скорости прокачки жидкости.
Повреждения трубопроводов возникают при отступлении от требовании
СНиП прп строительстве и нарушении «Правил технической эксплуатации».
Местоположение повреждений трубопровода определяют по падению
давления в трубопроводе и по перегрузке электродвигателей центробежных
насосов при помощи графического, графо-аналитического или аналитического
способов.
Профилактические мероприятия на трубопроводе, а также ликвидация ава-
рий выполняются ремонтпо-восстаповительпыми бригадами, которые размеща-
ются на перекачивающих станциях и аварийпо-восстановительных пунктах.
Аварии на газопроводах относятся к внеплановым работам, которые
проводятся специально организованной для этой цели группой работников
ремонтно-восстановительной бригады ЛЭС с привлечением других служб,
а в случае необходимости — строительно-монтажных организаций.
К внеплановым аварийным работам относятся:
— ликвидация разрыва труб и значительных свищей на газопроводе
и отводах, а также в системах КС и ГРС;
— устранение заклинивания или поломок запорной арматуры, приводя-
щих к большим утечкам газа или прекращению его подачи;
— ликвидация закупорки газопровода ледяными и гидратными пробками
или посторонними предметами.
При возникновении аварии на линейпой части газопроводов диспетчер
обязан поставить в известность руководство ЛПУМГ, диспетчера производ-
ственного объединения (который в свою очередь докладывает об этом диспет-
черу ЦДУ) и вызвать начальника ЛЭС и аварийную бригаду.
Если авария вызывает сокращение или прекращение подачи газа по-
требителям, то руководство работами по ликвидации аварии должны воз-
главить:
а) на месте — начальник или главный инженер ЛПУМГ;
б) в диспетчерской производственного объединения — директор или
главпый инженер производственного объединения.
Если для ликвидации аварии необходимо выполнить большой объем
работ или если намеченные работы технически сложны, к месту аварии должно
512
выехать ответственное лицо, назначенное приказом директора производствен-
ного объединения.
Об аварии, сопровождающейся разрывом труб, оповещается террито-
риальное отделение Госгазипепекции или Госгортехнадзора. 11
§ 13.6. Штаты
Штаты обслуживающего персонала магистральных трубопроводов опре-
деляются проектом с учетом входящих в состав трубопроводов структурных
подразделений и в зависимости от объема выполняемых нми работ, степени
мехапизации п автоматизации. При определении штатов следует учитывать
круглосуточную работу основного и вспомогательного оборудования трубо-
провода.
Примерные штаты основных подразделений магистральных нефтепрово-
дов приведены в табл. 13.2. Приведенная численность персонала должна
рассматриваться как временная, до освоения и внедрения новых систем
автоматики п совершенствования организации обслуживания.
ТАБЛИЦА 13.2
Примерные штаты основных подразделений магистральных нефтепроводов
Наименование подразделений Численность, чел., для
головной перека- чивающей станции трубопровода и эксплуатацион- ного участка промежуточной перекачивающей станции
Административно-хозяйственный пер- 10 9
с она л П роизводственно-эксплуатационный 25 11
персонал Механическая мастерская 10 10
Итого: 45 30
Примечание. Штаты приняты без учета ремонтных служб, осуществляющих
средний и капитальный ремонт.
Штаты обслуживающего персонала по связи, понизительным подстан-
циям, ЛРП, военизированной и пожарной охраны, лаборатории автоматики
и телемеханики и котельным устанавливаются на основании нормативных
документов.
При проектировании магистральных газопроводов численность ипже-
нерпо-техпических работников и служащих определяется в соответствии
с норматпвами, разработанными ЦНИСгазпромом и утвержденными Мип-
газпромом СССР в 1975 г. [9]; численность рабочих — понормативам
ЦПИСгазпрома [2]; численность персонала, обслуживающего аппаратуру
участков (узлов) связи и линейных сооружений связи, — по нормативам,
разработанным ЦНИСгазпромом [3]; численность ВОХР и автотранспорта,
входящего в состав ЛВС, принимается минимально необходимой па основании
опыта эксплуатации.
Примерные штаты основных подразделений магистральных газопроводов
приведены в табл. 13.3.
33 Заказ 156
513
ТАБЛИЦА 13.3
Примерные штаты основных подразделений магистральных газопроводов
Наименование подразделений Всего по ЛПУМГ, чел. В том числе, чел., на
КС при ЛПУМГ КС па про- мышленной площадке КС па про- мышленной площадке
Руководство п аппарат при руководстве 16 16 — —
Диспетчерская служба 5 5 — —
Газокомпрессорная служба: 169 74 53 42
Руководящий пер- сонал 5 1 2 2
Обслуживание и ремонт компрес- соров 75 26 28 21
Обслуживание и ремонт КИН и автоматики 22 7 10 5
Химическая лабо- 3 1 1 1
ратория Механическая ма- стерская 8 3 3 2
Обслуживание и ремопт объектов энерго-водо- снабжения, в том числе: 56 36 9 11
котельная 5 5 — —
электростанция и 11 — —
электросети и подстанции 11 1 V 4
водозабор и сети 8 6 1 1
сети теплогазо- снабжепия и капализации о 2 2 1
водопроводпые очистные со- оружения G 6 —
канализационные очистные со- оружения 10 5 — 5
Линейно-эксплуатацион- ная служба: 90 40 16 14
Руководящий пер- сонал 1 1 — —
Ремонтно-восстано- вительная брига- да ‘ Обслуживание: 28 16 6 6
объектов элек- трохимзащиты 7 7 — —
ГРС 24 4 — —
Автохозяйство 30 12 10 8
514
икидилжник ТАБЛ. 13.3
Наименование подразделений Всего по ЛПУМГ, чел. Б том числе, чел., на
ЦС прп ЛПУМГ КС на про- мышленной площадке КС на про- мышленной площадке
Служба телемеханики и связи: 51 28 14 9
Руководящий пер- сонал Обслуживание: 1 1 — —
узла связи 24 9 8 7
телемеханики 6 2 2 2
кабельной или воздушной линии связи 16 12 4 —
радиорелейной линии связи 4 4 — —
Военизированная охрана 18 6 6 6
Итого: 349 169 89 71
В том числе операторы ГРС (па различных пло- щадках) 20 —
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормативный табель оснащения липейно-эксплуатационпых (ЛЭС
и ремонтно-восстановительных (РВС) служб транспортными средствами
п механизмами для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-
профплактпческих работ на магистральных газопроводах. М., 1972. 9 с. (Все-
союз. науч.-псслед. ин-т экономики, организации производства и техн.-окон,
информации в газ. пром*сти).
2. Нормативы численности рабочих магистральных газопроводов. М.,
1973. 28 с. (Цептр. нормативно-псслед. ст. газ. пром-сти).
3. Нормы времени и нормативы численности на техническое содержа-
ние и ремонт устройств связи предприятий по добыче, транспорту и пере-
работке газа. М., 1971. 31 с. (Центр, нормативно-исслед. ст. газ. пром-сти).
4. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.
Л., «Недра», 1973. 200 с.
5. Справочник работника магистрального газопровода. Изд. 2-е, доп.
и перераб. Л., «Недра», 1974. 431 с. Авт.: П. Д. Васильев, И. Я. Котляр,
М. А. Нечаев, Е. Н. Тихомиров.
6. СНиП III—А.10—70 *. Приемка в эксплуатацию законченных стро-
ительством предприятий, зданий и сооружений. Основные положения. М.,
Стройиздат, 1971. 20 с.
7. ClIuII III—Д.10—72. Магистральные трубопроводы. Правила произ-
водства н приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 33 с.
8. Табель технического оснащения аварийно-восстановительных пунк-
тов магистральных нефтепроводов. М., 1974. 19 с. (Всесоюз. науч.-исслед.
пн-т по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов).
9. Типовая структура и нормативы численности инженерно-техниче-
ских работников и служащих линейных производственных управлений
магистральных газопроводов (ЛПУМГД М., 1975. 14 с. (УрКТиЗ Мингаз-
прома и ЦНИСгазпром). •
10. Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов. М., «Недра»,
1973. 357 с. Авт.: В. Б. Галеев, В. П. Харламенко, Е. М. Сощенко, Л. А. Мац-
кин.
33*
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ...................................................... Я
Глава 1. Общие сведения........................................... 5
§ 1.1. Единицы физических величии..................... —
§ 1.2. Математика ................................... 11
§ 1.3. Электротехника ............................... 16
§ 1.4. Терминология ................................. 17
§ 1.5. Свойства природного газа...................... 18
§ 1.6. Задание на проектирование..................... 21
Список литературы.................................... 24
1\л а в;а 2. Гидравлический расчет трубопроводов................. 25
§ 2.1. Постановка задачи расчета магистрального газо-
провода .............................................. —
§ 2.2. Пропускная способность газопровода............ 26
§ 2.3. Определение основных параметров газопровода . 30
§ 2.4. Расход газа на собственные нужды КС........... 33
§ 2.5. Совместная работа нескольких газопроводов и га-
зопроводов с лупингами................................ —
§ 2.6. Лупппги ...................................... 36
§ 2.7. Скорость движения газа в трубопроводе .... 37
§ 2.8. Температура транспортируемого газа............ 39
§ 2.9. Этаны развития газопровода.................... 41
§ 2.10. Охлаждение газа на КС........................ 42
§ 2.11. Основные параметры магистральных нефте- и пеф-
тепродуктопроводов ................................... —
§ 2.12. Методика гидравлического расчета магистраль-
ного трубопровода ................................... 44
§ 2.13. Всасывающая способность центробежных насосов
при перекачке нефти и нефтепродуктов................. 53
§ 2.14. Мощность электродвигателей центробежных насо-
сов и расход электроэнергии на НПС................... 54
Список литературы.................................... 57
Г л а в а 3, Выбор трассы магистрального трубопровода............ 58
§ 3.1. Общие сведения ................................ —
§ 3.2. Факторы, влияющие на стоимость единицы длины
трубопровода ......................................
§ 3.3. Классификация участков местности.............. 60
§ 3.4. Классификация категорий местности............. 63
§ 3.5. Оптимизация трассы с помощью ЭВМ.............. 65
§ 3.6. Выбор оптимальной трассы газопровода с отво-
дами с помощью ЭВМ................................... 66
.516
§ 3.7. Подготовка исходных данных для выбора види-
ма лигой трассы..........................
§ 3.8. Местоположение площадок КС и НПС ’ ' -7
§ 3.9. Выбор оптимальной трассы газопроводов с учетом ‘
конструктивных схем их прокладки............ 77
§ 3.10. Основные принципы планирования инженерно-
строительных работ....................................... g0
Список литературы....................................... §3
Глава 4. Инженерные изыскания ...................................... 84
§ 4.1. Подготовка исходных данных................. ......
§ 4.2. Основные требования газовой инспекции .... 86
§ 4.3. Согласования с местными органами власти и раз-
личными государственными инстанциями .... 87
§ 4.4. Проведение натурных изысканий.................... 88
§ 4.5. Топогеодезические изыскания трасс и площадок 92
§ 4.6. Инженерпо-геологические и гидрогеологические
изыскания ...................................... 115
§ 4.7. Гидрометеорологические изыскания ............... 150
§ 4.8. Геофизические изыскания ........................ 161
§ 4.9. Изыскания местных строительных материалов . 166
§ 4.10. Аэрофотосъемка трасс и площадок................ 169
§ 4.11. Выбор и изыскания источников водоснабжения . 175
Список литературы ................................ —
Глава 5. Проектирование линейной части трубопроводов .... 178
§ 5.1. Требования к трубам............................. 179
§ 5.2. Характеристики труб, сталей и iруитов, исполь-
зуемые. при расчетах трубопроводов................ —
§ 5.3. Нагрузки и воздействия.......................... 184
§ 5.4. Расчет толщины стенки трубопровода.............. 188
§ 5.5. Проверка прочности и устойчивости подземных
и наземных (в насыпи) трубопроводов ..... 190
§ 5.6. Расчет компенсаторов при подземной и наземной
(в насыпи) прокладке трубопроводов.............. 203
§ 5.7. Подземная укладка трубопроводов................. 208
§ 5.8. Наземная укладка ............................... 212
§ 5.9. Надземная укладка............................... 213
§ 5.10. Переходы через водные преграды................. 218
§ 5.11. Переходы через болота.......................... 222
§ 5.12. Колебания трубопроводов ....................... 234
§ 5.13. Прокладка трубопроводов в горных условиях . 238
§ 5.14. Переходы трубопроводов через автомобильные
и железные дороги ...................................... 242
§ 5.15. Криволинейные участки трубопроводов .... 245
§ 5.16. Изоляционные покрытия трубопроводов .... 247
§ 5.17. Балластировка трубопроводов ................... 250
§ 5.18. Электрохимическая защита трубопроводов от кор-
розии .................................................. 257
§ 5.19. Вдольтрассовые дороги ......................... 262
Список литературы..................................... 270
Глава 6. Проектирование компрессорных и нефтеперекачивающих
насосных станций........................................... 275
§ 6.1. Общие сведения по КС...................... —
§ 6.2. Трубы, фасонные части п соединения, применя-
емые па КС ............................................ 2,6
517
§ 6.3. Арматура.............................. 278
§ 6.4. КС с поршневыми ГПА................... 279
§ 6.5. КС с газотурбинным приводом........... 288
§ 6.6. НПС: основные сведения и технологические схемы 316
§ 6.7. Насосные станции...................... 321
§ 6.8. Резервуарные парки.................... 325
§ 6.9. Подогрев нефти и нефтепродуктов....... 334
Список литературы................................. 346
Глава И. Связь ............................................ 490
§ 11.1. Общие положения......................... ....
§ 11.2. Дальняя связь .........................’ 4щ
§ 11.3. Радиорелейные линии связи............. ' 402
§ 11.4. Узлы связи ............................’ 477
§ 11.5. Местная связь .........................’ 4g2
Список литературы ................................ юг
Глава 7. Инженерное обеспечение объектов магистральных трубо-
проводов .......................’.................. 348
§ 7.1. Газораспределительные станции ............ —
§ 7.2. Электроснабжение КС и 1ШС.............. 357
§ 7.3. Электростанции собственных нужд............ 361
§ 7.4. Отопление ................................. 365
§ 7.5. Вентиляция ................................ 367
§ 7.6. Теплоснабжение ............................ 370
§ 7.7. Водоснабжение ............................. 371
§ 7.8. Канализация ............................... 376
§ 7.9. Очистка сточных вод........................ 380
Список литературы................................. 386
Гкл а в а 8. Генеральные планы ............................... 388
§ 8.1. НПС, подъездные автодороги к вей и подготовка
территории ....................................... —
§ 8.2. КС, автодороги и инженерные коммуникации . . 395
Список литературы ................................. 398
Глава 12. Проект организации строительства...................... 43^
§ 12.1. Общие положения............................ .....
§ 12.2. Исходные данные для составления ПОС . . 437
§ 12.3. Продолжительность строительства ............ 43g
§ 12.4. Отвод земель под трассы магистральных трубо-
проводов ............................................ 491
§ 12.5. Транспортная схема.......................... 495
§ 12.6. Строительный генеральный план............... 49g
Список литературы .................................. 49g
Глава 13. Организация эксплуатации магистрального трубопровода 500
§ 13.1. Общие сведения............................. .....
§ 13.2. Система планово-предупредительного ремонта . 502
§ 13.3. Оснащение’ ремонтно-эксплуатационной службы 506
§ 13.4. Эксплуатация объектов компрессорной и насосной
станций . . . ......................... 508
§ 13.5. Эксплуатация линейной части трубопровода . . 512
§ 13.6. Штаты ...................•................’ 51з
Список литературы................................... 515
Глава 9. Архитектурно-планировочные решения и строительные
конструкции КС и НПС........................................... 399
§ 9.1. Принципы архитектурно-планировочных реше-
ний цехов КС и НПС........................... —
§ 9.2. Выбор ограждающих конструкций и материалов 417
§ 9.3. Промышленная эстетика КС и НПС ....... 420
§ 9.4. Особенности определения пагрузок на КЦ и НПС 422
§ 9.5. Проектирование оснований и фундаментов . . . 423
Список литературы................................. 433
Г л а в а 10. Контрольно-измерительные приборы, автоматика и теле-
механика ...................................................... 435
§ 10.1. Автоматизация контроля и управления ППС . . —
§ 10.2ч Автоматизация магистральных насосных агре-
гатов .............................................. 441
§ 10.3. Автоматизация контроля и управления резерву-
арных парков и вспомогательных сооружений . 443
§ 10.4. Телемеханика трубопроводов................... 447
§ 10.5. Объемы автоматизацпи КС...................... 450
§ 10.6. Комплекс аппаратуры диспетчерского пункта КС
«Копту р-1М» 455
§ 10.7. Комплекс устройств для управления крапами
«Вега-1» ........................................... 456
§ 10.8. Объемы автоматизации ГРС собственных нужд . 457
§ 10.9. Телемеханизация магистральных газопроводов . —
Список литературы................................ 458
518
ИБ № 1470
СПРАВОЧНИК ПО -ПРОЕКТИРОВАНИЮ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Редакторы издательства Э. М. Бородянская, А. А. Машков.
Технические редакторы IL П. Старостина, И. Г. Сидорова.
Корректоры М. И. Витис, В. Н. Малахова.
Переплет художника Б. Н. Осснчакова.
Сдано в набор 26/IV 1977 г. Подписано к печати 14/IX 1977 г.
М-44004. Формат 60 X 90/16. Бумага тип. № 2. Печ. л. ЗЗ1^.
Уч.-изд. л. 42,83. Тираж 14400 экз. Заказ 156/276. Цена 2 р. 40 к.
Издательство «Недра». Ленинградское отделение.
193171, Ленинград, С-171, ул. Фарфоровская, 12,
Ленинградская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном
комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книж-
ной торговли. 196006, Ленинград, М-6, Московский пр., 91.