/
Text
СПРАВОЧНИН
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Под редакцией А. К. ДЕРЦАКЯНА
ФБ СПбГТУ
0000071606
Ленинград
т «Недр»»
^1ешшградское отделение
J977
УДК 621.643.23.001.2 @31)
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. А. К. Дер-
цакяна. Л., «Недра», 1977. 519 с. Авт.: А. К. Дерцакян, М. В. Шпотаковскпй, В. Г. Вол-
Волков и др.
В справочнике изложены'материалы, необходимые для проектирования магистраль-
магистральных трубопроводов. В!нем.1прив"одятся сведения по гидравлическим расчетам, выбору опти-
оптимальной трассы „и площадок компрессорных (КС) и нефтеперекачивающих насосных
(НПС) станций, 'проведению и объему изыскательских работ, по проектированию линей-
линейной части трубопровода, КС и НПС со всеми вспомогательными сооружениями и коммуни-
коммуникациями, автоматики и телемеханики, организации эксплуатации и другим разделам про-
проектирования.
В справочнике широко представлены необходимые расчетные формулы, таблицы,
номограммы, данные'из СНиП|и других нормативных документов с тем .чтобы при проекти-
проектирования свести к.мипимуму необходимость обращаться к другим справочным источникам.
Справочник предназначен для проектировщиков магистральных трубопроводов
и может быть полезен широкому кругу инженерно-технических работников газовой и неф-
нефтяной промышленности, а также студентам соответствующих специальностей.
Ил. 130, табл. 223, список лит. 202 назв.
Авторы А. К. Дерцакян, М. П. Шпотаковский, В. Г. Волков, И. Л. Дер-
Дерцакян, Л. А. Зайцев, С. А. Иванов, Л. Я. Иозефович, М. С. Кудассвич,
В. И. Кузьмин, И. Э. Мальберт, Р. К. Медников, 9. Р. Оттер, Р. С. По-
ляцкии, В. В. Раевский, Л. II. Суворов, II. П. Трошнев, Н. А. Феофанова,
Р. Э. Фриман, В. А. Хрущев, А. В. Черногубовский, Л. Д. Шагал.
30801-385
043 @П--77 Ч"'"""' <5 Издательство «Недра» , 1977
ПРЕДИСЛОВИЕ
Стремительное развитие современной промышленности привело к резкому
изменению структуры топливного баланса промышлеппо развитых стран.
К пачалу 70-х годов доля нефти и газа в топливном балансе выросла до 60—
80%, и в ближайшие десятилетия отклонения от этой тенденции не предпола-
предполагается. Необходимость транспортирования огромных количеств нефти и газа
привела к бурному развитию трубопроводного транспорта как самого эконо-
экономически эффективного. На начало 1975 г. во всем мире по магистральным
трубопроводам перекачивалось более 2,5 млрд. т сырой нефти и около
1300 млрд. м3 природного газа. В последующие годы темпы развития трубо-
трубопроводного транспорта еще более увеличатся. В нашей стране строительство
магистральных трубопроводов — одна из важнейших народнохозяйственных
задач. Если ориентироваться на использование труб только больших диамет-
диаметров, то ежсгодпо (на обозримую перспективу) потребуется сооружать 8—
10 тыс. км магистральных трубопроводов, 80—100 цехов компрессорных
(КС) п нефтеперекачивающих насосных станций (НПС). Это повлечет за собой
значительный объем изыскательских и проектных работ.
Для своевременного выполнения технических и технорабочих проектов
и рабочих чертежей на высоком техническом уровне требуется выработать
апробированные оперативные методы подготовки технической докумептацпп,
оспонанпые па опыте многочисленных специализированных оргапизацпн
Мнпиефтепрома СССР, Мингазпрома СССР и Мипнефтегазстроя СССР. Необ-
Необходимо предусматривать такие техппческие п технологические решепия.
инженерные конструкции, типовые п повторно-применяемые проекты, кото-
которые максимально сократят объем капитальных вложений, размеры эксплуата-
эксплуатационных затрат, сроки строительства и доводки объекта до проектной мощ-
мощности. Одновременно необходимо совершенствовать труд проектировщиков,
попытать его производительность.
Одппм из путей усовершенствования проектирования является пеноль-
аопппие накопившегося опыта в технологии проектирования, другим — ис-
использование многочисленных программ по выявлению оптимальных инженер-
пых решений (с применением быстродействующих ЭВМ). Между проектным»
институтами существует обмен опытом проектирования, однако информация
носит эпизодический, ноцеленаправленпый характер и охватывает разроз-
разрозненные вопросы. Имеющиеся многочисленные справочники освещают лишь
покоторые разделы проектпрованпя, а целевой справочник, отражающий
накопившийся опыт проектирования объектов трубопроводного строитель-
строительства, отсутствует.
Задача настоящего справочника — обобщить имеющийся опыт и собрать
необходимый справочный материал для разработки тех или иных разделов
проекта. В справочнике изложен в технологической последовательности весь
процесс проектирования магистральных трубопроводов с иллюстрацией от-
отдельных вопросов конкретными примерами, со ссылкой на первоисточники,
пповьте проекты, строительные нормы и т. д. Особое внимание уделено ипже-
нерным изыскапиям и проектированию основпых объектов: линейной части
трубопроводов, КС и НПС. В проектировании объектов подсобпо-
1* ?>
вспомогательного характера выделены только те моменты, которые специ-
специфичны для нефтяной и газовой промышленности. Последовательность про-
проектирования 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-
трубопроводы, предназначенные для транспорта нефти, нефтепродуктов, природного,
попутного и других горючих газов. Поскольку по трубопроводам транспорти-
транспортируются и другие вещества — различные жидкости, пульпа, кусковой мате-
материал, промышленные и бытовые канализационные стоки, то многие вопросы,
изложенные в данном справочнике, могут быть использованы при проектиро-
проектировании магистральных водоводов, канализационных напорных коллекторов,
теплофикационных сетей и других линейных сооружений.
Ряд разделов, в частности технико-экономическая часть, сметная часть,
жилищно-гражданское строительство, в справочнике не рассмотрены. Эти
разделы должны разрабатываться по действующим СНиП, отраслевым указа-
указаниям и нормативам, прейскурантам и ценникам. Небольшой опыт проектиро-
проектирования объектов нефтяной и газовой промышленности в районах распростране-
распространения многолетнемерзлых грунтов не позволяет в данном справочнике излагать
методы и пути инженерных решений при проектировании магистральных
трубопроводов. Эти вопросы изложены в ведомственных строительных нор-
нормах, в отдельных брошюрах и книгах.
При составлении справочника авторы использовали техническую лите-
литературу по трубопроводному строительству, нормативные документы и данные
по конкретным проектам, разработанным в Гипроспецгазе, Гипротрубопро-
воде и других проектных институтах Мингазпрома 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 н 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. Дерцакяном; § 4.6 — А. К. Дерца-
кяном и Р. Э. Фриманом; § 8.1 — М. Н. Шпотаковским; § 2.11—2.14, 6.6—
6.9 — М. Н. Шпотаковским и М. С. Кудасевичем; § 12.1—12.6 — М. Н. Шпо-
Шпотаковским 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; § 10.5—10.9 — Р. К. Медниковым; § 6.1—6.5, 7.1, 7.3 —
Р. С. Поляцкиным; § 5.1—5.8, 5.10, 5.13—5.17 — Л. Н. 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 производ-
пых величии, 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
рдипиц (ГОСТ 7932—56) и единиц радиоактивности и ионизирующих излуче-
излучений (ГОСТ 8848—63). Однако многообразие систем единиц стало значитель-
значительным препятствием в развитии науки и техники. Поэтому с учетом рекоменда-
рекомендаций 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-
унифицированной системой и охватывает все группы величин. СИ введена в действие
с 1 января 1963 г. как предпочтительная в науке, технике и народном хозяй-
хозяйстве, а также при преподавании.
Принятие и введение в действие государственного стандарта на СИ пока
пе отменяет действие других стандартов на системы единиц. Поэтому следу-
следующим этапом в унификации единиц будет принятие и введение в действие еди-
единого государственного стандарта «Единицы физических величин», разработан-
разработанного па 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-
мапие кратных и дольных единиц измерений». Проект этого стандарта широко
пропагандируется в школах, техникумах и вузах, в технической литературе,
п 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
па 1975 г., однако в силу ряда трудностей СИ по сей день является лишь пред-
предпочтительной. Измерительные приборы, применяемые в технике, в том числе
и п трубопроводном транспорте, градуируются до сих пор не только в едини-
единицах СИ, но и единицах системы МКГСС (технической) и других систем. По-
Поэтому 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 —
ралпан (плоский угол) и стерадиан (телесный угол). В октябре 1971 г. Гене-
ральпая конференция по мерам и весам приняла в качестве седьмой основной
ед СИ единицу количества вещества — моль.
* В проекте государственного стандарта «Едипицы физических величин»
этим стипппам присвоены наименования соответственно «крльвтш» и «кандрла».
ТАБЛИЦА 1.1
Важнейшие производные единицы СИ
Величина
Площадь
Объем, вместимость
Период
Частота
Линейная скорость
Лилейное ускорение
Угловая скорость
Угловое ускорение
Плотпость, объемная мас-
масса, насыпная масса
Относительная плотпость
Удельный объем
Расход:
массовый
объемный
Количество движения
Сила (в частности, сила
тяжести, вес)
Удельный вес, удельная
сила тяжести
Давление, мехапиче-
скоо напряжение (пре-
(предел текучести, предел
пропорциональности,
предел прочности, пре-
предел упругости, сопро-
сопротивление разрыву)
Наимено-
Наименование
[единицы
квадратный
MCVFT1
AM71LJ
кубический
метр
секунда
герц
метр
в секунду
метр
па секунду
в квадрате
радиан
в секунду
радиан
па секунду
в квадрате
килограмм
на кубиче-
кубический метр
Сокращенное
обозначение
русское
м*
мэ
сек
ГЦ
м/сек
м/сек2
рад/сек
рад/сек8
кг/м3
между-
международное
т2
т*
s
Hz
m/s
m/s2
rad/s
rad/s2
kg/m3
Величина безразмерная
кубический
метр па
килограмм
килограмм
в секунду
кубический
метр
в секунду
килограмм-
метр
в секунду
ньютон
ньютон на
кубический
1МПТТ1
ньютон па
квадратный
метр *
м8/кг
кг/сек
м'/сек
кг • м/сек
н
п/м3
н/мг
m3/kg
kg/s
m3/s
kg-m/s
N
N/ms
N/m8
Размер
единицы
A м).A м)
A м)-A м)-A м)
A сек)
1 : A сек)
A м): A сек)
A м/сек) : A сек)
A рад): A сек)
A рад/сен): A сек)
A кг) : A м3)
A кг/м"): A кг/м»)
A м3): A кг)
A кг): A сек)
A м3): A сек)
A кг) • A м/сек)
A кг)-A м/сек2)
A п): A м3)
A п) : A ц»)
* В проекте государственного стандарта «Единицы физических величия» это наимено-
наименование заменено в соответствии с ыеждупародпыми стандартами на «паскаль», т. е. 1 Па «=»?
= 1 и/и1.
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.1
Величина
Динамическая вязкость
Кинематическая вязкость
Работа
Эпергпя
Количество теплоты
Мощность
Количество электриче-
электричества, электрический за-
заряд
Электрическое лапря-
жешю, разность элек-
электрических потенциа-
потенциалов, электродвижущая
сила
Напряженность электри-
электрического ноля
Электрическая емкость
Электрическое сопротив-
сопротивление
Магнитная индукция
Индуктивность
Напряженность магнитно-
го ноля
Световой поток
Яркость
Освещенность
Наимено-
Наименование
единицы
ньютон-
секупда на
квадратпый
квадратный
метр
на секунду
)
>джоуль
J
ватт
кулон
вольт
вольт
на метр
фарада
ом
тесла
генри
ампер.
па метр
люмен
свеча па
квадратный
метр
люкс
Сокращенное
обозначение
русское
н • сек/м2
м2/сск
дж
ВТ
к
в
в/м
ф
ом
тл
гп
а/м
лм
св/м2
лк
между-
международное
N-s/m2
m2/s
J
W
С
V
V/m
F
Q
T
H
A/m
lm
cd/m2
lx
Рапмер
единицы
[A н) : A м2)] :
: [A м/сек): A м)]
A н-сек/м2):
: A кг/м3)
A п)-A м)
A дж): A сек)
A а)-A сек)
A вт) : A а)
A в) : A м)
A к) : A в)
A в) : A а)
A вб) : A м2)
A вб) : A а)
A а) : A н)
A св)-A стер)
A си) : A м2)
A лм) : A м2)
Важнейшие производные единицы СИ (табл. 1.1) приведены в ГОСТ
9807—(it t а недостающие рекомендуется брать из других систем в соответ-
соответствии с государственными стандартами. Большинство производных единиц
имеют удобные для практики размеры и получплп широкое распространение.
Ьолео крупные (кратные) и более мелкие (дольные) единицы следует образовы-
образовывать и у; «I умножения или деления единиц СИ на степень числа 10, а их паи-
? lemmaiii!;; — прибавлением соответствующих приставок. Но разрешается
примоия ,? г, д]!е приставки к простому наименованию единицы, т. е. к грамматп-
KscKdji о, iiojio наименования, а также приставки к наименованиям впеспетем-
ных (•.•iiihi:f1, которые обозначают кратную плп дольную единицу.
^ _ '\,< нн::и с том, что в настоящем справочнике пспользопапы единипы техни-
<J'CI'' и других систем и внесистемные, пиже припедспы соотпоптеппя между
лнппцамц СИ ц другими системами, п наоборот.
Другие системы — СИ СИ — другие системы
МАССА
i грамм A г) = 10" 9 кг 1 кг = 103 г
1 техн. ед. массы (т. е. м.) = 9,81 кг 1 кг = 0,102 т. е. м.
1 тонна A т) = 103 кг 1 кг = 10" 3 т
1 центнер A ц) = 10а кг 1 кг = 10"8 ц
1 ат. ед. массы A а. е. м.) = 1,66 X 1 кг = 6,02-Ю26 а. е. м.
X 10-"кг
УГЛОВАЯ СКОРОСТЬ
1 оборот в секунду A об./сек) = 1 рад/сек = 0,159 об./сек
= 2я рад/сек = 6,283 рад/сек
1 оборот в минуту A об./мин) = 1 рад/сек = 9,549 об./мин
= я/30 рад/сек = 0,105 рад/сек
ПЛОТНОСТЬ
1 г/см3 = 1000 кг/м3 1 кг/м3 = 10" 3 г/см3
1 т/м* = 1000 кг/м3 1 кг/м3 = 10" 3 т/м3
1 кг/дм» = 1000 кг/м3 1 кг/м3 = 10" 3 кг/дм*
МАССОВЫЙ РАСХОД
1 кг/ч = 278 • 10" в кг/сек 1 кг/сек = 3600 кг/ч
1 т/ч = 278-Ю кг/сек 1 кг/сек = 3,6 т/ч
1 кг/мин = 16,7 • 10 кг/сек 1 кг/сек = 60 кг/мин
ОБЪЕМНЫЙ РАСХОД
1 м'/ч = 278 • 10 м3/сек 1 м3/сек = 3600 м3/ч
1 л/ч = 278 • 10" 9 м3/сек 1 м3/сек = 3,6 • 10е.л/ч
1 л/мин = 16,7 • 10"s м'/сек 1 м3/сек = 6 • 10* л/мта
СИЛА
1 дина A дни) = 10 ньютона (н) 1 п = 105 дин
1 килограмм-сила A кгс) = 9,81 н 1 и = 0,102 кгс
1 тонна-сила A тс) = 9,81 • 103 н 1 н = 1,02 ? 10" * тс
ДАВЛЕНИЕ (МЕХАНИЧЕСКОЕ НАПРЯЖЕНИЕ)
1 дин/см2 = 0,1 п/м* 1 и/м2 = 10 дин/см*
1 кгс/м2 = 9,81 п/м2 1 п/м2 = 0,102 кгс/м2
1 миллиметр ртутного столба 1 н/м2 = 7,50 • 10" 3 мм рт.
A мм рт. ст.) = 133,0 н/м2 ст.
1 миллиметр водяного столба 1 н/м2 = 0,102 мм вод. ст.
A мм вод. ст.) = 9,81 п/м2
1 техническая атмосфера A ат) = 1 п/м2 = 1,02-10~5 ат
= 1 кгс/см2 = 0,981 • 10Б п/ма
1 физическая атмосфера A атм) = 1 н/м2 = 9,87 • 10" ° атм
= 760 мм рт. ст. = 1,01 -105 н/м2
1 кгс/мм2 = 9,81 -10° п/м2 1 я/м2 = 1,02 ? 10
кгс/мм2
РАБОТА, ЭНЕРГИЯ, КОЛИЧЕСТВО ТЕПЛОТЫ
1 зрг = 10": джоуля (дж) 1 дж = 107 эрг
1 кгс-м = 9,81 дж 1 дж = 0,102 кгс-и
1 вмтт-часA вт-ч) = 3,6-103дж 1 дж = 2,78-Ю вт«ч
1 алоктронвольт A эв) = 1,6»10-1»дж 1 дж = 6,25- 10ls эв
1 калория A кал) = 4,19 дж 1 дж — 0,230 кал
1 килокалория A ккал) = 4,19-10s дж 1 дж — 239-10 ккал
1 л-атм= 1,01-10* дж 1 дж = 9,87-10~3 л-атм
1 л-ат= 0,981-Ю2 дж 1 дж = 1,02-Ю л-ат
МОЩНОСТЬ
1 эрг/сек = 10"^ вт 1 вт = 107 эрг/сек
1 кгс-м/сек = 9,81 вт 1 вт = 0,102 кгс-м/сок
1 лошадиная сила A л. с.) = 735,5 вт 1 вт = 1,36 • 10" * л. с.
ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ
1 пуаз A пз) = 0,1 н-сек/м2 1 н-сек/м2 = 10 пз
1 сантипуаз A спз) = 10"* п-сек/м* 1 и-сек/ма = 10* сиз
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ
1 стоке A ст) = 10" * м2/сек 1 м2/сек = 104 ст
1 сантистокс A ест) = 10"в м2/сек 1 м2/сек = 10s сет
СИЛА ТОКА
1 ел. силы тока СГС и СГСЭ = 334 X 1 а - 3-Ю9 ед. силы тока
X 10-1аа СГС и СГСЭ
1 од. силы тока СГСМ = 10 а 1 а = 0,1 ед. силы тока
сгем
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ
1 ед. эл. сопр. СГС и СГСЭ = 899 X 1 ом = 1,11-102 ед. эл.
X 109 ом сопр. СГС и СГСЭ
1 ед. эл. сопр. СГСМ = 10"9 ом 1 ом = 109 од. эл. сопр,
СГСМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЕМКОСТЬ
1 ед. эл. емк. СГС и СГСЭ = 1,11 X 1 ф = 899-Ю8 ед. эл.
X 102ф емк. СГС и СГСЭ
1 ед. эл. емк. СГСМ = 10» ф 1 ф = 10"» ед. эл. емк.
СГСМ
В пастоящое время используют большое количество технической информа-
информации, в которой применены американские меры (в частности, для величин,
принятых в технике трубопроводного транспорта). В свяаи с этим необходимо
знать переводные коэффициенты для приведения американских единиц к при-
принятым в метрической системе мер (табл. 1.2). В теплотехнических расче-
расчетах, как правило, оперируют с абсолютной температурой, выраженной
в градусах Кельвина (Гк) илиРенкина (Гц), а практически температуру изме-
измеряют (или измеряли) по температурным шкалам Цельсия (/с), Фаренгейта
(<F), Реомюра (tR)t
*R = 1,25*с = 1,25 GК —273,15); A.1)
32; A.2)
—32); A.3)
= 5/9Гд—273,15; A.4)
ГК=5/9Т„. A.5)
9
ТАБЛИЦА 1.2
Перевод пеметрических единиц, применяемых в США, в метрические
Неметрическая
Напмеиоианне
морская миля (межд.)
миля законная
фарлонг
кабельтов
ярд
фут
дюйм
квадратная миля
акр
квадратный ярд
квадратный фут
квадратный дюйм
тонна регистровая
кубический ярд
кубический фут
кубический дюйм
баррель пефтяной
баррель сухой
бушель
галлон Я!идкостный
галлон сухой
кварта сухая
кварта жидкостная
шшта сухая
шшта жидкостная
тонна (длинная)
тонна (короткая)
цсштпер (длинный)
центнер (короткий)
фунт (торговый)
унция
граи
фуит на кубический фут
тониа па кубический ярд
унция на кубический фут
единица
Сокращенное
обозначение
Длина
п-mile (Int)'
mi
fur
cab
yd
ft
in
Площадь
mi2
ac
yd2
ft2
in2
Объем, вместимость
Ion reg
yd»
ft3
in3
Ш
ЬЫ dry
bu
gal
gal dry
qt dry
qt liq
pt dry
pt liq
Масса
ton
sh ton
•wt
sh cwt
lb
oz
gr
Плотность
lb/ft3
ton/yd3
oz/it3
Значение неметрический
единицы в единицах СИ
1,852-Ю'м (точно)
1,609-10s м
201,168 м (точно)
185,2 м (точно)
0,9144 м (точно)
0,3048 м (точно)
25,4-Ю-3 м (точно)
2,59-106 м2
4046,856 м2
0,836 м2
96,9-10-3 м2
645,16-Ю-6 м2
2,832 м*
0,7646 и3
28,317-Ю-з мЕ
16,39.10-° м3
159-Ю-3 ы3
115,6-Ю-3 л3
35,24-Ю-з м3
3,785-Ю-з ы3
4,405-Ю-з М3
1,101-Ю-з м*
946,4-Ю-6 si5
550,6-10" 6 м8
473,2-10"в м5
1016 кг
907, 2 кг
50,8 кг
45,36 кг
0,4356 кг
28,35-10-3 кг
64,8-10-"кг
10,02 кг/м3
1329 кг/м»
1,001 кг/ы3
10
НР0ДОЛЖКШ1К ТАБЛ. 1.2
Неметрическая единица
Наименование
Сокращенное
обозначение
Значение неметрической
единицы в единицах СИ
Удельный объем
кубический фут на фупт
кубический фут на унцию
фуыт в час
фупт в секунду
тонпа (длинная) в час
топна (короткая) в час
кубический фут в минуту
кубический ярд в секунду
/
I ft3/oz
Массовый расход
lb/h
lb/s
ton/li
sh 1
Объемный расход
ft3/min
yd»/s
62,43-10-? м3/кг
0,9989 м»/кг
125,998-10" 6 кг/сек
0,454 кг/сек
0,2822 кг/сек
0,252 кг/сек
471,9-10"е м'/сок
0,7640 м'/сек
§ 1.2. Математика
ТАБЛИЦА 1.3
Плащади F и другие элементы основных геометрических фигур
Мапчгноиатте и чертеж
Параллелограмм
(частный случаи -ромб)
L. CL
Формулы
F=ah; a-^F/h; h^F/a) d\ +d\ = 2 {a? \ b*);
при a — b параллелограмм является ромбом, для
которого f -ah=0,b d\d2, a —did2/Bh), a —
где а, Ь—'стороны, h—высота, dit d%—-диаго-
ua.-iii
/?" — ah/2 = У р (р — а) (р — Ь) (р — с),
где а, Ь, с—сторопы, h — высота, р = (a b-j-
-; с) /2
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.3
Наименование и чертеж
Формулы
Трапеция
F = (a+b)h/2; т = (а + Ь)/2; F = mh
где а, Ь—основания, т—средняя линия
Четырехугольник
где а, Ь, с—отрезки одной из сторон между ее
концами и псрпепдикулярами, опущенными на
нее из противолежащих углов, А1? h2 —
перпендикуляры
Правильный шести-
шестиугольник
F=3 ог=ЗДг=2,598 а2 = 2,598 7?2 = 3,46i г*;
Л=в = 1,155 г; г = 0,866 а = 0,866 /?,
где а—сторона, Л—радиус описанной, г —впи-
—вписанной окружности
Правильный много-
многоугольник
a = 3G0°/«; 0 = 180°-a;
где a — центральный и внешний углы, « — число
сторон, р — внутрешшй угол, а —сторона,
г—радиус вписанной, 11 — описанной окруж-
окружности
Круг
г2=О,7854 с?з;
L = 2it г = 6,2832 г =-3,1416 d;
/•=--0,159 L = 0,564 УТ\ d = 0,318 L = l,128 VT,
где г —радиус, d— диаметр, L — д.пша окруж-
II ОСТИ
12
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.3
Наименование и чертеж
Формулы
Сектор
1 = 2пг а/360=0,01745а г=2F/r;
i? = r*/2=0,008727ar2; a = 57,296Z/r,
где I—длина дуги, г —радиус, a—централь-
a—центральный угол
с — 2 /ЛBг—A) = 2rsin (a/2);
F = 0,5 [rl — c (r-А)]; г =
J = 0,0l745ar; ft = г-0,5 K4ra_ca;
a = 57,296J/r,
где с —длина хорды, А—высота сегмента, г —
радиус, a — центральный угол, I—длина дуги
Кольцо
F = 7i(№-r*) =3,1416 (^a_r2)=,4(Z)a_d2)/4 =
= 0,7854 B?а—rfa); 1) = 2Л; d=2r,
где i? — внешний, г — внутренний радиус, D —
внешний, d — внутренний диаметр
Кольцевой сектор
F = (ая/360)] (Л2-т-2)= 0,00873аX
где а—центральный угол сектора, Л —внеш-
—внешний, г—внутренний радиус, D— внешний,
d — внутренний диаметр
Эллипс
где а, 6 —полуоси, р — периметр
г.. J.
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.3
Наименование и чертеж
Парабола
* Г
Формулы
ТАБЛИЦА 1.4
Поверхности E—полная, М—боковая) и объемы V тел
Наимононание и чертеж
Формулы
Пирамида иравпльпая
М = сумма площадей треугольников;
S — сумма площадей треугольников -- площадь
основания; У=Л/Зхиа площадь основания
Шар
S == 4л № = л L>з; F = Vs л /?3 =
=4,19 Л»=0,5231K,
гдо Л —радиус, D— диаметр
Шаровой 06Ri»p
где Л —радиус, Л — высота сегмента, s—длина
хорды
14
ПРОДОЛЖЕНИЯ ТЛГ.Л. 1.4
„«„>.,
Шаг
^,
!
f—
J
1
'[
опой
1
V
N
не и
чортож
сегмент
—-
Конус
/7
ч
-J
1
1
Л/=2.ч ЛЛ = (я/4
= Я(Л«-!-в«
Формулы
)(s* i-4/i2); S = nBRh-
/2); F==nft2(/j_ft/3) =
где Л—радиус, ft —высота сеигента, s
хорды (дпалтстр основания)
О — -17
яЛг=л Л /Ла ;-fta;
f(rt-b-Z): F = (n/3Ot/{2,
где Л—радиус основания, А — высота,
образующей
-4-а/4) =
— длина
— длина
Усеченная пирамида
Л/ = сумма площадей трапеций; 5---сумма пло-
площадей трапеций + верхнее и нижнее основания;
где /i—верхнее, /2—нижнее основание h—вы-
h—высота
Усече
леченный конус
У = (л
где 2 —длина образующей, Jt — радиус нижнего,
/• — верхнего основания, к — высота
ТАБЛИЦА 1.5
Некоторые часто встречающиеся постоянные
Обозначение
Л
1/д
л2
1'я
1/J12
In я
Числовое
значение
3,14159
0,31831
9,86900
1,77245
0,10132
1,14473
Обозначение
1:
е
в*
i1 In 10
il ]ge
il '
Числовое
значение
2,71828
7,38906
1,64872
2,30258
0,43429
9,80065
§ 1.3. Электротехника
ТАБЛИЦА 1.6
Физические постоянные электропроводящих материалов и сплавов
Материал
Алюминии
Бронза
Графит
Железо
Латунь
Медь
Олово
Свинец
Сталь
Цршк
Плотность,
г/см"
2,70
8,8-8,9
2,10
7,70
8,10
8,95
7,30
11,40
7,83
7,15
Временное
сопротивление
на разрыв,
кгс/мм*
14-22
50-60
—
? 40
25-40
3—5
1,2-2,3
80-150
15—20
Точна плав-
плавления, °С
658
900
—
1520
900
1080
232
327
1530
420
Удельное
электрическое
сопротивление
при 0°С,
ом> мм'/м
2,9-Ю-2
210—400
400—1000
0,13
0,7-0,08
1,72-Ю-2
13,1-10" -
20,4-10
1,1—0,24
5,75 • 10- 2
ТАБЛИЦА 1.7
Электроизолирующие материалы
Материал
Асбест
Батуи
Бумага кабельная:
сухая
пропитан-
пропитанная маслом
Винипласт
Воздух
ПЛОТНОСТЬ,
г/см»
1,2-2,0
1,0—1,4
0,8
0,9—1,0
1,32-1,43
0,00121
Диэлектри-
Диэлектрическая
проница-
проницаемость, пф/м
2,6-3,3
2—25
3,0-3,5
4,1
1,0006
Напряже-
Напряжение пробоя,
KB/ ММ
2
6-15
6-9
10—25
15
3-4
Удельное элек-
электрическое сопро-
сопротивление при
20° С, ом-мя'/м
2-Ю5
1014
1013—Ю"
Ю15
—
16
Материал
Вода (при 4° С)
Парафпи
Полистирол
Полихлорвинил
Полиэтилен
Репино
Слюда
Стекло
Стеклоткань
Фарфор
Плотность,
г/см*
1,0
0,9
1,05—1,2
0,4—1,3
0,65—0,75
1,3-1,8
2,7—3,2
2,4-2,7
1,6-1,77
2,3-2,5
Диэлектри-
Диэлектрическая
проница-
проницаемость, нф/ы
81,0
2,1-2,3
2,2-2,8
3,1-3,5
—
2,6-3,5
4,0—8,0
4,0—10,0
4,5
5,0-7,0
продо;
Напряже-
Напряжение пробоя,
кв/ мм
_
15-30
25—50
50
—
10-25
120—200
10-40
10—11,5
6-10
1ЖЕНИЕ ТАБЛ. 1.7
Удельное элек-
электрическое сопро-
сопротивление при
20° С, ом ? мм2/ м
_
1016-3.1018
5-Ю15—5-Ю17
1013
101*
Ю13-4.10"
1013—Ю"
IQH—IO15
5-Ю11
1014
§ 1.4. Терминология
Масса — скалярная величина, характеризующая инерционные и гравп-
гацтшпые свойства тела. Значение массы не зависит от ускорения свободного
падения в пункте измерения или определения. В состоянии покоя, в частности,
массу определяют взвешиванием тела на весах, т. о. результат взвешивания
следует называть массой (а по весом) и выражать в единицах массы.
Нкшчество вещества — величина, определяемая числом структурпых
элементов (атомов, молекул, попов, электронов и др.) или специфицированных
групп ;mrx единиц. Количество вещества не является синонимом массы; это
две независимые величины.
Плотность — отношение массы тела к его объему. Плотность — пара-
параметр вещества. Применяемые в качестве параметров вещества понятия удель-
удельного 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) пли массы сыпучего материала к его объему.
Насыпная масса * — отношение массы материала в насыпном состоянии
к ого объему. Это понятие применяют для материалов, представляющих собой
куски различной крупности (уголь, торф и др.).
Относительная плотность — отношение плотности рассматриваемого
вощогтпа к плотности образцового вещества в определенных физических
условиях. Для твердых тел и жидкостей в качество такого вещества прини-
принимают поду при 3,98° С и атмосферном давлении 760 мм рт. ст., для газов —
cyxoii атмосферный воздух при нормальных @° С и 760 мм рт. ст.) или стан-
стандартных B0° С и 760 мм рт. ст.) условиях.
Удельный объем — объем едипицы массы вещества. Уделышй объем —
параметр вещества; величина, обратная плотности.
Сила
тяжести — векторная величина, определяющая силу притяжения
изм К 1ле- Значение ее зависит от ускорения свободного падения в пункте
'„ е1)епия или определения. По мере удаления тела от Земли его сила тяжести
умопыгтаотся.
дейс ~" пскт0Рная величина, представляющая собой силу, с которой тело
твуст на опору или на нить подвеса. В общем случае вес и сила тяжести
масс "ОСКОЛЬКУ объемная и пасыпная масса представляют собой отношение
прим BRri@0TBa (в том или ином его состоянии) к его объему, правильнее
неоEхо1ЯТЬ °'П1ТПЫП т°рмин — плотпость, с уточнением, если в этом возникает
димость: средпяя плотность и насыпная плотность.
а г» is
17
не являются синонимами. Лишь когда опора пли подвес пеподвижны относи-
относительно Земли либо движутся равномерно и прямолипейпо, вес тела равен
силе тяжести. При свободном падепип 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-
уравнениях, связывающих параметры, используют абсолютное давле-
давление, являющееся параметром вещества. Для определения результирующих
усилий, приложенных к стенкам ограждающих поверхностей, используют
избыточное давление, измеряемое манометрами. Избыточное да-
давление есть разность между абсолютным и атмосферным давлением. Атмо-
Атмосферное давление — постоянное давление окружающего воздуха.
Температура — величина, характеризующая тепловое состояние тела,
степень его нагротости; одна из важнейших тепловых величин. Температура —
параметр вещества.
Прочность — свойство материала сопротивляться разрушению под дей-
действием внешних сил.
Твердость — способность материала сопротивляться проникновению
в пего другого, более твердого тела.
Деформация — изменение размеров и формы в материалах конструкции,
возникающее иод действием внешних нагрузок или других факторов (напри-
(например, температурное воздействие).
Упругость — свойство материала возвращаться в первоначальное состоя-
состояние из доформироваппого при снятии паГрузки.
Пластичность — свойство материала деформироваться и сохранять
полученную форму после снятия пагрузки.
Водопоглощение — способность материала впитывать и удерживать воду;
количество воды, которое поглощает материал за 24 ч пребывания в воде
при комнатной температуре; масса поглощенпой воды к единице поверхности
образца.
Водостойкость материала характеризуется коэффициентом размягчения,
выражающим отношепие ирочпостп пасыщспного водой материала к прочности
сухого.
Водопроницаемость — свойство материала пропускать под давлением
воду чорез свою толщу; характеризуется количеством поды, прошедшей за 1 ч
через 1 см2 поверхности при постоянном (заданном) давлении.
Морозостойкость — способность насыщепных подои материалов выдер-
выдерживать многократные A0—500 раз) попеременные замораживапия (—15° С)
и оттаивания A5° С) без видимых признаков разрушения и допустимого пони-
понижения прочпостп.
§ 1.5. Свойства природного газа
В соответствии с условиями образования природные гаяы делят
на три группы: чисто газовых, газокондепсатных и нефтяных месторождений.
Условно принято считать газы с содержанием тяжелых углеводородов (от
продана и выше) менее 50 г/м8 сухимп, а газы с ббльптм содержанием тяжелых
углеводородов — жирными. .
Горючая часть газов чисто газовых месторождений состоит в основном из
метана и небольшого количества этана и других углеводородов. Состав этих
газов довольно постоянен. Газы конденсатпых и нефтяных месторождений
перед подачей в магистральпые газопроводы обрабатывают с целью освобо-
освобождения от тяжелых углеводородов и вредных примесей. Товарный природный
газ, поступающих! по магистральным газопроводам, имеет низшую теплоту
сгорания примерпо 8000 ккал/м3, легче воздуха, бесцветен. Для обнаруже-
обнаружения утечек газу придают специфический запах. В табл. 1.8 дан состав
природных газов некоторых месторождении.
18
ТАБЛИЦА 1.8
Состав природпого газа, об. %
Mi'CTni>n>is;(emie
Дмплвское
Ставропольское
ШеГ-елппское
]'ii;i.iiiHcKoo
Нуктылское
Уриш oiicKoe
Мс.'шежье
CII4
97,80
97,60
89,90
96,93
83,60
98,47
98,50
CiH.
0,50
0,24
3,05
2,12
8,40
0,15
0,08
сн,
0,20
0,13
0,93
0,33
2,60
СЛ1ю +
+редкие
0,15
0,03
0,54
0,21
0,80
Следы
0,02
1,30
1,50
5,30
0,30
4,40
0,93
1,30
СО 2
0,05
0,50
0,28
0,40
0,20
0,45
0,10
Основными параметрами, определяющими состояние газа, являются
давление, температура и плотность (пли удельный объем). Каждый из этих
параметров имеет определенное критическое значение. Критические пара-
параметры (табл. 1.9) характеризуют такое состояние газа, при котором плот-
плотность его паровой и жидкой фаз одинакова. Отношение фактических парамет-
параметров газа/), Т и v к критическим ркр, Ткр и i>Kp (или ркр) называют приведенными
параметрами состояния газа, т. е.
; v =v/v A.C)
ТАБЛИЦА 1.9
Критические параметры некоторых газов
Газ
Азот
Окись углерода
Кислород
Метан
Этан
Пропан
Этплеп
Сероводород
Температура
Гкр- °С
-147,1
—139,0
—118,8
-82,5
32,1
95,6
9,7
100,4
Данленне
РКР- «ГС/ОМ»
34,6
36,2
51,4
47,4
50,4
44,9
52,6
91,8
Плотность
Ркр, нг/м»
311
311
430
162
210
220
220
—
При положительных температурах и небольших давлениях (до 10 кгс/см-)
imifucuitH параметров состояния газа происходят и соответствии с известными
законами идеальных газов (закон Бопля — Мариотта, закон Ген-Люссака
11 ДР-). Поведение реальных газов отклоняется от этих законов, причем откло-
отклонения тем больше, чем выше давление газа и ниже его температура. Коэффи-
Коэффициент, учитывающий эти отклонения, называют коэффициентом сжимаемости
*• Для идеального газа г = 1. Для реальных газов коэффициент сжимаемости
проделяют графическим путем (рис. 1.1) в зависимости от давления, относи-
ельшт плотности и температуры газа. Уравнепие Клайперона для идеального
? за, являющееся математической записью объединенного газового закона,
учетом коэффициента сжимаемости примет вид
pv-=zliT,
A.7)
вании газопая постоянная, характеризующая работу 1 кг газа при пагрс-
его на 1° С при постоянном давлении.
2* 19
Рис. 1.1. Номограмма для определения коэффициента сжимаемости 2.
Последовательность определения: р ->- д -> t -*- z. Пример: р =? 43 кгс/см»-
Д = 0,65; t = 20° С. Решение: а — Ъ — с — d\ z — 0,9025.
Значения газовой постоянной для простых газов п смесей газов, добыва-
добываемых па некоторых .месторождениях, следующие:
СС)
газ
Азот
к-Бутан
Изобутан
Водород
п, иге
Водяной пар
Воздух (без
Кислород
СО2)
Месторождение
Газлпнское
Вуктылское
Дашавскос
Медвежье
Ставропольское
Уренгойское
Шебелипскоо
?м,(иг-°С)
30,13
14,59
14,59
422,60
47,06
29,27
26,47
Газ
Метан
Окись углерода
Пропан
Сероводород
Углекислый
Этан
Этилеп
Л, к
газ
гс>м/(кг-*С)
50.0
45,0
52,3
51,5
50,5
52,2
48,0
ьтс- м/(ьт
52,95
30,26
19,23
24,89
19,14
28,19
30,26
20
§ 1.6. Задание на проектирование
Решение о проектировании и строительстве магистральных трубопрово-
трубопроводов принимают, когда выявлены или имеются перспективные месторождения
дефтп и газа и есть необходимость подавать их в районы, где целесообразно
использовать как сырье или топливо, исходя из схем развития и размещения
нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности и схем развития н раз-
размещения производительных сил по экономическим районам и союзным рес-
республикам. Намеченные принципиальные направления транспортирования
нефти и газа требуют технико-экономического обоснования (ТЭО), подтвер-
подтверждающего экономическую целесообразность и хозяйственную необходимость
проектирования и строительства магистральных трубопроводов.
Для обеспечения высокого уровня п экономической эффективности проек-
проектируемых объектов необходимо максимально использовать новейшие достиже-
достижения пауки 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^
ленпых предприятий, зданий и сооружений, установлены «Инструкцией
по разработке проектов и смет для промышленного строительства» СП 202—76
Госстроя СССР.
Проектирование магистральных трубопроводов ведут в две стадии (тех-
(технический 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 и его
масштабности.
Технико-экономическое обоснование. Предшествует разработке техни-
технического или техно-рабочего проекта, составляется цо крупным и сложным
магистральным трубопроводам и является составной частью задания па раз-
разработку технического и техно-рабочего проекта. Главпые задачи ТЭО:
— пыбор оптимальной трассы;
—• определение мест расположения компрессорных станций (КС) и нефте-
нефтеперекачивающих 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 нефтепасоспого
оборудования;
— определение рациоральпой схемы управления трубопроводом при
максимальной степени автоматизации и телемеханизации производственных
процессов;
— расчет капитальных вложений, эксплуатационных издержек и приве-
приведенных затрат;
— выявление удельных затрат и расходов па единицу объема транспорта
нефти, нефтепродуктов игаза и сопоставление их с удельными показателями
аналогичных отечественных п зарубежных трубопроводов;
-? определение рентабельности и народнохозяйственной эффективности;
, -- определение ряда показателей в соответствии с ведомственными,
оощосою.тыми и другими требованиями, оговореппымп в программе на разра-
^ocnoBnoe во всех ТЭО — определение народнохозяйственной эффек-
пвноетн будущих капитальных вложений, которая должна быть выше либо
Р "на нормативной. Закладываемые в ТОО технические решения должны
ть' с "иной стороны, наиболее прогрессивными, а с другой — реальными по
ноеп11ю к срокам строительства и ввода трубопровода в эксплуатацию.
ТЭО Р(ГЛСНие капитальных вложешш и эксплуатационных затрат при
g ~~ наиболее ответственный момент. Структура ценообразований должна
вод 'Р°1!аться на достоверной основе. Если разрабатывают ТЭО на трубопро-
" СОСтО!пций из элемептоп, освоенных промышленностью (трубы, газопере-
21
начинающие и насосные агрегаты, система связи, уровень автоматизация
и телемеханизации и т. д.), и трасса проходит но районам, аналогичным для
запроектированных либо построенных трубопроводов, то необходимо поль-
пользоваться действующими прейскурантами, ценниками, удельными показате-
показателями па сооружение 1 км трубопровода данного диаметра, 1 квт установлен-
установленной мощпости данного агрегата и т. д. В тех случаях, когда рассматривают
объекты, главные элементы которых в первую очередь, а такжо и второстепен-
второстепенные еще не освоены серийно промышленностью, прежде всего необходимо
получить официальное подтверждение и обоснование от головных научно-
исследовательских и конструкторских организаций, исходные дапные по стои-
стоимости труб, оборудования, систем связи и т. п. и на этой основе определить
объем капитальных вложепий 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 пе продуманные глубоко,
легковеспые решения (с большим оптимизмом), то в первом случае при плани-
планировании развития народного хозяйства будет отвлечено больше материально-
технических ресурсов для данного объекта, чем потребуется в действитель-
действительности при строительстве. Такое искусственное отвлечение средств приведет
к их омертвлению и в итого к дезорганизации народнохозяйственных планов.
Во втором случае (при занижении стоимости) последствия будут также пла-
плачевны, ибо начатый объем не может быть закончен без дополнитель-
дополнительных привлечений материально-технических ресурсов, пе предусмотренных
в ТЭО, которых в нужный момент в необходимых объемах может не ока-
оказаться.
Разработка ТЭО строительства или реконструкции трубопроводов начи-
начинается 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-
изыскания 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-
перевалочная морская нефтебаза как конечный пункт транспортировки пефтп или неф-
нефтепродукта, а также местоположение завода по сжижепию природного
газа.
В ТЭО технико-экономические показатели объекта и ого народнохозяй-
народнохозяйственная эффективность ориентировочно приводится по следующей форме
(табл. 1.10).
ТОО должно закончиться выводами и рекомендациями. В выводах должно
быть сказано, целесообразно ли строительство данного трубопровода, какой
из рекомендуемых вариантов наиболее оптимальпый; намечена очередность
п 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-
первой очереди трубопровода. Это может касаться и создания новых труб, техно-
технологического оборудования, изоляционных материалов, систем автоматики,
телемеханики, новых строительных конструкций, машин, мехапизмов и т. гг.
В конце ТЭО должен быть приложен проект задания на разработку техниче-
технического проекта (в целом или па первую очередь строительства) или техно-рабо-
техно-рабочего проекта. При экспертировании и утверждении ТЭО должно быть рассмо-
рассмотрено п утверждено задание на проектирование.
Задание на проектирование. Для разработки технического либо техно-
рабочего проекта необходимо получить от заказчика проекта утвержденное
соответствующей инстанцией задание на проектирование согласпо пункту 3.2
СН 202—76. Если заказчик проекта не имеет задаппя'па проектирование, то
оп может привлечь к его составлению проектную организацию.
Задания на проектирование магистрального трубопровода независимо от
объема строительно-монтажных работ должны быть до утверждения согласо-
согласовали с торрпториальп ми проектными институтами в части намечаемого коо-
22
ТАБЛИЦА 1.10
Техппко-экопомические показатели газопровода
Показатель
Количество
Производительность газопровода, млрд. М3/год
Тш^фний газ, млрд. м3/год
Длина труб, км:
' ])у = 1400 им
Dy = 1200 мм
Dy = 1000 мм
и т. д.
Металловложенпя, тыс. т
Количество КС
Количество ГПА
в т. ч. ГТН-6
СТД-4000-2
и т. д.
Установле1шая 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 па 1 млрд. м3 X км:
капитальные вложения, тыс. руб.
оксплуатацвонпые расходы, тыс. руб.
металловложешш, т
установленная мощность, квт
Удельные показатели на транспорт 1000 м3 газа:
капитальные вложения, руб.
себестоимость, руб.
металловложешш, т
установленная могдпость, квт
Уровень рентабельности, %
Срок окупаемости, годы
Численность обслуживающего персонала, чел.
Выработка па одного работающего, млн. м3
Продолжительность строительства, месяцы
пориролания вспомогательных производств, энергоснабжения, водоснабже-
водоснабжения, канализации, транспорта и других инженерных коммуникаций. В зада-
задании на проектирование указываются:
наименование объекта (газопровод Ухта — Торжок, нефтепровод
олык — Омск и т. п.);
— осцоипнне проектирования (постановление Совета Министров СССР,
рыыя схема развития отрасли либо ТЭО, утвержденные такой-то орга-
"изацпоп, тогда-то, решение Д» ...);
~~ начальная и конечная топки магистрального трубопровода;
в го- V по;'<т трубопровода (столько-то млрд. м3 газа в год, млп. т нефти
Л) и а первую очередь и при полном развитии;
— протяженность магистрали, км;
и*" ДШ1М1ЛР труб (при круппейших объектах), тип газонефтеперекачпва-
ix агрегаюв;
23
— вид перекачки (совместная или последовательная) нефти или нефте-
нефтепродуктов;
— основные источники обеспечения сырьем (сырьевая база), электро-
электроэнергии, тепла и др. для площадок КС и НПС (либо ставится вопрос о созда-
создании собственных источников);
— условия но очистке и сбросу сточных вод;
— система технологической связи (радиорелейная, кабельная, воздуш-
воздушная);
— необходимость разработки автоматизированных систем управления
производством;
— намечаемые сроки строительства (в соответствии с нормами продолжи-
продолжительности либо директивные), порядок его осуществления и ввод мощностей
по очередям;
— намечаемый размер капитальных вложепий и основные техппко-
вкопомичсскнс показатели, которые должны быть достигнуты при проекти-
проектировании;
— данные для проектирования объектов жилищного и культурно-быто-
культурно-бытового строительства;
— требования по разработке парпоптов технического (техно-рабочего)
проекта, его отдельных параметров;
— стадийность проектирования;
— наименование генеральной проектной организации;
— наименование строительной организации — генерального подрядчика.
Всякие изменения задания на проектирование возможны лить инстан-
инстанцией, утвердившей это задание.
В дополнение к заданию па 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. Едипицы физических величин. Изд. 4-е. М., Изд-во
Ком. стандартов, мор 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., Виегаторгиздат, 1965. 364 с.
Глава 2
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ
РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ
§ 2.1. Постановка задачи
расчета магистрального газопровода
Гидравлический расчет, как правило, выполняют для определения гео-
геометрических параметров (диаметра, расстановки КС и их оборудования)
магистральпого газопровода и отводов от него при заданной годовой подаче
газа *. В случае заданной техпологической 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
Рис. 2.1. Расчетная схема газопровода.
газа, при котором в конкретной точке газопровода расход, скорость течения
и давление газа постоянны во времени. За расчетный принимают участок
между двумя соседними КС в случае, если нет между ними сброса газа попут-
попутному потребителю. При наличии последних за расчетный принимают участок
газопровода с постоянной пропускной способностью.
При расчете газопровода, закапчивающегося ГРС, пропускную способ-
способность определяют при минимально допустимом давлении у потребителя,
которое выбирают из соображений надежной работы оборудования ГРС.
/1тя определения режима работы газопровода, КС и ГРС в течение года
неоохолимо выполнить гидравлические расчеты газопровода для зимнего,
летнего и среднегодового режимов эксплуатации. Для отого необходмо учесть
се факторы, влияющие на режим работы газопровода, а также наличие иод-
3i!M]ii,!.v газовых хранилищ и буферных потребителей.
Расчет удобпее всего нести в форме таблицы (табл. 2.1), к которой следует
' ''-ему газопровода (рис. 2.1) с указанием мест сооружеппя КС,
иd ''•|(МЬ ч Р.плсе авторы предлагают термпп «подача» вместо более рас-
Ч1ifJfi:iT''l|1<;"HoroTop.M!ina «производительность». Возможная мпкепмлльпля по-
'' трубопровода за сутки или час с учетом макеммилг.пого использования
и.мс
'''"ЧК11Х
г утки
ППРПМОТРОВ
ii
газопровода и установленной мощпости
РР рд у щ р
iipoiiycKiioii способпостыо, соответствоппо суточной или часовой.
25
Характеристики
Длина участка, км
Количество питок и диаметр газопро-
газопровода, мм
Количество транспортируемого газа,
млп. м'/суткн:
на одну нитку
всего
Температура транспортируемого газа,
°С:
в начале участка
в конце участка
средпяя
Давление, кгс/см2:
в пачапе участка
в конце участка
Отбор газа потребителями, млн. м'/сут-
K1I
Количество газа, поступающего на КС,
млн. м3/сутки
Расход газа на собственные пужды КС,
млп. м3/сутки
Количество компрпмируемого газа,
млн. м3/сутки
Давление всасывания, кгс/см2
Давление нагнетания, кгс/см2
Степень сжатия
Тип нагнетателя
Количество нагнетателей:
рабочих
резервных
всего
Мощность, Мит:
расходуемая
установленная
Температура газа после компримиро-
вапия, °С
Температура окружающей среды, °С
Коэффициент теплопередачи,
ккал/(м2-ч-°С)
Расчетные уча
1—2
136,7
2 X 1200
43,00
86,00
43
23
34
55,0
36,4
—
1
1,32
Синдор
86,0
0,50
85,50
35,7
55,3
1,50
ГТ-6-750
8
2
10
48,4
60,0
57
2-3
С5,7
2 X 1200
42,75
85,50
57
41
49
55,0
46,6
3,26
1
1,32
3-4
47,3
2Х 12<
41,12
82,24
41
30
36
46,6
40,0
0,54
1
1,67
подключения газонроиодов-отводов, нодземшлх храпиллщ п др. Такая форма
расчета является наглядном иллюстрацией возможных конструктивных
peiiicniiii газопровода, режимов течения газа и параметров его в любой точке.
§ 2.2. Пропускная способность газопровода
Расчетная пропускная способность газопровода, млн. м3/суткн, работа-
работающего с параметрами, близкими к проектами,
7=^0,321) •10-«фЛ7,>2,ь 1/ л—j^
cp
Lz
B.1)
ТАБЛИЦА 2.1
Рекомендуемая форма ведения гидравлического расчета газопровода
„я гало»Р<
'
КС.
81,7
0,41
81,29
38,3
55,5
1,45
ГТ-6-750
8
2
10
39,8
60,0
67
)вода
4- 5
46,0
2 X 1200
40,05
81,29
67
52
54
55,3
50,0
1
1,90
5-6
66,3
2 X 1200
40,65
81,29
52
33
41
50,0
42,0
1
1,90
КС
Урдома
81,29
0,41
80,88
40,9
55,3
1,35
ГТ-6-750
8
2
10
• 38,8
60,0
59
6-7
93,5
2 X 1200
40,44
80,88
59
28
44
55,0
44,0
3,18
1
1,96
7-8
28,9
2 X 1200
38,85
77,70
28
22
25
44,0
40,1
1,10
2
1,96
8-9
15,7
2 X 1200
38,30
76,60
22
20
21
40,1
38,5
2
1,32
КС
Приводимо
76,60
0,37
76,23
37,4
55,3
1,48
ГТ-6-750
8
2
10
41,5
00,0
54
где ф __ коэффициент, учитывающий налпчие в газопроводе подкладных колец
ПР" расстоянии между подкладными кольцами 12 м ф = 0,975, 6 м -- 0,95,
ПР" отсутствии колец — 1; Е — коэффициент эффективности, учитывающий
состояние внутренней поверхности газопровода; для газопровода из новых
РУб без специального внутреннего покрытия Е = 1, эмалирование внутрен-
внутренних поверхности (Е ^> 1) увеличивает пропускную способность газопровода;
~" ппу'П>оннпп диаметр газопровода, мм; р„ и рк — соответственно началь-
, е " «""очное давлеппо газа па расчетном участке, кгс/см2; X — кооффи-
нос"Т Г1|;'Ч'аш;пт1ССК01'0 сопротивления газопровода; Д — отпосительпая плот-
ту ть rn;in (по воздуху); Т?р — средпяя по длине расчетного участка темпг-ра-
Ы« трпнепортируемого газа, °К; L — длина расчетного 5'частт!а, kv: : —
27
средний коэффициент сжимаемости газа. С учетом усредненных м*
ных сопротивлений по трассе % увеличивается на 5%, т. е.
А,==1,05Л,тр, B
где Я,тр — коэффициент гидравлического сопротивления трению.
При квадратичном режиме течения газа и эквивалентной шероховато'
стенкп трубы, равной 0,03 мм,
B
С учетом формул B.2) и B.3) формула B.1) примет вид
Как отмочеао выше, формула B.1), а значит, и формула B.4) справедли:
для квадратичного режима течения газа. Однако в начальный период эксплу
тации при педогрузке газопровода возможен и переходный режим. С учете
отклонения режима течения газа от квадратичного расчетная пропуски*
способность газопровода
где а — коэффициент, учитывающий изменение режима (при квадратично)
режиме а = 1).
Необходимо сначала выполнить предварительный расчет по форму»
B.4), т. о. на квадратичный режим. Затем по графику, приведенному ш
рис. 2.2, проверить режим течения газа. В случае его отклонения от квадра-
квадратичного следует определить а (рис. 2.3) и выполнить расчет но формуле B.5)
При проектировании магистральных газопроводов по формуле B.5)
определяют геометрические параметры расчетного участка, подставляя в нес
значение пропускной способности, рассчитанное предварительно по зави-
зависимости
q = Qr/Ce,bKr), B.6)
где QT — подача газа, млн. мя/год (как правило, величина заданная); 365 —
количество календарных дпей в году; Кг — среднегодовой коэффициент
неравномерности транспорта газа.
Коэффициент неравномерности зависит от характера потребления газа,
степени выравнивания неравномерпости, наличия подземных газовых храпи-
лищ и буферпых 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 следует 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 топлпве подземное хранилище па-
дежпо обеспечивает дополнительную подачу газа. Буферные потребители
выравнивают неравномерность подачи газа по магистральному газопроводу,
так как потребляют газ в тот перпод, когда газоспабжепие других потребите-
потребителей по трассе уменьшается (например, 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-
устанавливают неравнопроходную арматуру, что приводит к уменьшению пропускной
способности газопровода. Последняя, %,
ч-
. пропускная способность газопровода при равнопроходных кранах,
млп- м3/сутки; д' — то же, при^неравнопроходных кранах, млн. м3/сутки;
м'/сутни
5в
10
0,1
0,05
Квадратичный
— р
—г
/
..
—
Переходный
режим |
_
—4——
д,млн. м /сутки
50
10
1,0
0,1
200 400 600 800 1000 D,um
—?"
?^-^-—
^-
?
—If^'
1
** -~
^—^
-^
' 1
0,9В 0,97 0,98 0,99 ос
Рис. 2.2. график для определения режима тече- Рис. 2.3. Зависимость поправочного
нин газа [2]. коэффициента а от пропускной спо-
способности и диаметра газопровода
V^p— колффициепт гидравлического сопротивления крана; Я — коэффициент
гидравлического сопротивления газопровода (табл. 2.2).
) — ёкр г Л1
B.8)
где | — коэффициент местного сопротивления крана (табл. 2.3); D — диаметр
газопропода, мм; п — количество кранов на участке; L — длина участка, км.
ТАБЛИЦА 2.2
Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода
•Dy. MM
?Г)(Ю
7оо
800
^ Лу, мм
0,01090
0.01035
0,01000
. 1000
1200
1400
i.
0,00959
0,00926
0,00897
Dy, мм
1600
2000
2500
0.00873
0,00835
0.00798
29
ТАБЛИЦА 2.3
Коэффициент местного сопротивления пробочных
кранов, устанавливаемых на газопроводах
из труб различного диаметра
Ву, мм
Газопровод
500
700
800
1000
1000
Кран
500
700
700
700
1000
(шаровой)
Е
2,3
3,9
8,8
12,7
2,5
§ 2.3. Определение основных
параметров газопровода
Диаметр газопровода. Для упрощения расчетов в формулу B.5) следует
ввести условный коэффициент
дг
ср •
1,64а о 5,г
B.9)
'л " J?
«с»
- С? tf
KSi
108
159
219
273
325
377
426
530
630
720
820
920
1020
1220
1420
1620
1820
2020
2520
4
2558
300
56
5
2843
332
16,42
6,56
6
345
58,5
3,08
1,62
0,498
7
61,19
19,50
7,06
0,508
0,203
8
64,4
20,4
7,24
0,52
0,206
0,1
0,0502
9
3,325
1,707
0,21
0,1016
0,0508
in
0,103
0,0515
0,03
0,0161
0,00625
И
0,1046
0,0522
0,0163
0,00631
12
0,0165
0,00637
13
0,053
0,00642
30
С учетом формулы B.9) (при ф, а и Е, равных 1)
/ т, z
B.10)
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 B.10), приведспной
к виду •
B.11)
Получив значение К,Тпо 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
отлпчпы от принятых в табл. 2.4, то необходимо выполнить корректировку
коэффициента К.
Пример. Определить К для газопровода из труб 720 х 8
при транспорте газа с относительной плотностью Л = 0,57
при 293° К.
Решение. Для газопровода 720 X 8 при транспорто газа
с относительной плотностью Д = 0,6 при 288° К зпачоние
К = 0,1 (см. табл. 2.4). Скорректированное значение К' —
= 0,1- 0,57- 293/@,6- 288) = 0,0967.
ТАБЛИЦА 2.4
Значения условного коэффициента К
Толщина стойки
14
0,0168
15
0,0000
0,00291
трубы, MS
17
0,00295
0,00147
i
19
0,001485
0,0008
20
0,00302
0,00149
0,000462
21
0,00081
22
0,0015
0,000407
24
0,00313
0,000823
0,000472
20
0,000147
При определении пропускной способности участка газопровода с извее
ными параметрами следует сначала выбрать значение коэффициента А'
табл. 2.4, а затем выполнить расчет по формуле B.10).
Шаг КС. Расстановку КС на газопроводе осуществляют исходя из обес-
обеспечения необходимого давления на входе в КС для работы газопсрекачива-1
ющих агрегатов (ГПА) в номинальном режиме. Оценку необходимого давления
на всасывающем тракте КС проводят иа условия установки ГПА с различными
степенями сжатия. Так, при подачо 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-
газопроводу более 5,0 млрд. м3/год па КС целесообразна установка центробеж-
центробежных 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 поминальном
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=Рпс + Ар'- B.12)
При известном перепаде давления па расчетном участке расстояние между
КС, км,
qizK
B.13)
Количество рабочих ГПА на КС определяется в соответствии с их номи-
номинальной подачей (табл. 2.5).
ТАБЛИЦА 2.5
Основные параметры ГПА, используемых на КС
Тип
(завод-изготовитель)
СТД-4000-2 (Энерго-
мат)
ГТН-6 (УТМЗ)
ГТН-6 (УТМЗ)
ГТК-10-4 (НЗЛ)
ГТК-10-4 (НЗЛ)
ГТК-16 (УТМЗ)
ГТК-16 (УТМЗ)
ГТН-16 (УТМЗ)
ГТН-16 (УТМЗ)
ГТН-16 (УТМЗ)
ГТН-25 (НЗЛ)
ГПА-Ц-6,3 с авиацноп-
пнм двигателем
НК-12СГ
Рабочее
давление,
кгс'см*
56
56
76
56
76
56
76
76
76
76
76
56
Марка
нагнетателя
280-12-7
Н-6-56
Н-6-76
520-12-1
370-18-1
Н-16-56
Н-16-76
Н-16-76/1.25
Н-16-76/1.37
Н-16-76/1.44
650-21-2
—
Номинальные значения ;
Подача,
млн.
м'/сутки
11
20
19
29
37
52
52
52
40
32
53
10
Примечание. УТМЗ —Уральский турбомоторпып яанп^
•:01!п, НЗЛ —Невский машиностроительным завод им.
Степень
сжатия
1,25
1,23
1,23
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,37
1,44
1,44
1,45
им. К. Е
В. И. Ленина.
Мощ-
Мощность,
Мет
4
6
6
10
10
16
16
16
16
16
25
6
. Вороши-
§ 2.4. Расход газа
на собственные нужды КС
]; зависимости от расходуемой мощности газотурбинной установки (ГТУ)
п ее и. п. Д. расход гала на собственные пужды КС
860Л'Раг» • 24
vp. нт1гТУ
B.14)
где -Vpm-) — расходуемая мощность, квт; Qp_ „ — низщая теплота сгорания
ггш. икал/м3; т)гту — к. п. д. ГТУ.
В табл. 2.G даны расходы газа на собственные нужды ГТУ, подсчитанные
по формуле B.14), в зависимости от к. п. д. агрегатов.
ТАБЛИЦА 2.6
Расход газа на собственные пужды, млн. м3/суткв
Тип
агрегата
ГТ-6-750
ГТК-10
ГТК-10
ГТК-25
К. п. д.
0,23
0,28
0,25
0,3
Сжатие
одноступенчатое
0,065
0,080
0,160
двухступенчатое
0,13
0,17
0,32
0,23
трехступенчатое
0,19
0,26
0,50
§ 2.5. Совместная работа нескольких
газопроводов и газопроводов с лупингами
Транспорт большого объема газа осуществляется по многонпточной газо-
транснортпон системе, состоящей из нескольких параллельно уложеппых
газопроводов. При одинаковом рабочем даплеппи в газопроводах последние
соединен!.: между собой нереммчками, что обеспечивает работу всех ниток
в одном гидравлическом режиме. Наличие перемычек позволяет изменять
схемы гпзонрредачп и обеспечивать ремонтпо-посстппоннтельные работы,
отключки .-пинь требуемый участок. Тем самым уменьшается объем стравлива-
стравливаемого до начала работ газа и сохраняется надежность газоснабжения потре-
потребителей.
Объем газа, стравливаемого через свечу для опорожпенпя газопровода, м3,
F--=-
срС 1,033
B.15)
где 7'„,, — средняя температура стравливаемого газа, °К»
1!|'('Мя опорожнент1я участка газопровода можно определять но номо-
номограмме (риг. 2.4). При зпачепиях т, oi.-шчш.гх от приведенных на рис. 2.4,
время опорожнения
т' = т-^- B.16)
гдет —
сечении.
- время опорожпеппя газопровода при т = 0,4; т' — повое отношение
Пример. Опргде.пгп, нремя опорожнения участка газо-
газопровода длиной 6 км из трлб 1020 х 11 при диаметре продувоч-
продувочной свечи 219 х 7, отпоиюшш рабочего сечения крапа, устано-
установленного па продувочной свече, к сечению продувочной свечи
т — 0,6 и среднем давлешти газа па участке 52 кгс/см2.
3 Заказ 156 33
Решение. Отношение внутреннего диаметра магистральног
газопровода к внутреннему диаметру продувочной спечи Dmi/dm=s
— A020 — 22)/B19 — 14) = 5. По номограмме на рис. 2.
с учетом условий примера определяем (линия абвг), что т =
= 92 мин.
Гидравлический расчет мпогониточного газопровода сводится к расчетз
одной нитки. При одинаковых диаметрах газопроводов пропускная способ-
способность расчетной нитки газопровода определяется как частное от делепия-обще!
пропускпой способности системы на количество ниток.
р. "г с/с и' i
Рис. 2.4. Номограаша для определенен времени опорожнения газопровода (для
метана при.средней температуре Гс =? 288° К).
J?RH—внутренний диаметр газопровода, мл; dBII — внутренний диаметр продувоч-
продувочной свечи, мм; L— длина участка газопровода, км; р — давление газа, кгс/ом»; т —
время опорожнения газопровода, мин.
Время опорожнения указано для двух типов запорных кранов: при отношениях
т рабочего сечения крана к епчению продувочной свечи, равных 0,4 (шкала I) и
0,0 (шкала II).
Для определения пропускпой способности расчетпои нитки мпогониточ-!
ного газопровода, состоящего из ниток разного диаметра (при одинаковых
параметрах и физических свойствах транспортируемого газа), применяется
коэффициент расхода Кр (табл. 2.7)
B.17)
где <?i — пропускная способность [одной нитки газопровода, млн. м3/сутки;
$з — то же, другой нитки; L),, jD2 '— соответственно диаметры ниток.
Для газопровода, состоящего из нескольких ниток одинаковой длины,
B 18)
где К
Pi'
К
Pi'
— коэффициенты расхода отдельных ниток»
ТАБЛИЦА 2.7
Коэффициент расхода Ар
Диаметр газо-
газопровода Dy, им
300
350
400
500
700
800
1000
р
0,050
0,073
0,098
0,180
0,400
0,570
1,000
Диаметр газо-
газопровода Dy, мм
1200
1400
1600
1800
2000
2500
к„
р
1,600
2,350
3,310
4.480
5,920
10,500
Примечание. Таблица составлена при условии, что относитель-
относительный расход по газопроводу из труб 1)у=1000 мы принят ранным еди-
единице.
Для одяониточного газопровода, состоящего из п участков разного
диаметра,
B.19)
Количество газа, перекачиваемое по любой нитке системы газопроводов
. + KPn), B.20)
где <?огцц — количество газа, перекачиваемое по всей системе газопроводов,
млн. м3/сутки; KPl — коэффициент расхода расчетной нитки; Kpi, K?i, KPn —
коэффициенты расхода остальных ниток, входящих в систему газопровода.
Пример. Определить давление газа в конце участка
многониточной системы газопроводов длиной 100 км, состоящей
из труб Dy = 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-
распределится 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-
определить количество газа, перекачиваемое по этой нитке. Количество
газа, транспортируемого по трубе Dy = 700 мм, по формуле
B.20) <?700 = 40- 10в.0,4/@,18 + 0,4+ 0,57) = 13,9-106 мусутки,
где 0,4 — коэффициент расхода для трубы Dy= 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
B.12) для каждого газопровода. При правильном распределении
потока газа по ниткам газопровода давления газа в конце каж-
^ дого газопровода будут равны.
«ляио»18"' ^ дапы соотношения пропускной способности труб различных
№аметров, что упрощает расчет.
3' 35
S3
108
159
219
273
325
377
426
530
630
720
820
920
1020
1220
1420
1620
1820
2020
2520
15»
0,34
1,00
2,31
4,27
219
0,15
0,43
1,00
1,85
2,92
4,27
5,73
273
0,08
0,23
0,54
1,00
1,59
2,31
3,10
5,68
325
0,05
0,15
0,34
0,63
1,00
1,46
1,90
3,59
5,68
8,10
377
0,04
0,10
0,24
0,43
0,69
1,00
1,34
2,47
3,89
5,55
426
0,08
0,17
0,32
0,51
0,74
1,00
1,83
2,90
4,13
5,80
7,55
10,20
530
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
сзо
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
газопропода является укладка лудингов. На практике встречаются различ-
различные задачи, связанные с необходимостью обеспечения нормального режима
работы существующей КС. Решение таких задач связано с укладкой лупинга.
Длина лупинга к однопиточноиу газопроводу из труб того жо диаметра, про-
. кладываемого для повышения давления в конце расчетного участка, км,
4 (
B.21)
Пропускная способность участка газопровода, млн. м3/сутки, при соору-
сооружении лупинга длиной Ln из труб того же диаметра, что и основная нитка
газопровода, при сохрапешш того же давления в конце участка, что и до
укладки луппнга,
<?1=2д/У4-ЗЛл/Л. B.22)
Длина лупипга к дпухпиточпому газопроводу из труб того же диаметра
при увеличении пропускной способности q до заданного значения и при сохра-
сохранении постоянного давления в копцо участка газопровода
B.23)
36
ТАБЛИЦА 2.8
Соотношение пропускной способности труб разных диаметров
ТРУПЫ, ММ
0,0
0,08
0,12
0,18
0,24
0,44
0,70
1,00
1,40
1,83
2,48
3,(ifi
5.82
820
0,06
0,09
0,13
0,17
0,32
0,50
0,71
1,00
1,30
1,77
2,82
4,15
5,84
920
0,07
0,09
0,13
0,24
0,39
0,55
0,77
1,00
1,36
2,17
3,19
4,55
6,08
8,00
1020
0,05
0,07
0,09
0,18
0,28
0,40
0,57
0,74
1,00
1,60
2,35
3,31
4,48
5,92
10,50
1220
0,06
0,11
0,18
0,25
0,35
0,46
0,62
1,00
147
2,07
2,80
3,70
6,60
1420
0,07
0,12
0,17
0,24
0,31
0,43
0,68
1,00
1,41
1,91
2,51
4,48
1620
0,05
0,08
0,12
0,17
0,22
0,30
0,48
0,71
1,00
1,36
1,79
3,18
1820
0,04
0,06
0,09
0,13
0,16
0,22
0,36
0,52
0,74
1,00
1,32
2,35
202A
0,05
0,07
0,09
0,13
0,20
0,27
0,40
0,56
0,76
1,00
1,78
25 20
0,04
0,05
0,07
0,10
0,15
0,22
0,31
0,43
0,56
1,00
Д тппа луиинга из труб заданного диаметра к однониточпому газопроводу
Чиаметр которого отличен от диаметра принимаемого лупипга,
B.24)
гд|- Л', и Кг — условные коэффициенты, принимаемые соответственно для
Лип\:<>тра магистрального газопровода и луппнга.
§ 2.7. Скорость движения
газа в трубопроводе
Скорость движения газа в трубопроводе, м/сек,
ш =0,01247
B.25)
Vic О
ЯНН и ,
'''<>чной
расход газа, м3/ч; z — коэффициент сжимаемости; ГСр—средняя чем-
ра транспортируемого газа, °К; D — диаметр газопровода, см; />с,, —
по в газопроводе, кгс/см2.
?огтлточноГг точностью скорость движения газа может быть онределопа
!>i рамме (рис. 2.5). Для этого следует соединить точки на шкалах данле-
'шамстра линией аб, а затем точки на шкалах подачи газа и промежу-
(/) линией в». Пересечение линии вг со шкалой скорости дает искомую
37
п,тыс м3/ч
50г-
Рис. 2.5. Номограмма для определения скорости движения газа в магис-
магистральном газопроводе
fit
точку д значения скорости. Например, если задаться давлением 45 кгс/см2,
диаметром 100 см, подачей 1250 тыс. м3/ч, то по номограмме скорость движе-
движения газа равна 9,8 м/сек. Расчет по формуле дает близкий результат (ири
Гср = 313° К и г = 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-
транспортируемого газа (формула ПТухова), °К,
(-62,8hT7JL \
Та 9-10 с „Л I . /п Ofi\
<7-10«срД
гдо ТГр — температура грунта, °К; Г„— температура газа н начале участка,
'К; D — наружпмй диаметр газопровода, мм; L — длина расчетного участка,
2,0
1,0
о
2,0
1,0
2,0
1,0
? гр
6
--—
-/
J
д
^
^—m
.
Ч
-3
0,1 0,2 0,3
г
^4
.
^——
?—1
—2
—3
е
—2
0,1 0,2 0,3 со
Рж>. 2.6. Кривые яла определения воэффициента теплопро-
теплопроводности грунта Я,гр.
а — талый песок; б — мерзлый песок; « — талая супесь; г —
мерзлая супесь; 9 — талые суглинки; в — мерзлые суглинки.
Объемная масса грунта, кг/м8: 1 — 1800, 2 — 1600, з —
1400, < —1200.
:<м; Д — относительная плотность газа; кт — коэффициент теплопередачи
от газа в грунт, ккал/(мг-ч-°С); ср — теплоемкость газа, ккал/(кг- °С); е —
основание натурального логарифма B,718).
Температура газа в любой точке подземного газопровода, °К,
н " . B.27)
Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду принимается
учетом местных условий укладки газопровода (теплопередача от газа к стенке
39
К,ккал/(м2ч°С)
в
3,0
трубы п в металле трубы по учитывается). При подземной укладке газопро-
газопровода коэффициент теплопередачи от газа в грунт определяется в зависимости
от теплопроводности грунтов, поэтому
необходимо зпать объемную массу и
влажность грунтов в зоне укладки газо-
газопровода. Располагая этими данными, по
графику па рис. 2.6 легко определить
коэффициент теплопроводности Xrp- Гра-
График построен для талых и мерзлых грун-
грунтов, состоящих из песков, супесей и су-
глипков с относительной влажностью со
от 0,1 до 0,3.
В зависимости от коэффициента теп-
теплопроводности грунта ЯГр и глубнтш h
2,0
1
0,51,01,5 0,5 1,01,5 0,5 1,01,5 0,51,01,5 0,51,01,5 0,5 1,01,5 0,51,01,5 h,n
Рис 2.7. График для определении коэффициента теплопередачи *т для заглубленного тру-
трубопровода о Dy= 500 (а), 700 (б), 1000 (в), 1400 (г), 1600 (Э), 2000 (et и 2500 мм (ж).
Коэффициент теплопроводности грунта А,г_, ккал/(м- ч- °С): 1—2,0, г — 1,5, 3 — 1,0,
4 — 0,5.
заложепия газопровода по графику (рис. 2.7) можно определить коэффициент
кт для газопроводов диаметром от 500 до 2500 мм.
При надземной укладке газопровода на опорах температуру газа также
ыожпо определять по формуле Шухова, но с учетом температуры наружного
воздуха. Коэффициент теплопередачи в окружающую среду в этом случае
3720
[1+0,0035 (Ts—273)J [со, (Г5+123,6)]о.8, B.28)
где и>в — скорость ветра в расчетный период в районе прохождения трассы
газопровода, м/сек; определяется по СНпП И—А.6—62 или «Справочнику
по климату СССР»; 7"s — средняя по длине участка газопровода температура
окружающей среды в расчетпый период, °К (летом, зимой или в конкретный
месяц года).
В зависимости от времени года средняя по длине участка газопровода
температура окружающей среды
' в ср. год"
Т
'•« в.
ср. год
4-
-г
-«год
или
0,137т
х % ср. мес — ^ в. ср. мес~г д. /1год>
B.29)
B.30)
где ?'п. ср. год — среднегодовая, Гв< Ср. мес—среднемесячная температура воз-
воздуха, °К; Лгод—годовая солнечная радиация, ккал/(см2тод); при окраске
40
газопровода в светлые тона значение Лгод уменьшается в два раза; кт— коэф-
коэффициент теплопередачи от газа во внешнюю среду, ккал/(м2-ч- °С); т — отно-
отношение месячной прямой радиации к годовой сумме, %.
§ 2.9. Этапы развития газопровода
Оптимальную схему транспорта газа выбирают па перспективную задап-
ную подачу газа, соответствующую полному развитию газопровода. В соот-
соответствии с планом развития газового промысла намечают объем подачи газа
в газопровод по годам, что и определяет этапы развития газопровода. Гидравли-
Гидравлическим расчетом па заданную подачу для каждого этапа сооружения газопро-
газопровода определяют технологическую схему транспорта газа, близкую по технико-
экономическим показателям к оптимальной или оптимальную. Иногда на
начальных этапах эксплуатации газопровода принимают такую технологи-
технологическую схему, которая не обеспечивает минимум приведенных затрат, т. с.
схема транспорта газа на каком-то этапе эксплуатации газопровода по яв-
является оптимальной. Однако но мере паращнвапия подачи с доведением со
до заданной технологическая схема транспорта газа при полном развитии
подходит к оптимуму.
В практике сооружения газопроводов начальный период их эксплуатации
является бескомпрессорпым: строительство п ввод КС отстают от строитель-
строительства п ввода линейной части газопровода. В этот период пропускная способ-
способность газопровода зависит как от геометрических параметров самого газопро-
газопровода, так и от возможного перепада давления в начале и конце газопровода.
При недогрузке газопровода возможен переходный режим течеппя газа.
В этом случае коэффициент сопротивления трения ^,тр находится в функцио-
функциональной зависимости от критерия Реппольдса и от относительной шерохо-
шероховатости:
где К-з — эквивалептпая шероховатость внутренней поверхности трубы,
равная 0,03 мм.
Поэтому при гидравлическом расчете газопровода па пусковой период
следует учитывать особенности режима течения, чтобы правильно определить
ожидаемое давление газа па входо в ГРС потребителей газа. В соответствии
С планом поставки ГПА на КС данного газопровода намечается очередной
этап ввода газопровода с использованном намеченного к поставке оборудова-
оборудования. В результате сравнения нескольких вариантов гидравлического расчета
О различным размещением КС выбирают тот, который обеспечивает
ТАБЛИЦА 2.9
Изменение пропускной способности в зависимости от количества
сооружаемых КС и схемы их сооружения
Коли честно
сооружае-
сооружаемых КГ,
'«
100
50
33
25
20
Схема сооружения КС
Сооружаются все КС
Сооружается каждая вторая
Сооружается каждая третья
Сооружается каждая четвертая
Сооружается каждая пятая
Пропускная
способность
магистраль-
магистрального
гааопропода.
100
71
58
50
45
максимальную пропуекную способность газопрввода с полным использовг
пием установленной мощности КС.
В соответствии с этапом развития относительная пропускная способном
магистрального газопровода меняется (табл. 2.9). Увеличение пропускно
способности газопровода находится в прямой зависимости от увеличения уси
новленной мощности, т. е. от количества сооружаемых КС и ввода ГШ
Поэтому этапы^развнтия газопровода согласуются со сроками поставки] ГП./
$ 2.10. Охлаждение газа на К<
Транспорт больших потоков газа по трубопроводам диаметром 1200-
1400 мм характеризуется низкой теплоотдачей в окружающую среду. Теши
возникающее при компримировании, сохраняется в газовом потоке. Если i
предусмотреть охлаждения газа на КС, то вследствие незначительного умен]
шения температуры газа на участке будут расти температурный потенциа:
ухудшаться режим работы КС, непроизводительно расходоваться установле]
пая мощность, увеличиваться расходы газа па собственные нужды ТТЪ
Кроме того, изоляция, наносимая на газопровод для предотвращения корр«
зии стенок труб, рассчитана на определенную температуру размягчени
мастики, и превышение этой температуры недопустимо. Применение охлажд!
ния компримируемого газа до 40—50° С улучшает режим эксплуатации rasi
провода и КС, создает нормальный режим для изоляционного покрытия газе
провода и способствует некоторому увеличению пропускной способное!
газопровода.
Существенного увеличения пропускной способности газопровода можи
достигнуть более глубоким охлаждением газа при сооружепии на газопровор
специальных холодильных установок. Проблеме транспорта охлажденног
газа в настоящее время уделяется большое внимание.
При расчете газопровода на прочность учитывается допустимый для дар
ного газопровода температурный перепад от температуры наружного воздух
в период сварки последнего стыка до максимально возможной температур!
газа в летний период. Допустимый температурный перепад определяете,
по формулам ВНИИСТ. Как правило, для газопроводов из труб Dy — 1200 ч
-5- 1400 мм расчетный температурный перепад составляет около 60° С, поэтом
в центральных районах страны достаточно охлаждение гаяа до 40—50° С
считая что монтаж осуществляется при температуре наружного воздух
—20 -т- —10° С. На КС газопроводов, прокладываемых в зоне распростраш
ния многолетнемерзлых грунтов, осуществляется более глубокое охлаждепи
газа, так как при подземной укладке газопровода среднегодовая температур
газа не должна превышать среднегодового значения температуры грунта
§ 2.11. Основные параметры
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов
К основным параметрам магистрального нефте- и нефтепродуктопровод;
относятся подача, диаметр, пропускная способность, рабочее давление н
НПС, их количество и расстояния между ними. В зависимости от диаметр
трубопровода магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяю
на четыре класса:
I класс Условный диаметр «выше 1000 ми
II класс От 1000 до 500
III класс Менее 500 до 300
IV класо Менее 300
Расчетную подачу принимают на основании задания на проектирование
составленного в соответствии со схемой развития трубопроводов, а по крупны!
и сложным магистральным трубопроводам также па основе утвержденноп
ТЭО, которое должно являться состаппой частью задаппя. Подача трубопро
42
иода определяет планируемый объем перекачки пофти или нефтепродуктов
и заданном направлении. По ней выполняются пыбор диаметра трубопровода,
осцонпого насосного оборудования, качественной (но допускаемому давлению)
характеристики труб, определяется количество НПС, требуемое для перекачки
чадяппого объема нефти или нефтепродуктов, п предварительно намечаются
пункты их размещения по трассе трубопровода.
" После выбора с учетом реальных местных условий площадок для строи-
строительства НПС и уточнения трассы последующим расчетом выявляется пропуск-
пропускная способность трубопровода при полном числе НПС, определяющая факти-
фактически возможный объем перекачки нефти или нефтепродуктов. Пропускная
способность должна определяться также по этапам ввода в действие НПС,
прнпимпомым с учетом планируемого роста подачи нефти или нефтепродуктов
в заданием направлении. Увеличение пропускной способности трубопровода
путом поэтапного ввода НПС более рационально осуществлять при пх четном
числе, позволяющем увеличивать объем перекачки в одинаковом размере по
всему трубопроводу. Наибольшая эффективность достигается прп количестве
НПС. кратном четырем, при котором удвоение их числа позволяет увеличи-
Гть пропускную способность трубопровода на всем протяжении примерно
1.Г) раза.
Расчетная удельная (суточная или часовая) подача нефти илп нефтепро-
нефтепродуктом по магистральному трубопроводу числеппо равна заданной годовой
подачо, деленной на расчетное время работы трубопровода в течение года,
которое с учетом остановки на ремонты должно приниматься равным 350 дпям
или 8400 ч. Суточная подача, т/сутки,
часовая подача, м3/ч,
?<7сУт=<?/350;
= «?/(8400р),
B.32)
B.33)
где Q — заданная годовая подача, т/год; р — плотпость'нефти или нефтепро-
нефтепродукта, т/м3.
Расчетпая суточная подача должна быть обеспечена в холодпое время
года.
Выбор наивыгоднейшего диаметра трубопровода решается путем сопоста-
сопоставления нескольких вариантов экономических расчетов, составленных пв
укрупненным показателям для различных конкурирующих диаметров. Число
таких вариаптов должно быть не менее трех. При выборе оптимальных пара-
метроп можно руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.10 и 2.11.
ТАБЛИЦА-. 2.10
Показатели трубопроводов
Нефтепроводы
Няггужпый
диабет]!, мм
;'.30
E30
720
820
020
1020
1220
Рабочее
давление.
иге/см1
54-65
52—62
50-60
48—58
46—56
46—56
44-54
Подача,
млн. т/год
6-8
10—12
14-18
22—26
32—36
42-50
70-78
Иефтепродуктопроводы
Наружный
диаметр, мм
219
273
325
377
426
530
Рабочее
давление..
кгс/см"
90—100
75—85
67—75
55-65
55-65
55—65
Подача,
МЛН. Т/ГОД
0,7-0,9
1,3-1,6
1,8-2,2
2,5—3,2
3,5-4,8
6,5-8,5
Примечания. 1. Оптимальные параметры определены для труб с пределом
черкп " иге/мм». 2. Приведенные данные не исключают поверочного техпико-окономи-
ького расчета трбоода л ой й
черкп / рд д перочг техпикоокономи
ького расчета трубопровода для заданной нагрузки с учетом конкретных условий его
iJuiiTe.ibCTBa и эксплуатации. Указанный расчет обязателен для выбора диаметра трубо-
v «ода, если заданная подача выходит за пределы рекомендуемых величин.
43
ТАБЛИЦА 2.11
Рекомендуемые скорости движения нефти и нефтепродукта
п магистральных трубопроводах
Диаметр трубо-
трубопровода, мм
219
273
325
377
42E
530
Скорость дни-
1СМ1И1, м/cei:
1,0
1,0
1,1
1,1
1.2
1,3 "
Диаметр труОо-
и провода, мм
;: 630
,i 720
820
г 920
•1 1020
1220
Скорость дви-
движения, М/СРК
1,4
1,0
1,9
2,1
2,3
2,7
Диаметр трубопровода, м,
D = 0,0188 Vq4uC/iv, B.34)
где w — скорость движения жидкости, м/сек, ориентировочно принимаемая
по табл. 2.11.
Полученный диаметр приводится в соответствие с сортаментом труб, вы-
выпускаемых промышленностью. Подбираются дополнительно два ближайших
диаметра .D, и Л2, которые удовлетворяют неравенству D, <; D < D2. По каж-
каждому вариапту производится полный гидравлический расчет и определяются
все основные параметры трубопровода. По выявлешшм основным параметрам
конкурирующих диаметров трубопровода производятся технико-экономиче-
технико-экономические расчеты капитальных вложений па строительство, эксплуатационных
расходов и определяются приведенные затраты. Диаметр трубопровода, соот-
соответствующий мпппмальпым приведенным затратам, является оптимальным.
§ 2.12. Методика гидравлического расчета
магистрального трубопровода
Перекачка одного сорта нефти или нефтепродукта. Гидравлическим
расчетом магистрального трубопровода определяют его пропускную способ-
способность, число НПС, давление па станциях, папор основных магистральных
насосов. Одновременно с гидравлическим расчетом выбирают насосное обору-
доваппе НПС. 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-
кинематическая вязкость, плотность) (табл. 2.12, [14]).
Температуру и вязкость нефти в нефтепроводе принимают с учетом на-
начальной температуры нефти па головной стапцшг, а также тепловыделений
в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в групт в хо-
холодное время года. Температуру нефтепродуктов принимают равной темпера-
температуре грунта па уровне оси трубопровода в холодное время года.
Число НПС магистральных трубопроводов
B.35)
где i — гидравлический уклоп п трубопроводе, м/км; L — длина трубопро-
трубопровода, а при наличии перевальпои точки — расстояппо до псе, км; &Z — раз-
разность отметок пачала п конца трубопровода, м; Нр — расчетное давление
п магистральном трубопроводе, соответствующее- несущей способности труб,
я гт. жидкости; ДЛ — дополнительный напор, слагаемый пз потерь в комму-
коммуникациях станций и величины передаваемого давления, требуемого для
обеспечения работы основных насосов без кавитации, м. ст. жидкости.
Гидравлический уклоп в трубопроводе, м/км,
t^Y'W* B'30)
. j,- /. -- коэффициент гидравлического сопротивления; d — внутренний диа-
м!1" |i трубоцроиода, м; w — скорость движения жидкости в трубопроводе
у, ,vu: '} -• ускорение свободного падения, равное 9.81 м/сек2.
1,'о;|ффнциеит гндраплического сопротивления зависит от режима движе-
движении :к;!дкости по трубопроводу, который в свою очередь определяется крите-
|чг, м 1'ийполъдса Re = wd/v (v — кинематическая вязкость перекачиваемой
•/км.чкнстн, м2/сек).
Коэффициент гидравлического сопротивления: при Re ==: 2040, характо-
|-ч.'!ующем ламинарный режим движения жидкости, X — 64/Ro; при 2040 <;
< R° <С 2800, характеризующем переходный режим от ламинарного к турбу-
турбулентному. X = (O.lGRe — 13)- Ю-4; при Re L> 2800, характеризующих тур-
<'"."рентный режим движения жидкости, но формулам, приведенным в табл.2.13,
и .мтиснмости от предельных значений критерия Рейнольдса.
Дополнительный напор Ah в формуле B.35) следует прнпнмать но
?ьм'.ч. 12.14. По полученному расчетом гидравлическому уклону расстановка
1ПГС производится графически иа сжатом профиле трассы с последующе!!
аналитической проверкой. При расстановке станций необходимо стремиться
к нояможно более равномерному распределению давлений по всем станциям
трубопровода при одновременном соблюдении требований о расположении
1111С на площадках с благоприятными геологическими условиями, а также
иоаможпо ближе к населеппым пунктам, железным и шоссейным дорогам,
источникам энергоспабя;епия л водоснабжения.
После уточнения расположения НПС дополнительным расчетом уточ-
уточняются требуемое давление и величины дпфферепцпальпого папора основных
насосных агрегатов по станциям. При атом расчеты должны производиться
но участкам трубопровода с построением совмещенных характеристик участ-
участков трубопроводов и насосов соответствующих им НПС. Требуемое давление
иа станции за регулятором давления, м ст. жидкости, при|работе на^следу-
на^следующую промежуточную станцию
м ст ' -^ ~г L^ "т"" наг-f" "нс ~г Н я, \Л.о/)
где йнпг — потерп папора в трубопроводе дайной станции от регуляторов
даплепия до магистрального трубопровода, м ст. жидкости; hBt — потери
пппора в трубопроводах последующей станции от магистрального трубопро-
чода до входного патрубка первого основного насоса, м ст. жидкости; IIs —
подпор к основному насосу, обеспечивающий бескавитационную работу,
определяемый расчетом его всасывающей способности, исходя из каталожпых
данных по допустимому кавитационному запасу, вязкости и упругости паров
перекачиваемой жидкости, а также абсолютной отметки установки насоса,
м ст. жидкости; при работе па перевальную точку
B.38)
где /у — длина трубопровода от станции до перевальной точки, км; 10 —
запас напора на перевальную точку, м ст» жидкости; при работе на емкость
следующей станции
/7CT.= iL-t AZ-f-W + ft + AZp, B.39)
где k — потери паиора во впетпнпх технологических трубопроводах станции
емкостью от магистрального трубопровода до наиболее удаленпого
45
Нефтедобывающий район
Относительная плот-
плотность при 20° С |>ю
Коми АССР
Пермская область
Удмуртская АССР
Башкирская АССР
Татарская АССР
Куйбышевская область
Оренбургская область
Саратовская область
Волгоградская область
Астраханская область и Калмыцкая АССР
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
Северные районы евроиене]
0,8225—0,8490
0,8022—0,9596
0,8535-0,9213
0,8460-0,9181
0,8460—0,9100
Среднее и Ншю
0,7904-0,8820
0,8088-0,9331
0,8195—0,8465
0,7980—0,9233
0,7628—0,8787
Кавказ и западные pafioj
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
Восточш,
0,8126-0,9083
0,8148-0,8893
0,8580
0,8151—0,8998
0,8439-0,8809
Примечав и е. Фпзиио-хпмичсскан характеристика псфтеП, подлежащих прреиач!
ТАБЛИЦА 2.12
Характеристика нефтей
Кинематическая
n:iai:'"'Tt>. ест,
иVII ' 20° С
Температура яа-
стыватш, °С
до
Содержание,
парафина
серы
части СССР и Урала
0,20-13,76
4,28-161,80
8,14-163,30
6,70-89,80
8,70—98,30
—10
—13
—20
—21
-30
Поволжье
2,58-27,12
4,27—57,41
5,35-36,27
3,01-163,33
1,39-13,54
9
—15
0
—4
30
европейской части СССР
1,48-203,00
10,41-48,64
3,12-21,36
5,30-11,06 (Vs")
1,00-310,30
351,50 (v3»)
3,21-22,10
13,07-94,22
5,49-8,47
8,93-10,97
20
24
18
29
3
—20
24
14
4
—5
районы СССР
5,44-202,60
1,97-24,83
8,00 (v6;>)
3,94-65,56
4,47-16,64
34
—5
—
—2
-30
-40
-60
-43
-70
-52
-34
- 56
10
- 00
-40
-50
13
—16
4
-54
-25
-34
-29
-10
—60
' -37
4
— 52
—00
1,45-7,90
2,04—10,40
2,70—7,00
2,10— G,80
3,50-5,10
2,90—10,20
1,80- -7,08
0,00—10,40
0,80-8,50
3,80—20,00
0,30-14,70
5,70—25,50
4,00—13,60
6,50- 23,60
0,50—8,30
0,03
1,20—17,50
6,03-9,51
0,40—7,80
4,30—0,17
0,50-20,10
0-4,43
0,45
1,18—3,60
1,70—3,10
0,22-1,11
0,37-3,40
1,90—3,44
1,30-4,53
1,40—3,50
0,20-2,34
? 0,48-4,87
0,24-0,47
0,04-1,07
0,13-1,68
0,07-0,40
0,13-0,25
0,07-0,34
0,03-0,23
0,12-0,00
0,85
0,10-0,70
0,31-1,03
0,02—0,04
0,20—0,22
0.20-1,25
0,07-2,14
0,27
0,17—2,00
0,10—0,30
НО l!f.(J,.:
1 'i' 'И;";!;', упчп,;от:"! в нефтедобышныцоы ь.чГхнс до начала
ТЛПЛ1ЩЛ 2.13
Форму.и.! дли определения коэффициента
гидравлического сопротивления при Re;>2800
Наружный диа-
диаметр труп, мм
108
159
219
273
325
377
420
530
630
720
820
920
1020
1220
. 0,316.1
при Re до
6 000
10 000
13 000
16 000
18 000
28 000
56 000
73 000
90 000
100 000
НО 000
115 000
120 000
125 000
1. П-1-—Ы_
при Re до
400 000
700 000
1 000 000
1 200 000
1 000 000
1 800 000
2 500 000
3 200 000
3 900 000
4 500 000
5 000 000
5 500 000
6 000 000
С 800 000
Коэффициент в
0,0180
0,0164
0,0157
0,0151
0,0147
0,0143
0,0134
0,0130
0,0126
0,0124
0,0123
0,0122
0,0121
0,0120
Примечания. 1. При Re, больших указанных в таблице, коэффициент гидра-
гидравлического 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 420 мм со средней абсолютной
шероховатостью 0,100 мм.
ТЛГ..1ИЦЛ 2.14
Дополнительный напор в зависимости от расчетной удельной подачи
Подача, м>/ч
Mi, .м ст.
жидкости
1250
40
2500
45
3000
50
5000
ГЛ
оо
7000
60
10 000
80
12 00 0
100
ре.черпуара, м ст. жидкости; &ZP — ра;шость отметок максимального ян.~шпа
резервуара и магистрального трубопровода рассматрпвамиш станции
с емкостью, м.
Потери папора во внешних технологических трубопроводах Т1ПС, м ст.
жидкости,
fc--/jTp-;-ftM. C + AZ-,- Лек, B.40)
где Л1р— потери иапора па трепне; /?Mt с — потери папора в местных сопро-
сопротивлениях; hCK — потери скоростного папора.
h-,,t~ iL.
f2.41)
B,12)
где с" - К'^ффпинен!' мст^-ю i «и!»'1 г'г.ичшя для тур-^у чеигиого ;е;ки\1<).
iTpiniitм;!? • чч.1 ?! п'> т»п-|. 2.15 и рис. " 8—2.12: <| — попримичны!'] кипффпциснг
Д.1Я .'lii'-'-iniiiinioi'ii pevKii.'.;;). и|и1ьцм I'^n.iii по [iiic. 2.1.'!, w --- екчросп. и труое
:u> Mi'Ciiii.P: coiii.'O'niD.'ieiiiii'M (m> Ходу жидкости), м/сек.
18
0,2 0/t 0,6 0,8qs/qc
, не. 2.8. Зависимость коэффициента | от
.гшинения уб/<7с для тройника с поворо-
поворотом.
02
1
1 1
0,4 0,6 0,dq6fqc
Рис. 2.0. Зависимость коэффициента | от
отношения i/q/</c для тройника на проход.
О,? (.',(?' Ifiln./Щ
Рис. 2.10. Зависимость коэффи-
коэффициента \ от отношения w.,/wc
для тройника.
I
I
L
—f—
!
a i аё 05 к/д
Рис. 2.11. Завиеимость коэффи-
коэффициента \ от отношения h/O для
прикрытой задвижки.
Рис. 2.12. Зависимость коэф-
коэффициента g от L>, обратно-
обратного клапана.
У
3,0
2,6
2,2
1,8
\
I
s Г
ч
; \
I
s
2
п
_——
^——
200 400 600 800 0у
I
.
—
-—~—
J
L
200 400 600 800 Ю00 '200 1400 1500 1800 20D0 Re
Рис. 2.13. Зависимость коэффициента : от Не при ламинарном
режиме»
;!аказ 156
тлг,.:шцл 2.if.
Коэффициенты местных сопротивлении для турбулентного режим»
Местное сопротивление
Схема
Выход из резервуара
Выход из резервуара через хлопуш-
Отвод крутоизогнутый под 90°
То же, GO0
То жо, 45°
Отвод сварной под 90° при ft/d — 1
То жо, при 11/d = 1,5
То же, под углом 60° при Rid =
= 14-1,5
То же, под углом 45°
Диффузор
Конфузор
Тройник о поворотом
То же
Тройник в поворотом и на проход
То же
Задвижка открытая
То же, прикрытая
Вентиль
Кран
Обратный клапан
Компепсатор сальниковый
То ж"е, линзовый (волнистый)
СП
I -чхь
.._. ...I
0,50
0,85
0,35
0,25
0,15
1,00
0,70
0,55
0,50
0,20
0,10
1,20
Си. рис. 2,8
См. рис. 2.9
См. рис. 2.10
0,15
См. рис. 2.11
3,50
0,10
См. рис. 2.12
0,20
В зависимости
от Dy
по табл. 2.16
Местное сопротивления
Фильтр одвосетчатып для светлых
нефтепродуктов
То ;кг, для нефтей
То н;о, для темных нефтепродуктов
II род
Схема
о л ж о и п о т а б л. 2.15
1,50
2,00
3,00
ТАБЛИЦА 2.16
Коэффициент местного сопротивления g
линзового (волнистого) компенсатора в зависимости от Dy
/.у
i
50
1,7
100
1,6
200
1,6
300
1,8
400
2,1
500
2,3
600
2,5
700
2,7
Суммарный дифференциальный напор рабочих насосных агрегатов НПС,
м ст. жидкости,
B.43)
где /г„ас— потери папора на местные сопротивления от нагнетательпого
патрубка первого насоса до выхода из регуляторов давления, м ст. жидкости;
^подп— передаваемый напор с предыдущей станции на всасывание первого
насоса, значение которого должно быть не менее требуомого для боскавпта-
цпоипой работы насоса, м ст. жидкости.
При передаче подпора с перевальной точки
? AZ — il—Л„с + 10, B.44)
где SZ — разность отметок перевальной точки п данной стапции, м; 2 — длина
трубопровода от перевальной точки до данной станции, км.
Если расчетный дифференциальный напор станции меньше папора, созда-
создаваемого выбранными пасосамп, то во избежание пепроизводительпых затрат
па гашение избыточного напора станции необходимо применить обрезку
рабочих колес насосов. При последовательном соединении дифференциальный
папор каждого насоса определяется делением суммарного дифференциаль-
дифференциальною напора НПС на число рабочих насосных агрегатов; при параллельном
соединении равен суммарному дифференциальному напору НПС.
Последовательная перекачка. Добываемые нефти в одном и том же районе
нефти иногда имеют разные технические характеристики, по которым не всегда
допустимо их смешение при приеме с промыслов и перекачке потребителям.
Р этом случае требуется организация раздельной последовательной пере-
перекачки нефтей по одному трубопроводу с соблюдением требований по сохране-
сохранению качества в пределах, установлеппых техническими нормами. При пере-
перекачке нескольких нефтепродуктов в одном направлении должна предусма-
предусматриваться перекачка их последовательно по одному магистральному нефтепро-
нефтепродукт* щроподу с минимальным попижением их качества.
Последовательную перекачку пефтей и нефтепродуктов следует вести
с применением разделителей, предусматривая для их пуска и приема па НПС
соответствующие устройства. Допускается последовательная перекачка при
непосредственном контакте до окончательной ироверки работы разделителей
в практических условиях эксплуатации. При отом могут применяться буфер-
партии вспомогательного нефтепродукта, близкого по технической
4* 51
характеристике к основным нефтепродуктам пли другой жидкости, если вто
пыиываотся необходимостью осущестплстшя контроля последовательной
лорокачки или зкопомически целесообразно для сокращения потерь от сме-
смешения. Число циклов последовательно]! перекачки определяется техпнко-
;>к1!цомическим11 расчетами. Прп проведении предварительных расчетов
рекомендуется принимать от 52 до 72 циклов в год для нефтепроводов и от
2'\ 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-
трубопроводов, для чего па них устанавливаются аппаратура автоматического прррклю-
че.пня реяррвупров для разделения смеси и необходимые резервуары. Объем
их определяется количеством смоги, поступающей па один цикл перекачни.
Для реализации смеси путем лодменшг.апия ос к пефтям или нефтепродук-
нефтепродуктам с запасом качества рекомендуется иметь несколько резервуаров для выде-
выделения осповных сортов с небольшой примесью смежных сортов от смеси с боль-
большой взаимной концентрацией, реализация которой затруднительна. Объем
смеси, образующейся в трубопроводе при последовательной перекачке нефтей
пли нефтепродуктов, мя, определяется пз формулы
lg FCM == lg FTp-0,4 lg (Lid) + C,
B.45)
где Fcm — объем смеем, м3; Утр— объем трубопровода, м3; L — длина трубо-
трубопровода, м; d — внутренний диаметр трубопровода, м; С — коэффициент,
зависящий от сродного значения числа Рейпольдса для снежных, последова-
последовательно перекачиваемых нефтепродуктов (табл. 2.17).
ТАБЛИЦА 2.17
Коэффициент С в зависимости от числа Рейпольдса
(при пределах симметричных концентрации 98—2%)
Re, 10s
2,3
2,5
3,0
5,0
10,0
с
1,07
0,96
0,84
0,65
0,48
Кс, 10'
1
1 20
, 50
100
500
1000
с
0,35
0,22
0,16
0,08
0,07
Для контроля концентрации смеси па всех промежуточных НПС, распола-
располагающих резервуарами, и па наливпых станциях магистральных пефтепродукто-
проводов должны предусматриваться соответствующие приборы контроля
концентрации смеси. Анализ нефтей п нефтепродуктов проводится в лабора-
лабораториях, которые располагаются па наливпых и на головных НПС.
Гидравлический расчет магпстралыгого трубопровода при последователь-
последовательной перекачке нефтепродуктов ведут на основании следующих исходных рас-
расчетных данных:
— загрузки трубопровода (общей и по каждому продукту в отдель-
отдельности);
— температуры нефтепродуктов, принимаемой для условий перекачки
в вимнее время;
— кинематической вязкости и плотности нефтепродуктов;
— цикличностп перекачки;
— диаметра трубопровода (на осповаппл предварительных технико-эко-
технико-экономических расчетов по выбору оптимального диаметра).
52
()Гп,гм перекачки за цикл определяют путем деления заданной годовой
ii.il рузки на количество циклов. Здесь же определяют, будет ли иметь место
с!;>;<|;шаи псрокачкп по каждому продукту в отдельности.
§ 2.13. Всасывающая способность
центробежных насосов
при перекачке нефти и нефтепродуктов
Ьсаоываютую способность пасоса характеризует абсолютное давление
!?.! всасывающем патрубке, гарантирующее работу без кавитации. Отрица-
vvi'.in.'o значение всасывающей способности указывает ца необходимость
, ?..линия подпора к пасосу. Ссасывающая способность насосов, м ст. жидко-
гги. для условий перекачки нефти и нефтепродуктов с учетом их вязкостп
:i vnpyrocTn паров
?Д/гдоп. в, B.4G)
r.ic IIq — давление па свободную поверхность перекачиваемой жидкости, атмо-
атмосферное давление, м вод. ст.; 7/у — упругость паров нефти или нефтепродук-
7"i> при расчетной температуре перекачки, м вод. ст.; швх — скорость во вход-
входном патрубке насоса, м/сек; А/гдоп. и— допустимый кавитацпошшй запас,
гфпптирующин работу пасоса па нефти н нефтепродукте без кавптацип,
м <-х. жидкости; у — удельный вес нефти или нефтепродуктов, кге/м8.
Атмосферное давление па свободную поверхность перекачиваемой жпдко-
стп. м вод. ст., в зависимости от абсолютной отметки насоса
7/6 = 10,3 — 0,00122, B.47)
где Z — абсолютпая отметка насосной, м.
При отсутствии данпых об абсолютной отметке насосов для невысокогор-
ных районов Iff, следует припимать не более 10 м вод. ст. Упругость паров
слрдупт принимать по данным лабораторных исследований при соотношении
naponoii п жидкой фаз. близком к нулю. В случае отсутствия лабораторных
данпых упругость паров, м вод ст.,
7/у = [П* A,558 + 0,00030] • 0,0136, B.48)
где 77у — дав.чепие насыщенных паров по Рейду при температуре перекачки,
иго jit. ст.; t —- температура перекачиваемой жидкости, °С.
Допустимый кавитационпый запас центробежного насоса при перекачке
нефти или нефтепродуктов, м ст. жидкости,
ЛЛдоп " = Д^доп — 1.1 - (Д-W/ кр — Sft. ), B.49)
r-'i?_ Л/г;.оп — допустимый кавптациоппый запас пасоса, м, принимаемый по
рабочем характеристике насосов при работе па воде; AHf кр — тормодинамнчс-
(ч;пн поправка к величине критического кавитацнопного запаса, определяемая
по графику (рис. 2.14) в зависимости от упругости паров, м ст. жпдкостп;
°л^ — плменонпо кавптацпонного запаса, обусловленное влпяппем вязкости,
>г г'т. жидкости.
_ При отсутствии рабочей характеристики пасоса допустимый кавптацион-
пыи запас ппсоса, м,
1ТР ''лог. не — 1'зкууммстриггеская высота всасываппя пасосов (по ката*
?10) у;, .м.
53
Изменение кавитационного запаса, обусловленное влиянием вязкости,
м ст. жидкости,
„,2
B.51)
где L• — коэффициент гидравлического сопротивления во входном патрубке
насоса, определяемый по графику (рис. 2.15) в зависимости от критерия
Рейполъдса.
—1
I
—
—
Г"
1
-r4 J
1,2
1,0
0,8
0,6
I 1 L—_j 1 I 1 Ш-
J Д4 3,8 4,2 4,6 LgRe
Рис. 2.14. Зависимость термодинамической Рис. 2.15. Зависимость коэффициента
поправки АН, к к кавитационному запасу гидравлического еопротивлевия | во
от упругости паров. входном патрубке насоса от иритерия
Реииольдса.
При критериях Реннольдса от 100 000 и выше влияние вязкости на вели-
величину кавитациопного запаса пе учитывается.
§ 2.14. Мощность электродвигателей
центробежных насосов
и расход электроэнергии на НПС
Мощность, потребляемая насосами, квт,
Nn^ <?7/р/C67т1),
B.52)
гдо Q — расчетная подача насоса, м3/ч; // — расчетный папор насоса, м ст.
жидкости; р — плотность перекачиваемой жидкости, т/м8; т) — к. п. д. насоса.
Расчетная подача и папор насоса, а также соответствующий им к. п. д.
должны приниматься но совмещенной характеристике трубопроводов и пасоса
с учетом поправочных коэффициентов па вязкость перекачиваемой жидкости,
характеризующих влияние вязкости па уменьшение подачи, напора и к. п. д.
насоса. Значепия поправочных коэффициентов к подаче (к^), напору (кп)
и к. п. д. (к ) следует принимать по табл. 2.18 в зависимости от критерия
Рейпольдса, который для пасосов записывается в виде
Re = 146<?/(v У1Щ>), B.5.-5)
гдС q расчетная подача насоса, принимаемая одинаковой для насосов оди-
парпого и двойного всасывания, м*/ч; v — кинематическая вязкость жидкости,
см'2/сек; Dzvi В2 — соответственно впешнин диаметр и ширина лопатки рабо-
рабочего колеса на внешнем диаметре (табл. 2.19 и 2.20).
ТАБЛИЦА 2.18
Поправочные коэффициенты к подаче, напору п к. п. д.
в зависимости от числа Рсшюльдса насосов
lie
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2000
3000
4000
hQ
0,360
0,562
0,661
0,724
0,766
0,800
0,818
0,830
0,845
0,860
0,928
0,951
0,965
*я
0,514
0,686
0,722
0,812
0,835
0,862
0,875
0,892
0,900
0,908
0,960
0,975
0,988
0,090
0,240
0,328
0,380
0,426
0,474
0,506
0,530
0,562
0,585
0,708
0,778
0,805
Re
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
80 000
0,974
0,984
0,990
1,000
—
—
—
—
—
—
—
—
—
0,990
0,995
0,998
1,000
—
—
—
—
—
0,828
0,840
0,865
0,875
0,885
0,894
0,950
0,972
0,982
0,990
0,995
0,998
1,000
ТАБЛИЦА 2.19
Внешний диаметр D2 и ширина лопаток В2 рабочих колес
магистральных насосов
Марка насоса
НМ 125-550
НМ 360-460
НМ 500-300
НМ 1250-260
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 5000-210
НМ 7000-210
НМ 10000-210
Подача Q, Ы3/ч
125
360
500
1250
875
2 500
1 750
1250
3 600
-2 520
1800
5 000
3 500
2 500
7 000
4 900
3 500
10 000
7 000
5 000
Da, см
26,4
30,0
30,0
44,0
41,8
43,0
40,5
42,5
45,0
43,0
45,0
45,0
43,0
46 0
46,5
47,5
45,0
47,5
49,6
46,5
Вг, СМ
1,0
24
28
26
2,6
3,6
3,8
2,6
4,1
<з
2,9
6,9
7,2
2,8
6,1
4,9
5,2
6,6
5,7
5,8
Примечание. Различные впачения подачи для насоса одной марки приведены
дли случаев установки различных роторов (с номинальными размерами ротора 0,7 Q а
ротора 0,5 Q), обеспечивающих 100-, 70-и 50%-иую подачу (от номинального ипачения,
приведенного в марке насоса).
55
ТАГ.ЛИЦЛ 2.20
liiie.nuinii диаметр D2 и ширина лопаток П2 рабочих колос
подпорных насосов
Ла(ч-.а насоса
бНДс
6НДв
8НДв
12НДс
14ИДс
18НДс
ЯЫ\ 2300-74
НМП 3000-78
ИМИ 5000-90
Ппдача, эт»/ч
300
325
500
900
1080
1980
2500
3000
5000
I) 2, СМ
24,2
40,5
52,5
46,0
54,0
70,0
69,0
72,5
82,0
Б г, ом
3,1
2,4
3,1
6,3
6,7
8,4
7,3
7,1
Поправочные коэффициенты ни ви.чкость к подаче п напору иагосоп при
Не ^э 8000 п i;. if. д. при Но ^ 800 000 ио учитываются. Предельноолиачонпо
v
смг/се« см Усе»
I 0
1Г)\— ' ? '
2000
4000
Рис. 2.16. График границ продольной вязкости, выше
которой следует учитывать уменьшение подачи и nniiupn
(шкала I) и уменьшение к. п. д. насосов (шкала II).
Насосы: 1 — магистральные: 2 — подпорные.
вязкости. ем'-/с(?к, при котором следует учитывать поправочные коэффициенты
к расходу т! напору насосов,
7& B.5/,)
^IL. B.55)
Пределыи-'i1 ''ипчеппн вязкости. m.n':i! котором следует учитывать уметть-
шонпе ii'i.iii'in iii:iiMn,i и к. и д. ми! lie i ралi.пых и подпорных насосов, нрипр-
депы u.i i [li.ijiiiuax (рис. .К;к
Моцц|м( ib :..• -1-к1! pnai.i'1 як- ie:'i к гептропежным пасосям. кит.
-V,*-.Vn.',. B.Г.С.)
К К. I! Д.
ког'о pi'/i;:!Vci
пнищ, v-l.l'Ы11;П'>!Ц1!:! |:i>4Mo;i;ill'r
'iM hmcoci.x in |i:!i''.e:i!oro; npp ii-ipi'
moiti-
. <>сти электродвигателей до 500 квт следует принимать к3 = 1,15,
- Г.(Ю кит — 1.10.
Годовые расходы электроэнергии на работу НПС должны определяться
ми нормам расхода электроэнергии, топлива и воды на магистральных нефте-
имЬгеиродуктопроподах. Для случаев, не предусмотренных нормами, годо-
i c"'i расход электроэнергии па перекачку нефти пли нефтепродуктов, кпт-ч,
JVr = G//cp.l,O3/Cfi7TiHTlM) + A'c. „, B.57)
до Q — расчетная подача, т/год; #Ср — средний напор nacocuoii. определя-
мi.iii с учетом колебании подачи в зависимости от сегкшпого пзменепин няз-
..1'Стм перекачиваемо]! жидкости, м ст. жидкости; 1,03 — коэффициент, учи-
ишиощин возможные отклонения фактического напора насосов (ГОСТ
: J121—74); г|н — средний к. п. д. насосов; г]^ — к. п. д. электродвигателе»
магистральных насосов; Nc, n — расход электроэнергии на собственные
:|-ужды перекачивающей станции, квт- ч/год.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Айзепштейн М. Д. Центробежные насосы для нефтяной промышлен-
промышленности. М., Гостоптехиздат, 1957. 363 с.
2. Бурных В. С. О скорости движения газа в магистральных газопро-
газопроводах и очистных аппаратах. — «Газовая нром-сть», 1064, А» о, с. 41—42.
3. Вольский Э- Л.. Константинова И. М. Режим работы магистраль-
лого газопровода. Л.. «Недра», 1970. 167 с.
4. СП 202—76. Временная ипструкппя по разработке проектов и смет-
сметни промышленного строительства. М., Стропиздат, 1970. 65 с.
5. Губип В. Е.. Новоселов В. Ф.. Тугунов П. И. Типовые расчеты при
?фоектпроваппп и эксплуатации нефтебаз п пефтеиродуктоцроводов. М.,
Недра», 1068. 154 с.
6. Зпрелбо /('. С. Справочник но транспорту горючих газов. М., Гостоп-
??л-илдат. 1002. 888 с.
7. Иделъчик И. Е. Спрпиочннк по гпдравлнтоским солротнвлеплям.
?)?.»,!. 2-е. нерераб. и доп. М., «Машиностроение». 1975. 559 с.
8. Нефти СССР. Справочник и 4-х т. Т. 2, 3. М., «Химия*, 1072. 391
: 016 С.
9. Новые нефти восточных районов СССР. Справочник. М., «Химия»,
?007. 670 с.
10. Проектирование, эксплуатация и ремопт цефтепродуятонроводов.
'?!., «Недра». 1065. 410 г. Ант.: ]\. С. Ябтоцскпй, П. Ф. Попсселов, ]\. 13. Га-
.ieeB, Г. 3. Закиров.
11. Смирнов А. С, Ширкояскнй А. П. Добыча и транспорт газа. Учеб.
.ocofiiie. M., I'ocTom'exnitjiaT. 1051. Г,57 с.
12. Стасксяич П. Л. Справочное руководство по гапосш'^жепню. Л..
Гостоптехиздат, 1060. 875 с.
13. С Hull II—А. 6—72. Строительная климатология и геофизика. М-
/гроппядат, 1973. 320 с.
14. Товарные нефтепродукты, их снойстиа и применение. Справочник.
?'.. «Xnvim». 1071. 514 с.
15. Чс.рппкип В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. Изд. 2-е.
нерераб. и доп. М., Гостонте\!'.:";!т, 1055. 522 с.
Глава 3 ВЫБОР ТРАССЫ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
§ 3.1. Общие сведения
Б § 1.0 указывалось, что в задании па проектирование должны быть
указаны начальная и конечная точки магистрального трубопровода. Они
определяются при выборе головных сооружении на нефтяном или газоном
промысле расположением нефтеперерабатывающего завода, местом отвода
от крупной магистральной спстемы и конечным пунктом (крупным потребите-
потребителем, заведом, морским перевалочным портом и т. д.). Начальная п конечная
точки магистральных трубопроводов выявляются на первых стадиях проекти-
проектирования: при разработке генеральных схем отрасли, при составлении ТЭО
для крупных трубопроводных систем. Это кропотливая, многовариантная,
с большим количеством исследований технико-экономического характера за-
задача. Для определенной годовой подачи трубопровода проводят гидравличе-
гидравлический расчет: определяют диаметр трубы, рабочее давление, местоположение
НПС и КС. Однако этот расчет носит предварительный характер, оп уточ-
уточняется после выбора оптимальной трассы трубопровода и сопоставления тех-
технико-экономических показателен различных вариантов по диаметру труб,
рабочему р,авлеппю и другим параметрам.
Оптимизация трассы трубопровода между заданными точками может быть
проведена но различным критериям. Наиболее общим, универсальным, кри-
критерием являются суммарные приведенные затраты. Этот критерий позволяет
отыскать вариант трассы, по которому транспорт продукта (газа, нефти, нефте-
нефтепродукта и т. д.) от начальной точки А до конечной точки В потребует мини-
минимальных капитальных и эксплуатационных затрат. Частными критериями оптп-
малг.пости являются: 1) минимум металловложений (кратчайшая трасса);
2) мипимум трудовых затрат при сооружении трубопровода (прохождение
трассы по участкам местности, где прокладка требует меньших трудовых
затрат); 3) минимальный срок строительства (сооружение нового трубопро-
трубопровода вдоль действующих, где уже есть ряд вспомогательных сооружении —
связь, вдольтрассовые дороги, водоснабжение, канализация, япергоспапже-
ние и т. д. — или где имеются строительпые подразделения и по требуется
времени на перебазировку и на подготовительные работы либо вдоль кругло-
круглогодично функционирующих транспортных коммуникаций); 4) минимум
изменений или максимум использования существующих технологии строи-
строительства, строительных машин, механизмов и ряд других критериев. Кроме
критерия мипимума приведенных затрат все другие посят конъюнктурный
характер и связаны с ограничениями по металлу, трудовым ресурсам, срокам
строительства, использованию новых, более совершенных машин и мехапиз-
мов, еще не выпускающихся промышленностью серийно.
Поэтому при проектировапии пеобходимо все факторы и условия а роп-
тельства и эксплуатации выразить'через стоимостные показатели и отыгкнть
оптимальный вариант трассы через минимум приведенных затрЯт по транс-
транспорту единицы продукта от точки А до точки В.
§ 3.2. Факторы, влияющие на стоимость
единицы длины трубопровода
Диаметр. Объем капитальных вложений па линейную часть составляет
70—80% от общего объема капитальных вложений на сооружение магистраль-
магистрального трубопровода, остальные 20—30% приходятся на КС и НПС со вспомо-
58
гателышми сооружениями. В свою очередь отношение етоимости строителыю-
монтаяшых работ к стоимости труб резко меняется от диаметра последних:
чем больше диаметр, тем больше доля труб в общей стоимости линейной части.
Поэтому трассы трубопроводов с увеличением диаметра труб стремятся при-
приблизиться но протяженности к «воздушной ирямон», так как стоимость еди-
единицы длины трубопровода резко возрастает в первую очередь из-за стои-
стоимости трубы и только во вторую очередь из-за категорий местности, влия-
влияющих на объем строительно-монтажных работ.
Рабочее давление. Для трубопроводов с рабочим давлением 55—75 кге/см2
при малых диаметрах труб Ду = 250 -г- 300 мм толщина стенки, как правило,
принимается конструктивно. С увеличением диаметра толщина стенки труб
возрастает, что приводит к попышению стоимости линейной части. Поэтому
чем выше давление, тем выше стоимость единицы длины трубопровода
при одном и том же диаметре, а конфигурация трассы стремится к ш.шолажи-
в анию.
Природные условия. Влияние природных условий на ценообразование
огромно. В зависимости от того, проходит ли трасса по сухим, с мягкими,
легко разрабатываемыми грунтами равнинным участкам или через сложпыв
естественные преграды — болота, реки, горные участки и т. д., стоимость
сооружения линейной части резко меняется за счет увеличения доли строи-
строительно-монтажных работ. Так, строительство единицы длины трубопровода,
проложенного через болота, реки, озера, проливы, водохранилища и горные
участки, в два, три и более раз дороже, чем сооружение единицы длппы трубо-
трубопровода через несложпые с точки зрения строительства участки. Это обстоя-
обстоятельством объясняется то, что при прокладке трубопровода в сложных при-
природно-климатических условиях трасса в плане приобретает сложпую зигзаго-
зигзагообразную конфигурацию и значительно длиппее геодезической прямой.
Экономико-географические условия. Стоимость сооружения линейной
части трубопровода, а также КС и НИ С различпа, что обусловлено следу-
следующим обстоятельством: проходит ли трасса по обжитым, с развитой транспорт-
транспортной сетью коммуникаций и густозаселешшм районам, по участкам с развитыми
сельскохозяйственными угодиямн или по необжитым, бездорожным райопам.
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-
горюче-смазочных материалов и тем самым повышает стоимость сооружения линейной
части, КС и НПС. Наличие же дорог, наоборот, снижает стоимость единицы
длипы. Поэтому трассы по технико-экономическим показателям тяготеют,
как правило, к существующим дорогам или построенным трубопроводам
с вдольтрассовыми дорогами или проездами.
Конструктивные схемы укладки. Они также влияют на стоимость соору-
сооружения линейной части. В пеобжитых, пустыпных районах Средней Азип или
Крайпего Севера в одних и тех же условиях могут быть применены различные
конструктивные схемы укладки трубопроводов. Например, болото можно
пересечь подзомпо, паземно с обвалованием или надземно на опорах. В каждом
конкретном случае па участке можно наметить наивыгоднейший вариант,
который зависит от непрерывности технологии строительства, грунтовых
условий, близости карьеров грунта, лесоматериалов для создания лежневых
дорог, соответствующих рельефу (для организации водоотвода) и т. д. Ука-
Указанные факторы в копечном итоге влияют па стоимость сооружения липей-
ной части и на ныбор окончательного направления трассы.
Расположение площадок КС и 1ШС. На начальных стадиях проектиро-
проектирования, прп выборе оптимального направления трассы трубопровода, конкрет-
конкретное расположение площадок КС и ППС не предусматривается. Предпола-
Предполагается, что при любом варианте прохождения трассы шаг между КС должен
быть равеп онттгмальпому, выявленному прп гидравлическом расчете прп
задашшх производительности и диаметре труб. Если для газопровода перепад
высот между площадками ближайших КС практически имеет значение лишь
от 500 м п более, то для стоимости нефтепродуктопровода влияние перепада .
59
высот велико в любом случае, особенно в горных районах. Поэтому стоимость
сооружения единицы длины нефтепродуктопропода с учетом IIIIG и в зависи-
зависимости от характера местности в горных районах будет выше, чем на равнин-
пых. Таким образом, оптимальным вариант трассы выбирают исходя из пред-
предпосылки, что количество КС и 1IIIC зависит от общем протяженности трассы,
т. е. чем длиннее трасса, тем больше количество КС и НПС.
После того как оптимальное направление трассы определено, приступают
к коикротпому изучению будущем трассы, определяют, где целесообразнее
расположить площадки КС и НПС. учитывая при отом грунтовые условия,
наличие транспортных коммуникации, источников водоснабжения, онерго-
снабжения, требовании санитарных и рыбохозяйствеппых органов, удобство
и возможности отвода капалнзацпопнмх стоков и т. д. Затем делают повтор-
повторный гидравлический расчет с учетом конкретных мест расположения площа-
площадок КС п НПС, причем оптимальное расположение площадок выбирают по
минимуму приведенных затрат для транспорта единицы продукта от началь-
начальной 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-
трубопровода и на приведенные затраты. Это гидрогеологические и климатические
условия прохождения трассы: количество крупных и средних рок, 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-
электропередачи, магистральной кабельной связи и др.), проходящих вдоль пред-
предполагаемой трассы; количество и качество обрабатываемых сельскохозяй-
сельскохозяйственных угодий (пашен, садов, лугов), пересечение которых с учетом рекуль-
рекультивации и отчуждения увеличивает стоимость трубопровода.
Указанные природно-климатические и экономические условия влияют на
стоимость трубопровода, вызывая увеличение объема строительно-монтаж-
строительно-монтажных работ, транспортных издержек на доставку к месту строительства труб,
машин, механизмов, различного оборудования, а в дальнейшем и объема экс-
эксплуатационных затрат. Для более детального расчета стоимости сооружения
отдельных участков трассы необходимо в зависимости от прпродпых условий
все участки мостности классифицировать следующим образом: 1) равнины;
2) пустыни; 3) болота; 4) мпоголетнемерзлые грунты; 5) водные преграды;
6) горы.
Чтобы определить приведенные затраты на едишщу длины трубопровода
данного диаметра в зависимости от участка местности, необходимо составить
краткую характеристику каждого участка. Ото позволит при выборе оптималь-
оптимальной трассы правильнее разделить ее на участки с учетом геоморфологии, гид-
гидрогеологии и других природных и экономических условий.
Равшшы. Это участок суши с относительно малыми колебаниями высот
и с плавными переходами от повышений к понижениям, с уклонами, не пре-
превышающими 8—10°. Наиболее характерны равнины для европейской части
СССР, Западной Сибири и Северного Казахстана. В экопомическн развитых
районах страны зпачнтетьпая часть раппин занята сельскохозяйственными
угодиями, поэтому трубопроводы в основном укладывают подземно. что
позволяет по окончании строительства вновь возделывать эти земли. Равнип-
ныо участки сложены грунтами, различающимися как по составу, так п но <'те-
пепп сложности их разработки. Широко распространены пески, супеси, jvimhm
и гравпйно-галечннковыо грунты.
Магистральные трубопроводы часто пересекают равпшшме участки,
покрытые лесом. Хотя и соответствии со СНиП IV—Д Л 0—GO лес по крупности
деревьев и по густоте подразделяется па несколько групп, для расчета стои-
?•50
трубопровода целесообразно ориентироваться на средние показатели:
тес сродной крупности и средней густоты.
На стоимость трубопровода значительно влияет наличие или отсутствие
грунтовых под. Еслп грунтовые воды стоят выше дпа траншеи, то уровень
их считается высоким, если же ниже дна траншеи — то низким.
Пустыни. Ото территории с жарким, засушливым климатом, лишенные,
i-l:h; и ранило, растительности, малонасолеппые. В СССР пустыни находятся
I! Сродном Азии, Казахстане, Прикасппи и в низовьях Волги. По составу
грунтов, слакиощих поверхностный слон, различают песчаттме, глнпнстые
и качошютыо пустыпи. Песчаные характеризуются подвпжпымп и неподвиж-
неподвижными носками, а также ограниченнымп по площади участками с глнпнетмми
v|)y:ii-;i\iit. Участки, образуемые неподвижными песками, закрепленными
дро.носной или травино-кустарпиковой растительностью, являются нешшоп-
пмми, им присущ спокойный рельеф местности. Подвижные пески образуют
и nj)f,vmx пустыни участки с неустойчивыми формами рельефа. Необычайно
сложны климатические условия пустынь: жаркое лето (с температурами до
или \и—50° С в тени) и морозные зимы (с температурами до мипус 30—35° С).
Нермшо. слои песков прогреваются летом до +70° С и при песчаных бурях
(пинки-си серьезной помехой при строительстве трубопроводов. Все сказап-
цо(> значительно удорожает сооружепие трубопроводов в пустнпях.
Оазисы или орошаемые земли, встречающиеся в пустьшях, обладают
рядом особенностей. Полпвные землп имеют густую сеть оросительных капа-
лг.в. арыков и канав, разрушение которых при строительстве недопустимо.
При iiv пересечении приходится сооружать большое количество переходов
с мр.м'лдамн и мостамп. Эти факторы влияют как на конструктивную слому
п]|;.'!.'1дки, так и па стоимость сооружения. По стоимости единицы длины
трубопровода пустыни можно разделить на оазисы с закрепленными и поза-
креш.н'нными песками (грунтами).
ijo.ioia. Ото избыточно увлажненпые участки суши, покрытые слоем
торфа мощностью пе менее 0,5 м. Физико-механические характеристики
болотистых грунтов чрезвычайно разнообразны пе только для различпых
болот, но и на отдельных участках одного итого же болота. Болота с мощпостыо
торфа менее 0,5 м относятся к заболоченным землям, т. о. к равнинам с высо-
высоким стоянием грунтовых вод. По строению и условиям образования болота
делится на верховые, нпзипныо и переходные. Болот;а могут быть покрыты
лесом или открытыми.
Практика проектирования, строительства и эксплуатации показывает, что
болит, целиком заполпенпыоторфом любой степени разложения, могут слу-
служит I. основанием для магистральных трубопроводов.
Н основу классификации болот применительно к трубопроводному строп-
Ttvn.i-тпу положена проходимость их строительной техпикой, поскольку
нагр\зки от нее во много раз больше, чем от трубопроводов. Проходимость
Яолота определяется его мпкроландшафтом. В соответствии с классификацией
Гнироспецгаза по проходимости болота делятся па три типа:
i тип — целиком заполненные торфом, позволяющие проводить работу
f неоднократное передвижение строительной техпикп с удельпым даплепием
0.25 i:ic/cm3 пли работу с помощью щитов, слапой либо дорог, обоепочива-
?'-"Uiiv снижение удельного давлепгш на поверхности заложи до 0.2 нгс/см2;
И тип — целиком заполненные торфом, допуг.катощие работу и иоредвп-
>'c>iine строительной техники только но щитам, слапям либо по дорогам, обес-
"Ючпгипощчм снижение удельного давления на поверхности :tmo.;K!i ;:г>
?1Л Kir/см2:
IIT тип — допускающие работу только с использованном споцш.'ч.ноГг
г ? vs»?. 1 • ir „ цлавучтг'-: средств.
?'">г-:>-1ОТП!ъмррзлыо участки. К ним относятся участии m;v; .юстг!, с:?.?>-
'??л:> г.';. мерзлыми грунтами. Мерзлыми называются грунты, содержании1 'и'Д
> и 1. мцко отрицательную илп нулевую температуру. В поиорхноспн-м с.мн!
мни.-,, ютппморзлых грунтов имеется cnoii сезонного протапвапип. в продолах
"•"Торого происходят явления пученпя, замерзания и протаиваиия, изменения
й:'а;цнооти гналедеобразования. В слоях, расположенных ниже деятельного
61
слоя, вода постоянно находится в виде льда, обволакппающсго частицы грунта
и цементирующего его. В зависимости от характеристики грунтов, слагающих
этот слой, глубина сезоппого протаипания может резко колебаться: от 0,3—
0,4 м для торфяников до 1,5—2,0 м и более для песчаных грунтов. Ниже дея-
тельпого слоя грунты представлены твердой монолитной массой, способной
выдерживать большие нагрузки. Под воздействием положительных темпера-
температур несущая способность этих грунтов снижается, а в результате таяния льда
уменьшается объем грунта, что сопровождается образованием осадки и прова-
провалов различных размеров.
Влияние физико-механических свойств тех или иных категорий шюголет-
немерзлых грунтов на стоимость сооружаемых трубопроводов зависит глав-
главным образом от величины просадочности. По предложению П. П. Бородлг.кнна
и Р. Э. Фримана, мпоголетнеморзлые грунты делят па четыре категории:
I категория — непросадочпые, 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 — малопросадочпые, с равномерной осадкой до 10"п о
мощности оттаявшего слоя; характерны для тундровой и лесотундровой плохо
дренируемой местности;
III категория — льдонасыщенные, дающио неравномерную осадку от 10
до 40% мощности оттаявшего слоя; характерны для бугристых и плоских
торфяников с развитием солифлюкциопных процессов;
IV категория — содержащие крупные включения подземного льда тол-
толщиной более 10 см, образующие при оттаивании провалы и термокарсты.
Водные преграды. К водным преградам относятся реки, озера, водо-
водохранилища, магистральные осушительные и оросительные каналы. Сумма
капитальных затрат на сооружение переходов трубопроводов через водные
преграды в значительной степени 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-
построенными 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 периодов.
Вероятность размыва трубопровода определяется максимальными глубинами
и плановыми переформированиями в стволе перехода в период расчетного
срока эксплуатации, которые зависят от тина руслового процесса, размеров
и скорости течения реки, грунтов, слагающих русло и пойменные участки.
П. П. Бородавкипым предложена классификация водных преград по
плановым и глубинным переформированиям:
I тип — участки, где глубшшые переформирования не превышают 1 м,
а плановые незначительны. Это — малые реки (ширипой 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-
аллювиального слоя менее 1м);
II тли — 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 глубиппыми (до 2 м) и с плановыми
переформированиями до 100 м. Это — малые, средние и крупные реки с рус-
русловым процессом ограничеппого, незавершенного и свободного типов меанлри-
рования и ноймепиой многорукавности, зависящих от ширины переформиро-
переформирований;
IV тип — участки рек с особыми формами руслового процесса, селевые
потоки, реки с ярко выраженным неустойчивым руслом и горные. Макси-
Максимальные глубинные переформирования более 2 м, плановые могут происходить
в течение нескольких недель или месяцев.
62
Горы. К горным относятся участки местности, приподнятые обычно на
200 м над уровпем моря и имеющие продольные и поперечные уклоны более
g ю°. В связи с этим при сооружешш трубопроводов возможны работы,
когда крепление строительной техники (равнины), пе требуется, и такие,
когда апкеровка механизмов обязательна (горы). Трасса трубопровода может
преодолевать горный участок с продольпым уклопом (перпендикулярно
к горизонталям местности), а также с поперечным и одиоврсмепно продоль-
продольным уклоном (например, косогор).
§ 3.4. Классификация категорий местности
Отнесение тех или иных отрезков трассы к различным участкам мест-
местном и (равнина, болота, водные преграды и т. д.) полностью пе раскрывает
всех факторов, влияющих па объем строительно-монтажных работ. Например,
равилна может быть сложена грунтами, сильно различающимися как по со-
составу, так и по сложности их разработки: широко распространены песчапые
грунты, супеси, глины, лёссы, мел, галька, гравий, могут встречаться пзвест-
uhki:. скальные групты и т. д. Их свойства определяются количественным
coon;' мюпием тех или иных фракций. Особенно активная роль принадлежит
глинистым фракциям, %: в глинах @,005 мм) 25 и более; в суглинках 12—15;
п супесях 3—12, в песках 3 и менее. Классификация грунтов и пород по слож-
сложности механизированной разработки приведена в СТТнП IV—Д.10—ВО.
Сог.'!;'.спо этой классификации групты делятся па шесть групп.
Влияние грунтовых вод па способы ведения и на объем строительных
работ велико. Грунтовые воды с высоким стоянием требуют или водоотвода,
пли Г1'>доионижения, или проведения строительпо-монтажных работ при нали-
наличии !>оды в траншее. Во всех перечисленных случаях резко возрастает стои-
стоимости строительства по сравнению с участками, где уровень груптовых вод
ниже дна траншеи. Не меньшее влияние на стоимость работ оказывают и раз-
различные типы болот или рек. Для более полного учета факторов, существеппо
влияющих на объем капитальных затрат при сооружешш единицы длины тру-
трубопровода, было предложено [3] подразделить участки местности на следу-
следующие категории (табл. 3.1). •
ТАБЛИЦА 3. 1
Классификация категорий местности для строительства трубопроводов
Характеристика местности
Категории
Равнина
Групт I—III категорий, без леса, с низким стоянием грунтовых
вод
То же, с высоким стоянием вод
То же, с лесом, с пизким стоянием грунтовых вод
То же, с высоким стоянием вод
Грунт IV—V категорий, без леса, с низким стоянием грунтовых
вод
То же, с высоким стоянием вод
То же, с лесом, с низким стоянием вод
То иге, с высоким стоянием вод
1 рулт VI—VII категорий, с лесом, с низким стоянием груптовых
ВО,!
1о же, без леса, с низким стоянием вод
1 руит VIII—IX категорий, без леса, с низким стоянием грунто-
грунтовых вод
2
3
4
5
6
7
8
У
10
11
63
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТЛГ.Л. 3.1
Характеристика местности
Категория
Болота
I типа, с лесом
II » без леса
II !> с лесом
III » без леса
Мпоголетнемерзлые участки
Категории грунтов по иросадочности:
1—2-й, без леса
1—2-й, с лесом
3—4-й, без леса
Водпые преграды
Река шириной
10-30,
10—30,
30—100,
30-100,
100-300,
100—300,
300—ПОО,
500—114H,
м:
грунт I—III категорий
» IV категорпп и выше
» I—III категорий
» IV категории и вылш
» I—111 категорий
» IV категории и выше
» I—III категорий
» 1—III категорий
12
13
14
15
16
17
IS
19
20
21
22
23
24
25
20
Горы (продольны!'! уклок >11°)
Категории грунта:
3-- IIJ, с лесом
I—II!, бол леса
1>—V, с лесом
IV—V, без леса
VI—VII, без леса
VIJI—!Х, Лоч лет
Косогор
Поперсчньш уклон, градусы:
До 12; грунт 1—111 категорий
?.::?:—-18; то »;о
1Ъ у. виши; ?
;\:> 12; 1]>уит IV—V
12-—18; то /Ко
18 и пышс; »
До 12; грунт VI— VII
12—18; то я;е
18 и выше; ?>
До 11:; грунт \'Ш—IX
111—18; то /ко
1U и выше; ?>
Л
28
29
30
31
32
33
34
35
3E
37
38
30
40
41
42
43
44
64
ПРОДОЛЖЕНИЕ TAIi.'I. 3.1
Характеристика местности
Кятчирмн
Пустыня
Грунты закрепленные
Грунты незакрепленные
Орошаемые земли
Запрещение (поиск оптимизации по данной дуге не проводится)
Резервные категории
45
46
47
49-80
Принятые 48 категорий местности охватывают практически все необходи-
необходимые случаи при выборе оптимальных трасс в различных районах страны.
Для конкретных трасс, даже значительной протяженности, обычно исполь-
используются д<> 20—30 категорий. Стремление отдельных специалистов сузить
количество категорий местности может привести к менее детальному расчету
н неполному использованию возможностей современной вычислительной тех-
техники. 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 Л и конечная В проектируемого трубопровода,
которые требуется соединить но такой траектории, чтобы свести к минимуму
суммарные приведенные затраты, яв-
являющиеся критерием оптимальности. 7
Применительно к пашей задаче онти-
ма п.ной необходимо считать трассу,
вдоль которой полное значение кри- 6
терпя мппимальпо.
Приведенные затраты (тысячи
рублей ua 1 км в год) обладают свой- 5
ством аддитивности. Это позволяет
решать задачу поиска оптимальной
трассы в соответствии с алгоритмом 4
•т'и |1. 2]. Если область поиска за-
дпна или известпа, то па топографи-
топографическую карту наносят сетку, дуги ко- 3
«?opoii нумеруют в определенном по-
ридие, т. е. создается цифровая мо-
модель местности (рис. 3.1). После этого 2
подготавливают исходную ипформа-
ннк) и определяют значение крите-
критерия оптимальности для каждой дуги
сетки.
Па каждом шаге алгоритма про-
просматривают все построенные к этому
Моменту пробные пути (последовательность дуг сети, начинающихся в точке А)
11 Устанавливают тот из ппх, которому соответствует наименьшее впачение
критерия оптимальпос.ти. Этот путь рассматривается как наиболее перспек-
TiiHHbiii в данный момент. Затем его падстранвают на новый таг. При атом
luoni, образуется несколько дополнительных путей, каждый из которых пред-
стапляет собой увеличенный на одну дугу путь, который только что считался
J
2 3
2
1 2
2
2 1
2
3 2
5
1 4
1
2 1
1
2
3
1
2
2
0,5
г
1
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
J
5
7
'А
0,5
1
1
1
3
1
1
1
3
2
2
О
2
4
1
0,5
1
С 1
3
2
2
2
2
1
1
0,5
1
2
2
2
3
2
3
3
2
В 1
2
3
1
2
2
2
13 4 5 6 7
Рве. 8.1» Цифровая ыодель меетвоеп.
о :
156
•5
наиболее перспективным. Далее среди всех построенных к этому моменту
пробных путей выбирают новый, наиболее перспективный, которому соответ-
соответствует наименьшее значение критерия оптимальности, и затем этот путь
надстраивается еще на один шаг. Процесс поиска продолжается до тех пор,
пока среди образовавшихся путей не окажется тот, который оканчивается
конечной точкой трассы и имеет минимальное значение критерия оптималь-
оптимальности по сравнению со всеми другими построенными к атому премепи проб-
пробными путями. Полученная в результате расчетов трасса и является оптималь-
оптимальной. Реализация алгоритма поиска оптимальной трассы осуществляется по
программе, составленной для ЭВМ «Минск-22». Ниже подробно описан про-
процесс попска оптимальной трассы между начальной точкой Л п копечпой 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-
проектируемого магистрального газопровода, а также i промежуточных точек, к которым
необходимо построить газопроводы-отводы. Требуется соединить между
собой точки А я В трассой и подсоединить к ней отводы от i промежуточных
точек таким образом, чтобы суммарные приведенные затраты были мини-
минимальны.
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 коночной и промежуточных точек может быть
общей.
Построим цифровую сеть местности и нанесем на нее упомянутые вы то
точки так, чтобы они располагались в узлах сети. Наша задача — найти на
сети такой путь от начальной точки к конечной и промежуточным, для кото-
которого критерий качества пути, называемый нами стоимостью, достигнет
наибольшего или наименьшего значения. Условимся, что требуется миними-
минимизировать критерий качества трассы. В простейшем случае этот критерий
является аддитивным (например, приведенные затраты); в более общем он
представляет собой монотопную функцию пути. Решение задачи поиска опти-
оптимальной трассы между двумя точками в последнем случае считаем известным.
При реплепии нашей задачи лучше всего опираться па алгоритм Ли, оопов-
ная идея которого заключается в следующем. На каждом шаге алгоритма
анализируют все построенные к атому моменту пробные пути и устанавливают
тот из них, которому соответствует наименьший критерий качества пути.
В рассматриваемый момент этот путь наиболее перспективен. Надстраиваем
зтот путь на одну новую дугу во всех допустимых сетью направлениях. Полу-
Получаем 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 пастояшому
моменту от начальпой точки пути и определяем среди них новый, напболое
перспрктивпый. которому соответствует наименьшая стоимость, и затем впопь
падс! ран паем 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 мппимальпую стоимость
по сравнению со стоимостью всех образованных к этому моменту путей. Лтот
путь (а их может оказаться несколько) и будет оптпмалышм. Итак, оптималь-
оптимальный путь между начальной точкой А и конечной В найден.
Предположим, что этот путь едипствеппый, а критерий качества трассы
аддитивный. Обозначим стоимость оптимальной трассы I, между начальной
А и конечно!! В точками через Sy. С помощью аналогичного алгоритма можпо
найти оптимальный путь из промежуточных точек С и I) к трассе /t (пазовом
эти пути отводамп). Отличие вповь поставленной задачи от предшествующей
об
состоит в том, что процесс поиска аакопчится лишь после того, кии в ооласть
рассмотрения впервыо попадет путь пз промежуточной точки С или D к любой
У.11ОПОЙ тонко трассы 1и при атом стоимость этого пути будет минимальной
по гргшпенпю со стоимостямп других образовавшихся к этому моменту путей
ип промежуточных точек. Обозначим стоимость отвода из точки С черев ij,
,i стоимость отвода пз точки D через d2.
Рассмотрим случай выбора трассы с одним отводом пз точки С. Стоимость
in cii трассы Lj ив точки А в точку В с отводом в точку С равпа Sl -.- dr; при
,,i <>м предполагаем, что стоимость трассы между точками Л и L не зависит
,>! стоимости отвода к точке С. Но, строго говоря, эта трасса не является опти-
M.-!-ii,noii. Может существовать другая трасса с отводом, стоимость которой
м чке-т бить нредставлепа в виде 5' + d', где S' — стоимость трассы между
-мужами А и В; d' — стоимость отвода, прпчем
Однако в силу оптимальности 1г справедливо неравенство St <; S'.
Исходя из этого можно утверждать, что если существует трасса с отводом
/.' меньшей стоимости, чем трасса Llt то стоимость ее отвода d' должна быть
меньше таковой dl.
Допустим, что есть оптимальная трасса L" с отводом, отличная от трассы
/.,. Ее стоимость, равная S" -(- d"', удовлетворяет неравенству
!l|ill ЭТОМ
i">5,; d'<d!. C.1)
С учетом неравенства C.1) можно предложить следующую пдего поиска
оптимальной трассы с отводом. Найдем оптнмальпуго трассу lt между точками
Л и В, назвав Zru по оптимальности генеральной трассой, и оптимальный
откол от нее к точке С, подсчитаем стоимость всей трассы Ьх. После этого най-
найдем вторую по оптимальности генеральную трассу, т. е. такую трассу между
п;:чальпой А и конечной В точками, стоимость которой больше таковой трассы
/.. ио миньте стоимости любой пз остальных генеральных трасс, затем после-
последовательно третью, четвертую и т. д. генеральные трассы, проводя этот поиск
;ю тех пор, пока стоимость любой из еще пе найденных в порядке удорожания
u-нрральных трасс превысит или будет равна стоимости лучшей из уже рас-
гмптренных трасс с оптимальным отводом. Эта лучшая трасса и будет опти-
оптимальной.
Для точного описания алгоритма поиска введем следующие обозначения:
Sk — стоимость к-й по оптимальности генеральной трассы;
(Ьт) — множество минимальных по стоимости трасс с отводами, получа-
получающихся присоединением совокупности оптимальных отводов к каждой из
.V.--X по оптимальности генеральной трассы;
Lm — трасса — представитель множества (Lm);
ат — стоимость трассы Lm;
(L'm) — подмножество минимальных по стоимости трасс из множества
U {ЬпУ,
Г.т — трасса — представитель множества (Lm)',
Ьт — стоимость трассы b'm.
Алгоритм поиска. 1-й: ищем 1-е по оптимальности генераль-
генеральные трассы. Определяем Sj. Находим совокупность оптимальных
отводов от каждой из этих трасс ко всем промежуточным точкам.
Находим а1 и (Ь^). Полагаем (Ь[) = (Гл) и bt = a.
к-й шаг: ищем к-о по оптимальности генеральные трассы
и определяем Sk- Если пе существует ни одного варианта таких
трасс (т. е. все гоперальные трассы уже просмотрены) или если
Sk ^> bk-i< т0 попек прекращаем и делаем вывод, что (L*_i) —?
множество оптимальных трасс.
5* 67
Если же Sk =SJ bk, то находим совокупность оптимальных
отводов к каждой из этих трасс и определяем ак.
При ак ^> bft-j (если Ь^ больше по стоимости L^-i) полагаем
при ак =
при о*
На этом завершается k-ii шаг и начинается (k + 1)-й.
Необходимо заметить, что в описанных алгоритмах нигде но 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 случав
аддитивности критерия может служить следующее условие:
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 поело отыскания
очередной по оптимальности генеральной трассы будут найдены оптимальные
пути к этой трассе от всех промежуточных точек н будет определена суммар-
суммарная 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
2 i- C.2)
i-l
Поиск трассы газопровода с отводами. Процесс поиска оптпмальиой
генеральной трассы и трасс, кратных ей по оптимальности, подробно рассмо-
рассмотрен выше. Используем теперь алгоритм выбора оптимальной генеральной
трассы для поиска трассы газопровода с отводами. Для наглядпости и четкости
положения 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-
характеристик!! дуг генерального направления.
Проведем процесс поиска оптимальной трассы газопровода с отводами
в соответствии с алгоритмом, описанным в работе [4], когда отводы предпола-
предполагается провести в точки С D.1) и D D.4).
1-й шаг. 1. Находим первые по оптимальности генеральные
трассы и определяем их стоимость 5t. В нашем частном при-
примере — это одна генеральная трасса 1Х со стоимостью 5Х = 5,5,
проходящая по пути:
F.5) -* F.4) - F.3) - E.3) -* E.2) -v D.2) — D.3) — C.3).
2. Определяем совокупность оптимальных отводов от задан-
заданных промежуточных точек С D.1) и D D,4) к трассе Ц. В соответ-
€8
ствии с алгоритмом поиска находим оптимальные пути от точек
С и D. Для атого воспользуемся следующей формой записи.
В первую строку левого столбца заносим точку D D.4) со стои-
стоимостью достижения 0, а в первую строку правого столбца —
все соседние с ней точки со своими стоимостями достижения.
Минимальной стоимостью достижения, равной 2, в правом
столбце обладает точка E.4). Переносим ее во вторую строку
левого столбца, исключив все сведения о ней из правого. Рассма-
Рассматриваем все соседние с ней точки, определяем стоимости их дости-
достижения и записываем их во вторую строку правого столбца, затем
находим в пей новую точку с минимальной стоимостью достиже-
достижения, заносим все сведения о ней в третью строку левого столбца,
анализируем все соседние с ней точки и т. д. В результате полу-
получим такую запись:
1. D D.4) 0 C.4K; D.3M; E.4J; D.5L;
2. E.4) 2 A-я строка); E.3) 4; F.4) 3; E.5) 4
3. C.4) 3 A-я строка); B.4) 5; C.3) 4; C.5) 3,5
Минимальной стоимостью достижения, равной 3, обладает
точка F.4) — одна из узловых точек первой по оптимальности
генеральной трассы. Точки E.3) и C.3) также являются узло-
узловыми этой трассы, однако стоимость их достижения, равпая 4,
выше стоимости достижения точки F.4), поэтому пути, приводя-
приводящие в точки E.3) и C.3), не могут быть оптимальными. Итак,
оптимальный путь из точки D D.4) к первой по оптимальности
гонеральпой трассе проходит по точкам: D.4) —>- E.4) —v F.4)
и стоимость его d* = 3. Подобным образом легко найти опти-
оптимальный путь из точки С D.1) к первой генеральной трассе,
стоимость которого d\ = 1.
Трасса 1± с отводами d| и d* образует полученную в резуль-
результате расчета трассу Lr. Стоимость ее ах = S, + d* + dj =
= 5,5-г 3,0+ 1,0 = 9,5.
3. Так как L, на первом шаго — единственная минимальная
по стоимости генеральная трасса с отводами, то полагаем, что
(L,) = (Li; (L{) = (L,) = Lx и Ъг = oj = 9,5.
2-й шаг. i. Находим вторые по оптимальности генеральные
трассы и определяем их стоимость S2. В нашем примере это будут
генеральные трассы с St = 7,0.
Z' —трасса, проходящая по пути: F.5)—у F.4) -*- E.4) -*?
-* E.3) _? E.2) -> D.2) -?- D.3) -> C.3);
I* — трасса, проходящая по пути: F.5) ->- F.4) —*? F.3) —*?
-> E.3) -> E.2) -> D.2) -* D.3) -> C.3).
Но так как S2 = 7,0 <j bt = 9,5, то в соответствии с алго-
алгоритмом ко второй по оптимальности генеральной трассе (в нашем
случае их две) найдем оптимальные отводы от точек С и D.
2. Определяем совокупность оптимальных отводов от задан-
заданных точек С и D к трассам ^ и /;. Легко увидеть,что оптимальпые
отводы к трассе I* представляют собой пути от точки С: D.1) ->-
—>-D.2) со стоимостью d^~l = 1 и от точки D: D.4) —*? E.4)
со стоимостью й^~г == 2. Полученную трассу, включающую
трассу JJ с отводами dj и dj, обозначим через Ь)г. Стоимость
последпей L\ равна а\ = S2 + d' + dl2~2 = 7 + 1+2=10.
Оптимальные отводы к трассе J| обозначим от точки С
69
через d2 ', отточки D через d* 2. Легко найти, что оптимальный
путь d2 к /.; —путь по точкам D.1) -у D.2) со стоимостью
d.7, = 1, а оптимальпый пуп. d2'- к Г* проходит но точкам
D.4) —у E.4) —у F.4) со стоимостью d'~.~2 = 3. Получившуюся
трассу, включающую трассу Г; с отводами d~~' и d'l~-, обозна-
обозначим черен /,;. Тогда стоимость ее а" = .S'2-;•? d1'1--- d'1'2 ._
=_, 7 + 1 + 3"= 11.
3. Из папдонпых на 2-м шаге трасс с отводами определяем
лучшую, мппнмальную но стоимости (их может быть несколько..
В нашем примере нз двух трасс Ь\ и L'; минимальной по пин-
мости является трасса L\. Опа н образует множество (L.z)-
4. Из найденных на первом и втором шаге минимальных
по стоимости трасс (Lj) (j (L2) находим лучшую. В нашем
примере при рассмотрении множества трасс (Lx) (j (L2) лучшей
будет L,. Полагаем (L'2) -- L, и b2 = bt = 0,5.
3-й шаг. 1. Находим третьи по оптимальности генеральные
трассы и определяем их стоимость .9П. В нашем примере ;гго
будут генеральные трассы с .S'3 ~ 7.5;
Zg — трасса, проходящая по пути: (G.5) ->? F.4) —у @.3) -»?
-у F.2) -у E.2) -у D.2) -> D.3) -> C.3);
/;—трасса, проходящая по пути: F.5) —>• F.4) —>-F..'П-»-
-^ E.3) -у D.3)-v C.3).
Так как S:t, равная 7,5, меньше Ь2, равной 8,5. находим
к третьей но оптимальности генеральной трассе (в пашем случае
их две) оитнмальпые отводы.
2. Определяем оптимальпые отводы от заданных точек С
и D к каждой из двух найденных па данном шаге генеральных
трасс l!3 п /jj. Оптимальные отводы к трассе Z' от точки С обозна-
обозначим через ид1 от точки /.) — через d}^. Находим, что стоимость
г?.1, = 1, a d}~2 = 3. Новую трассу, включающую трассу 1^
с отводами d^~l и d^'2, обозначим через L^. Тогда стоимость /,*
будет а* = S3 -f d' Ч~ ЙГ2 = 7'5 т'-Н 3.° = 11.5-
Оптимальные отводы к трассе l'2 от точки С обозначим через
dj, от точки 1У — через d^~2. Стоимость отвода d^ = 1.5,
a <ig~2 = 3,0. Обозначим полученную трассу с отводами через
Z,2, и определим ее стоимость: я3 = 53 -f d^T1 -j- d^~2 = 7.5 -j-
.;. 1,5 '. 3,0 = 12,0.
3. Из пайдепных па данном шаге трасс с отводами находим
лучшую, минимальную по стоимости (их может быть несколько).
В нашем примере — это трасса L}. Полагаем, что (L3) ~- L^
н а\ - 11,5.
4. Ил найденных на данном и предыдущем шагах трасс
определяем лучшую, минимальную по стоимости трассу. При
рассмотрении множества (Л,) (j (i3) лучшей в нашем примере
будет трасса /",,. так как ее стоимость а, (9,5) мепыпе стоимости
а3 A1,5). Отсюда (Ля) = Lx и Ья ^ Ь,, = а = 9.5.
С помощью алгоритма продолжаем поиск оптимальных генеральных
трасс с отводами. Итак, после окончания вычислений на 7-м шаге нами дока-
шго, что поиск лучшей, минимальной по стоимости трассы газопровода
. отводами возможен и что найденная трасса является оптимальной.
Учет транспортных коммуникаций в районе строительства. При выборе
оптимальной трассы газопровода с отводами существенную роль играют
1 (паспортные коммуникации района будущего строительства: существующие
железные и автомобильные дороги, водные пути. В некоторых случаях они
i'iv.iyi оказывать непосредственное влияние на выбор трассы газопровода
и отводов от него.
В райопах с высокоразвитой сетью транспортных коммуникаций, как
правило, легко обеспечиваются подъезд к трассе газопровода на всем ее про-
[лжепии и доставка грузов, не требуется сооружения подъездных дорог
?значительной протяженности, и поэтому затраты па транспортные расходы
незначительны в общей стоимости капитальных вложений в линейную часть.
Лное положение в районах со слаборазвитой сетью дорог. В этом случае для
?in -тавки грузов па трассу требуется построить подъездные дороги, увеличи-
увеличиваются объемы затрат па транспортировку труб и материалов на более даль-
дальние, чем определяемые прейскурантом, расстояпия, ухудшаются условия
строительства и т. п. Затраты на транспортные расходы возрастают, стано-
становятся зпачительпыми, достигая иногда величин, сопоставимых со стоимостью
труб, п оказывают влияние на выбор направления трассы газопровода. По-
Поэтому пеобходимо учитывать влияние на выбор оптимальной трассы газо-
газопровода с отводами по только транспортных коммуникации, по и каждой
доставляющей, которые слагаются из следующих затрат:
а) дополнительных па транспортировку труб от станций разгрузки до
i рубосварочных пунктов и на развозку плетен по трассе;
б) дополнительных па доставку на трассу прочих материалов;
в) дополнительной надбавки па содержапио дорог в период строитель-
строительства;
г) па строительство подъездных дорог;
д) па сооружение проездов вдоль трассы проектируемого газопровода.
Дополнительная надбавка на транспортировку труб от стапцпп раз-
груикн до трубосварочных пунктов па трассе и на доставку от них плетен
на трассу учитывается при превышении средневзвешеппой дальности перо-
I'.ivmij (свыше 30 км). Учесть эти затраты па стадии ТЭО пли технического
i';im:KTa, до выбора трассы газопровода с отводами, по представляется воз-
"?:<>;<;ным. Дополнительные надбавки па содержание дорог и на доставку па
•rjiiircy прочих материалов определяются по прейскуранту.
Затраты на сооружение подъездных дорог находятся в прямой зависи-
V.M тп от состояния развития трапепортпых коммуникаций в районе прохо-
й'/игая трассы. При сравнительно развитой сети автомобильных и железных
дорог эти затраты незпачателъны, при слаборазвитой опп возрастают, а при
'•?'• утствин отпх коммуникаций стаповятся сутисствоппымп, ибо в этом случае
.'! :i сооружения газопровода пеобходпмо построить подъездные дороги. Опрс-
||' ::'П!'О объема капитальпых вложений на сооружение подъездных дорог
''? ммбора трассы п панесенпя ее па карту или па цифровую сеть местности
Вдоль трассы проектируемого газопровода пеобходимо предусматривать
' Г"жство проезда для прохода строительной техники, трапепорта труб,
? ? :>малов и т. п. Сооружение проезда должно осуществляться с учетом
?|-'!1\г;!льного использования существующих дорог, а такжо грунтовых и гпд-
• -плоских условий по трассе.
Основным проездом вдоль газопровода служит, как правило, сплапнро-
йниля полоса, пригодпая для проезда трапепорта повышенной проходимости,
';'i же грунт па отдельных участках полосы пе позволяет осуществлять
:' 'vj.iu\t!,io перевозки, предусматривается сооружение лежневых дорог.
? •?? чмдамц для проезда вдоль трассы являются водотоки, болота, обводнеп-
|!-'е участки и мрллоративпые канавы.
^ Через болыитго роки мосты пе строят, по обеспечивают подъезд к реке
"'опх бррпгов. Через малые водотоки при отсутствии обързда по существу-
'?::u\i автодорогам в зависимости от расходов воды предусматривают
71
установку унифицированных железобетонных труб я малых мостов. На
болотах устраивают насыпи шириной по верху проезда 5,5 м с возвыше-
возвышением над уровнем воды на 0,5—1,0 м. Если встречаются труднопроходи-
труднопроходимые болота, строительство переходов через них осуществляется п яжмнее
время. В местах пересечения трассы газопровода автодорогами, имеющими
улучшенное покрытие, предусматривают устройство съездов.
Таким образом, при определении способа прокладки газопровода ? объ-
объема 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-
газопровода с отводами по критерию приведенных затрат в объемы сопоставимых
капитальных вложений входят затраты па сооружение проездов вдоль трассы.
При этом следует отметить, что эти затраты, как правило, более значительны
по сравнению с другими составляющими затрат на транспортные расходы,
причем они возрастают в районах со слаборазвитой сетью автодорог.
Посте расчета оптимальной трассы газопровода с отводами и трасс, крат-
кратных ой но оптимальности, последпие папосят на картографический материал.
По этому материалу делают общую оценку каждого варпапта трассы с учетом
минимальных транспортных затрат па строительство подъездных автодорог
и па доставку труб. Окончательный выбор трассы газопровода с отводами
производится с учетом этих затрат.
Следовательно, идея использования оптимальной генеральной трассы
о 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-
служит основной показатель —- приведенные затраты W, которые могут быть
рассчитаны по формуле
W K C.3)
где с — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
К — суммарные капитальные вложения в проектируемый трубопровод; Э —
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 первопачаль-
пых капитальных вложений.
Суммарные капитальные вложения К определяются суммой затрат (как
зависящих, так и пе зависящих от категорий местности) на оборудование,
трубы, строительно-монтажные работы на основании действующих прейску-
прейскурантных цен, сметных норм и ценников. По линейной части трубопровода
к независящим относятся затраты на трубу, линейную запорную арматуру,
оборудование, материалы для создания технологической связи и ряд других
элементов трубопровода. К зависящим от категорий местности могут быть
отнесены затраты на увеличение толщины стенки трубы (для переходов через
болота, реки, железные и автомобильные дороги требуются трубы увеличен-
увеличенной толщины); усиление антикоррозионной изоляции; закрепление трубы
на проектных отметках (затраты на балластировку или апкерное закрепление);
создание мягкой постели на дне траншеи (на скальных грунтах); засыпку
труб мягким груптом или создапие для них защитных средств от механиче-
механических повреждений при обратной засыпке трубопровода скальными грунтами;
расчистку трассы от растительности, валупов; создание временной дороги
для ведения строительно-монтажных работ (па грунтах с низкой несущей
способностью) н мпогие другие виды затрат, обусловленные прпродно-клима-
72
тическими факторами. Кроме того, затраты зависят от способов укладки
/совмещенная, раздельная, проталкивание) и степени сложности ведения
зрмлрройных работ. Капитальные вложения на линейную часть обозначим
Но КС и НПС к не зависящим от категорий местности относятся затраты
ни нов технологическое и вспомогательное оборудование, трубы, арматуру;
к зависящим — затраты на основания и фундамепты, нулевой цикл, планиро-
планировочные работы, создание дорог, площадок, проездов, падежпого водоснабже-
водоснабжения и водоотведепия, на земляные и другие строительные работы. Капиталь-
Капитальный иложения в КС и НПС обозначим через КсТ.
Гак как размещение КС и НПС осуществляется на основапии гидравличе-
гидравлических расчетов, то до определения фактической длипы и планово-высотпого
прохождения трубопровода нельзя точно определить количество КС и НПС.
Минимальное число КС будет соответствовать трассе по кратчайшему пути
от точки Л до точки В. С учетом того, что рельеф местпости пе играет суще-
существенной роли, приведенные затраты на каждую КС могут быть равномерно
распределены по всем дугам сетки, если принять среднее расстояние между
КГ, согласно гидравлическому расчету. Число НПС, напротив, зависит от
рельефа местности. В связи с этим в первом приближении можно орпептиро-
шт.ся па количество НПС, установленных при сооружении пофтепродукто-
прово.юв в аналогичных рельефных условиях, использовав опыт проектиро-
проектирования. После выбора оптимальной трассы при данном допущении и с учетом
ррльефа появляется возможность определить размещение и количество НПС.
Мели приведенные затраты при этом будут равпы результату первого расчета
или меньше него, то оптимальная трасса выбрана правильно.
П. П. Бородавкин предлагает несколько другой путь поиска оптималь-
оптимальных трасс и размещения НПС. По его мнению, стоимость КС и НПС, приходя-
приходящуюся па каждую дугу сетки цифровой модели местности, следует распреде-
распределять равномерпо по всей искомой трассе путем деления суммарных капиталь-
капитальных вложешш в КС или НПС па расстояние между ними, определенное гидра-
гидравлическим 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 построеппых трубопроводов. Такое допу-
допущение правомерно, так как основная задача — выбор оптимальной трассы.
Г.олое конкретный выбор места расположения КС и НПС предполагается
тюле выбора трассы, когда учтепы вопросы водо- и энергоснабжения, транс-
транспортных коммуникаций, близости и удобства расположения жилья для экс-
эксплуатационников и др.
На основании изложенного
или
Я =-2/<•.„„,-;,•+ 2 #CTg, C.5)
i=l г-1
где Л"л, ч / — капитальные вложения в линейную часть, необходимые для про-
прокладки единицы длины трубопровода по /-й категории местности; lj — про-
протяженность ;'-й категории местности; ffc.Tg — капитальные вложения, прихо-
приходящиеся на строительство КС или НПС по #-п дуге; п — число различных
категорий местности в пределах рассматриваемой трассы; г — число дуг
в пределах рассматриваемой трассы.
Опыт запроектированных, построенных и эксплуатируемых трубопрово-
трубопроводов показывает, что затраты К„, ч па КС и НПС колеблются от 0,15 до 0.25
я зависимости от типа привода компрессоров пли насосов, районов прохожде-
прохождения трассы, диаметра трубопровода и других параметров.
Если обозначим долю капитальных вложешш в КС или НПС через коэф-
коэффициент а, то
К = 2 Ял.* ill + а 2 к«- " il> = t1 '" а) 2 К"- ч /'/• C'6)
i-l i-l i-l
п
При длине газопровода меньше 100—150 км нлп пофтсиродуктопровода
мопее 50—70 км слагаемое /fCT можно исключить, ибо в таких случаях, как
правило, исключается необходимость в КС и 1ШС.
Ежегодные эксплуатационные издержки 9 слагаются из текущих затрат
(ремонтные работы, зарплата эксплуатационников, расход газа или электро-
электроэнергии, поды, тепла, горюче-смазочных материалов, ремонт'и обновление
иарка машпп и механизмов и др.) и амортизационных отчислений. Сумма
издержек при составлении проекта должна определяться путем расчета кон-
конкретных затрат, по так как оптимальная трасса выбирается до разработки
отдельных разделов проекта, то приходится рассчитывать эксплуатационные
издержки на основе нормативных коэффициентов, утвержденных по отрасли
и зависимости от первоначальных затрат К.
Суммарные эксплуатационные издержки Э можно определить по формуле
ст C.7)
или использовав выражения C.6) и C.7)
2 S
где E — коэффициент, характеризующий размер эксплуатационных издержек
на лппейпую часть от первоначальных капитальных затрат. Для расчетов
но выбору оптимальных трасс можно принимать его равным 0,040 при подяем-
пой, 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 C.3), C.6) п C.8), определим суммарпые при-
приведенным затраты:
.-г
W = (с -|-са + р -l а-у) 2 #•»• " 'li- C-9)
7-1
Как видно из последнего уравнения, для выбора оптимальных трасс
трубопроводов необходимо подготовить исходные данные, которые позволяют
дать стоимостную оценку единицы длины трубопровода и зависимое-!ii от
категории местности и способа укладки трубопровода. Зитем с учетом задан-
заданного либо установленного расчетным путем диаметра трубы уточняют гумму
приведенных затрат на сооружение еднпицы длчпы трубопровода по всем
категориям местпости (см. § 3.4), если эта сумма для днпнон нроектпой орга-
организации пе была выявлена или устарела в результате изменения сметных норм.
Для построения цифровой модели местности используют топографические
) арты различного масштаба. Масштаб карт задается и зависимости от стадии
проектирования, протяженности между точками Л и #, сложности местности
района поиска оптимальней трассы и объема оперативной памяти Г>Г;М.
На стадии ТУ О могут быть использованы карты масштаба 1 : 1 000 000—
1 : 250 000; на стадии технического (или техно-рабочего) проекта (особенно,
когда требуется большая детализация отдельпнх участков) в зависимости
от длнпы трассы — масштаба 1 : 100 000—1 : 25 000; па сложных участках
трассы (на переходах через реки, па обходах поселений, промышленных
узлон, гтболочештых районов и т. п.) — масштаба 1 : 25 000 л 1 : 10 пп.0.
П последнем случае с помощью данпых аэрофотосъемки масштаба 1 : 10 000—
-] : 5000 уточняются створы переходов с проложенном трассы в наиболее бла-
благоприятных условиях местности.
При подготовке материалов к расчетам особое место занимает выбор
области развития липни проектируемого трубопровода. Если она узкая,
то возможный оптимальный вариант трассы может оказаться за пределами
рассматриваемой области, и поэтому поставленная задача пе будет решепа.
1С ели же рассматривать очень широкую область, то излишними могут ока-
оказаться затраты времени и ипжеперпого труда.
И работах [1—4] подробно описана область развития линии трубопроиода
., -'.. »;.мо :1.члнш:а, в фокусах которого паходятся начальная и конечная точки
.-|-.i; (-и. Размеры аддипса определяются с помощью коэффициента развития
V,. ..(растеризующего увеличение искомой трассы I, но сравнению с геодеки-
(.. '.:?• i прямой /0 между точками Л и I). Если приведенные затраты па сооруже-
i ::• .-^убопровода по геодезической прямой обозначить порез Wcpo, а построен-
ii.i-. и-) искомой трассе — через Wcp. н> то необходимо соблюдать следуюиюе
ч, .i iiiiio:
H'cpoSs^cp. н. (ЗИП)
i\ > категориям местности вдоль трассы, проложенной по геодезической
::"!мщ"[, определяем Wcp опа осповапин исходных стоимостных данных для
: .-Ш'Ч'п диаметра трубопровода'по псом категориям местности и для конкрет-
? ?•?:?' экономического района (пояса). Предполагается, что искомая трасса
:.' i-.'I^ht по наиболее благоприятпим участкам. Под благоприятными пепб-
:п :;??,!) понимать участки искомой трассы. проходящей но таким категориям
• ?•?юности, прокладка трубопровода по которым требует меньших капитал ь-
...к si эксплуатационных затрат, а в итоге мипнмальпых приведенных затрат
I. ' мшпцу длины трубопровода. Например, трубопровод, трасса которого
. ;м>\||дпт вдоль геодезической прямой, вдали от трапепортных коммутшка-
? и:. кересекает значительные участки болот, крупные реки. Такие ус.чония
. ju-'yiOT относительно больших затрат па едипицу длины трассы. Вероятно,
> щсствуот другая трасса, соединяющая точки А и В, па которой благонрпят-
.ii.iх участков больше (ровных, сухих, с легко разрабатываемыми грунтами
• т. д.), и она проходит параллельно транспортным коммуникациям на леем
1Г1"тяженш1 или па отдельных участках. Имея возможность прокладывать
11-у.'опровод по более благоприятным участкам, можем отыскать такую трассу,
спорая, будучи несколько длпппее геодезической прямой, позволит иметь
?•м.'ныпне пли равпыо суммарные прпведеппые затраты.
Коэффициент развития дгожпо определить из отношения
В ятом случае большая ось эллипса будет равна 10кр, а малая
* = 10/**-!. C.12)
Ото теоретическая сторона вопроса определения области развития.
Практически к формулам C.11) и C.12) прибегают тогда, когда, отсутствуют
яркие картографические данные, подсказывающие инженеру-проектировщику
грапицы поиска оптимальпой трассы, пли когда у пего нет достаточного опыта
пыбора оптимальных трасс с помощью ЭВМ.
Коэффициент развития зависит от природно-климатических (болота,
озера, реки, островная мерзлота и т. д.) и экономико-географических (степень
засоленности района, наличие трапепортпых коммуникаций, взаимовыгодное
расположение круппейших узлов газо-нефтепотрсбления и т. д.) условий,
а также от диаметра труб, рабочего давления п других параметров трубопро-
трубопровода и может колебаться от 1,02—1,03 для равнинных участков и трубопрово-
трубопроводов больших диаметров до 1,15—1,17 для горных районов и трубопроводов
малых диаметров.
При необходимости конфигурация области поиска корректируется с уче-
учетом конкретных условий местности. Порядок снятия исходной информации
? ледующий.
1. На карту местности наносится сеть (квадратная, прямоугольпая с дма-
: опаляии или без ппх). Наиболее рацпопальпа прямоугольпая сеть с диагона-
нгмп, притом длинная сторона треугольнпка должпа^проходить в направле-
направлении 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
'почета. Количество дуг определяется по формулам:
75
для сета о диагоналями
для сети без диагоналей
й = 2тп— т — п,
где d — число дуг в сети; оно должно удовлетворять условию d =5: 4032;
тип — число узлов по каждой из сторон сети.
Допускается искривление дуги ячейки (например, при пересечении дугой
озера или другого протяженного препятствия, которое иожпо обойтн) или
смещение узла последней (узел попадает на поселок или какое-либо сооруже-
сооружение) при выборе наивыгоднейших условий прокладки трассы трубопровода
на каком-либо локальном участке.
3. Дуги сети нумеруются в определенном порядке. Дальнейшее снятие
информации осуществляется в той последовательности, в которой дуги про-
пумерованы [1, 2]. Рассматриваемая дуга сети после тщательного изучепия
разбивается по длине на отдельные участки с различными категориями мест-
местности.
Для инженерно-геологической характеристики территории необходимо
использовать инженерпо-геологическую карту СССР масштаба 1 : 2 500 000,
изданную в 1968 г., на которой показаны генетические и литологические раз-
разности пород. Кроме того, в фондах территориальных геологических управле-
управлений имеются карты четвертичных отложении масштаба 1 : 200 000, а также
другой фактический материал, которые позволяют детализировать инженерпо-
геологическую характеристику предполагаемого района строительства. Гра-
Границы распространения и характер мпоголетнемерзлых грунтов уточняют но
геокриологическим картам и аэрофотоснимкам, при дешифрировании которых
определяются зоны сплошной и островной мерзлоты, глубины сезонного про-
таивапия, бугры пучопия, термокарстовыо явления, солифлюкционные про-
процессы и т. п. Данные об уровне грунтовых вод устанавливают с помощью гид-
гидрогеологических карт масштаба 1 : 200 000—1 : 500 000 и аэрофотоснимков.
Каждому комплексу отложений присущи свои закономерности распрострапе-
пия водоносных горизоптов. Для песков, папример, выдержанпый горизонт
вод обычно ниже 3 м. Морские суглинки характеризуются спорадическим рас-
распространением подземных вод, приуроченных к линзам и слоям песков.
Сведения о лесных массивах (высота и породы деревьев, диаметр и гу-
густота массивов) могут быть взяты с топографических карт масштаба
1 : 100 000—1 : 25 000. Кроме того, необходимо использовать лесьые фото-
фотопланы масштаба 1 : 25 000 и крупнее (имеющиеся в областпых управлениях
лесного хозяйства), па 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: пепроходимыо болота (III тип но клас-
классификации Гипроспецгаза) — енлошпон штриховкой; труднопроходимые
(II тип) — сплошной и прерывистой; проходимые — прерывистой. Характе-
Характеристики болот (местоположение, площадь, мощность торфа, строение торфя-
пой залежи, растительный покров) можно найти также в справочниках торфя-
пого фонда, к которым приложены карты масштаба 1 : 000 000. Указанные
материалы находятся в отделе торфа Министерства геологии РСФСР и отделах
торфа главпых управлепий геологии при советах министров союзных респуб-
республик. Тип болот можно определить также путем дешифрирования аэрофото-
аэрофотоснимков района.
Характеристика рек (ширипа, глубипа, средняя скорость течения) дана
как на топографических картах, так и в гидрологических ежегодниках.
После изучения местности полученная о каждой дуге ипформацпя зано-
заносится в специальные блапкп в соответствии с «Инструкцией по проведению
расчетов оптимальных трасс трубопроводов на ЭВМ», разработанной Мингаз-
п ромом СССР в 1976 г.
§ 3.8. Местоположение площадок КС и НПС
При выборе оптимальной трассы с помощью ЭВМ было принято допуще-
допущение, что шаг между КС и НПС в пределах искомой трассы — равномерпый
но всей длине трубопровода пли па локальном его участке. Это позволило
капитальные вложения и эксплуатациоппые издержки на КС и НПС равно-
равномерно распределить по всей длине трассы.
После того как с помощью ЭВМ оптимальная трасса выбрана, ее наносят
на картографический материал. Затем изучают возможные районы местополо-
местоположения площадок КС и НПС с учетом оптимального шага между ними но итогам
гидравлических расчетов и конкретных местпых природно-климатических
условий. Так как площадки КС и НПС целесообразно максимально прибли-
приближать к населенным пунктам, к источникам водо- и алектроенабжепия, распо-
расположенным в непосредственной близости от трассы, то строго академический
шаг можду площадками никогда не выдерживается. Отклонения от оптималь-
оптимального шага достигают иногда 10—20 км.
Предварительно намеченные варианты размещепин площадок КС и НПС
приемлемы только для первоначальных оценок эффективности объекта; на
стадиях генеральных схем или ТОО. Для ТОО целесообразности строитель-
строительства магистрального трубопровода необходимо провести патурпое обследова-
обследование трассы с изысканиями отдельных узловых участков (крунпые речпыо
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, согласовании трассы с соответству-
соответствующими органами (геологическими и военного округа), получения технических
условии проводится повторный гидравлический расчет магистрального трубо-
трубопровода (см. гл. 2) с учетом окончательного расположения площадок КС
и НПС.
Лишь после того как решепия, заложенные в ТОО, рассмотрены и утвер-
утверждены, приступают к разработке технического проекта. Из практики проекти-
проектировании известно, что сколько-нибудь значительных нзмепепнй трассы после
уточнения местоположений площадок КС и НПС пе происходит.
§ 3.9. Выбор оптимальной трассы газопроводов
с учетом конструктивных схем их прокладки
Как было сказано в § 3.1, оптимальные трассы трубопроводов выби-
выбираются но какому-либо критерию: суммарным прпведеппьш 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
ОВМ. Поэтому л настоящем параграфе рассматривается решение задачи
выбора оптимальной трассы, когда в качество критерия принимают конструк-
конструктивные схемы прокладки газопроводов на различных категориях местности,
выраженные через приведенные затраты. Решение данной задачи примени-
применительно ко всем трубопроводам — дело довольно сложное, хотя теоретически
опа может быть решена и для нефтепродуктов. Сложность заключается в том,
что с изменением конструкции прокладки — подземной, наземной и надзем-
надземной — резко меняются технологические условия транспорта продукта для
всех трубопроводов, за исключением газопроводов, где измепепня конструк-
конструкции прокладки практически не меняют технологию транспорта газа.
Задача формулируется следующим образом: имеются начальная и конеч-
конечная точки проектируемого газопровода, которые требуется соединить по такой
траектории и с таким чередованием копструктивпых схем прокладки вдоль
трассы, чтобы получить минимальные суммарные приведенные затраты.
77
Критерием оптимальности в рассматриваемой задаче служат конс'труктшшые
схемы прокладки газопровода п копкретпых условиях местности. Но так как
конструктивные схемы прокладки — подземная, паяемпая и надземная —
пе обладают свойством аддитивности, то решить задачу можно, охарактери-
охарактеризовав каждую конструктивную схему числовой величиной. Ото можно сделать
чогкм ирипеденные затраты, выраженные в тысячах рублей в год.
Вопрос выбора онтимальнон конструктивной схомы ирокладки на дайной
категории местности может быть более успешно решен при условии глубокого
анализа всех существующих схем укладки, областей их применения вообще
л по отделышм экономическим районам в частности. Схема укладки газопро-
газопровода зависит от топографических, гидрогеологических, геокриологических,
экономических, стратегических и других условий строительства и безаварий-
безаварийной эксплуатации магистрального газопровода.
Наиболее распространенный вид укладки при сооружении магистраль-
магистральных трубопроводов — подземпып. Подземной называется укладка, при кото-
которой отметка верхпей образующей трубы паходится ниже дневной ноперхпости
на высоту засыпки. Высота засыпки может быть различной и зависит от рай-
района прохождения трассы газопровода, по должна быть не меньше, чем преду-
предусмотрено СПиП 11—45—75 либо техническими условиями. Па отдельных
участках возможно увеличение высоты засыпки, что обусловлено недостаточ-
недостаточной жесткостью трубы или рельефом местности, теплотехническими расче-
расчетами, а также необходимостью обратной засыпки для балластировки газопро-
газопровода при высоком стоянии груптовых вод.
Полуподземная 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-
естественного откоса грунтов обвалования, условиями организации поверхност-
поверхностного водостока, а также необходимостью резкого сокращения либо полной
ликвидации балластировки трубопровода.
Наземная укладка, так жо как и полуподземная, получила распростра-
распространение в последние 5—7 лет в связи со строительством газопроводов в сильно
обводненпых и заболоченных районах Севера страны. При наземной укладке
нижняя образующая трубы имеет отметки несколько выше дневпой поверх-
поверхности @,2—0,3 м). Газопровод обваловывается в соответствии с проектом
привозным или местным грунтом. Высота обвалования и откосов, закрепле-
закрепление 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-
прокладывают над землей или водой (на реках) па 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-
паводковых вод, высоты снежного покрова в данной местности, гидрогеологических,
геокриологических и других условий и определяется проектом.
Область применения различных схем укладки зависит от технико-эконо-
технико-экономических показателей для конкретной категории местности и района трассы.
Подземная укладка. Она может быть ирименепа почти во всех районах
Советского Союза (с любой характеристикой местности, включая и водные
преграды). Исключение составляют:
— участки распространения мпоголетнемерзлых просадочыых грунтов.
в пределах которых должны быть проложены трубопроводы, трапепортиру-
ющие продукт (газ, нефть и т. д.) с положительными температурами. Если
температура газа постоянно ниже 0° С, включая и период остановок, то под-
подземная укладка возможна и па участках с многолетнемерзлыми проеадочнымн
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 и глубинные более 2 м переформирования могут про-
происходить в течение нескольких педель или месяцев),
78
Наземная или полуиодзсмнаи укладка. Наземная укладка впервые была
предложена группой специалистов Гинроспецгаза в 19E0 г. для строительства
; ,i:ioii|io]!o;ion на болотах. Она позволяет избежать дорогостоящей балласти-
i ?.Ki:n труб средних и больших диаметров и улучшает условия эксплуатации»
), дальпеишем наземную укладку стали применять и па участках трассы
с пылеватыии мелкодисперсными грунтами при высоком стоянии грунтовых
пол. Разновидностью наземной укладки является полуподземная, которая
I'u.-ia предложена в 1903 г. специалистами Всесоюзного паучно-псслодователь-
, !;i:ro института но стротттольству магистральных трубопроводов (Ш-1ИИСТ).
Область применения ятих конструктивных схем прокладки более ограни-
i|i'!ih;i. 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-
нарушает естественные контуры поверхности земли и тем самым естественный
ппдосгок, а также создаст искусственное препятствие для пересечения трассы
людьми, техппкой, домашним скотом и т. н. Кроме того, нолуподземная или
наземная укладка трубопроводов в густонаселенных районах, а тем более на
сельскохозяйственных угодьях, как правило, явно нецелесообразна, ибо тем
самим будет нарушена установившаяся хозяйственная деятельность людей,
искусственно расчленены и отчуждепы дорогостоящие сельскохозяйственные
угодья и т. п.
И связи с этим полуподземпая н наземная укладки могут быть рекомендо-
рекомендованы для районов малозаселенных, заболоченных, с высоким стоянием грун-
грунтовых вод, а также для территорий, где отсутствуют сельскохозяйственный
и промышленные (торфоразработки) хозяйства. К таким районам можно от-
!;<ч-тч Север и Северо-Восток Сибири, Якутию, Коми АССР, Северо-Запад
;рппы. .'(та рекомендация базируется на том, что в перспективе в зтих райо-
районах не ожидается интенсивной сельскохозяйственной деятельности. Когда же
?гп территории будут намечены к освоению, истекут расчетные срок» океплуа-
тщни построенных трубопроводов п могут быть прппяты новые, соответству-
. чипе складывающейся обстановке решепия.
13 районах с многолстпемерзлыми сильпо нросадочнымн груптамн (III
? ! I \" категорий по просадочностн) при транспорте продукта с положительными
температурами полунодземная, как и подземная, укладка по приемлема.
'!'!" касается наземной укладки, то ее можно применять прп условии сохрапе-
i;r;:i грунта в естественном состоятшн путем создания термоизоляционной
?'«душки либо искусстпеиного поддержания подстилающих грунтов в заморо-
'...i-Ii!1OM СОСТОЯПИИ.
Надземная укладка. Укладка газопроводов над поверхностью земли
|i;t специальных опорах имеет более продолжительную историю, чем ноду-
"|'.;:)емпан ч пазомная, но область применения ее для магистральных гааонро-
••••?(ов весьма ограниченна. Даже преимущество надземпой укладки перед
? чуподзомной и наземной относительно сохрапрпия естественного стока но-
i- ;)\постшлх вод и почти .полного отсутствия земляпых работ не привело
i. широкому внедрепшо ее в практику. Принципиально надземная укладка
? <<>кет быть применена по всех районах, а практически — в тех же, что и на-
?vnran. Область ее применения даже более широка, так как наземная укладка
''?I болотах III типа, через реки, в районах горных выработок, на оползневых
'|метках не приемлема.
Тем не менее надземная укладка, посмотри па ряд явных преимуществ,
? .проко пе используется. Основная причина этого, па наш взгляд, заключается
!: характере строительно-монтажных работ. Ксли все другие виды укладки
'?' рубопроводов могут быть почти полпостью мехапизлровапы и выполняться
как единый технологический процесс (псклгочая участки переходов через круп-
крупные рекп, автомобилытые и железные дороги, болота), то надземная укладка
п силу особенностей конструкции трубопровода (компенсационных участков)
ограничивает широкое применение поточпого строительства. Кроме транспорт-
liux. сварочных п изоляционных она требует еще специальных работ по соз-
.?';>ш:ю опор п моптажпых по установке трубы па опоры. Последние операции
требуют от строителен высококвалифицированных профессиональных павыкив
и особой точности выполнения работ.
79
С учетом того, что единственным критерием, объективно учятывающщм
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-
рассматриваемой категории местности. При атом следует требовать от строительных орга-
организации скорейшего создания специальных машин и механизмов, разработки
специальной технологии н т. д. для превращения строительства надземных
трубопроводов в поточный, полностью механизированный процесс с одновре-
одновременным повышением квалификации строительных кадров. При таком решении
вопроса надземная укладка может быть рекомендована для тех же райопов,
что и назомпая.
15 заключение необходимо отметить, что выбор оптималмшх трасс газо-
газопроводов 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-
месторождения глза и нефти и откуда будет проектироваться строительство
трубопроводов в районы потребления. Оптимальную трассу газопроводов
с учетом конструктивных схем их прокладки выбирают с помощью ОВМ
«Минск-22». Программа выбора составлена автором данного параграфа
совместно с II. В. Радюн и В. Я. Волоховым. Порядок выполнения
работы аналогичен порядку работ по выбору оптимальной трассы с помощью
ОВМ. В рассматриваемом случае подготовку исходных данных начинают
с определения области развития линии трассы, напесения цифровой модели
местности, подбора картографического материала и т. п. Различие наблю-
наблюдается н программе для расчетов на ЭВМ «Минск-22».
Программа выбора оптимальной трассы газопроводов с учетом конструк-
конструктивных схем их прокладки состоит из четырех частей:
1) расчет стоимости всех возможных конструктивных схем прокладки
па каждой категории местности, суммирование стоимости элементарных ра-
работ [3];
2) расчет и выявление па 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-
конструктивных схем прокладки, характерных для оптимального пути (трассы).
Более подробно программа описана в работе [3]. Удобство этой программы
заключается пе только в выборе оптимальной трассы, ОВМ 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 здапий и сооружений в охранной полосе, наименьшая протя-
протяженность заболочеппых и обводненных участков и освоенных сельскохозяй-
сельскохозяйственных угодий, наибольшая протяженность наилучших грунтовых условий
(отсутствие скальных, маогодетнемерзлых 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
транспортных коммуникаций на выбор оптимальной трассы проектируемого
трубопровода с отводами позволяют разработать единый подход к учету при-
природных к других условий строительства. Не мепее важны требования полноты,
достоверности и высокой точности, которым должны отвечать физико-геогра-
фя инженерно-геологические, гидрологические ж другие характери-
характеристики, определяющие п коночном итоге критерий оптимальности выбранной
трассы. Достичь выполнения этих требований можно только в результате ком-
комплексного использования картографического и фондовых материалов и а:>ро-
фоп»мотодов, особенно на стадиях ТЭО и технического проекта.
Для выполнения указаппых требований рекомендуется следующая при-
ш>рпая 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
нл (• гадин технического проекта с одновременным использованием геологи-
qL:i'KHX карт четвертичных отложений и аэрофотоснимков, получаемых в соот-
иот'чвующнх организациях. Па стадии предварительного дешифрирования
илучают природную обстановку района и проводят ландшафтное районирова-
нтп1: выделяют участки с ледниковыми, водно-ледниковыми и аллювиальными
отложениями, со скальными породами, закарстовапныо и сильно заболочеп-
ныр. LS результате дается предварительная инженерно-геологическая оценка
трлгсы газопровода и отводов. При инженерно-геологическом дешифрирова-
дешифрировании на стадии технического проекта определяют лнтологический состав
грунтов применительно к их группам по СНиП. При этом используют прямые
н косвеппые признаки, основанные па взаимосвязи различпых компонентов
ландпгафта и геологического строения территории, т. о. в основу положен
ландшафтный метод. Дешифрирование аэрофотоснимков выполняют по мето-
методике, разработанной Лабораторией аэрометодов НПО «Аэрогеология» Мипи-
стгр'тпа геологии СССР.
Соединив контуры распространения грунтов различного литологичоского
сегтана по материалам аэрофотосъемки, геологической карте и другому карто-
картографическому материалу, мы можем с высокой точностью установить граппцы
их простирания.
Границы сельскохозяйственных угодий определяют по дешифрованным
материалам аэрофотосъемки, планам" »тих угодий и ночвонным картам, име-
имеющийся в областных управлениях сельского хозяйства. При этом уточняют
территории мелиоративных и поливпых земель.
Наиболее сложным препятствием при строительстве трубопроводов слу-
служат болота. Контуры их четко отбиваются па картах, а по материалам аэро-
аэрофотосъемки четко дешифрируется характер поверхности болота: топи, озора,
сплавины, растительный покров и т. д. Аэрофотоснимки позволяют наметить
возможные проезды по болоту или объезды. На топографических картах
микрорельеф болот не показывается. При инженерно-геологическом дешифри-
дешифрировании аэрофотоснимков наиболее трудным является определение мощности
торфа. По прямым признакам абсолютные мощности его не дешифрируются;
по аэрофотоснимкам можно определять лишь ориентировочные мощности
торфа с ошибкой от 1 м на мелкозалежпых болотах до 2—3 м на глубоко-
яалежпых. Гипроторфраэведкой проведены обширные изыскания на болотных
массивах страны. По каждой административной области изданы справочники
торфяного фонда с картографическими приложениями. Определив по аэро-
фотоенпмку морфологию впадины, в которой развивается болотный массив,
можно ориентировочно установить мощность торфа и построить профиль
дн.1 болота.
Характер лесной растительности и границы ее распространения довольпо
чет ко устанавливаются по аэрофотоснимкам в сочетании с картографическим
материалом. Институтами объединения Лесопроект проведена аэрофото-
аэрофотосъемка, которую следует использовать при выборе трасс трубопроводов.
Дешифрирование снимков позволяет установить характер залесеппости
1Г вид леса. Кроме того, в областных управлениях лесхозов имеются плацы
?'"''онасаждепий, по которым также можно получить необходимую информа-
Ц"го по границам и видам лесов.
Типы рек определяют по картографическим материалам, аэрофотосним-
аэрофотоснимкам и Водному кадастру СССР. На аэрофотоснимках хорошо просматриваются
крупные и мелкие водотоки, паправлеппые течения, характер речных долин,
высота и крутизна склонов террас и т. и. Уступы террас опознаются по
С :!аь-аз 15 в 81
морфометрическпм признакам, поймы рек — по местоположению и микро-
микрорельеф—по следам блуждания русла. Сухая пойма имеет спетло-сорый тон и по.
лосчатый рпсунок. Понижения и западины характеризуются более темным то-
тоном. 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-
точностью — важное достонпство метода, поскольку эти участки, как правило,
наиболее труднопроходимы.
Уровепь грунтовых вод определяется по гидрогеологическим картам
(масштаба 1 : 200 000—1 : 50 000) и аэрофотоснимкам. Каждому комплексу
отложений присущи свои закономерности распространения водоносных гори-
горизонтов. Для песков, например, выдержанный горизонт грунтовых под обычно
ниже 3 м. Морешше суглинкп характеризуются спорадическим распростра-
распространением подземных под, приуроченных к линзам и слоям песков.
Граница распространения и характер многолетпомерзлых грунтов уста-
устанавливаются ио геокриологическим картам и аэрофотоснимкам, при дешифри-
дешифрировании которых определяются зопы сплошной п островной мерзлоты, глу-
глубина сезонного протаипания, бугры пучения, термокарстовие явления, соли-
флюкционныо процессы и т. п.
Сбор обширной информацпи но районам прохождспгот трассы с отводами,
заменяющий или дополняющий картографический материал, затруднителен
пз-за жестких сроков проектно-изыскательских работ. Сосредоточение всех
интересующих проектировщиков показателей на единой карте даже при укруп-
укрупненном ее масштабе нецелесообразно, ибо делает карту трудпочитаемой.
Значительно облегчить и упростить поставленные задачи можно, разрабо-
разработав комплекс карт, а также создав цифровые модели для выбора оптимальных
трасс с помощью ЭВМ. Использование генеральных схем развития трубопро-
трубопроводных систем позволяет наметить соответствующие регионы, заблаговре-
меппо собрать и обобщить фопдовые и литературные материалы, а в необходи-
необходимых случаях провести дополнительные разведочные работы.
Цель разработки специальных карт и других аналогичных материалов —
систематизировать инженерно-строительные сведения по районам будущего
строительства магпстралышх трубопроводов. Пользуясь заранее подгото-
подготовленными справочными материалами и имея отработанные программы для
ЭВМ, мы можем уже на первых стадиях проектирования, в том числе и па ста-
стадии технического проекта, практически с максимально возможной объектив-
объективностью выбрать оптимальную трассу будущего трубопровода с отводами.
определить стоимость сооружения линейной части, тип прокладки по отдель-
отдельным участкам, решить задачу строительства с учетом минимума капитальных
и металловложепнй. а также сокращения времени строительства и т. п.
Масштаб карт должен быть 1 : 200 000. 1 : 100 000 и крупнее. Карты
составляют по фопдовым и литературным данпы.ч с широким иривлечоппем
материалов аэрофотосъемки. На инжепгрно-геологической карте показывают
литологичеекпй состав рыхлых отложений па глубину до 10 м, их мощность,
состав скальных пород, а также районы развития карста, оползней, мерзлоты
и т. п. При наличии ландшафтных профилен 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-
равнинный (волнистые п всхолмленные, плоские морекпо и озорно-ледниковые рав-
пппьт), холмисто-грядовой урозиоппый и т. п.
На гидрологической карте показывают глубину залегания подземных
вод, основные их типы (пластовые, трещинные и т. д.), химическим и минера-
минералогический составы, водообнльность водоноспых горизонтов, а также нриуро-
чепность вод к определенным литолого-стратиграфпческим комплексам.
Карту густоты гидрографической сети составляют па бланковке. Для
круппых рек указывают шпрппу, глубину, скорость течения и продольные
уклоны дна.
82
Кроме того, составляют карту на крупномасштабно^ оспово, на которую
п jit населенные пункты (кромо хуторов, отдельных зданий, скотных дво-
?,,,!. ! т. тг.), железные дороги, катогорийныо автомобильные, а также зимники
, дороги.
?!,: |;арте болот и растительности цоказыпагот контуры болотных массивов,
,:: •им мощпости торфа и категории проходимости болот. Кроме того, па
.;!••:?• указывают основпыо породы деревьев, высоту и густоту дропостоя.
ц?.,;?.. ''.-и и гари, границы сельскохозяйственных угодий — пашен, лугов.
м !-1:>атир.них лемель п т. п.
i!d карто мпоголотпомерзлых и талых пород помечают их площадное
-:: I?)-'траионпо, мощности мпоголотпомерялых пород, скопления бугров
;i,? ?? пя, тормокарстовых озер, грапицы типов мпоголетпеморл iux и талых
:, ? ;. т. е. :юаы сплошной и островной мерзлоты. Если ость дапнмо о темио-
p,i том режиме, льдистостип других свойствах мерзлоты, их приводят
,1 !:?.?)ночной форме.
При новой стадийности проектирования, когда на стадии технического
?•!.. ? ч.'та определяется окончательная сметная стоимость объекта, подготовлен-
и .. • материал даст возможность установить капитальные вложения в лсшрй-
ц ) часть трубопровода с отводами одновременно с выбором оптимальной
1 ;• гы с помощью ЭВМ как по основной трассе, так и по отводам и отдельным
о .'ткам на них, с незначительными уточнениями в процессе изысканий
л оставления технического проекта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ппродавкин П. П. Подземные трубопроводы. М., «Недра», 1973. .404 с.
2. Вородавкан П. П., Березип В. Л., Рудермаи С. 10. Выбор оптималь-
оптимальных' трасс магистральных трубопроводов. М., «Недра», 1974. 240 с.
3. Дерцакян А. К. Выбор оптимальной трассы газопроводов с учетом
А'щетруктивных схем их прокладки. Автореферат дис. Уфа, 1971. 21 с.
4. Иванов С. А. Выбор оптимальной трассы газопроводов с отводами.
Ашореферат дис. Уфа, 1972. 21 с.
5. СНиП 11—45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектиро-
ЯН1ПШ. М., Стройиздат, 1975. 60 о.
Глава 4 ИНЖЕНЕРНЫЕ
ИЗЫСКАНИЯ
«Задачей инжепорпых изыскании 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-
проектировании и строительстве» (СНиП II—А.13—69, п. 1.З.). Инженерные изыска-
изыскания для промышленного строительства должны производиться, как правило,
специализированными организациями но заданиям генеральных проектиров-
проектировщиков.
Проектные организации с разрешения министерств и ведомств СССР
и советов министров союзных республик в случае необходимости могут про-
проводить инженерные изыгкапия в комплексе с выполняемыми проектными
работами. «К ныженерпым изыскапиям не относятся работы по отводу земель
для строительства, оценке угодий и сносимых сооружений, обмеру существу-
существующих сооружений, созданию опорной геодезической и строительной сети для
разбивочпых 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 П.А.13—09, п. 1.7).
* § 4.1. Подготовка исходных данных
Исходные данные для изысканий подразделяются на две категории:
подготавливаемые главным инжепером нроекта совместно с заказчиком и пред-
представителями ведущих проектных отделов; подготавливаемые изыскательской
организацией (трест инженерно-строительных изысканий или отдел изыска-
изысканий в составе проектного института) до начала полевых работ.
К первой категории исходных данных относятся:
а) комплексное задание на изысками, разработанное и соответствии
с задапием на проектирование объекта;
б) акты выбора площадок под узловые сооружения (КС. I1IIC, ГРС,
жилые поселки, водозаборы, очистные водопроводные и канализационные
сооружения, аэродромы, вертолетные площадки, РРС и др.) с приложением
технических условий па подключение инженерных сетей;
в) справка об открытии финансирования или приказ о включении объекта
в план проектной организации;
г) решение местпых Советов депутатов трудящихся (крайисполкома,
облисполкома или Совета Мипистров автономной республики), разрешающее
проведение предварительных или окончательных изысканий.
Совет Мипистров РСФСР постановлением от 22 марта 1974 г. Л« 175
утвердил «Положение о порядке возбуждепия и рассмотрения ходатайств
о предоставлении земельных участков» предприятиям, организациям и учре-
учреждениям, заинтересованным в предоставлении земельных участков. Разделы
II и IV указаппого «Положения» определяют порядок предварительного согла-
84
сования места расположения объекта, т. е. порядок выбора площадок (трасс)
будущего строительства и оформлепия этого выбора актом комиссии.
В соответствии с «Положением и инструкцией по разработке проектов
щ смет для промышленного строительства» (СИ 202—76, п. 2.6) для выбора
площадки строительства или линейного сооружения заказчиком создается
комиссия, в состав которой включаются, как правило, представители гене-
генеральной проектной организации и по ее усмотрению представители специали-
специализированных проектных и изыскательских организаций, министерства, которое
будет осуществлять строительство или по его поручепию представители строи-
строительной организации — генерального подрядчика; территориальной ироект-
iioii организации Госстроя СССР пли Госстроя союзной республики; испол-
исполкома местного Совета депутатов трудящихся и выделеппые им представители
местпых организаций, ведающих эксплуатацией транспортных коммуника-
коммуникаций, сетей электроснабжения, теплоснабжения, водоснабжения, канализа-
канализации, связи и т. д.; местпых органов Государственной сапитарпой инспекции
СССР, Государственного пожарного надзора СССР, Госгортехпадзора СССР;
республиканских органов но использованию и охране водных ресурсов;
управления железной дороги МПС; Министерства связи СССР; Минэнерго
СССР. В необходимых случаях к работе в комиссии привлекаются представи-
представители Государственной инспекции по охране рыбных запасов и регулированию
рыбоводства. Министерства морского флота СССР, Министерства речного
флота РСФСР или органов, ведающих водным транспортом в союзных респуб-
республиках, управлений Министерства гражданской авиации СССР, Главных
штабов видов Вооруженных сил СССР или штабов воеппых 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 решении и под-
подключении предприятия к инженерным сетям п коммуникациям.
Сроки действия согласований проектных решений и условии присоедине-
присоединения проектируемых объектов к источникам снабжения, инженерным сетям
it коммуникациям устанавливаются при выборе площадки для строительства
и согласовании проектных решений и указываются в акте по выбору площадки.
Указанные сроки по должпы быть менее сроков, установленных в соответствии
с нормами продолжительности проектирования и строительства.
Указанные исходные данные являются разрешающим началом для орга-
организации ипженерных изысканий, как предварительных, так и окончательных.
Отсутствие или недостаточная полнота их отрицательно сказывается на подго-
подготовке исходных данных второй категории, а следовательно, п па своевремен-
своевременном развертывании полевых изыскательских работ.
Вторую категорию исходных данных составляют:
а) плановые материалы различных масштабов на район изысканий-
(карты, планы землепользователей, маршрутная или площадная аэрофото-
аэрофотосъемка, фотосхомы, фотопланы и т. д.);
б) предварительно намечеппые па имеющихся плановых материалах
в соответствии с заданием па изыскапия и актами выбора площадки и трассы
•ччнейпых объектов (головные и промежуточные КС или Ш1С, ГРС, магистраль-
магистральные трубопроводы, вспомогательные ипженерные коммуникации и т. д.);
») согласования с воеппымн округами и органами Госгеослужбы;
г) сведения о государственной геодезической сети на район изы-
изысканий;
д) еведршш о геологической изучеппости изыскиваемых трасс и ило-
Шадок;
(;) сведения об опорных метеостанциях и климате районов изысканий;
ж) сведения о гидрологической изученпости пересекаемых водных пре-
преград и возможных поверхностных источников водоснабжения.
Только комплекс исходпых даппых первой и второй категорий является
т°м необходимым и достаточным условием, которое позволяет выполнить все-
П1Шы ипжеперпых изысканий качественно и с наибольшим экономическим
эффектом.
85
§ 4.2. Основные требования газовой инспекции
R силу пожароопаспостп пофтспроводов и вирывоопаспости газопроводов,
?лзыскагши их должны постись с соблюдением определенных требований газо-
«О1г ггнспокцшг. В осповпом эти требования сводятся к установлению мппн-
малыго допустимых расстояний от изыскиваемого трубопровода до населен-
пых пунктов, отдельных жилых CTpoeniiii, автомобильных и железных дорог,
.'cimnii электропередачи, связи и других сооружений, а также расстояний
между параллельными трубопроводами (СНпТГ II—45—75).
Вео газопроводы в зависимости от рабочего давления подразделяют па
два класса (табл. 4.1). Нефто- и пефтепродуктоироводы н зависимости от диа-
диаметра трубопровода подразделяют па четыре класса (табл. 4.2). Предельная
лшрппа полосы отвода па период строительства пофтп- и нефтепродукт опро-
7)одов с введением норм СГ[ 452—73 апалогпчпп шпрппо полосы отвода для
ТА Б ЛИДА 4.1
Классификация газопроводов п зависимости от давлепия
(ГЛГиИ II— 45—75, и. 2.1)
Нлпс ?
ГЛ:5ГIГр<1П:1Да
I
и
РпГычгс ;i;wi.'K'Fiiic, irrc/c.M2
от
Свыше 25
» 12
До
100 включительно
25 »
Классификация иефтс-
ТАБЛИЦА 4.2
и нефтспродуктопроподов в зависимости
от диаметра (СНпП II — 45—75)
Класс
Диаметр,
ым
i
Свыше 1000
по 1400
и
От 1000
по 500
in
Мепее 500
по 300
IV
Менее 300
ТАБЛИЦА 4.3
Предельная ширина полосы отвода, м, на период строительства
одного подземного трубопровода
Диаметр трубопровода, ми
Земли н(!ссльскохозяй-
ствеаного назначения
или непригодные
для сельского хозяй-
стпа и земли Госу-
дарствешшго лесного
фонда
Земли сельсиохозпй-
ствешюго назначения
худшего качества
(при снятии и восста-
восстановлении плодородно-
плодородного слоя)
До 400 включительно
Более 400 по 700 включительно
Более 700 по 1000 »
Более 1000 по 1200 »
Более 1200 по 1400 »
20
23
28
30
32
28
33
39
42
45
газопроводов соответствующих диаметров (табл. 4.3). Укапанные нормы пре-
\.матрипают подземную укладку трубопроводов. Согласно примечанию
',j ОI 452—73 ширина полосы отвода для магистральных наземных и падзем-
ii.ix трубопроводов определяется проектом, утвержденным в установленном
§ 4.3. Согласования с местными органами власти
и различными государственными инстанциями
Правильно выполненные выбор и оформление актов выбора площадок
ii системой подключения ипженерных коммуникаций или крупных
сооружений одновременно являются исходными данными для на-
?;,1 i.-i организации изысканий и основными принципиальными согласованиями
с ри.чом местных и государственных организаций союзного или республикан-
республиканец": и значения (в зависимости от размеров и народнохозяйственной или госу-
;ыр'Л ионной важности объекта проектирования). Этих дапных при изыска-
изысканиях магистральных трубопроводов в лучшем случав может оказаться доста-
достаточно только для начальной, конечной и нескольких промежуточных точек
трубопровода (головные сооружения, КС, НПС, ГРС и т. д.), так как любая
К" миссии практически не может детально уложить трассу магистрального
?г. \ .'онропода большого протяжении; ео задача — выбрать генеральное панра-
п I им!1 трассы и решить сложные вопросы узких мест (размещение сопутству-
сопутствующих сооружений, подключение инженерных коммуникаций, снос строений,
I: "^дающих в охраппую зону трубопровода, пересечение или обход сельхоз-
vi'Onii н т. д.). Кроме того, часто в состав комиссий по выбору площадок
if*'.меино таких, какими являются КС п НПС, жилые поселки обслужива-
.iiiM'rm персонала и др.) по входят представители военных округов п террито-
р. члыгых органов Госгеолслужбы, требования которых могут существенно
и..'.:."!мть отдельпые участки трассы или ее генеральное направление.
Поэтому до начала полевых работ по имеющимся материалам разрабаты-
i.= 1ся плановая схема трассы трубопровода и в первую очередь проводятся
<??. !.и'(И)апия имгппо с этими организациями. По получении ответов от воен-
I1 ••• округов и территориальных органов Госгортехнадзора СССР заканчи-
'???> оп; согласования нредполевого периода. Далее следует в случае пеобходи-
*:>••? :п корректура трассы по результатам полученных согласовали!"! (учет
"? imktob отдельных воинских частей, отклопеппя трассы трубопровода
.'п,ю избежать норесечепнй с коммуникациями оборонного значеппя,
•??'?' :-i и месторождения полезных ископаемых и т. д.). ]3се материалы по откор-
г ??трованнон трассе магистрального трубопровода передаются заказчику.
;^ключительпым этапом согласований трассы магистрального трубонро-
1|!?'.1 яг.ляются так называемые уточняющие согласования во время нолевых
I?'•'?? '-т. обусловленные детальной укладкой трассы. Оти согласования пыпол-
И'!."Г в первую очередь с землепользователями (совхозы, колхозы, леенром-
?•?'-. опытные хозяйства, машиицо-мрлиоративпые станции п т.д.). затем —
! ? .'?'??')ш организациями, интересы которых в той пли иной мере затронуты.
ii<i получении всех согласований или одновременно с согласованиями
v \ Советов депутатов трудящихся оформляется разрешение на проиеде-
?'; и и.'скателъскнх работ. Порядок получепня согласоианш"! и разрешения
ы насекания предусмотрен в п. 8. 9 п 19, 20 указанного выше «Положения
' ?'•'lii!."iK(! возбуждения и рассмотрения ходатайств о предоставлении земоль-
'!••!>. участков». В процессе согласований должны быть получены также
''-i'i'iii.-i! облисполкома или райисполкома о стоимости сельхозугодий, обл-
11 ':'!i"i: о наличии местных строительных материалов, территориальных
"?;••''поп Госгеолслужбы об отсутствии на трассе трубопровода месторожде-
Ii;iii полезных ископаемых, о судоходных и сплавных реках, пересекаемых
'?' р.".(ceil"] трубопровода, о категорнппости пересекаемых автомобильных дорог;
?*?'?? риктеристики лито"! связи, ЛЭП и других коммуникаций, проходящих
'•? ".\ ранной зоне трубопровода без его пересечения,
87
§ 4.4. Проведение натурных изысканий
Особого положения в части стадийности изысканий и проектирования
магистральных трубопроводов но существует. Подобно другим сооружепиям,
в обычных условиях магистральпыо трубопроводы изыскиваются и проекти-
проектируются п две стадии: технический проект и рабочие чертежи. Сложные усло-
условия (районы распространения многодетнемерзлых грунтов, чрезвычайно
большая длина трубопровода, особой пазпачение и т. д.) требуют трохстадий-
ного проектирования: ТЭО, технический проект и рабочие чертежи. Оптималь-
Оптимальные трассы трубопроводов выбирают, как правило, на стадии TUO (подробно
см. гл. 3). Магистральпыо трубопровода небольшого протяжения (особенно
газопроводы-отводы) проектируют в одну стадию (техно-рабочий проект).
Стадии изысканий соответствуют стадиям проектирования.
Стадия ТЭО. В обычных условиях изыскания для ТЭО сводятся в основ-
основном к камеральному трассированию трубопровода но имеющимся картам раз-
различных масштабов*A : 1 000 000; 1 : 500 000; 1 : 200 000; 1 : 100 000 и др.).
При отсутствии карт указанных масштабов издания ГУГК допускается трас-
трассировать магистральпый трубопровод по административным картам масштаба
1 : 600 000 и мельче или по картам атласов отдельных республик. Уложенная
па указанных плановых материалах трасса магистральпого трубопровода
(один или несколько вариантов) оформляется в схему для согласовании, кото-
которые ограничиваются на этой стадии изыскании в песложпых условиях только
согласованиями с двумя категориями организаций: военными округами и тер-
территориальными органами Госгортехнадзора СССР.
По получении ответа от указанных организации трасса магистральпого
трубопровода корректируется в соответствии с поставленными условиями
(частичные отклонения, обходы и т. д.). В случае необходимости проводится
аэронизуальпое обследование наиболее сложных участков или конкуренто-
конкурентоспособных вариантов. Характеристика рельефа местности, пересекаемые
естественные и искусственные препятствия .геологическая и гидрогеологиче-
гидрогеологическая характеристики, климатические данные, сведения о режиме водных
преград и т. д. — все заимствуется и! литературных и фондовых источников
и имеющегося картографического материала. Результаты изысканий офор-
оформляются в виде отчета, состоящего из пояснительной записки с краткой харак-
характеристикой трассы, плапа и профиля липенной части трубопровода в масштабе
используемых карт. По площадкам наземных сооружении it вспомогательным
коммуникациям специальный материал по представляется, за исключением
случаев, когда проектирование ведется в особо сложных условиях (в зопе
распространения многолотнемерзлых грунтов, в горпой местпости и т. д.).
Стадия технического проекта. При двухстадийном проектировании
(технический проект и рабочие чертежи) изыскания к техническому проекту
являются наиболее ответственной и трудоемкой частью всего комплекса изы-
изысканий магистральных трубопроводов. Имепно по материалам изыскании
к техническому проекту принимаются все принципиальные проектные реше-
решения, определяется окончательная сметная стоимость всего объекта, разраба-
разрабатываются заявочные спецификации па оборудование, материалы, специальные
машины и т. д. Поятому все вопросы, связапные с получением неходпых дап-
ных, выбором площадок, согласованиями со всеми заиптересоваппыми органи-
организациями н т. д., решаются при изысканиях на стадии технического проекта.
Предварительная проработка и согласования трассы на этой ста-
стадии имеют свои особенности. Если оптимальная трасса не была выбрана
с помощью ОВМ и утверждена, то при значительной протяженности трассы
E00 км и более) предварительная проработка трассы, как правило, выпол-
выполняется в нескольких вариантах на мелкомасштабном плановом материале
(карты масштаба 1 : 1 000 000 или 1 : 500 000). Затем намечеппые варианты
уточняются по более крупным планам (карты масштаба 1 : 100 000, 1 : 50 000
или 1 : 25 000). При этом с достаточной точностью определяются районы
пересечения крупных водпых преград, переходы автомобильных и железных
дорог, обходы насоленных пунктов и т. д. В случае многовариантности в это
же время производится предварительное сравнение вариантов, па основании
88
которвго для дальнейшей проработки оставляются наилучшие два-три ва-
варианта. Предварительно отработанная таким образом трасса магистрального
трубопровода оформляется в ситуационную схему для согласовании с ин-
инспекциями Госгортехнадзора СССР и другими заинтересованными организа-
организациями (рис. 4.1). Для создания схемы трассы большого протяжения целесо-
целесообразно вновь вернуться к мелкому масштабу A : 1 000 000 пли 1 : 500 000).
II рп трассах сравнительно небольшого протяжения A00—200 км) схема мо-
я;ет иметь более крупный масштаб.
По получении ответа от указанпых организаций в предварительно разра-
разработанную трассу вносят соответствующую корректировку, после чего прово-
проводится вторичное и окончательное сравнение оставшихся вариантов. Ото срав-
сравнение должно убедительно показать преимущества одного из вариантов, кото-
которым и принимается для дальнейших изысканий. Если оставшиеся варианты
оказываются равноценными пли близкими (разница в приведеппых затратах
ыгное Г>%), то изыскапия на стадии технического проекта выполняются по
обоим вариантам, что должно быть оговорено в задании на проектирование.
Данпые как первого, так и второго (окончательного) сравнения вариантов
в последующем вносятся в отчет по инженерным изысканиям.
Следующим этапом работы пад уточнением трассы магистрального трубо-
трубопровода является накладка ее по наиболее выгодному варианту па плапы
землепользователей, которые имеют, как правило, масштаб 1 : 10 000,
а иногда 1 : 25 000. Ото так называемая натурная проработка трассы с одно-
одновременным согласованием ее с землепользователями и владельцами пересе-
пересекаемых сооружений (автомобильные и железные дороги, лпппи электропере-
электропередачи 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-
трубопровода до разного рода сооружений.
Укладка трассы на планы землепользователей производится камерально,
и лишь в отдельных случаях требуются контрольные измерения в натуре.
!)ту работу выполняет руководитель полевого подразделения (начальник
экспедиции, главпый нпженер экспедиции или начальник изыскательской
партии, отряда). В районах наземпых сооружений (КС, НПС) трасса трубо-
трубопровода укладывается в соответствии с актами выбора этих сооружений.
В сложных случаях привлекаются главный инженер проекта и ведущие
специалисты проектных отделов.
Вторым эшелопом по трассе движутся непосредственные исполнители
полевых работ: топографы, геологи, геофизики, гидрологи. На стадии техни-
технического проекта они выполняют следующие виды и объемы работ:
я) топогеодезические работы — плаповую глазомерную или полуппстру-
нептальную корректуру используемых карт п планов землепользователей
в полосе трассы трубопровода; вынос и закрепление створов переходов через
железные и категорийные автомобильные дороги, а также через крупные
водные преграды (мпогопиточные переходы); полуинструментальное профили-
профилирование всех естественных и искусственных препятствий; инструментальную
съемку крупных водпых переходов;
б) геологические, гидрогеологические и геофизические' работы — буре-
бурении линейной части трассы на требуемую заданием глубину с шагом между
геологическими выработками, определяемым в зависимости от полноты п на-
надежности предварительно собранных материалов, а также от ожидаемого гео-
геологического разреза; установление уровпя грунтовых вод па момепт нзыска-
пнл и их режима в годовом разрезе; отбор проб грунтовых вод на химический
атталпз; устаповлепие грапицобводпенпых и заболоченных участков для небла-
неблагоприятного периода года; бурение переходов через железные и категорийпые
яптомобильпыо 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);
'"уррпие переходов через крупные водные преграды (створ перехода через
кРУпную водпую преграду выбирается на участке с паиболее устойчивыми
89
\ У-
область
Ранееве
Puc. 4.1. Схема трассы иагистрального трубопровода (для согласований).
iu..i.r.i ii Порогами, причом краппе желательно, чтоон русло и oopera inn
\\ ,.| им русло были сложены поскальнымм породами; при отсутствии явно'
,- благоприятных условий перехода материалы топографической съемки,
,,; .|-.;с|н>11 и буропия в виде профилен по всем обследованным варипитам продъ-
!ц: :ии)тся иа решение комиссии, возглавляемой главным инженером проекта):
,. • ? i ? ii'une коррозионных свойств грунтов с помощью электрометрии:
:.> гидрологические работы — обследование всех пересекаемых естествеп-
,;, \ и искусственных водных преград, установление их режима (постоянство
п..,. периодичность действия, периоды пересыхания н перемерзапия); поиосред-
,: :::ич? участие изыскателей в выборо створов переходов через водные
. ??: |M.u>i; опрпделепио расчетных гидрологических характеристик и межень
.,'. .-'li'iJioK (горизонты и ширина зеркала воды, наибольшая глубина, поиерх-
у. : г.чя и донная скорости тсчепия); устаповлепио хозяйственного значения
с, :ч(ц;:1 или водоема (судоходство, лесосплав, рыбное хозяйство); орншпза-
!, .. ч производство промеров иа крупных водных переходах; измерение ско-
|: ? :.'ii и направлений течения; определение размеров деформаций русла и бе-
р,-: -к: отпор проб воды на химический анализ.
Но площадкам паземпых сооружений и вспомогательным коммуника-
,: ч иа стадии техцпческого проакта выполняется весь комплекс топогео-
i м'Н'скпх, инжеперпо-геологичеекпх, геофизических и гидрологических
и ;,скаиим. Масштаб топографической съемки площадок п коммуникаций
м:'И|||11 принимается более мелкий, а бурепие производится па площадках
ii под сооружения, а по задаваемой сетке.
(/гадня рабочих чертежей. Целью изысканий является детализация
м.-|('рна.чот). выданных па стадии технического проекта, уточнение отдельных
\'-м'тков трассы трубопровода, досъемка 1глогцадок и трасс коммуникаций
ii.-i оенопе трсбовашп! экспертизы технического проекта, уточнение и дололне-
н !<? отдельных согласований, создание материалов более крупных масштабов
к.1:; но липенноп части, так и по площадкам, а также подготовка трасс, и пло-
ii'.i юк для сдачи заказчику.
По линейной части магистрального трубопровода, подобно изысканиям
к н'хппчрекому проекту, выполняется комплекс топогеодезнческнх и гпдроме-
Т1"|ролоп1чоских работ. Однако характер выполнения этих работ па стадии
рабочих чертежей песколько другой. Выполняется сплошпая нистру.менталь-
iui;i укладка трассы на местности (трассировка); в зависимости от диаметра
и: (оптируемого трубопровода и условий местности проводится сплошная
Т1.:кирафнческая съемка полосы трассы или только съемка сложпых участков
fi!i-|iL%.xo;iM через водные преграды, автомобильные и железные дороги, болота
>""? п.шой иротяжеппости, горпые п косогориьте участки, балки, овраги и др.).
Лмжеперно-геологическне работы выполняются с таким расчетом, чтобы име-
имелась возможность отбить границы всех литологичоских разностей грунтов
пи трассе трубопровода и составить геологически!! профиль с учетом рельефа
местности и увеличенного заглубления трубы в переломных точках. Выпол-
Выполнимся сплошная электрометрия для проектирования изоляции и йлектрохи-
мичрскон защиты. Наконец, дополняются и уточняются гидрологические
характеристики пересекаемых больших п малых водотоков. Аналогичные
работы выполняются при изысканиях площадок и трасс коммуникаций на
'"'??'дли рабочих чертежей.
Если па стадии технического проекта проектировщики работают по пло-
'надкам на планах 1 : 2000—1 ; 1000 (компоновка генплана), то на стадии
Р'и'очих чертежей им обычно требуется плановый материал масштаба 1 : 500
f-i'nальная планировка). Поэтому приходится либо выполнять крунпомпо
мпабцую съемку п соответствии с разработанным генпланом, либо увеличн-
!!;<м> оо с более мелкого масштаба (паптографировапне, новая накладка, меха-
чпч(чч;ое увеличение при несложпом рельефе и т. д.). Для инжеперно-геологи-
4('iKiix работ на площадках при изысканиях под рабочие чертежи характерно
'"! ">б.чорпое», а детальное бурепио непосредственно под проектируемые соору-
''•"'?iiiiii (компрессорный цех, эпе.ргоблок, гараж и т. д.).
Пзыскаппя но трассам инженерных коммуникаций значительных особоп-
ii
'"
ii не лмеюг.
91.
Стадия техно-рабочего проекта. Изыскания для техно-рабочего проекта
являются одностадийными. Проводятся они, как правило, только для проек-
проектирования 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
ж рабочих чертежей.
§ 4.5. Топогеодезические изыскания трасс и
площадок
Планово-высотное обоснование. Топогеодезические изыскания трасс
магистральных трубопроводов, площадок сопутствующих сооружений и ком-
коммуникаций регламентируются инструкциями по инженерным изысканиям для
линейного строительства (СН 234—62), по инженерным изысканиям для про-
промышленного 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 обоснованно необходимо поставить в зависимость от стадии проекти-
проектирования, диаметра трубопровода и его назпачения.
Плановым обоснованием для липейпой части трубопровода и коммуни-
коммуникаций являются теодолитные ходы, которые привязываются к опорным пунк-
пунктам государственной или ведомственной геодезической сети. Относительная
невязка в теодолитных ходах но 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-
триангуляции и полигонометрии, а также количество точек поворотов висячих теодо-
теодолитных ходов не должпы превышать значений, указанных в табл. 4.5—
4.6. Угловые невязки в замкнутых полигонах и ходах не должпы превышать
f9=±l'VH, D.1)
где п — число углов в полигоне или ходе.
ТАБЛИЦА 4.4
Допустимые абсолютные невязки теодолитных ходов
Масштаб
1 :
1 :
1 :
1:
съемки
500
1000
2000
5000
Невязки, м
на застроенной
территории
0,25
0,40
0,60
1,20
на незастроенной
территории
0,40
0,60
0,90
1,80
на незастроенных
территориях
в неблагоприятных
условиях (наросли,
болото, пахота
И Т. Д.)
0,50
0,80
1,20
2,40
Высотным обоснованием является геодезическое или техническое (гео-
(геометрическое) пивелировапие. При топографических съемках с сечением рель-
рельефа более 1 м высотные отметки пунктов можно определять геодезическим пи-
велированием, при этом длины ходов должны быть но более 2 км. При съемках
с сечепием рельефа до 1 м определение высотпых отметок производится техни-
техническим нивелированием.
Геодезическое нивелирование производится измерением вертикальных
углов одним полным приемом при двух положопиях вертикального круга.
Расхождения между прямым и обратным превышением или между превыше-
92
ТАБЛИЦА 4.5
Максимальные длины теодолитных ходов и удаленность узлов точек
от пунктов триапгуляции и полигоиометрии, ки
Масштаб
съемки
1
1
1
500
1000
2000
5000
Между пунктами триангу-
триангуляции и полигонометрии
или между узловыми
точками теодолитных
ходов, служащих само-
самостоятельной опорой
на настроен-
настроенной терри-
территории
0,80
1,20
2,00
4,00
на незастро-
незастроенной тер-
территории
1,20
1,80
3,00
6,00
Висячие ходы
на настроен-
настроенной терри-
территории
0,10
0,15
0,20
"~
на неза-
незастроенной
территории
0,15
0,15
0,30
0,50
Удаленность
узловых
точек
or пунктов
триангуля-
триангуляции и поли-
полигонометрии
0,70
1,00
1,50
3,00
ТАБЛИЦА 4.6
Максимальные длины и количество точек поворота
висячих теодолитных ходов
Масштаб
съемки
1 :500
1 :1000
1 :2000
1 :5000
На застроенной территории
Длима хода, м
100
150
200
—
Кол-во точек
поворота
3
3
3
—
На незастроенной территории
Длина хода, м
150
150
300
500
Кол-во точек
поворота
1
1
2
2
нпями, определенными при паведении па равпыо высоты рейки для одной
и той жо линии, не должно быть более 0,04s, м, где s —длина линии, сотни мет-
pen. Допустимые невязки в ходах и замкнутых полигонах, м, но должны
превышать
Afc= ± 0,04s/п, D.2)
гдо s—средняя длина линии, сотни метров; п — число линий; s— ^ S1ln\
^ s" — сумма всех длин линий хода.
Тохническоо ппвелировапие пунктов съемочного обосновапия проводится
отдельными ходами, системами ходов и замкнутыми полигонами между мар-
марками и реперами пивелирования II, III и IV классов. В исключительных слу-
случаях допускается проложение висячих пивелирных ходов, намеряемых в пря-
прямом и обратном направлениях. Предельная невязка хода или замкнутого
полигона, мм, не должна превышать
пли
Ah= ±10 Vn,
гдо L — число километров; п — число станций в ходе или полигоне.
D.3)
D.4)
93
В результате проведенных работ но съемочному плановому и высотному
обоснованию должны быть представлены:
?- схемы съемочного обоснования;
-- абрисы привязок пунктов, закрепленных центрами;
— журналы геодезического или техническою нивелирования;
- ведомости обработки измерения базисов;
— ведомости уравнивания и вычисления координат л высот;
— каталог координат и высот пунктов съемочного обоснования.
Трассировка. До массового освоения математических методов выбор»
оптимальных трасс с помощью ЭВМ трассирование линии трубопровода целе-
еоопразпо проводить в несколько этапов. Камеральное трассирование в иодго-
'пиштельнып (нредполевой) период по имеющимся плановым материалам вы-
выполняется для предварительной оценки на стадии ТОО н согласовании 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-
материалам предварительного камерального трассирования (при качественном и пол-
полном использовании материалов аэрофотосъемки инструментальное трассиро-
трассирование но сути может быть выносом трассы в натуру для установки знаков за-
закрепления и сдачи ее заказчику).
Подготовительный процесс для камерального трассирования по име-
имеющимся плановым материалам, крупномасштабным картам и нлапам земле-
землепользователей складывается из подбора однородного планового материал»
на всю трассу трубопровода *, размещения этого материала па одной плос-
плоскости (стол, подрамник) с возможно точным сопряжением но границам от-
отдельных листов с помощью чертежных грузиков или кнопок, отыскания на
плановом материале пачальной и конечной точек (пунктов) трассы трубопро-
трубопровода, закрепления этих точек булавками или иголками и натяжения между
)шмн обычной нити. На отом подготовительная часть заканчивается и начи-
начинается собствеппо трассирование.
Качественное выполнение камерального трассирования требует соблюде-
соблюдения определенных правил. Сначала определяют промежуточные узловые
точки трассы трубопровода. Такими точками могут быть пупкты расположе-
расположения Ш1С или КС, переходы через крупные водные преграды, обходы иутевых
развязок железных и автомобильных дорог, обходы круппых населенных
нупктов, 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-
узловую точку рассматривают как копечпую точку первого участка трассы и на
этом участке проводят трассирование мягким карандашом или также с по-
помощью булавок (иголок) и другой нитки (желательно другого цвета, нежели
воздушная прямая). После окончания укладки трассы па первом участке-
переходят ко второму, третьему и т. д. до конечной топки (рис. 4.2). Углы
поворота трассы, значительно отклоняющие ее от воздушпон прямой, заносят
и ведомость (табл. 4.7). Если природные условия сложпые (сильная изрезан-
ность рельефа, наличие оврагов, интенсивно размываемых рек, большая засе-
леппость территории, сильная заболоченность, густая сеть автомобильных
и железных дорог со сложными развязками и т. д.), то промежуточные узло-
узловые точки могут иметь несколько вариантов. Тогда предварительное трассиро-
трассирование ведется но всем конкурентоспособным вариантам.
Каждый из вариантов закрепляется на плановом материале (обычно мяг-
мягким карандашом), после пего в специальные ведомости (табл. 4.8) заносятся
* При очепь длишшх трассах магистральных трубопроводов необходимо
начинать трассирование но нлапам мелкого масштаба, переходя па более
крупный A : 1 000 000, 1 : 100 000, 1 : 25 000 и т. д.).
** Все узловые точки целесообразно выбирать как можпо ближе к воз-
воздушной примой: к прямо патяпутой пптн между начальной и конечной точ-
точками трубопровода.
В-1
<0
Рис. 4.2. Камсральвое трассирование трубопровода по картам.
ВП — воздушная пряная; I—V — варианты трассы.
ТАБЛИЦА 4.7
Форма ведомости основных углов поворота трассы трубопровода
Л6 п. п.
1.
2.
3.
4.
Километр
трассы
угла пово-
поворота
3,2
5,6
8,0
26,5
Угол поворота но отноше-
отношению к предыдущей примой
вправо
12° •
—
12
6
влево
24°
—
—
Обоснование угла поворота
Обход населенного пунк-
пункта
То же
Выход на генеральное на-
направление
Обход болота
основные показатели трассы, снятые с указанного плапового материала.
Варианты трассы копируются или составляется их схема. По данным ведо-
ведомостей производится сравнение вариантов и для дальнейшей работы оста-
оставляется, как правило, одип вариант с несколькими подвариантамн на отдель-
отдельных сложных участках.
На стадии технического проекта инструментальное трассирование выпол-
выполняется лишь частичпо (в пределах переходов через крупные водные преграды,
автомобильные дороги I—III категорий и магистральные железные дороги
нормальной колеи). На стадии рабочих чертежей инструментальное трассиро-
трассирование выполняется сплошное, с закреплением трассы стандартными закрепи-
закрепительными знаками: деревянными столбами, металлическими трубами или
угольниками *. Закрепительные знаки устанавливаются на всех углах пово-
поворота, выносках, переходах через водпые преграды, автомобильные и желез-
пые 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-
Закрепительные знаки маркируются масляной краской; па них указываются сокращенное
название организации, условное назвапие трассы, порядковый помер знака,
значение и направление угла.
Кроме закрепительных зпаков при трассировании трубопровода на пере-
переходах через водные преграды и растущие овраги с шириной в межень по зер-
зеркалу воды или между бровками оврага более 30 м устанавливаются нестандарт-
нестандартные грунтовые реперы, по одному на каждом из берегов одпонпточных перехо-
переходов и по два на каждом из берегов многопиточных переходов. Для установки
реперов выбираются безопасные от повреждения места в стороне от трассы
A00—150 м), противоположной перспективному развитию трубопровода.
По уложенной па местности и закрепленной трассо трубопровода прокла-
прокладывается магистральный теодолитный ход с привязкой к пунктам государст-
государственной геодезической сети. Измерения горизонтальных углов выполняются
оптическими теодолитами (цепа деления 30") двумя приемами с перестановкой
лимба между приемами примерно на 90°. Расстояния между закрепительными
знаками и дополнительными точками теодолитных ходов измеряются сталь-
стальными компарированньши 20-метровыми лентами в прямом и обратном напра-
направлениях. ?
Разница между двойными измерениями но должна превышать 3 см па
100 м линии, а относительная линейная невязка не должна превышать
i : 2000. Угловая невязка
AasL±l"/n, D.5)
где п — количество измеренных углов в ходе.
* В залесенной местности допускается в качестве закрепительных зна-
знаков использовать пни от срубленных деревьев.
96
ТАБЛИЦА /,.8
Форма сводной ведомости оеновпых показателен трассы трубопровода
Покапатмь
Кол-no по париантлм
II
III
Приме-
Примечания
Длила трассы, км
Длина воздушной прямо!!, км
Абсолютное удлиненно, км
Относительное удлштепне, %
Переходы через водпыо преграды, переходов/км:
многоннточные через крупные преграды
(ширина в межень более 75 м)
олпоииточные через средние преграды (ши-
(ширина в межень от 20 до 75 м)
одпониточные через малые реки и ручьи
одпониточные через Палки и овраги
Протяженность пересекаемых болот, км/количе-
км/количество
Протяженность обводиенпых участков, км
Переходы через железные дороги:
нормальной колен
узкой колен
Переходы через автомобильные дороги:
I—III категории
IV—V категорий
профилированные иекатегорийные
Протяженность пересекаемых коеогорпых участ-
участков, км/колнчество
т'ротя/кепность залесопных участков, км
Протяженность трассы, км, но пересекаемым:
пахотным землям
участкам с закрытым дренажем
участкам с открытым дренажем
участкам поливных земель
Протяженность трассы п неблагоприятных для
строительства условиях (скальные грунты,
такыры, вечная мерзлота, карст п др.), км
Строения в охранной зоне трубопровода:
жилые
промышленные
подсобные
Протяженность трассы вдоль существующих ав-
автомобильных, железных дорог и водных путей
сообщения (до 3 км), км
Суммарные капитальные вложеппя, тыс. руб.
Эксплуатационные расходы, тыс. руб./год
Приведенные затраты, тыс. руб./год
При угловых измерениях па одной точке нескольких направлении (более
двух) производится замыкание горизонта. На узловых точках и пупктах
триангуляции измеряются правые и левые примычные углы. По результатам
зги* измерений определяются азимутальные направления теодолитпого хода.
13 случаях, когда па большом протяжении трассы (порядка 20 км) отсутствуют
близ расположенные пункты триангуляции (находятся далее 3—5 км), опре-
определяется астропомнчеекпй азимут тремя приемами с погрешностью ± 1°.
7 запал 1 г.б 97
Допускаются следующие зпачепия погрешности измерения горизонталь-
горизонтальных углов теодолитами с ценой деления 30":
а) колебание двойной коллимационной ошибки — ±1';
б) колебание направления пл отдельных приемов — ±45";
в) ошибка замыкания горизонта — ±30".
Результаты ипструментального трассирования заносятся в угломерные
журналы с ведением общей схемы теодолитпого хода и постраничных абрисов.
Содержание и объем тоцогеодезических инженерпых изысканий при примене-
применении математических методоп оптимизации трасс с помощью ЭВМ существенно
отличаются от обычного, изложенного выше, способа выбора вариантов трассы.
Принципиальные положения этой повой методики изложены в гл. 3.
Пикетаж. Пикетажные работы выполняют на стадии "рабочих чертежей
но окончательно закрепленной па местности трассе трубоировода или другого
линейного сооружения. Разбивка пикетажа и правильное водепие пикетаж-
пикетажного журпала имеют важное зпачение для дальнейшей обработки материалов
изыскании. Пикетажпый журнал наиболее полно характеризует условия
прохождения трассы трубопровода, включая в себя большой объем пнжепер-
ной информации как по оси трассы, так и в заданной полосе (характеристика
местности в увязке с плановым положопием трассы трубопровода; точки пере-
пересечения естественных и искусственных препятствий, включая наземные,
надземные и подзомпые коммуникации; их характеристики; расцоложение
всех створных знаков и углов поворота с их номерами и значениями; наимено-
наименования н границы землепользователей; расстояния от оси трассы до разного
рода зданий, строепий и сооружений, попадающих в охранную яопу трубо-
трубопровода; характеристика растительпостп и т. д.).
В состав пикетажпых работ входят: одиночное измерепие липни стальной
лептой с последовательным закреплением па местности кольями и сторож-
сторожками 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 охранпой зоне трубопро-
трубопровода; составление эскизов пересекаемых препятствий (реки, ручьи, каналы,
железные и автомобильпыо дороги, ЛЭП, ЛЭС, другие газопроводы, пефто-
проводы, водоводы, канализация, силовые кабели, кабели связи и т. д.), а такж>'
зарисовка ситуации в полосе трассы. Разграфка каждой страпицы журнала
выполняется в виде сетки для удобства масштабного изображеппя 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, давления и спо-
способа прокладки. Так, для газопровода диаметром 500 мм при подземной про-
прокладке ситуация должна быть зарисована в полосе шириной не менее 300 м
(по 150 м в каждую сторону), а для газопровода диаметром 1200 мм при пад-
земной прокладке ширина освещаемой полосы увеличивается уже до 1200 м,
т. о. 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 равпа 50 -100 м. Пример заполнения пикетажного
журнала приведеп на рис. 4.3.
Нивелирование. Для проектирования магистральных трубопроводов,
комплекса площадок НПС и КС и коммуникаций между пими выполняют тех-
техническое нивелирование, опирающееся на пункты государственной геодези-
геодезической 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 одпу твердую точку (пупкт государственной
геодезической сети). В этом случае измерения ведут дважды: в прямом и об-
обратном направлениях.
Техническое пивелпровапие можно выполнять методами геометрического
нивелирования с помощью нивелира и геодезического пивелирования с по-
помощью теодолита. Для геометрического пивелирования используют нивелиры
с ценой деления уровня до 25" п двусторонние трехметровые рейки. Плечи
ппвслировання не должны превышать 150 м. Отсчеты берутся по одпой еррд-
98
Рис, 4.S. Првмер мполнения пикетажного журнала при якиеЕлых изыеканнях.
99
пей нити. Допускаемую невязку нивелирного хода определяют по формуле
D.'<). При геодезическом нивелировании производятся измерения вертикаль-
вертикальных углов одним полным приемом. Данные геодезического нивелирования
заносятся R угломерный журнал. Допустимая высотная невязка при этом опре-
определяется по формуле ('i.2). Измерение линий н обоих случаях выполняется
стальной лентой <? точностью не ниже 1 : КЮО.
При пикетировании определяются имсоты всех угловых, пикетных
и плюсовых точек трассы магистрального трубопровода и трасс коммуника-
1Шii. На нрппизочимх hhiiiviii|iiimx ходах (при передаме нысот с твердых
точек на точки трасс пли съемочного обоснования) разбинка пикетных и плю-
еоны\ точек не производится.
Съемка. Для проектирования магистральных трубопронодоп (собственно
линейной части и переходов через естественные и искусственные препятствия),
наземных сооружений (КС и НПО. жилые поселки, водозаборы, очистные
водопроводные и канализационные сооружения, склады JC.M, стройбазы,
вертолетные площадки и др.) и коммуникаций (подъездные автодороги, же-
железнодорожные тупики, водоводы, канализационные коллекторы, выпуски
с очистных сооружений, Л'Ш. JH>C или кабели связи, радиофпдеры) как на
стадии технического проекта, так и на стадии рабочих чертежей выполняются
томографические съемки п пределах заданных размеров.
Границы съемки и их масштабы для площадок и лилейных сооружении,
как правило, определяются заданием на изыскания, а границы съемки по
длине переходов через естественные и искусственные препятствия назначаются
непосредственно в ноле в зависимости от характера препятствии. Так. при
съемке перехода через року длина перехода определяется не урезами воды
и русловыми бровками берегов, а пойменной частью реки при наличии поймы
и бровками корепных берегов па босноймепных участках. Наиболее сложным
случаем установления границ съемки перехода является случай широкой
поймы с пологими склонами долины реки. Поэтому прежде чем приступить
я созданию съемочного обоснования и непосредственно к съемке, необходимо
установить границы максимального затопления поймы реки в створе пере-
перехода.
• )та 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 иерепосятся 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 называемым ИНГ - - высокий
исторический горизонт) определяется опросом старожилов. При :>том опрос
ведется перекрестным путем, т. е. опрашивается обязательно несколько чело-
вен до наиболее вероятного совпадения сведений. Полученные таким путем
сведении о ВИГ актируются, подписываются старожилами и заверяются
п местном органе власти (сельсовет, райисполком и т. д.). После этого отметка
наивысшего горизонта аналогично первому случаю передается в створ пере-
перехода. ГС ел и 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 на ветках деревьев и кустарпика).
Отметок горизонта высоких вод (ГВВ) какого-либо копкретного года или
ВИГ мало для установления границ съемки перехода через подлую преграду.
Необходимо еще наличие сравнительно ровной площадки, paimoii по длине
1,2-1,5 ширины реки в межепь (но зеркалу воды), для производства строи-
тедьно-моптажпых работ по подготовке дюкера и укладки его в створе пере-
перехода. При высокой и сухой между весенними паводками пойме такая пло-
площадка может быть расположена в пределах самой поймы и границами съемки
перехода будут урезы ГВВ редкой повторяемости или ВИГ плюс 150 -200 м
по склонам долины от этих урезов. При низкой пойме, подверженной затопле-
затоплению кроме весепнего половодья еще и дождевыми паводками, наличии стариц
или большой заболоченности строительно-монтажная площадка выбирается
100
in,'-, на пологом склоне долины за пределами поймы, либо за пределами бровки
'.,-,-, много берега. В ;ш>м случае длина перехода увеличивается соответственно
,j;i -мину пли ширину строительно-монтажной площадки, расположенной по
,„?!• :i.iii перпендикулярно к iiop<>xo;iy.
II >> ширине снимаемый полный переход дол-жен быть равен 1,2 —
I.;, ширины реки в межень, но не менее, м.
1---а (/г —1)-;-2/>, ' D.0)
I р.. ./ - расстояние между нитками в русловой части, м; и — число питок
и,i переходе; b — запас съемки в каждую сторону от крайних ниток, равный
,„'.;.;ЧНО 50-100 М.
Расстояния .между нитками в русловой части определяют по CIFnTI
I1 ы 75 (табл. 4.U).
Т л г. Л И ц л 4.SI
Минимальные расстояния, м, между уложенными в русловой
и пойменной частях параллельными трубопроводами
Диаметр труГиш[ю-
нодл, мм
До 1000
Более КЮ0
30
50
поименной чнетн
Такое же, как для ли-
линейной части
Примечание. Расстояния дапы для водоемов с зеркалом воды
в межень шириной более 25 м.
Вторым но сложности определении границ съемки является переход через
;ип<1мобил1.нун) и железную дорогу. Выполненная съемка перехода (рис. 4.4)
.'П'лжна удовлетворить двум основным требованиям:
I) быть достаточной для проектирования всех элементов перехода (соб-
сiпенно трубы, защитного кожуха, вытяжной свечи для газопроводов и сбор-
сборного колодца для нефте- н нефтенродуктопроводов):
-) захватывать всю ширину полосы отвода железной дороги *. включая
Финитные лесопосадки, так как разрешение на строительную просеку по
ипцитным лесопосадкам железных дорог дает Глашгое управление пути МПС.
Поэтому длина съемки перехода через железную и автомобильную дорогу
должна определяться расчетом. Значения я, 6, с и (/ (соответственно расстоя-
расстояния от подошвы наеынн до конца кожуха, от оси насыпи до конца кожуха,
до нытя/Кнон свечи газопровода и до сборного колодца нефте- пли нефтеиродук-
Т'проподя) регламентируются СЛГиП 11-45-75 (табл. 4.10).
В зависимости от высоты // и крутизны т откосов насыпи (см. рис. 4.4)
члнна защитного к'ожуха сбудет 2 (а '?- mil ?- В/2) == 2Ь. С учетом поправки
на высоту пасыпи с всегда будет превышать или я -:- тП |- В/2, пли Ь. Зна-
Значение d может оказаться меньше их. так- как при определении расстояния до
спорного колодца для пефте- и нефтепродуктопроводов поправка на высоту
наеылп не требуется. Таким образом, .длина съемки перехода для газопроно-
чов
L=2(e-f-e);
D.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 относов.
tin
Рие. 4.4. Схема перехода трубопровода через железную
и автомобильную дороги (для определения границ
съемки переходов).
а — профиль; б — план.
1 — трубопровод", 2 — кожух; 3 — вытяжная свеча
газопровода; 4 — сборный колодец нефте- и неф-
топродуктопровода
Т А Б ЛИЦА 4.10
Минимально допустимые размер].], м, элементов профиля
при определении длины переходов трубопровода
через железные и автомобильные дороги
Категория дороги
Железные дороги:
общего пользо-
вапия
промышленные
ип омобильныо доро-
дороги:
I, II
III, IV
д
а
2
2
2
2
ля газопроводов
Ь
25
15
15
8
с
40
25
25
25
?—
—
—
—
Для нефте- и нофгепро-
дуктопрпг.одоп
с
2
2
2
-
'>
25
15
15
8
с
—
—
—
•—
25
15
15
—
Примечание. Приведенные значения с принимаются при равенстве отметок
?«.пиши рельса железной дороги или покрытия проезжей части автомобильной дороги
-.1 основания вытяжной свечи. В случае превышения головки рельса или покрытия дороги
.;ад основанием свечи на каждый метр превышения значение с увеличивается на 5 м.
и !я нефте- и нефтепродуктопроводов
L=2(d-\-e) при 6<d>a + m//-LS/2; D.8)
при d<b>a + n»#-f#/2; D.9)
при d<a-|-mtf-f/?/2>6, D.10)
..?Д'-' е * — расстояние от вытяжной свечи или сборпого колодца до внешней
кромки защитной лесополосы; В — ширина земляного полотна по верху.
Формулы D.7)—D.10) справедливы при пересечении дороги под 90°.
По СПиП II—45—75 допускается пересечение дороги под острым углом
'до 60°). В этом случае п окончательную расчетную величину длины съемки
лерохода вводится попрапкп, равная 1/sina, т. е.
г90°
A /si net),
D.11)
r/_ — угол между осями трубопровода и пересекаемой дороги.
П р и м е р. Газопровод пересекает однопутную железную
дорогу общего пользования, которая в створе перехода имеет
насыпь высотой Н — 10 м с откосами 1: т = 1 : 1,5 и пшрипон
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 стиору перехода местпость попе-
речпого уклона не имеет. Требуется определить длину съемки
перехода газопровода через железную дорогу.
Решение. По табл. 4.10 и условиям задачи расстояние от
осп дороги до вытяжпон свечи с — 40 м. Согласно примечанию
к табл. 4.10 необходимо ввести поправку па высоту насыпи:
* Расстояние е учитывается только в том случае, если защитная лого -
юлоса дороги распространяется за пределы размещепия вытяжпоп сиечп
ri.'iii сборного колодца.
101!
Л<- -- 5-10 --- 50 м. Сум.марпоо значение с' -~ с -j- Дс = 40-f-
!_50= 00 м. Далоо следует определить необходимость учета
в формуле D.7) расстояния е от вытяжном свечи до внешней
кромки защнтпой лесополосы. Расстояние от оси дорога до
внешней кромки защитной лесополосы 43 -|- 20 = 63 м. Сопо-
Сопоставляем с велнчиой с': E3 <[ 90, т. е. вытяжная свеча должна
размещаться за пределами защитной лесополосы. В птои случае
расстояние е в расчет пе принимается. По формуле D.7) L»о° =
-- 2 (90 ?;?? 0) -?= 180 м.
И р тг м о р. Решить ту же задачу при условии пересечения
железной дороги нефтепроводом.
Решение. Предварительно следует ныбрать расчетную фор-
формулу, для чего необходимо определить зпачепне а -\- тН -(-
-•'•S/2--2 -;- 1,5-10 -;- 5,8/2 ? - 10,9 м. Полученное расстояние
сопоставим с b и d (но табл. 4.10 b --- 25. d -- 25 м). Следова-
Следовательно, b ~ d^>a — тН + В/2 B5 > 19,9).
За расчетную можно принять формулу D.8) или D.9).
По конструктивным соображениям сборпый колодец лучше
несколько отдалить от копца кожуха (памрпмер, па 1 м). Тогда
d' --= 25 j- 1 ?-- 26 м. В этом случае окончательно b<^d^>a -\-
+ mil -4- В/2, т. е. расчет длины съемки перехода следует вы-
выполнять по формуле D.8).
Далее анализируется необходимость учета расстояния е
в расчетах. Расстояние до впептей кромки защитной лесополосы
43 + 20 — 63 м, а расстояпне от оси дороги до сборного колодца
(по табл. 4.10) d -?= 25 м. Следовательно F3>25), внешияя
кромка защитной лесополосы находится за пределами сборного
колодца, т. е. е вводится в расчет. По условиям задачи е -=
;?- 03 — 25 •- 38 м. По формуле D.8) ' Л»о° =. 2 (d ?? ? е) --
- 2 B5 — 38) -- 120 м.
Съемка выполняется, как правило, монзулой или тахеометром. Примене-
Применение мензульной съемки паиболое целесообразно в условиях незастрооппой
или мало застроеппой территории, когда необходимо получить плап.какой-
либо площадки (ППС или КС. поселка, водозабора, перехода и т. д.). Преиму-
Преимущество мензульпоп съемки состоит в том. что план площадки создается непо-
непосредственно в поле в виде готовой продукции. При съемке лилейных объоктов
(полоса вдоль трассы трубопровода, подъездной дороги, водовода и т. д.)
пли при съемке площадок в условиях плохой погоды наиболее предпочти-
предпочтительна тахеометрическая съемка.
Инструкциями но инженерным изыекапиям для промышленного строи-
строительства (СП 225--Ь'2) и для линейного строительства (СИ 234—62) предусма-
предусматриваются масштабы съемки как на предварительных, так и на окончательных
изысканиях для всех сооружений магистральпых трубопроводов от 1 : 5000
до 1 : 1000 с накладкой плапа только в отдельпых случаях в масштабе 1 : 500
(водозаборные if очистные сооружения. 11ГТС, плотнпьт, мостовые переходы,
путепроводьт, эстакады). Однако практика ггроектпрованпя показала, что
необходимо площадки под целый ряд сооружений снимать в более крупном
масштабе, особенно па стадии рабочих чертежей.
Камеральная обработка. Результатом камеральной обработки инженер-
инженерных пзыскаппп трасс и площадок магистральных трубопроводов являются
материалы: 1) для проектирования всего комплекса сооружений; 2) для сдачи
трасс и площадок заказчику. Первая категория материалов подготавливается
дпа или три раза (для каждой стадии проектирования); вторая — только на
стадии рабочих чертежей. Объем и характер представляемых материалов
изыскаштй в зависимости от стадии проектирования выглядит следующим
образом.
Д л я с т а д и и ТПО. Схема трассы магистрального трубопровода пред-
представляется с краткой технической характеристикой в виде таблицы основпых
показателе!! (дллпа трассы, количество переходов через крупные водные
преграды, железные и автомобильные дороги, ожидаемая протяжеппость
104
«д в, эе \
й>\ •е.эе,- • -,*
•7,01 !^—
6,89 ~ZI— л6>97 ~—
II
• 7,55
Puc. 4.5. План нногониточного перехода трубопровода через реку.
пересекаемых болот, скальных участком, участков многолетней мерзлоты
и ожидаемая протяженность трассы вдоль существующих транспортных путей
сообщения), а также дается краткая пояснительная записка с описанием райо-
районов прохождения трассы л административном, топографическом, геологиче-
геологическом и климатическом отношениях.
Для ста д и и т е х н и ч е с к о г о про е к т а. Разрабатывается
обзорпый план трассы трубопровода на основе административных карт мас-
масштаба 1 : 000 000 и мельче с отражением железных и автомобильных дорог
Инженерно- геологическая
характеристика
Черные отметки
(абсолютные), м
Краснью отметки
Расчистка трассы
Трак шея
Глубина, м
Откосы
Ширина дна. /?'
Разработка
j Засыпка
Категория уч-ка газопровода
Тип противокоррозионной
_изоляции
Защити изоляции от механичес
них пс-Времдений
балластировка газопровода
Способ "укладки'
газопровода
Разложившийся mopip (болото Пг.-п'щ), ди 0,15;
Рис. i.С. Пример подготовки профиля реки для проек
общего пользования, судоходных рок и крупных населенных пунктов1 план
трассы трубопровода с отражением ситуации в узкой полосе * па основе карт
масштаба 1 : 100 000 и крупнее и профиль с геологическим разрезом па глу-
глубину 3—5 м; планы и профили многониточных переходов через водные пре-
преграды 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 обводпошшх участков, железпых
и автомобильных дорог, землепользователей и сельхозугодий, подземных
коммуникаций, участков с открытым и закрытым дренажем, воздушных линий
<1шяи п электропередачи, горних и косогорпых: участков, ведомость строений
ГВ81% *в,5м; Vn = 1,22м/сек,
' ГВВ10% =8,2*
песни мелкие с редкой галькой, водонасыщенныв. дн 1,0
24
26 \8 \2 9\6\9 \8
57
Z4
70
16
10
киуования многониточного перехода трубопровода.
п ценных насаждений, расположенные в охранной зоне трубопровода, и ведо-
ведомость лесораститольности по трассе трубопровода *.
Ситуационные планы комплекса площадок КС пли НПС с коммуника-
коммуникациями масштаба 1 : 10 000—1 : 5000 (рис. 4.7).
Планы площадок КС (НПС) водозаборов, очистных водопроводпых и ка-
пализационпых сооружении, горюче-смазочных материалов, вертолетпо-поса-
дочпых площадок, строительпых баз, жилпоселков и т. д. масштаба 1 : 2000
(рнс. 4.8) с геологическими разрезами (рис. 4.9).
* При составлении ведомости лссорастителыюсти характеристика леса
дается по табл. 4.11.
107
Т Л 13 Л II Ц А 4.11
Характеристика леса дли расчистки трассы
Классификация .irca
но крупности
Тонкомерпый
110
ДО рту
Очень мелкий
1G0
Д0Ж)
Мелкий
240
ДО jJTjTj
Средней
крупности
320
доз1о
Крупный
320
> 340
НО I УСТ(-Т1'
Густой
Средний
Редкий
Густой
Cpe;uniii
Редкий
Средний
Редкий
Густой
Средний
Редкий
Средний
Редкий
Чн
дере
liJ i ни
2250
1450
800
1400
850
400
850
500
300
520
340
150
320
200
80
Yin
Uif'lt
о
22
14
8
14
8—9
4
8-9
5
3
5
3-4
1—2
3
2
1
,,,„,„,„„„,
расстояние
нежду
м
Менее 2
2-4
Более 4
Менее 3
3-5
Более 5
Менее 4
4-е
Более (i
Менее 4
4 -8
Более 8
Менее li
G—11
Более 11
п.
дрен
\
33
20
10
135
85
35
150
100
50
175
125
75
200
130
100
»ма шходп
еспны, м'/га
10
С,
3
fi8
43
18
90
E0
30
105
75
45
120
90
E0
X
23
14
7
67
42
17.
60
40
20
70
50
30
80
G0
40
Примечав и р. -Числитель — диаметр стппла, знаменатель — пня, мм.
/аагсг,
Рис. 4.7. Ситуационный план комплекса площадок КС (НПС) о коммуни-
коммуникациями.
108
Планы п профили трасс коммуникации (подъездные аптомобнлышс до-
дороги. Л-'>П, ЛЭС, радио, водопровод, напалпзашюнпмс коллекторы, выпуски
услоппо чистых под il др.) масштаба 1 : 5000—1 : 2000 (рис. 4.10).
Ситуационные планы площадок ГРС масштаба 1 : 5000—1 : 2000 с комму-
коммуникациями- Планы площадок ГРС и домов операторов масштаба 1 : 1000
е геологическими разрезами.
Текстовая часть отчета состоит m разделов:
1) основания для производства ипженерпых изыскании;
Т А ]> Л II ДА '..12
Форма педомостн закрепительных знаков
Л!
л. л.
Данме-
тжание
11 11пМС|)
л и; 11;, i
Уг. 3
Ств. 7
РП 2
ППИСТНЖ-
iKii1 ГЩа-
ЧНШе
ли трассе
Угол ново 1 куга
Драно
Лечо
Заполняется
только для
углов поворота
Расстояние
ОТ ТрЯРСЫ, М
llpilllM
Лечо
Заполняется
ТОЛЬКО ДЛЯ
реперов
( )Т5Г('ТКа
полка
Нс-мля
=•
Т А К Л II ДА '.l;i
Форма ведомости пересекаемых сельхозугодий
и
F к
С tt
/L
Уч
к
от
K'TCI
\1
До
трассы
ПК
0 i'
ДО
Дротл;
;енио
с
|
гт1) nrjiece
I'lllii, М
Лее
Ml'vn\
а
к
в
Пло
ЛОЛ
С,
цадь
И'Ы,
1С
щ
пи
= ;
=
=
Т Л Г. Л II Ц Л i -1 i
Форма ведомости пересекаемых коммуникаций и прочих сооружений
м
11 II.
Me
по
к
'1
ч
) II»'
расе
про
)('(*<
' Tj
ПУЛ
ч
)^
1
11
'ПИИ
ь
!!
п<
дилю -
паттг
д
I
<
л у Г
}',С |
.. ,| ;1
сиил
'!У-
П, Л1
Ди
а метр.
51
ег
и
11051
?Ц'ф|
'()
Н.1
109
#»«df
i,n ? о ал?
/3*0,00^. \ J-El/ -C;16 --
. \^^r ?----" '•' -=^ ® Щ-2/Скд.2О j:-iL
°-^,Г7
-«f7
110
Pao. 4.8. План паощадвя
\
"ьаемного сооружения.
111
2) обоснование выбора основного направления и варнапгов трассы трубо-
трубопровода;
3) климат районов проложення трассы трубопровода;
4) характеристика топогеодечических работ;
5) инженерно-геологпчеенпе и гидрогеологические условия трассы трубо-
трубопровода, площадок и трасс коммуникаций;
6) строительные материалы.
8,0
6,0
2,0
0,0
OblfMtOOfiQK
Расстояния, м
А5с отметни.
%
\
?*-
20,0
Ч";
S:
|
AT,
0 I
22,5
I
7,7
12,i
1
i
1"ис. 4.9. Геологические разроы н.тощадки наземного сооружении (а) и схема их располо-
расположения в масштабе 1 : 1000 (б).
1 — почвенный слои; 2 — гранпй и галька; 3 — валуны; 4 — пылепатые пески; 5 — супе-
супеси; в — глины; 7 — уровень грунтовых вод и дата камера; S — помер лапораториого ана-
анализа грунта.
7) гидрологические характеристики пересекаемых модиых преград,
источников водоснабжения и водоприемников условно чистых вод.
Отчет по и.чыскашгям компонуется, как правило, п отдельные тома по
объектам: линейная часть трубопровода; многошпочные переходы через
подпио преграды; КС AШС) с коммуникациями; вдольтраееовые сооружения
(РРС, АОП, ВГПГ и др.).
Д л я с т а д и и р а б о ч и х черте ж о п. Планы и профили 10-ки-
лометрош.гх участков трассы трубопровода масштабов: горизонтальный
1 : 10 00A, вертикальный 1 : 1000, геологический 1 : 200 (рис. 4.11).
Планы и профили однониточпых переходов чере.ч водные прегради шири-
шириной зеркала воды в межень 20—75 м* в масштабе 1 : 1000.
* Планы п профили многоленточных переходов повторяются на стадии
рабочих чертеже!! только в случае необходимости уточнения каких-либо
данпых. Планы и профили малых водотоков (ширина зеркала воды в межень
менее Г> м) отдельно не приводятся. На водпие переходы шириной в межень
5—20 м даются выноски.
112
Рис. 4.10. Профиль трассы коммуникаций.
1 - - почвенный eaoii; 2 — песок .моренный с граипем, гильнои до 15% и'гвалунамн до 10%, р„ v= 1,7 г'ом'- 3 — торф спабо и хорошо
ншвшшюл, р„ -= 0.9S-^ 1,01 г/см'; 4 — суглинок .моренный с гравием, галькой до 5% и валунамп :\и 10%, р0 — 2,0.4 г/см*; 0 у
равло-
уровень
грунтовых вод и дата замера.
e.p*200,68 г8-185Я г8-185,5
7~™ Л.1072 2.Э 72 $
510 1 Z 3
7 8 9 520 1
270 340 797 845 93Z 1020 466 189 195 247 201 197 197 169 189 189
Суглинки тугопластичные, д.н 1,5, супеси, д.н. 1,5, торср,д.н 0,3
I Переход I
c. 4.11. План и профиль участка трассы трубопровода, подготавливаемого для разра-
разработки рабочих чертежей.
1
-
.4
4
5
G
Черные отметки, ы
Глубина траншеи, и
Уклон газопровода
Длина участка, м
Расстояние между отметками, м
Пикетаж
Категория участка газопровода
Размер трубы: >;' х s. им
7
8
9
10
И
Тин изоляции
Удельное электросопротивление
грунтов, ом/м
Защита изоляции от механиче-
механических повреждений
Балластировка газопровода
Инженерно-геологическая харак-
характеристика
Планы на все площадки, указанные в разделе технического проекта,
в пределах генеральных планов даются на этой стадии в масштабах 1 : 500.
Плапы и профили трасс коммуникаций в масштабе 1 : 2000—1 : 1000
могут быть заимствованы 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-
ч и к у. В соответствии с «Временной инструкцией о порядке закрепления
и сдачп заказчикам трасс магистральных трубопроводов, площадок промыш-
промышленного и жилищного строительства и внеплощадочпых коммуникаций»
(РТМ—1151, 1969 г., п. 9) в состав «Материалов к сдаче...» входят:
Читинский лесхоз
Рис. 4.12. Схема закрепления трассы трубопровода (коммуникаций, площадок) для сдачи
заказчику.
8*
115
ТАПЛИЦА 4
Форм;| ведомости сооружений, расположенных в пре
лах охранных зон проектируемых объектов, и расчистки цепных насажде!
Инвентар-
Инвентарный Номер
чертежа
участка
трассы ii.ni
перехода
Местоположение отроения
Километр
м ПК
На:шание
села, райо-
района, оо.части,
республики
РаеотоЯммг
от осп труПи-
прпподм, м
Наиме-
Наименование
Этаж-
Этажность
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ.
Харак icpiicTiiKa ci роепкя
ПРИ!
чан:
а) ехомы .чакреплония трасом (площадки) н масштабах 1 : 10 О1
1 : 25 000 (п пустынных районах 1 : 50 000-1 : 1 ПО 000) шириной 1 —
с нанесенном основных контл рои. границ зомлепольлошщпп, точек ядкре
ими трассы трубопровода, трасс инженерных KOMityniiKaiuiii н гглощ.
(рис. 4.12);
Т A IJ ГИГ Ц Л
Форма ведомости согласований со псеми заинтересована
н.ш копни документов соглпеов.
п. п.
На имгпоп;:п11е
cor, Kicitiiannoru
>частка трассы
A
pel
п.
дерм
>'Ч;
• ? I ?
у,
1II
?у,
'\
III
и;
i
'ММ У
(.'Т
тнтел!
io
-;l
>.I
tec
'. le
e|>
nil
1 . !
lepe;)
?iiiiyio
HIVM
•еече.ки
ЯН'Ш,
?copae-
iCTll, CHOC.
строений и т. д.)
.A!ec-ioH,'ixo;i;;ieiine
участка ii" Tjiaccc
UK
116
б) ведомости закрепительных :шпков и реперов г. указанием пикотажа.
углов поворота, длин /iiniiiii> отмоток реперов и азимутов .тиши"! (магнитных
? I.!II истинных), недомоетеii пересекаемых сельхозугодий н коммуникаций,
сооружений, расположенных в охрапнон зоне, и расчистки цепных насажде-
iinii. а также ведомости согласовании со нсемп заинтересованными организа-
организациями (табл. 4.12 4.10).
И ]H.чу.;1ьтате полевой приемки знаков закреплении объектов, закончен-
законченны v изысканиями, составляются двусторонние акты. В случае неявки предста-
представители заказчика для приемки объекта сдачи в течепне 5-дневпого срока
изыскательская организация составляет односторонний акт о неявке заказ-
заказчика п в дальнейшем не песет отвотстпенностн за сохранность установленных
:s fin коп.
§ 4.6. Инженерно-геологические
и гидрогеологические изыскания
Наиболее экономичное и технически целесообразное размещение различ-
различных сооружении, входящих в комплекс магистральных трубопроводов, во мно-
многом определяете!! точностью оценки инженерно-геологической обстановки.
установлением неблагоприятных природных факторов для проектировании
и осуществления необходимых профилактических мероприятии, обеспечива-
обеспечивающих устойчивость, долговечность и надежность работы конкретных объектов.
Под инженерно-геологической обстановкой подразумевается комплекс
природных процессов п явлении в их взаимном сочетании и взаимодействии,
которые прямо пли косвенпо могут влиять на условия строительства и эксплуа-
эксплуатацию сооружопнй. Кто — рельеф н геоморфология района и участка: усло-
условия залегания, строение и состав толщ грунтов: глубина залегания и мощ-
мощность водоносных горизонтов, физические свойства п химический состав под-
подземных под; степень трещинопатости. структурные п текстурные особенности
и физико-механические свойства грунтов, физико-геологические процессы
и явления (:>|>о:<пн. абразия, карст, оползни, просадки), развитие которых
тесно связано с к/шматом и прочими природными факторами.
Изучение всех этих процессов требует постановки комплексных инжо-
нерцо-геологическнх и гидрогеологических изысканий. Методика, объем
и детальность их определяются стадией проектировании, ответственностью
сооружении, сложностью ппжецерно-геотогичеекпх условий.
Па стадии составления Т'К) строительства трубопровода производится
сбор материалов по справочникам, фондовым документам, изучение азрофото-
маториалов; в наиболее сложных случаях - инженерно-геологическое обсле-
обследование с целью обоснования выбора оптпмальпого направления трассы
и сбора данных для проектирования сооружении.
Па стадии технического проекта инженерно-геологические изыскания
включают в себя: ннженертто-геологпчоскую маршрутпую съемку в полосе
трассы трубопровода; разведочные работы по трассе и на переходах рек. овра-
1"]|, болот, искусственных сооружении, на гтлощадках КС. ППС, ГРС. по
внутри- и вненлощадочным коммуникациям; попек и разведку месторождении
строительных материалов: лабораторные исследования свойств образцов
грунтов п проб воды.
Па стадии рабочих чертежей ведутся летальные инженерно-геологические
изыскания, складывающиеся нз инженерпо-геологнчоской съемки масштаба
1 : 10 000, проходки разведочных выработок по окончательно утвержденном
трассе с целью представления сплошного геологического профиля с отбитыми
границами всех встреченных лптологичоеких разностей грунтов, с учетом
рельефа местности п возможного увеличенною заглубления трубы. Произво-
Производятся дополнительные и контрольные обследования сложных участков п пере-
переходов, проходка выработок- на площадках сооружений, лабораторные более
полные анализы груптов п подземпых вод. сплошное определение коррозион-
коррозионной активности груптов но трассе.
117
Одностадийные изыскапия для техпо-рабочего проектирования выпол-
выполняются, как правило, но трубопроводам небольшой (до 30-—50 км) протяжен-
протяженности в равнинной местности с несложной геологической характеристикой
и малыми водотоками. Состав и объем инженерно-геологических изысканий
при одностадийном нрооктированни должен обеспечивать все требования,
установленные для обоснования технического проекта и рабочих чертежей.
На технически несложных объектах состав работ может быть сокращенным,
что оговаривается в задании на изыскания, но обеспечивающим разработку
всех конструктивных решении, связанных с природными условиями района
строительства.
Линейная часть. Из всего объема изысканий, связанпых с проектирова-
проектированием магистральных трубопроводов, наиболее значительную часть предста-
представляют линейные трассовые инженерно-геологические изыскания, которые
складываются из предварительных, нолевых, завершающих работ и оконча-
окончательной камеральной обработки материалов.
На стадии ТОО. Ипженорпо-геологическая характеристика трассы
магистрального трубопровода во всех представляющихся конкурентоспособ-
конкурентоспособными вариантах дается на основании собранных и проработанных картогра-
картографических, архивных п литературных материалов, в первую очередь материа-
материалов инженерно-геологических и гидрогеологических съемок и изыскании
прежпих лот по проходящим параллельно трассе липейпопротяженпыи объ-
объектам (трубопроводы, дороги, ЛЭП, ЛЭС и т. д.). При этом особая роль отво-
отводится материалам аэрофотосъемки, позволяющим резко .ускорить процесс
подготовки необходимых исходных данных для проектирования. Выбор опти-
оптимальных направлений трасс трубопроводов па этой стадии, как уже указыва-
указывалось в гл. 3, производится с помощью ЭВМ согласно п. 3.1 СНиП II—45—75.
Окончательным выводам о наиболее приемлемых вариантах трассы в слож-
сложных нрпродпо-клнматичеекпх, в частпостп геологических, условиях предше-
предшествуют комплексное аэровизуальное обследование по выбранным направле-
направлениям трубопровода в малоисследованных местностях, в горпых районах,
на трудподостушшх территориях, а ипогда и наземпоо визуальное обследова-
обследование наиболее сложных участков с точки зрения ипженерно-геологических
и гидрогеологических условий.
На данной стадии особое значение имеет картографический материал.
Зпачительпое облегчение и упрощение задачи может быть достигнуто заблаго-
заблаговременной разработкой и использованием комплекса карт, освещающих
инжонерпо-стронтелыгые условия определенных райопов страпы, паиболео
перспективных к освоению трубопроводпым строительством [17].
В разделе ТЭО, свизаппом с инженерно-геологнчеекпми факторами, на-
наряду с обзором гоолого-литологичоского строения, ипжеперпо-гсологических
и гидрогеологических условий по трассе рекомендуется в табличной форме
выделять такие определяющие показатели, как суммарпая протяженность
участков, пересекающих заболоченные и обводнеппые земли, барханные
и дюшгае пески, солончаки, валунные поля, скальпые групты и т. д. Должны
быть приведены сведепия о наличии и характере карста, многолетней .мерз-
.мерзлоты, сейсмичности райопа, общая оценка грунтов по коррозионной актив-
активности, перспективы использования месторождений местных строительных
материалов и подземных вод в целях водоснабжения.
На стадии технического проекта. На этом осповпом
этапе проектирования роль ишкопорно-гоологлчоских изыскапий паиболее
ответственна, особенно в тех случаях, когда геологические условия пред-
предопределяют направление трассы. При этом, как правило, недостаточно уста-
установить характер неблагоприятных физико-геологических процессов, а необ-
необходимо выявить причины интенсивности и площади распространения этих
пропессов, определить степень влияния их па прочность магнетральпого
трубопровода, дать прогпоз влияния строительства трубопровода па дальней-
дальнейший ход указанных процессов.
Полевые лпненпып ипженерпо-геологичрекне изыскания заключаются
в проведении маршрутной ипжепорпо-гоологической съемки, геологоразво-
дочпых и гидрогеологических работ.
118
Глазомерной съемкой охватывается полоса шириной в 100 м (по 50 м от
"?си трассы вправо и влево) вдоль всей трассы трубопровода, включая неслож-
несложные псроходЕЛ. На участках с более сложными инженерно-геологическими
человиямн, па средиих н больших переходах шприца полосы съемки увеличн-
наотся до пределов, позволяющих изучить в комплексе геологические явлепия,
которые могут оказать воздействие на устойчивость сооружения.
В процессе маршрутной инжеперпо-гоолошческой съемки дается описа-
описание элементов рельефа, пересекаемых трассой (условия прохождения но водо-
водоразделам, склонам с указанном крутизны в градусах, через овраги, балки,
нодотокн и т. п.), геологических явлении в полосе съемки (карст, оползни,
размывы, бархаппыо и дюпные пески, солончаки, островная и сплошная
многолетняя мерзлота), выявляются участки с периодическим поверхност-
поверхностным обводнением свыше 20 суток, заболоченные участки, устанавливаются
их границы в наиболее неблагонрпятпые периоды года.
Особое внимание следует уделять гидрогеологической стороне обследова-
обследования, выявлению грунтовых вод и их положепня с прогнозом в годовом раз-
разрезе, степени увлажненности различных лптологпческих разностей грунтов.
При этом рекомендуется широко использовать естественные обнажения, суще-
существующие колодцы, карьеры и пр.
Объем буровых и горнопроходческих работ по трассе и на переходах
определяется наличием, полнотой и надежностью предварительно собранных
материалов, а также сложностью естественных условий. В средних условиях
на данной стадии задается до одпой-двух выработок па 1 км трассы iipir глу-
глубине, обычно пе превышающей 3—5 м. На участках распространения скаль-
скальных грунтов и заболоченных геологические выработки задаются с таким рас-
расчетом, чтобы имелась возможность определения не только протяженности
неблагоприятного отрезка трассы, но и глубипы залегания скальных пород,
мощпостн зоны выветривают торфа, характера подстилающих устойчивых
груптоп (па глубипу но мопсе 1 м).
На валунных нолях, наблюдаемых непосредственно на поверхности и
и шурфах, устанавливаются максимальные и наиболее часто встречающи-
встречающиеся размеры валунов и количество их на единицу длипы трассы. Выделяются
участки, сложенные грунтами с галькой или щебнем размером крупнее 40 мм
с содержанием свыше 5%.
Переходы через лотципы, балки, овраги и водотоки выбираются па прямо-
прямолинейных участках со спокойными, хорошо задернованными, устойчивыми
••клопами. Прохождение трассы вблизи вершин действующих оврагов допус-
допускается на расстоянии пе мопсе 150, недействующих — пе менее 50 ы. Про.чо--
женио трассы но оползневым участкам, по косогорам с уклоном более 12°
in' рекомендуется.
Переходы через железные и автомобильные дороги приурочиваются
к прямолинейным участь-air пх па насьшп. Если иод нолотпом дороги залегают
скальные или плывунпые грунты, то необходимо проводить раабуриванпе
не только створов переходов, но и смежных участков для установления наибо-
irn благоприятных условий пересечения этих искусственных препятствии.
Особенности изысканий водных переходов и переходов через болота, а также
> часткоп со сложными геологическими условиями рассматриваются пи же.
I! процессе маршрутной съемки и разведочных работ ведется отбор проб грун-
грунтов и высокостоящих грунтовых вод для лабораторных исследований. Все
наблюдения, фиксируемые в процессе маршрутной съемки, должны иметь
точную привязку по километражу и населенным пунктам, естествеппым рубе-
рубежам, дорогам и т. д.
Используемые в настоящее время для лннейпых изысканий геофизические
и а:>рофотометоды резко сокращают сроки изысканий и объемы патурпых
"«'следований с одповрсмеппым повышением надежности получаемых исход-
исходных данных. Содержание и объем ипженерно-нзыскательских исследовании
при применении ЭВМ для оптимизации трассы трубопровода (см. гл. 3)
'ущоствеппо отличаются от таковых при обычном способе выбора оптималь-
оптимальных вариантов. Детальпая проработка камеральным способом картографиче-
картографических и других материалов не исключает апропизуальпых и наземпых маршрут-
пых обследований участков трассы, однако результаты последних задаются
11»
в пиле исходных параметров математической мололи и учитываются при счете
па ОВМ наряду с суммой всех возможных показателей по данному участку.
Таким образом, оптимизация трассы газопровода с применением IJJ'JM яв-
является но исключающим, а дополняющим, решающим этапом прооктно-изы-
скательекнх работ. Широкие возможности современных методов нсследова-
iniii рассматриваются шГ/Ке на примере инженерно-геологических изысканий,
проводимых п зоне распространения многолетнеморзлых грунтов.
В результате прицеленных инженерно-геологических исследований на ста-
стадии технического проекта в отчете по изысканиям дается ипжонорно-геологи-
чрскан характеристика трассы с описанием со по характерным участкам,
с. отражением нсех особенностей последних (заболоченность, обподцепность,
наличие неустойчивых грунтов, наличие м 1то|Ч>летион мерзлоты, засоленность,
закарстовапноеть, скопления валупов, наличие перевеваемых пескоп с указа-
указанием направления перемещения последних и т. д.).
I! отчете приводятся общие сведения о переходах через естественные
и искусственные преграды, составляется сводная справка об ннжеперно-
геологмческих условиях но трассе газопровода, рекомендуемая форма кото-
которой приводится в табл. 4.17.
ТАЛЛИНА 4.17
Справка оо инжснерно-геологическпх условиях по трассе трубопровода
Пгмгазатр.ш
Общая иротяжешюсть
Грунты по трасте в пределах глу-
глубины заложения траншей
Количество валунов в среднем
но трассе (массой более Г>о кг)
Протяженность бо.лот но трассе
(но категориям)
Протяженность обводненных
участков с уровнем грунтовых
вод. рапным диаметру трубо-
трубопровода плюс высота засыпки
(с учетом возможного повыше-
повышения уровня)
Протяженность участков с нали-
наличием многолетнем мерзлоты
Протяженность участков, требу-
требующих устройства подушки из
мягких грунтов
|-'.ДИШ1Ц,| И.1>1Г>[|('И1!!1
КМ
С подразделением
по группам.
°о к общему
объему по участку
пли в целом
по трассе
м'/км '
км
км
км
км
Варианты трассы
]
11
Па основании инженерно-геологических изысканий на спрямленный про-
профиль трассы трубопровода п масштабе 1 : 1<Ю A00 или 1 : Г>0 000 наносится
геологический разрез в вертнкалыюм масштабе 1 : 200 и общепринятых услов-
условных обозначениях с отраженном уровней грунтовых иод (на дату изысканий)
и в соответствующих грифах - ппженорно-геологической характеристики
участка: наименования грунта с указанном его консистенции (для связных)
или степени влажности (для несвязных), номера его группы по объемному
носу (но CMiilI IV- -10 — 77К наличия включений валунов, содержания гальки
120
или щебня крупностью Полос 'iO мм п процентах (если полое Г>% , то требуется
подсыпка it траншею подушки из мягкого грунта).
В ведомостях переходов через естественные и нскусстпоппые преграды
и соответствующих графах освещаются:
— в ведомости водотоков (водоемов) — грунты, слагающие берега, пойму,
русло;
- в ведомости балок ц опрагов — геологическое строение склонов и дна;
— в ведомости болот н обводпепных участков — протяженность и наи-
наибольшая мощность торфа (м), тип болота, допускаемая нагрузка на поверх-
поверхность Полота (кгс/см2); протяженность участка с поворхпоетным обводнением
более 20 суток в году и высоким стоянием грунтовых под;
? и ведомостях пересекаемых железпых и автомобильных дорог - грун-
грунтовые условия перехода. При наличии скальных грунтов или плывунов и ос-
основании переходов на отметках наложении трубопровода к каждому на таких
переходов дается обоснованная бурением справка о нецелесообразности
(невозможности) обхода выбрапных створов. Ото правило распространяется
на все железные дороги и автодороги 1 —IV категории;
— в ведомости горных н косогорных участков —• строительная характе-
характеристика грунтов.
Л а е*т а д и и р a б о ч и х ч о рте ж е ii. Проводятся детальпые
ппженерпо-геолотческие изыскания по утверждеппому варианту трассы.
Осповпая цель :ггпх изыскании -- отбивка грапиц осповных геолого-литоло-
гнческих разпостей грунтов по трассе трубопровода и выяснение гидрогеологи-
гидрогеологических условий для представления сплотппого геологического профиля с уче-
учетом рельефа местпости и увеличенного заглубления трубы в переломных
точках.
Па линейной части трассы задаются скважины и шурфы по оси трассы
v. среднем через 300 м (обычно из расчета три выработки на 1 км) па глубину
л -~> м в зависимости от характера рельефа и смены условии по внешним при-
признакам, с учетом диаметра трубопровода. Шурфы задаются па сложпмх
в геологическом отношении участках, а также для отбора проб монолитов
груптов с ненарушенной структурой A% от количества выработок).
Па участках с близким к поверхности залегапием скальпых пород выра-
выработки учащаются и задаются с шагом порядка 100 м. Глубина скважин опре-
определяется залеганием кровли скальных норо.т. При :>том желательно возможно
большое, заглубление в скальные породы для оценки стопепи их выметрелостн.
Р'м.'омендуотсн в :>тпх случаях примерно л0,', выработок проходить шурфами.
На переходах через ручьи со слабоврозпнпым руслом и пологими склонами
задаются обычно три екпажппы: одна в руле (глубиной примерно 3 м) п по
од пой на берегах (примерно в 10—20 м от бровки на глубину около 4 м).
Па ручьях с глубоковрозанным руслом глубнпа береговых скважпп должна
быть увеличена до 5—6 м.
Па переходах через овраги, балки, лога, лощины с пологими склопамн
без выражепных в рельефе бровок выработки задаются одна по тальвегу
(глубиной около 3 м) и по одной в 50 м от тальвега вверх по склопам (па глу-
глубину 4—5 м). При наличии крутых склонов с явно выраженными бровками
уступов разведочные выработки задаются па уступах в расстоянии порядка
10 м от бровок па глубину до 10 м (в зависимости от высоты уступа).
При наличии па переходах процессов размыва временными или ностояп-
ными водотоками склонов, русловых берегов пли уступов террас участок
обследуется па всем протяжении активно развивающихся процессов для
выяснения причин, их вызывающих. Фиксируются все обнажения пород,
изучаются геотехпнческие свойства грунтов нутом отбора проб с нарушенной
н 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-
увеличением ее при пересечепип дороги в выемке до 7—10 м). При близком к по-
поверхности залегании скальных или плывуппых груптов количество разведоч-
разведочных выработок увеличивается для детального выявления геологического раз-
разреза в створе выбраппого на стадии технического проекта перехода. При зтом
121
необходимо учитывать, что до верха образующей трубы защитного кожуха
долито быть по менее 3 м от подошвы рельса желозпой дороги или покрытия
проезжей части автодороги и пе менее 0,5 м от основания насыпи дпа кювета
или резерва.
При вынужденном приложении трассы по косогорам с уклонами более
12° скважины и шурфы проходятся па этих участках через 50—100 м па глу-
глубину до 5 м по поперечникам: па оси трассы и в 10 м выше и ниже но косо-
косогору. Из всех характерных разностей грунтов отбираются монолиты для лабо-
лабораторных геотехнических исследований с целью проверки откосов на устой-
устойчивость.
Все разведочные выработки должны иметь привязку к пикотажу. На
участках с высоким стоянием грунтовых вод отбираются пробы воды для опре-
определения агрессивности их воздействия па бетон. Лилейные полевые геолого-
геологоразведочные работы сочетаются, как правило, с геофизическими исследова-
исследованиями, от объема и достоверности результатов которых зависит необходимое
количество разведочных выработок. Итогом камеральной обработки линейных
инжепорно-геологических изысканий является составление раздела отчета,
включающего:
а) описание методики и объемов выполненных иткеиерио-геологических
работ;
б) детальную инжонорпо-геологпческую характеристику участков трассы
со сложными условиями;
в) продольные профили по трассе в масштабе 1 : 10 000 (горизонтальный)
с напесением геологического разреза в масштабе 1 : 200 с указанием уровней
грунтовых вод, групп груптов, их инженерно-геологических характеристик,
электросопротивлений по геофизическим даппым;
г) каталог разведочных выработок;
д) журпал послойного описания разведочных выработок;
<;) сводную таблицу геотехпнческих исследований грунтов;
ж) сводную таблицу химических анализов грунтовых вод с оценкой
их агрессивпости'по отношению к бетону.
Водные преграды. В настоящем разделе рассматриваются особен-
особенности инженерно-геологических изыскании переходов через средние п
крупные водные преграды, выделяемые из линейной части трубопровода
как более сложные объекты, строительство которых ведут специализирован-
специализированные организации. Задачей инженерпо-геологичоских изысканий при наиболее
распространенном — подводном — решеппи перехода является комплексная
оценка инженерно-геологических условий участков перехода для разработки
наиболее падежпых и экономичных конструктивных решений. Получеппые
в результате исследований даппыо должны освещать геоморфологические
особенности участка, его геологическое строение, характер и интенсивность
физико-геологических процессов с учетом прогпоза их развития при сооруже-
сооружении и эксплуатации перехода, гидрогеологические условия.
Для обоснования выбора перехода на стадии технического проекта вы-
выполняется инженерно-геологическая съемка, обычпо в масштабе 1 : 50 000
для участков простого геологического строепня и 1 : 25 000 для участков
с особо неблагоприятными явлениями. Ширина полосы съемки для выбора
перехода принимается в пределах между корешшми склонами долины- при
простом геологическом строепип — от 0,5 до 1.0 км, при неблагоприятных
условиях — до 2 км.
По выбранным вариантам производятся буровые разведочные работы.
При устойчивых русле н берегах и песчано-глнпнетых грунтах на стадии
технического проекта разбуриваются скважины глубипой 4—5 м по одной
в русле при тпирипе менее 150 м, через 50—00 м в русло при ширине более
150м, по две — на урезах, на пойме и па подходах. В тех же условиях при
неустойчивых, частично илистых груптах рекомендуется увеличивать глубину
скважин до 5—6 м, в илах — на всю их мощпость. При любых условиях
глубина выработок должна не мспее чем на 1 м превышать глубипу траншеи
под трубопровод.
Из скважин отбираются пробы грунтов: для песчапых разпостей — на
122
гранулометрический сослан, объемную массу и плотность, остестпеппую
илажноетъ и коэффициент пористости; для связных груптов — на объемную
массу и плотность, остсстпснпую плажпост'ь, пределы пластичности, копси-
ггешгию, коэффициент пористости. При неблагоприятных инженерно-геологи-
инженерно-геологических условиях отбираются монолиты для определения компрессиоппых
свойств, угла впутреыпего трения и удельного сцепления. При решении пере-
перехода прокладкой нескольких питок трубопровода на стадии технического-
проекта производится разбуриваппо центрального створа с последующей
экстраполяцией результатов разведки на близлежащие створы. Исключение
составляют переходы па участках выхода пли залегания, близкого к поверх-
поверхности земли, скальных пород. Здесь требуется проведение более детальных
разведочных работ, особенпо при переходе через судоходную реку. Обычно
разбуриваппо ведется по трем створам — центральному, в 50 м выше п 50 м
ниже пего но течению.
На стадии рабочих чертежей либо в случае одностадийных изысканий
подных переходов через средние и крупные реки помимо геологической съемки
перехода в масштабе 1 : 5000—1 : 2000 выполняются разведочные детальные
исследовании русловой и пойменной части, сочетаемые с геофизической раз-
разведкой методом ВЭЗ. Ширипа участка съемки должна превышать па 100 —
200 м расстояние между крайними питками; по длине участка съемка охваты-
охватывает подходы до бровки верхней пойменной террасы.
.Цитологический разрез русловой части освещается бурением по каждой
нитке через 30—50 м в зависимости от геологического строения. При этом
глубипа бурения русловых скважин от дна реки на несудоходных и песплав-
ных реках — 3, па судоходных и сплавных — пе менее 4 м. При неустойчи-
неустойчивых грунтах глубина бурения увеличивается на их мощность. В пределах
пойменных террас скважины задаются по каждой пптке на урезах воды па глу-
глубину 5 м, на уступах пойменных террас п 10 м от бровкп уступа па глубину
в пределах 10 м 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 па их полную мощность последних.
При наличии скальных грунтов проходка выработок ведется до их вскры-
вскрытия с возможпым заглублением в кровлю для определения ее выветрелости.
Из скважин и шурфов отбираются пробы грунта и воды для определения пока-
показателей, аналогичных таковым па стадии технического проекта, с целью уточ-
уточнения характеристик груптов в пределах окончательно падаппых створов-
перехода.
При ведении изысканий на крупных реках при наличии сложных гидро-
гидрологических п инженерно-геологических условий изыскания выполняются
и соответствии с индивидуальным заданием. Во всех случаях ипжеперно-гео-
лпгпческне и гидрогеологичокип изыскаппя представляют собой лишь часть
общего комплекса исследований водного перехода и должны проводиться
п тесшш увязке с геодезическими и гидрологическими изысканиями.
Раздел отчетных материалов но геологическим изысканиям должеп после-
последовательно отразить геоморфологические условии, лптологическоо строение,
гидрогеологические условия, физико-механические свойства грунтов, физико-
геологические явления, инженерно-геологические рекомендации. На всех
графических материалах по переходу приводятся ро&ультаты изысканий в виде
<\омы расположения геологических выработок, геологических разрезов
» иертикальпом масштабе 1 : 100—1 : 200 и пр. Результаты анализов и испы-
?|апнй груптов прилагаются в виде ведомостей.
При оформлении материалов пеобходимо учитывать, что проект каждого
крупного перехода, включающий все данные изысканий, должен самостоя-
самостоятельно представляться па согласование с рядом заппторесьваппых оргапи-
i
Болота. Трассы магистральных трубопроводов часто пересекают таежно-
?'олотистые участки большой протяженности, причем отдельные трубопроводы
пересекают болота общей протяженностью в несколько сотен километров.
Строительство ;* эксплуатация трубопроводов на болотах связан»! с бблыш'мп
капитальными затратами, чем на пормалыгах участках линейной частг, и трр-
123
буют дополнительных мероприятий, позволяющих осуществлять безаварнй-
1гую эксплуатацию. При изысканиях и проектировании переходы через полота
занимают наиболее значительный объем работ. 1!ее это требует отдельного
и расширенного рассмотрения lioiipocon. связанных с изысканиями через
болота.
Пилатом (торфяником) со строительном точки прения начинается избы-
избыточно увлажненный участок земной поверхности, покрытой слоем торфа мощ-
мощностью О,Г) м п более. Полота с .мощностью торфяной залежи менее О.Г> м отно-
относятся к заГюлочгпным землям.
Торф есть свосоорашме. относительно молодое геологическое образование,
создающееся в результате отмирания полотно!! растительности при избыточ-
ном количестве влаги и недостаточном доступе воздуха. Для торфа в его есте-
естественном состоянии характерна высокая влажность (85- !'51;0). По внешнему
виду торф представляет собой волокнистую (при малой степени разложения)
пли пластичную (при высокой степени разложения) массу. Сухое вещество
торфа состоит из пе вполне разложившихся растительных остатков (раститель-
(растительного волокпа). продуктов разложения растительных остатков (темного бес-
бесструктурного вещества гумуса) п минеральных веществ (золы). Окраска торфа
в зависимости от содержании п нем гумуса светло-желтая, коричневая или
черная. Отдельные хорошо сохранившиеся волокпа растении видны на
глаз.
Ишю.ч торфа называется торфяное отложение, характеризующееся отно-
относительной однородностью ботаинческого состава и комплекса физико-хими-
физико-химических свойств.
Торфяной залежью называется напластование одного или нескольких
видов торфа.
Вид залежи определенное сочетание тех или иных торфов па данпом
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-
покровом; на верховом месторождении они возникают и результате неодинакового
роста сфагновых мхов, на низинном - неровности микрорельефа создаются
осоковыми и моховыми кочками.
Болотным массивом называется участок земной поверхности, занятый
болотом, границы которого представляют собой замкнутый контур, проходя-
проходящий но нулевой глубине торфяной залежи, т. е. болотный массив включает
л себя и заболоченные земли.
И зависимости от условий образования болота делятся на три типа: ни-
низинные, переходные и верховые.
Болота низинного шина образуются в условиях обводнения сильно мине-
минерализованным и (жесткими) водами: грунтовыми, поверхноетдо-сточными,
речными или озерными. Такие месторождения покрыты растительностью,
требующей обильного минерального питания. При ее отмирании образуется
сравнительно пыеокозольный низинный торф. Болота низинного типа возни-
возникают в пониженных элементах рельефа: в поймах рек. в их притеррасных час-
частях или водораздельных котловинах.
Полота верхового типа образуются в условиях обводнения слабоминера-
лизованпымн (мягкими) водами, в которых преобладают атмосферные. Рас-
Растительный покров верховых торфяников состоит п.ч малотребовательных
к минеральному питанию растении. Здесь отлагается слабомнперализован-
ный (ма.тозольнып) торф. Месторождения этого тина формируются на более
возвышенпых элементах рельефа, поверхность их обычпо выпуклая.
Полота пере.гоОпосо типа встречаются сравнительно редко и формируются,
как правило, в условиях обводпепня поверхностно-сточными водами с бере-
берегов из аллювиальных отложении. Чаще в основаниях болот переходного типа
залегают пласты низинных, а сверху — слои верховых торфов. Торфяники
такого строения являются переходными от низинных залежей в верховые
и образуются в условиях, когда поверхность залежи в связи с естественным
124
ростом торфяного слоя поднялась шлшо уроппя ооводяяющих ос грунтовых:
!:ii;i. а минеральное питание ухудшилось.
Низинный, переходной и верховой типы долятся на подтипы: лесном,
liCO-TOiiiiiioii. тониной. Полота различаются также по характеру проиехожде-
iiiiii, которое бывает озерпым (на мосте заторфовапнык водоемов) и суходоль-
суходольным (ни минеральных почвах в результате заболачивании .чесов и лугов).
1! .-оно тундр в условиях" равнинного рельефа заболоченность территории
iiii'TiiraoT огромных размеров, но мощность торфяных залежей невелика.
Г. зоне лесов заболоченность территории значительно ниже, чем в тундре;
прфянпкп приурочены полыней частью к отрицательным формам рельефа
ппадпнам, понижениям), по при благоприятных условиях здесь образуются
млежн с мощностью торфа нередко до 10 м. Зона лесостепи неблагоприятна
1ля развития болот. Последние здесь встречаются лишь на поймах рек или
располагаются и глубоких котловинах. И зоне степей болота встречаются
?тип. в устьях рек ц поеят название плавней. Наконец, в зопо полупустынь
и пустынь образование болот почти невозможно. Торфяники встречаются очень
редко и исключительно в поймах рек.
(I) и з п к о -мех а н и ч е с к н е х а р а к т е р и с т и к и т о р ф а.
Торф -- иолудпеперецая система, состоящая обычно нз трех фаз: твердой,
.Kii.'iKoii и газовой. Отдельные частицы твердой фазы — остатков растений
и мпнеральпых примесей — имеют размеры от нескольких миллиметров до
размеров мельчайших коллоидных частиц, равных 10-(i мм. Па границе раз-
разима между отдельными фазами действуют поверхностные силы, присущие
дисперсным системам. Твердая фаза состоит ттз органической и минеральной
частей. Соотношение между ними характеризует зольность Л торфа. Пода
не является простой механической примесью л торфе, а тесно связана с ним.
? •нергпя зтой связи при большой влажности невелика, по при уменьшении
плажностн она возрастает, поэтому удаление воды из торфа сопряжено с боль-
большими трудностями. Газовая фаза в торфе представлена воздухом или (реже)
газами, выделяющимися при химическом нзмепенни торфа. От количества
воздуха в торфе зависят его объемная масса, прочность, теплопроводность,
козффнцпопт фильтрации и другие важные физпко-моханичёекие характе-
характеристики.
Влажность торфа может быть абсолютной и относительной. Еслп в об-
образце массой Р содержится РТ сухого торфа и /' — РТ воды, то абсолютная
влажность, г/г.
W=--(P — PT)/PT, D.12)
i относительная влажность. <•;,,
».'= Р'рРт -100. (/..13)
Соотношения между абсолютной и относительной влажностью таковы:
W
И'==ю/A00—и'); w — 4 ц, -100. D.1-4)
Степенью разложения П торфа, или гумификацией; называется коли-
количество разложившейся части -- гумуса, имеющейся в тон пли иной пробе
юрфа (в процентах по отношению ко всей массе торфа). Зависимость между
ястестирппон влажностью торфа иеосушеппых болот и степенью разложения
выражается следующими эмпирическими формулами: для верхового торфа
it-= 96—0,1/,/?; (/|.15)
: 1я низинного торфа
и7-^<>5 —0.20Я. ('..Щ
Объемная масса торфа, г/см3,
Рой -/VI", С«И7)
>де V — ооъем образца, см3.
125
Объемная масса в основном зависит от типа торфа, степени его разложе-
разложения и плажностп.
Для перхового торфа
для пизипного торфа
1 ЛИ
— w-i-/f ~ °'004fi + 0ХЮ;
1,7Л
Роб. н= ioo-ig+Д
~~ 0.005Л- 0,09.
Формулы D.18) и D.19) справедливы для торфов с естественной золь-
зольностью 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/Кт, D.20>
гдо FT — объем твердой фазы, см3.
Плотность торфа в значительной степени определяется его типом и сте-
степенью разложения. При увеличении последней плотность уменьшается, так
как прп этом содержание битумов, обладающих низкой плотностью, возра-
возрастает. В значительной мере плотность торфа зависит от степени минерализа-
минерализации, степени уплотнения вышележащими слоями и т. д.
Пористость и есть отношение объема всех пор к общему объему торфа, %:
д= V ,/T -100 =
Роб
• 100.
Пористость находится в теспон обратной зависимости от степени разло-
разложения торфа, т. о. чем выше степень разложения, тем ниже пористость. Она
также зависит и от ботапического состава торфа. Для иллюстрации в табл. 4.18
приведепы результаты однократного определения пористости и других физико-
механическпх характеристик некоторых видов торфа.
ТАБЛИЦА 4.18
Физико-механические свойства торфа
Инд торфа
Осоковый
Древеспо-осоковый
Тростниковый
Тростниково-осокоиый
Осоковый
Тростпиково-древесно-ос оковы й
Осоковый
] Гушицево-осоковый
Древеспо-осоковый
Пушицево-сфапювыи
Пушицевый
Древесным
Сфагновый
и
о о
II
84
83
98
99
70
60—65
60-65
30-35
80—85
55
40
55
5
ность
й
8,25
8,91
8,86
8,03
9,12
11,64
8,21
10,37
19,25
3,31
2,29
2,29
—
я
«?"
о я
с к .
1,62
1,52
1,45
1,44
1,43
1,47
1,58
1,56
1,67
1,52
1,45
1,45
0,71
?ность,
||
0,32
0,35
0,62
0,64
0,44
0,57
0,74
0,48
0,84
0,85
0,69
—
—
о
SU"
80
77
57
56
69
61
53
69
50
56
48
—
126
Коэффициент пористости — отношение объема всех пор в торфе к объ-
объему твердой фазы
e = (F— FT)/KT = -L— A + W) — 1. D.22)
Ров
Влагоемкость — способность торфа впитывать и удерживать в себе опре-
определенное количество воды; количественно соответствует максимальной абсо-
абсолютной влажности W, выраженной в процептах; зависит от структурных
особенностей торфа (пористости и размера пор), ого состава и степени разло-
жепия. Вследствие того что растительная ткань способна впитывать огромное
количество воды, влагоемкость торфов во много раз больше, чем минеральпых
грунтов. Так, влагоомкость неразложивгаогося сфагнового торфа равна
3800% и более, в то время как даже для глипистых грунтов она равна 60—
70%. При однородном ботаническом составе торфы низкой степени разложе-
разложения отличаются более высокой влагоемкостью (табл. 4.19); с увеличением сте-
степени разложения влагоомкость падает. При одинаковой (примерпо) степени
разложения торфы моховой группы имеют большую влагоомкость, чем травя-
травянистые п древесные. Влагоемкость имеет практическое значение при опредоло-
пнп степеии насыщенности торфов водою.
ТАБЛИЦА 4.19
Ориентировочные показатели влагоемкостн торфов
Виды торфа
Осоковый
Д ревеспо-ос ()К овы й
Тростниковый
Тростниково-осоковьш
Осоковый
Троетштово-древеспо-осоковый
Осоковый
1 [ушицево-осоковый
Д р евосно-осоковый
i !ушицево-сфагновый
Ос оково-древосный
Мушицевый
3 я о, я
Гч ?. 2^
|в|||
84
83
98
99
70
00
60
30—35
80-85
55
80—85
40-
,-"
'1.1.01
1ЛЫП
со
8,25
8,91
8,86
8,03
9,12
11,64
8,21
10,37
19,25
3,31
30,93
2,29
«-Р
й"
О
Ь
о
К
80
77
57
56
69
61
53
69
50
—
—
55
Влагоем
иилшш
628,16
562,67
550,94
526,19
341,28
316,94
607,10
392,25
179,20
1934,20
354,48
1381,10
кое.ь, %
кшшл-
.чнрнан
628,16
—
550,94
526,13
—
—
605,21
301,10
—
—
—
—
Объемная усадка торфа |3 есть уменьшение ого объема при высыхании
?м:;|дкн зависит от первоначальных и конечных относительной влажности
'"']• ч'.2) и объемной массы (pIO6i Ргоб):
о Г, Pio(i(l00-ici)
Р '"L P2oeA00-u»Bj J
100.
D.23)
Полее разложивгапеся торфы имеют более зпачительпую усадку (таб.!. 4.20),
молем; |)азложнвгаиеся — меньшую. Пуппщовый торф верхового болота пред-
'таи.иютсобой в этомотпошенпиисключение ввиду чрезвычайно большой п:\я-
гоомкости верхоных болот и большой амплитуды влажности торфа до п нос ie
°yiHini.
_ водопроницаемость торфа характеризуется коэффициентом фильтрации .
(табл. 4.21). Для осушенной и пеосушенной залежи этот коэффициент сильно .
колеблется в зависимости от степени разложения торфа, типа и строения
""«лежи.
127
ТАБЛИЦА 4.20
Объемная усадка некоторых вндои торфа (предельная)
Инд торфа
Сапропель
Пограничный горизонт
Пушицевый
0 СОКОВЫЙ
Тростниковый
Сфагновый
Степень ра.иоже-
HIIII, "„
100
88
47
79
52
33
Р, ".
80
80
84
f>8
49
38
ТАБЛИЦА 4.21
Ориентировочные значения коэффициента фильтрации (по А. II. Ниценко)
Грунт
Коэффициент фильтрации,
см/сек
Круппый н средппй песок
Сфагновый очес, мелкий песок
Сфагновые, гппновые, осоковые и тростниковые тор-
торфы слабой степени разложения; супеси if заилеп-
ные носки
Сфагновые, гшпювыс, осоковые н древесные торфы
сре;шей степени разложешш; тростппковые торфы
средней и высокой степени разложения; пушице-
вые слабой и сре;щей степени разложения; легкие
суглинки
Сфагновые и пугшщевые торфы высокой степени раз-
разложения, осоковые и дреиеспые ппз1шные торфы
высокой и очень высокой степени разложения;
древесные верховые торфы средней степени раз-
разложения; суглинки
Сфагновые и пушицевые торфы очень высокой степе-
степени разложения; древесные верховые торфы высо-
высокой степени разложения; легкие глины
?ЮНО
•10) -Ю-2
A4-Ю) .J0-5
(l-f-10)-10"e н меньше
Классификация болот применительно к трубо-
трубопроводному с т р о и т е л г. с т и у. Физнко-механпчеекпе свойства
болот меняются со временен, причем даже но отдельным участкам одного
и того же болота. Поэтому необходима четкая классификация болот, особенно
при ипженерш.тх работах, когда торфяные грунты проектируются как оспова-
ния сооружений, /(ля того чтобы ответить на вопрос, как осуществить строи-
тельство и будет ли возведенное сооружение отвечать всем техническим требо-
панням нормальной эксплуатации, при изысканиях, проектировании и экс-
эксплуатации необходимо знать давление сооружения па основание, пределы
возможных безаварийных деформаций сооружения и способность торфяного
основания к восприятию времеппых или постоянных пагрузок.
При засыпке трубы торфяным груптом для устойчивости требуется бал-
балластировка утяжеляющими грузами. Искусственно создавшая отрицательная
плавучесть прижимает газопровод ко дну траншеи. Значение отрицательной
плавучести согласно СПнП II—45—75 должно составлять 5% от массы вытес-
вытесненной жидкости на 1 м трубы. Нетрудно подсчитать, что давление газопро-
газопровода на торфяную залежь по будет превышать 0,002—0,005 кгс/см2. Если
128
в траншею укладываются пефто-, продуктопровод с балластировкой, то
даиленнп )ia основание не будет превышать 0,02—0,06 кгс/см2, а при зикропле-
[пш газопроводов анкерными устройствами — равно нулю. Давление на осно-
ваппо 0,05—0,06 кгс/см'2 возникает в тех случаях, когда балластировку нефте-
н нродуктопровода рассчитывают пз условия опорожпенпя их в период
эксплуатации. Подробное изучение имеющейся отечественной паучио-ис-
слрдовательской и производственной литературы показывает, что несущая
способность торфяного грунта превышает, как правило, 0,1 кгс/см-. Вышеиз-
.io;i;t'Hiioe позволяет Сделать вывод, подтверждаемый практикой строительства
и эксплуатации переходов трубопроводов, что болота, целиком заполненные
торфом любой степени разложения, могут служить осповапием для сталь-
стальных магистральных трубопроводов.
Любая строительная классификация болот должна учитывать два основ-
основных положения: способ ведения работ и сохранение цельности сооружения
на весь период эксплуатации. С одной стороны, вполне достаточно, чтобы
осповапием трубопровода служили торфяпые грунты, целиком занолпяющие
болота до минерального дна. Это обеспечит цельпость сооружения. С другой—
классификация болот должна быть такова, чтобы при проектировании и строи-
строительстве можно было определить способы ведения работ, а при эксплуатации—
возможность доступа к любой точке перехода. Поскольку нагрузка от
строительной техники па торфяную залежь в 10—20 раз больше, чем от
трубопровода, то в основу классификации болот должна быть положена их
проходимость. Птот принцип был использован в классификации болот для
трубопроводного строительства, предложенной в 1961 г. Л. К. Дерцакяпом и
И. Д. Макуровым [8|. В дальнейшем она стала называться «Классификация
болот по Гппроспецгаву» и была официально зафиксирована в СНиП III —
Д.) 0-72.
По проходимости болота делятся на три типа (табл. 4.22):
I тип — болота, целиком занолпоппые торфом, допускающие работу
и неоднократное передвижение болотной техпнки с удельным давлепием
0,2—0,3 кгс/см2 или проход обычпой техники с помощью щитов, слапей либо
дорог, обеспечивающих еннжепие удельпого давления па поверхпость залежи
до 0.2 кгс/см2;
II тип — болота, целиком занолпеппые торфом, допускающие работу
н передвижение строительной техники только с помощью щитов, слапей либо
дорог, обеспечивающих снижение удельного давления на поверхность залежи
до 0.1 кгс/см2;
III тип — болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плава-
плавающей торфяпой коркой (сплавиной) и без сплавины, допускающие работу
только специальной техники па поптопах или обычпой техпнки с плавучих
средств.
Классификация болот по проходимости строительной техники справед-
справедлива для незамерзгапх болот. В случае промерзания болота в зимний период
независимо от типа болот их проходимость определяется расчетом по фор-
формулам:
для травяных болот
h = 4V"Q; D.24)
для моховых и лесных болот
h=5V"Q, D.25)
где h — толщина промерзшего слоя, при котором возможна работа мрха-
ппзмп. см; Q — масса строительного мехапнзма в рабочем состоянии, т.
Открытые травяпые болота промерзают равномерно, и поэтому несущая
способность промерзшего слоя на таких болотах отпоентсльпо высока. Мохо-
Моховые п лесные болота в силу неравномерного промерзаппя (из-за кочек, ипей,
деревьев п кустарпиков) имеют меньшую несущую способность, тем более что
поверхность залежи воспринимает нагрузку через кочки и пни, т. е. сосредо-
сосредоточенно, по отдельным участкам.
Проходимость болота определяется его микроландшафтом. Отнесении
микролапдтафтов к тому или другому типу болот предложено еще в 40-х
годах специальной укспедпцией Государственного гидрологического институт»
Я Заказ 15 в 129
ТАБЛИЦА 4.22
Классификация болот но проходимости
Типы болотных ыикролпндшафтов
Лесные верховые всех типов
Моховые сфагпово-кустарнпчковые
Мохово-лесные переходные и верховые всех типов
Травяные вейликово-осоковые и осоковые
Травяно-моховые низинные всех типов и переход-
переходные осоково-сфагновые
Моховые гипново-оеоковые, сфагново-иушицевые и
сфагаово-кустарничково-пушипевые
Лесньго еловые и березовые
Кустарничковые, кустарпичково-осоковые и кустар-
ничково-осоково-гшшовые
Травяные осоково-пупшцевые и пушицевые (верхо-
(верховые)
Лесные сосново-березово-осоково-сфагаовые
Лесные сосново-березово-гишговые и соспово-осоко-
во-сфагновые
Травяпо-лесные низинные всех типов, кустарничко-
вые ивовые и кустарничково-тростниково-осоко-
вые
Травяные тростниково-осоковые и пупнщевые (пи-
зипные)
Травяпо-моховые пушипево-сфагповые (переходные)
Ласпые черноольховые
Травяные хвощовые, вахтовые, тростниковые и
шейхцерпевые
Травнно-моховые шейхцериево-сфагцовые (переход-
(переходные и верховые)
Моховые гипновыо
Комплексы
Типы болот по прохо-
проходимости
при слабом
увлажнении
I
I
II
II
III
при сильном
увлажнении
II
III
II
III
III
(ГГИ, Ленинград). Результаты большого объема натурных исследований про-
проходимости болот гусеничной техникой в различное время года были обобщены
и изданы. По заданию Гипроспецгаза ГГИ в 1962—1963 гг. уточнял и коррек-
корректировал болотпые микроландгаафты по проходимости существующей отече-
отечественной строительной техникой. Кроме того, было выявлепо, что па отдель-
отдельных мнкроландшафтах в зависимости от обводненпости проходимость болота
в различное время года может меняться. Мпкроландшафт болота опреде-
определяется в процессе изысканий.
Объем и методика изысканий переходов. На стадии
ТЭО па основе картографических и фондовых материалов, справочных источ-
источников производятся рекогносцировочные изыскания переходов через значи-
значительные массивы болот. Отдельные переходы через болота малой глубины
и небольшой протяженности входят в линейную часть газопровода, и изыска-
пия по ним ведутся в общем порядке. В задачу рекогносцировочных изыска-
пий заиолочопных участков входят:
130
— установление общей протяженности пересекаемых болот по тому или
„ному варианту трассы;
— рассмотрение возможных конструкции укладки трубопровода па пере-
переходе через болота с учетом осповного вида укладки трубопровода по всей
1 |>асео.
Широкое использование материалов аэрофотосъемки масштабов 1 : 25 П00
it крупнее дает возможность в сочетании с визуальным обследованием ключе-
i;i,i х участков определить тип болот по проходимости, средпюю глубину торфя-
торфяном наложи и ориентировочное значение уклонов поверхности болота.
Иа стадии технического проекта проводятся изыскания по конкуриру-
конкурирующим вариаптам трассы в пределах заболоченного массива с выбором опти-
оптимального перехода. С исходными материалами, проработанными камеральпо
м дополненными воздушной рекогносцировкой, приступают к нолевым рабо-
рабочим. Одновременно с согласованием в заинтересованных организациях трассы
трубопровода необходимо получить все сведения по осушению, торфоразведке
и т. и., касающиеся участков болот, попадающих в створ перехода.
Полевые нпженерпо-геологические и гидрогеологические изыскания
.включаются в определении границ перехода с учетом наиболее неблагоприят-
неблагоприятною периода года; уточнепип типа болота по проходимости (по мнкролапд-
шафту) и сплошности торфяной заложи; установлении характеристик грунтов,
подстилающих торфяную залежь; определении степени разложения торфа;
установлении гидрогеологического режима болота или болотного массива.
Болотпый мнкроландшафт является показателем типа болота. По описа-
описанию болота и фото;>талопу выделяются соответствующие участки перехода.
Мпщность торфяной залежи и ее сплошность определяются проходкой сква-
?.кин с послойным их описанием. Расстояние между скважинами определяется
лыдержанпостыо заложен. Глубнпа скважип должна быть не мепсе 3 м и обес-
:;гчнвать вскрытие плотного минерального грунта па 0.5—1,0 м. Одновре-
Одновременно с бурением скважин на болотах с однообразным мпкроландтафтом
чедется зопднрование щупом или специальным буром малого диаметра. В це-
целях выбора оптимального по глубипе и протяженности перехода через болота
могут исследоваться одновременно песколько параллельпых створов. Если
буреппем установлено, что по всей мощности залежи до минерального дна
отсутствуют прослойки сапропеля пли воды, а также если сплошность торфа
не нарушепа до глубины 4,0 м пли залежь подстилается сапропелямн малой
мощности (до 10—15% от мощпости торфа), то эти болота могут быть отнесены
к оптимальным вариантам. Из скважпи отбираются для лабораторных испыта-
испытании по два-три монолита на каждый участок болотного микролапдшафта.
!! полевых условиях определяется степепь разложения и влажности торфа.
На стадии рабочих чертежей проводятся окончательные изыскаппя но
г тору перехода через болота. При зтом независимо от конструкции перехода,
утвержденной на стадии техппческого проекта, подлежат уточнению протя-
протяженность болота по грапицам пулевой глубины; тип болота по проходимости;
? "'щность торфяной залежи.
1$ зависимости от типа укладки трубопровода па переходе через болото
i :ч'буется различный объем окончательных исходных даппых. При подземпой
Укладке определяются:
— степень разложения торфа (по визуальным признакам), влияющая
|м величину откосов трапшен;
— коэффициент фильтрации (по табличным даппым, в зависимости от
1 ?'?пени разложения торфа) для проектирования дренажных мероприятий;
— - амплитуда колебании уровпей груптовых вод (путем замора макси-
максимальных и минимальпых уровней, желательпо в характерные периоды года)
" наличие ближайших водотоков для определения возможности применения
.метода сплава при протаскивании трубопровода либо решения вопросов водо-
«пвода;
— качественная характеристика подстилающих минеральных грунтов.
На болотах I и П типов при залегаппп до глубнпы 2 м минеральпые грунты
могут быть использованы как основание трубопровода пли балластирующий
материал при обратной засыпке. Па болотах III типа, па которых трубопровод
9* 131
рекомендуется укладывать на минеральное дно, необходимо иметь характе-
характеристику подстилающих грунтов по песущен способности, объемной массе,
степени минерализации сапрополей 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
и результате инженерных изысканий необходимо иметь несколько гидрологи-
гидрологических показателен, таких как поперечпый уклон болота на полосо шириной
но 100 м в обе стороны от оси трубопровода, модуль стока в продолах болота,
максимальный расход воды в паводок для расчета водонропусков под трубо-
проиодом. При надземной укладке трубопроводов больших диаметров с ком-
компенсационными устройствами требуется буренио скважин по разбитому
в натуре створу с заглублением в подстилающие грунты по менее чем на 2 м.
При укладке трубопровода в насыпи для определения типа болота приме-
применяться классификация проф. К. С. Ордуяпца с обязательным определением
степени разложениями консистенции торфа, а такжо отметки стояния павод-
паводковых под 5%-ной обеспеченности. Особое внимание при данной конструкции
перехода уделяется поиску карьеров качественных и близко расположенных
грунтов для отсыпки насыпей.
Н процессе половых изысканий помимо отбора проб грунтом ведется отбор
проб воды па химический апализ для определения ев агрессивности по отно-
отношению к бетону. G большим успехом при исследовании переходов через забо-
заболоченные массивы кроме аэрофотосъемки используются геофизические спо-
способы. Отчетные материалы, включая графические приложения, оформляются
соответственно стадии изысканий по аналогии с переходами через водные
преграды.
Особенности линейных изысканий па участках многолетнемерзлых
грунтов, пустынь, горной местности. Одной из основпых особенностей линей—
пых изысканий трасс, трубопроводов в сложных нриродш.тх условиях является
трудность всестороппой оценки возможных варнаптов приложении трассы
и выбора оптимальпого из них. Необходимость применения повых методов
изыскании н проектирования, позволяющих быстро п с минимальными затра-
затратами определять оптимальный вариант, отчетливо проявляется в зоне мпого-
летнен мерзлоты, так как в зтом случае наряду с экономическими факторами
первостепенное значепно имеет необходимость обеспечения высокой надеж-
надежности сооружения в крайне сложпых природно-климатических и инженерно-
геокриологических условиях.
Участки на мпоголстне мерзлых г р у п т а х. Опти-
Оптимальность прокладки трубопроводов па участках распространения многолет-
многолетней мерзлоты определяется кроме общих для всех трубопроводов еще рядом
существенных факторов. Мерзлотные проявления, зависящие от условий зале-
залегания и мощности доятольпого слоя, температурного режима, гранулометри-
гранулометрического состава и льдпетостн груптов, для трубопроводного строительства
опасны с точки зрения пучипистости и просадочпости грунтов, солифлюкциоп-
пых процессов, морозобойного трещинообразования, наледеобразовашш
п т. д. Даже просто!! перечепь показателен, необходимых для оценки и прог-
прогнозирования условий прокладки трубопровода па рассматриваемых участках,
свидетельствует о сложности решения этой задачи. Помимо общего геологиче-
геологическою строения района требуется охарактеризовать в пределах полосы трассы:
— нлощадпое распространение многолетнемерзлых и талых груптов;
— мощпость многолетнемерзлых грунтов и вертикальттое строепие мерз-
мерзлой толщи до глубин, характеризующих термоактивную зопу плияпия маги-
магистрального трубопровода;
--- температурный режим груптов:
— геокриологические процессы и явления с нрогпоаом их развития;
— физические, тенлофизическно и механические свш'ютня груптов.
Установить п детально изучить комплекс параметров, которые позволили
бы определить наличие и интенсивность большинства мерзлотных явлений
при одпоразовых непродолжительных но времени изысканиях в условиях
трассы значительной протяженности, практически невозможно, учитывая
1:$2
i. n> lipu этом следует исходить из наиболее неблагоприятных сочетаний клима-
. мческнх условий и иамснешп"), которые произойдут но трассе вследствие
им рубки леса, срезки мха и других нарушений поверхности.
ji оспопу лнженерно-геологпческих изыскании для технического проекта
чагнетральных трубопроводов должен быть положен п данном случае метод
щнднмфтпого районирования вариантов трассы и определения ншкенерно-
i алогических мерзлотных условии выделенных ландшафтных подразделении
г тщательной нредполовоп проработкой материалов но paiiouy строительства.
i >-п.гчно карта ландшафтного районирования составляется п масштабе не
мечьчо 1 : 100 000, при этом и качестве рабочих материалов при изысканиях
''?пользуются плановые аэрофотоиатерналы масштаба не мельче 1 : 00 000.
и'аждое ."гпидшафтнос подразделение должно быть охарактеризовано в нреде-
i,i\ полосы трассы шириной пе менее 4 км (но 2 км вправо и влево от оси
!рассы). При этом должны быть получены .чанные буровых работ в наиболее
характерных точках подразделения с учетом результатов геофизических работ
и ландшафтного обследования.
Прогнозирование температурного режима груптов ведется с учетом наибо-
и-е характерных условии каждого инженерно-геологического подразделения
в зоне теплового влияния проектируемого трубопровода при эксплуатации
для разлпчпых способов прокладки, обеспечивающих устойчивость сооруже-
сооружения в пределах данного подразделения. Объемы изысканий, необходимых
лл;т детального обоснования каждого из возможных способов нрокладки тру-
трубопровода, различны. Для научпо обосноваппого подхода к выбору оптималь-
оптимального варианта трассы на характерных но ландшафтным признакам участках
с различными но просадочпостн груптами П. II. 1>оролавкиным п V. Э. Фри-
маиом с использованием классификаций А. Л. Ястребова и II. К. Духппа
разработана и предложена таблица (табл. 4.23). в которой исходя из
прогноза развития учтены возможные мерзлотные процессы. Па основаппи
этих данных можно на печальной стадии нзыскаппй задаться оптимальным
способом прокладки газопровода и определить объем ппженериых изысканий
па отдельных участках, получить наиболее целесообразное проложенио
трассы.
Учет веси суммы факторов, влияющих па выбор онтимальпон трассы,
в том числе и конструкции трубопровода, может быть вынолнеп только па
основе широкого применения математических методов, Г-)НМ и аурофото-
мщ-одов. По содержанию и объему ннжеперпо-нзыскательекпе исследования
при ирпмепешш Г)ВМ существенно отличаются от обычного способа выбора
оптимальных вариантов трассы [14]. Ято и значительной мере зависит такжо
чт стадии проектирования и реальных возможностей получения информации
I; за.чаппые сроки.
Как указывалось выше, в зоне распространения многолетней мерзлоты
к неблагоприятным относятся участки с актпвпыми геокриологическими про-
процессами и явлениями, бугристые торфяники, склоны с возможными возникно-
возникновениями солифлюкцип. С другой сторопы, к более илагопрнятпым относятся
участки распространения талых, скальных, полускальных, rpamiiino-галеч-
никовых, обломочных грунтов, участки с наименьшей суммарной влажностью
п.дистостыо), с минимальными глубинами сезоппого оттаивания.
Исходя из методики создания цифровой модели местности можно диффе-
.ц'ицнрованпо оценить пересекаемую территорию но ппжеперпо-гоокриологн-
меским призпакам, что позволит при машинной оптимизации трасс выявить
•>чшкурептосносо(шмо направления. Более того, с учетом данных приведенной
..гблицы при назначении способов прокладки газопровода па отдельных
участках можно учесть особенности температурного режима сооружения как
. период строительства, так и в период оксплуатацнп.
Порядок производства инженерно-геологических нзыскапий для строн-
и-лм-тва магпстральпых трубопроводов в раиопах распространения мпоголет-
:мч1 мерзлоты по выбранному оптимальному направлению регламентируется
рядом официальных документов: РСН 36---70 [221. PC И 31—00 [211 и РСИ
37-- 70 [23]. Одповремрппо с этими специальными нормативами для руковод-
руководства при работе и рассматриваемых районах является обязательным ('.МиII
II—Г..0—66 [28], па основании которого принимаются паимеповапие видов
133
ТЛГ...ШЦЛ 4.23
Рекомендуемые способы прокладки газопровода в районах
многолетней мерзлоты
Тип участка по сложности
ишкенерно-гсокрнологичяских
условий, группы типов
местности, категории
грунтов по проса.чочности
Режим эксплуатации участка
«теплый»
«холодный*
Нормальный. Мерзлые грун-
грунты I категории (пепроса-
дочиые при оттаивании ли-
либо дающие незначительную
равпЪмсрпую осадку):
речные террасы, зале-
ceiman пойма
болота в междуречьях,
надпойменные тер-
террасы
Сложный. Тундровые и лесо-
лесотундровые плохо дроппро-
ванпые местности. Мерзлые
грунты И категории (мало-
иросадочпые, дающие рав-
равномерную осадку до 10%
от мощности оттаявшего
слоя)
Особо сложным. Бугристые
и плоские торфягшкн, скло-
склоны с развитием солифлюк-
цношшх процессов. Мерз-
Мерзлые грунты III категории
(льдошсыщенные, дающие
перавпомер!гую осадку
10—40% мощности оттаяв-
оттаявшего слоя). Мерзлые грун-
грунты IV категории (содержат
крупные включепия под-
подземного льда, при нротаи-
вашги образуются термо-
термокарсты п провалы)
Подземная и падземтя
Подводная с пригрузкон н в насыпи
Надземная на
свайных и по-
поверхностных
опорах
Надземпая па
свайных
опорах
Надземная
и наземная
с теплоизоля-
теплоизоляцией и с об-
обвалованием
Надземная на
свайных и по-
поверхностных
опорах
Наземная Сез
обвалования
и подземпая
Наземная
с теплоизоля-
теплоизоляцией и обва-
обвалованием
мерзлых грунтов, их номенклатура, подразделяются груптоные поды зоны
мпоголстпей мерзлоты.
В связи с ответственностью н решающим значением нпженерпо-геологи-
ческио изыскания под сооружения па многолетней мерзлоте выполняются
но мепео чем в две стадии: технически)! проект и рабочие чертежи. 13 техниче-
техническом задании на изыскания трубопровода обязательно должны быть указаны:
его назначение; тепловой режим транспортируемого продукта по длило тру-
трубопровода; физическио и теплофизические характеристики транспортиру-
транспортируемого продукта; характеристики нагрузок на грунт при соответствующих спо-
способах прокладки; допустимые уклоны рельефа; ширина полосы трассы маги-
магистрального трубопровода, подлежащая исследованиям исходя из числа ниток
трубопровода. Для нзыскашш, дополнительно выполняемых на стадии рабо-
рабочих чертежей, должны быть уточпены: способы прокладки магистрального
трубопровода по участкам трассы и через водные преграды; тепловые характе-
характеристики транспортируемого продукта во времени по длине трубопровода
Ш
? \четом способов прокладкп последнего; нагрузка трубопровода на грунты
« :'.!1писимости от принятых способов прокладки, а также предъявлены особые
гро'ювапия но определению дополнительных характеристик грунтов п прове-
проведи ;п<> специальных видов мерзлотных исследовании.
Па стадии технического проекта задачами инженерно-геологических
линейных изыскании в районах распространения многолетпей мерзлоты
inчяются общая инженерно-геологическая оценка участков прохождения
•|-;ч1С.сы. обследование вариантов трассы и выбор оптимального из них, устано-
н iwiic геокриологических условии по предлагаемому вариапту трассы.
Нише угке была описана рекомендуемая методика выбора оптимальпого ва-
•чишта трассы, проходящей по районам многолотпей мерзлоты.
Аэровцзуальпоо и наземное дешифрирование вариантов трассы произво-
производится в соответствии с РСН 31—69 и РСН 36—70. По материалам дешифриро-
•кшия местности выполняется улучшающая корректировка вариантов трассы,
оставляется карта ландшафтного районирования последних в масштабе не
мельче 1 : 100 000 и пояснительная записка к ней. На отой карте с учетом
^^благоприятных и благоприятных участков наносится рекомендуемый
".лриапт трассы трубопровода. Каждое ландшафтное подразделение должно
• >мть охарактеризовано в пределах полосы трассы шириной 4 км (по 2 км
.-.ирано и влево от осп). Сводепия, полученные при буровых работах в наиболее
характерных точках, экстраполируются на соответствующие лапдшафтные
подразделения с учетом результатов геофизических работ и маршрутного
исследования. Места заложения выработок, их глубина, объем геофизических
исследований, маршруты натурного обследования определяются заданиями
.1-;мскатсльС1шм подразделениям, составляемыми в соответствии с деталь-
детальностью полученных в предполевой период материалов, особенностями района
и проектируемого трубопровода. При этом скважины задаются, как правило,
>ia глубину распространения годовых колебапий температуры в данном рай-
iiie. не не менее 3—4 м.
Цель полевых работ — определение литологического состава грунтов.
уточнение контуров по оси трассы мерзлых и талых грунтов, определение
h'lmorenuux текстур, определение гидрогеологических условий, отбор образ-
образцов груптоп для определения основных физпко-мехапических характеристик,
1 также дополнительно суммарной влажности (суммарпой льднетости), объем-
объемно» массы скелета, относительного сжатия мерзлого грунта при переходе
п талое состояние, засоленности, а также характеристик для расчетов, свя-
'нШных с прочностью и устойчивостью мерзлых груптов как осповапий.
Одним из наиболее сложных моментов является прогнозирование темпе-
температурного режима мерзлых груптов с учетом взаимодействия их с проектиру-
проектируемым сооружением. Методика прогнозирования изложепа в соответствующей
?'пециалт.пой литературе.
На стадии рабочих чертежей изыскания выполняются в объеме, необхо-
необходимом для получения исходных данных при рабочем проектировании на кон-
конкретных участках в зависимости от принятого способа прокладки трубопро-
трубопровода. По осп трубопровода производится ландшафтное районирование в по-
полосе шириной до 500 м. По оси трассы выполняется элоктропрофилирование
1ля определения точного положения грапиц между участками распростране-
распространения талых и многолетнемерзлых груптов, а также бурятся скважины. Среднее
расстояние между ними принимается 300 м, по шаг сужается в зависимости
it сложности геокриологических условий. Глубина скважин задастся диффе-
рппцированно по участкам в зависимости от способа прокладки проектиру-
проектируемого трубопровода па этих участках по техническому проекту п с учетом прог-
прогнозируемого термического режима груптоп в процессе эксплуатации проекти-
проектируемого объекта.
При подземной прокладке трубопровода, наземпой пли падземпой
« пасыпи 'глубина выработок задается с таким расчетом, чтобы па 5—10 м
аревысить глубину прогнозируемого оттаивания, по не мепее чем па глубину
годовых колебаний температуры в грунтах. При прокладке трубопровода
надземпо па опорах глубина скважип на 3—5 м должна превышать низ за-
запроектированных опор и быть пе менее глубипы распространения годовых
135
колебаний температуры в грунтах. Комплекс геофизических исследований,
отпор и анализ проб груптоп проводятся п соотпетствии о PCI1 31—69.
По материалам инженерно-геокриологических исследований па профиль
трассы в масштабе 1 : 2000—1 : 1000 напосятся геологические выработки,
геофизические параметры, грапицы ландшафтных подразделении и геоморфо-
геоморфологических элементов, па основании которых строится геолого-литологпче-
скип разрез с указапием границ литологических разностей грунтов, их состоя-
состояния (талые, мерзлые) па момент изыскании. В характеристике разреза указы-
указываются геокриологические и прочпостпые параметры грунтов, определенные
в нолевых и лабораторных условиях.
В отчетных материалах кроме детальной инженерно-геокриологической
и гидрогеологической характеристик участков трассы па базе прогнозирова-
прогнозирования температурного режима грунтов должны быть даны окончательные реко-
рекомендации по паиболее приемлемым с геокриологической точки зрения спосо-
способам прокладки магистральпого 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 ца песчаные, глинистые
и каменистые. Общей особенностью трасс на этих участках является то, что
они проходят по безлюдным, безводным и бездорожпым районам. В обжитых
же райопах пустынь, оазисах позпикает другая трудпоетъ: необходимость
пересечения густой сети оросительных капалов, канав и арыков. Наиболее
неблагоприятны для трассировочных решений неустойчивые пески: бархан-
барханные, бугристые, ячеистые и др. Они приурочены к районам распространения
пеустойчцвых ветров со значительными скоростями. Мощность подвижпого
слоя но отношению к сродним отметкам поверхности бугристых песков обычно
не превышает 1—2 м. Глубина выдувания при движении барханов не превы-
превышает, как правило, наипияших отметок такыров пли межбархаппых и грядово-
кучевых понижений.
Объем и методика изысканий в зопо пустынь, как и па других участках,
зависят от стадии проектирования. В этих условиях наибольший эффект дости-
достигается при применении аэрофотосъемки с последующим глубоким дешифриро-
дешифрированием со материалов. Существенная сложпость заключается при этом в малом
количестве пли отсутствии онозпавнтельных знаков, что затрудняет в последу-
последующем привязку аэрофотоспимкоп к местпосли. При трассировании трубопро-
трубопроводов в песчаных пустынях предпочтение должно отдаваться направлению
трассы но понижениям грядовых песков параллельно впешннм пли внутрен-
внутренним границам бархапных ценен и связанным с ними ноперичпо-грядовым
пескам; по участкам равпнпных песков, вдоль направления господствующих
ветров; по участкам паименее иодвнжпых ячеистых, бугристых носков.
Одновременно следует избегать порсеечепия трассой такыроп, грядовых
песков, участков одиночных барханов и круппобугрнстых подвижных
песков.
Инжоперно-геологическпе работы заключаются в составлении геологи-
геологических карт н профилей но дапиым дешифрирования аэрофотоспимкоп, ре-
результатам плектропрофилировання и проходки разведочпых выработок.
Обычно скважины задаются через 1,0—0,5 км па глубипу до 3 м. Большего
вппмания требуют переходы через ирригационные системы, где глубина выра-
выработок определяется заложением трубопровода. Участки с интенсивной засо-
засоленностью при инженерно-геологическом обследовании необходимо оконту-
ривать как неблагоприятные для нересечепия трассой. Устанавливается
макспмальпое значение естественной влажности и степени засолепня грунтов
по результатам химических анализов водных вытяжек из проб. Особое внима-
внимание на таких участках уделяется устаповленпго коррозиопного воздействия
грунтов на металлические конструкции.
С учетом безводпости пустьтнпых 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
(I!шчатотся исключительным разнообразием. Имеете с тем, сложность строи-
тг.'п.ства трубопроводов в этих районах при необходимости обеспечения надеж-
надежной н;сплуатации системы предъявляет к инженерным изысканиям трасс
особые требования. При трассировании трубопроводов па косогорах одновре-
одновременно с ипжонерпо-геологической съемкой изучаются участки выемок для
определения устойчивости косогора поело укладки трубопровода. Исслоду-
ннч'я гидрогеологические условия, от которых п значительной мере зависит
но::1П1кш>црпио и развитие физико-геологических явлении на участке строи-
строительства. Геологические выработки и электрозопдирование должны дать
ючную картину состава и мощности делювиальных пород, характеристику
подстилающих коренных пород.
Особое впимание при прокладке трассы трубопровода по пересеченной
местности должпо уделяться оврагам и склонам, нарушение поверхности
которых прокладкой трубопровода может привести к оврагообразованшо.
'?'. сняли с этим инженерно-геологическая характеристика подобных участков
.ч>ижпа содержать сведения о конфигурации в плапе и крутизне склонов,
с наличии и уклонах тальвегов, о виде растительного покрова, грунтов,
местах выхода подземпых источников и полосы стока атмосферных вод.
На оползневых склопах производится инженерно-геологическая съемка,
отражающая линии срывов, трещины, уступы оползневых террас, границы
смещенных груптовых массивов и выходы груптовых вод. При этом выяв-
выявляются связь оползпя с геологическим строеппем склона, геоморфологиче-
геоморфологический п гидрогеологическая характеристики склона, причины возникновения
древних и современных оползневых подвижек, роль подземных вод и других
факторов в образовании оползпей. динамика их развития. Трасса трубопро-
трубопровода должна пересекать оползневой участок лишь в исключительных случаях,
при невозможности его обхода. При этом выявляются участки склонов с паи-
меныпеп степенью опасности парушеппя пх устойчивости; определяется необ-
необходимость проектирования нротиводеформационпых мероприятии. Участки
осччей и курумов, пересекаемые трассой трубопровода, также должны осве-
|ц:т,ся инженерно-геологической съемкой, в задачу которой входит и выявле-
выявление источников питания осыпей, установление мощпостн активного слоя
м поверхности пеподвпжпой части. Гидрогеологические изыскания должны
("•п'тить условия притока поверхностных вод п фильтрации в теле осмии.
Для построения геологических разрезов разбивается сеть выработок по
исправлению движепия осыпи и перпендикулярно к нему. Определяется
петрографически!! состав обломков, мехаппческин состав осыпи на разных
участках склона, выявляется степень опасности осыпи для проектируемых
(•ооружопип, окоптурнвается возможпая зона воздействия. Участки пересече-
пересечении селей н конусов выпоса исследуются с широким применением геофизиче-
геофизических и аэрофотометодов. В сложных в инженерно-геологическом отпошешш
районах исследования долиты проводиться, как правило, по специально
< оставляемым программам.
Площадки и трассы коммуникации. Выбор онтимальных вариантов
трассы трубопроводов включает в себя и определение папболео благоприятных
утопии для размощепня площадок КС (ППС), ГРС, жилых поселков пли
'?' юльлых строений для них, вертолетпых площадок, коммуникаций подъезд-
подъездим .\ дорог, подо-, тепло- здектроснабжешш, связи. Требования по размещению
''?Ц'шадок, а также указапия но ожидаемым.нагрузкам па фундаменты огра-
и; laiomnx конструкций н оборудования, необходимому количеству по.чм для
'Miii.enux и хозяйственных пужд, ожидаемым каналнлацноттым стокам указы-
указываются в заданиях на изыскания площадок и коммуникаций.
При выборе площадок для размещения КС и ТГПС одновременно с ком-
комплексом требовании, вмтекающих из заданий и норм разрывов от ближайших
: оорул.счгий, размещения всех объектов с учетом н\ расширения, должны
учитываться условия максимального снижения стоимости строительства
'КН'югп. культурно-бытового. сашггарно-техгшчоск.'М'о. .'шергетичеекого и до-
дорожного, нгчл'хо.тммоетт. приближении к путям сообщении, источникам подо-
снабжения, электроснабжения и культурно-бытовым объектам. Желательно
располагать площадки на участках с благоприятными пижоперно-геологнче-
скимп и гидрогеологическими условиями (талые грунты с несущей способ-
способностью не ниже 1,5 кгс/см2, грунтовые воды ннжо глубипы заложения фунда-
фундаментов), со спокойным рельефом при небольших уклонах, что обеспечит
минимальные объемы земляных работ и нормальный сток поверхностных вод,
нс-затопляемость 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-
вышеизложенному) — уточнение расположения зданий и сооружений в пределах
площадки. В процессе изысканий должны быть установлены условия залега-
залегания, состав и физико-механические свойства грунтов в сфере влияния проекти-
проектируемых сооружений па грунты; условия залегания и положение уровня грун-
грунтовых вод, их химический состав, изменение положения уровня но сезонам
года.
Территория выбранных площадок охватывается инженерно-геологиче-
инженерно-геологической съемкой. При благоприятных грунтовых условиях ее масштаб 1 : 50 000—
1 : 10 000. Крупномасштабные съемки проводятся на площадках со слож-
сложными грунтовыми условиями. Разведочные выработки на строительных пло-
площадках закладываются обычно по сетке со стороной квадрата 100—200 м, при-
причем скважины разбуриваются на 1,5—3,0 м ниже зоны влияния фундамен-
фундаментов на грунты. При необходимости отбора проб грунтов с ненарушенной
структурой проходятся шурфы. При несложпом геологическом строении пло-
площадок несущие свойства и группы грунтов для оценки их разработки уста-
устанавливают визуально, без лабораторных исследований. При низком расчет-
расчетном сопротивлении грунтов для уточнения их несущей способности отби-
отбираются монолиты для лабораторных определений.
По трассам вноплощадочных коммуникаций (подъездные дороги, водо-
водопровод и канализация) инженерно-геологические работы выполняются в тех
же объемах, что и по трассе трубопровода. По пнеплощадочпым ЛЭП и ЛВС
производится упрощенная маршрутпая съемка масштабов 1 : 200 000—
1 : 100 000 без проходки разведочных выработок и выполнения лаборатор-
лабораторных работ.
На стадии рабочих чертежей при инженерно-геологических изысканиях
необходимо получение не обзорных, а конкретных характеристик геологиче-
геологических разрезов под проектируемыми сооружениями (компрессорный цех. энер-
энергоблок и т. п.). Инженерно-геологическая съемка при благоприятных усло-
условиях выполняется в масштабе 1 : 10 000, в сложных — 1 : 2000. Выработки
задаются по правильной сгущенной сетке либо непосредственно по осям ос-
основных сооружений в соответствии с генеральным планом, утвержденным па
стадии технического проекта. При этом глубина выработок определяется мощ-
мощностью активной зоны под основанием сооружения, глубиной залегания
кровли несжимаемых грунтов.
В соответствии с «Руководством по проведению инженерных изыскании
ускоренными методами» [24] ориентировочную глубину выработок рекомен-
рекомендуется задавать в зависимости от конструкции фундамента п нагрузки на пего
(табл. 4.24). Если в интервале глубин, указанных в таблице, залегают скаль-
скальные грунты, то для определения выветрелости необходимо заглубитьеяв них
выработками на 1—2 м. На участках развития слабых грунтов глубина вскры-
вскрытия определяется необходимостью их изучения па всю мощность и установле-
установления глубины залегания подстилающих более прочных груптов.
При исследованиях инженерно-геологических условии трасс коммуника-
коммуникаций глубина вскрытия геологического разреза должна на 1 м превышать глу-
глубину расположения трасс тепло-, водо- и энергоснабжения, капализации.
При изысканиях трасс подъездных автодорог особое внимание необходимо
уделять характеру верхнего слоя грунтов, способности грунта-основания
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 отдел
ji.ui'y-чка на опору
Т, Д1>
50
100
250
500
1500
. 5000
>пых опорах
Глубина вскрытия,
м
4-G
5—7
7—9
9—13
12—19
18—26
При лрупочпы>
Нагру.чка на фунда-
фундамент, т/м, до
10
20
50
100
200
фундаментах
Глубина вскрытия.
м
4-6
(i-8
9—12
12—17
17—20
Примечания. 1. Глубина вскрытия отсчитывается от отметок предполагаемого
;,1:ю:1.ения фундаментов, а для свайных фундаментов — от нижнего конца сваи (с глубины
:« предполагаемого валожения). 2. Ббльшие значения 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-
условиями пополняется ипжеперно-гоологическая съемка в масштабе 1 : 100 000—
! : 50 000. Для ЛЭП мощностью более 100 кв на участках с неблагоприятными
ус ывпямн разведочные выработки закладываются под каждую опору.
Выше указывалось на крайнюю нежелательность размещения строитель-
строительны ; площадок и трасс коммуникаций на участках распространения много-
п'пк'черзлых грунтов. В случае, когда размещение проектируемых сооруже-
сооружений на мпоголетнемерзлых грунтах неминуемо, изыскания площадок и трасс
К'чиупикаций должны производиться по программам, составленным в соот-
шч-'-твии с нормативами, утвержденными Госстроем РСФСР, РСН 31—69,
I'C.lf 36—70 и РСН 37—70.
Результаты инженерно-геологических изыскании строительных площа-
.[?•:; и трасс коммуникации излагаются в соответствующих разделах отчетов.
К птановым топографическим материалам но площадкам прилагаются геоло-
геологические разрезы по характерным направлениям и по оси основных сооруже-
сооружений обычно в масштабе горизонтальном — 1 : 2000, вертикальном — 1 : 200,
По трассам коммуникаций на топографические профили наносится геологиче-
геологический разрез в вертикальном масштабе по мельче 1 : 200.
Определение необходимых для проектирования характеристик грунтов и
воды. Назначение настоящего справочника не вызывает необходимости под-
подробного освещопия методики выполнения нолевых и лабораторных инженерно-
геологических исследовании. В специальной литературе [2, 9, 13, 20, 32]
приводятся исчерпывающие сведения общего и детального характера о спосо-
способах организации буровых, съемочных, опытных и лабораторных работ в кон-
кротных 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 груптов, пх наиболее
характерных признаках, физических свойствах, основных зависимостях, ха-
характеризующих закономерности изменений деформаций и прочности груптов
применительно к трубопроводному строительству. При этом материал скомпо-
скомпонован, в расчете на возможности использования его инженерами-проектиров-
инженерами-проектировщиками при составлении задапий на изыскания, при приемке материалов пп-
женерно-геологпчеекпх исследований, при полевых обследованиях и в кон-
конкретном проектировании.
Буровые работ ы. В совокупности с проходкой горных выработок
(расчистки, канавы, шурфы), проводимых при инженерно-геологических
1:59
Инженерно-геологическая классификация грунтов по фн
Группа
I
Скальные
II
Полускальпы о
III
Рыхлые
несвязные
IV
Мягкие
связныо
V
Породы осо-
особого состава,
состояния
и свойств
Филпчрскпс
Плотность высокая
B,65—3,10 г/см3), по-
пористость незпачитель-
ная — доли процента,
редко больше
Плотность средняя
B,20-2,05 г/см»), по-
пористость до 10—15%,
у отдельных разностей
выше
Плотность A,40—
1,90 г/см3) п пори-
пористость B5—40%) изме-
изменяются в широких пре-
пределах
Плотпость (от 1,10, 1,20
до 1,90—2,10 г/см3),
пористость (от 20—30
до 75—80%) и влаж-
влажность (от 12—15 до
75—80%) изменяются
в широких пределах
Водные
Невлагоемкпе. Практически пераство-
рпмые, водопропицаемы только по
трещинам. Коэффициент фильтрации
не превышает 10 м/суткп, удельное
водологлощенпе м <• 5 л/мин
Слабовлагоемкие. Водопроницаемость
изменяется в зависимости от трещи-
поватостн и выветрелостн, коэффи-
коэффициент фильтрации изменяется от 0,5
до 30 м/суткп ('ч до 15 л/мин) у слабо
п средиеводопроппщшмых и более
30 м/сутки (@ > 15 л/мпн) у сильно-
водопроницаемых
Невлагоемккс или слаиовлагоемкие
(тонко- и мелкозернистые разности).
Практически нерастворимые, водо-
водопроницаемые, коэффициент фильтра-
фильтрации до 30 м/суткн у слабо- н средне-
водопрошщасмых и более 30 м/сутк;:
у сильноводопрошгцаемых
Влагоемкие. Нерастворимые, слабово-
доиропицаомыо или водоупорные.
Коэффициент фильтрации обычно
меньше 0,1 м/сутки
Горные породы этой грушш характеризуются специфическими
исследованиях, позволяют получить геологическим разрез п наиболее харак-
характерных точках местности, произвести отбор образцом грунтов с сохранением
природной влажности, а при помощи специальных грунтоносов — и струк-
структуры (из связных грунтов). Интерпалы иптеросующих глубин, как правило,
находятся в пределах 3—5, реже 10—15 м. .Максимальные глубипы пе пре-
превышают 25 м. Диаметр скважпп определяется их назначением и условиями
проходки. По трассе трубопровода при изыскании трасс коммуникации доста-
достаточным является диаметр 89 мм. При изыскании переходов через естественные
и искусственные преграды задаются скважины диаметром 127 мм, что дает
возможность применении обсадцых труб. На водных переходах и при изыска-
140
ТАБЛИЦА 4.25
зико-мсханпчсскнм свойствам (но Ф. 1Г. Санаренскому и В. Д. Ломтадзс)
Ыехптшчеопто
Прочность и упругость высокие. Сопротлвлешю 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 0,05—0,70. Крепость высокая, /кр > 8. Разрабатываются
взрывным способом. Характерна анизотропия свойств пород в массиве
Прочкые. Сопротивление сжатию 150—500 кгс/см2, средней прочности 25—150 кгс/см2
и малой прочпости <25 кгс/сма. Сопротивление скалыванию превышает 50 кгс/сма
у пород прочных, от 10 до 50 кгс/см2 — средней прочности п 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-
ослабленных <20 000 кгс/см2, у пород менее ослабленных от 20 000 до 100 000 кгс/сма.
Коэффициент сдвига бетона по зтим породам изменяется от 0,3 до 0,50—0,55.
Устойчивость в откосах зависит от степени трещиповатости и вывотрелости. Кре-
Крепость средняя /;,,, -— 2-г8. Разрабатываются ударпым инструментом и взрывным
способом. Характерна апгоотропия свойств пород в массиве. Многие разности
обладают реологическими свойствами
Прочность зависит от плотности сложения. Крепость небольшая: /кр <С 2. Обычно
сжимаемы. Модуль общей деформации изменяется от 50—К-и до 1000 кгс/см2.
Коэффициент внутреннего трения / = 0,25-7-0,00. Устойчивость в основании со-
сооружений п в откосах зависит от величины внутреннего трения и интенсивности ди-
динамических воздействии. Разрабатываются механическим и ручным способами
Прочность изменяется в широких пределах в зависимости от влажности и плотности.
Крепость небольшая: /:,Р<[ 2. Сжимаемы и сильпосжимаемы. Модуль общей де-
деформации изменяется от 50 до 1000 кгс/см2. Коэффициент внутреннего трения
/ = 0,15-г-0,35. Устойчивость в откосах зависит от влажности пород п высоты от-
откоса. Разрабатываются ручным и механическим способами. Характерны реоло-
реологические свойства
свойствами, требуют специальных методов исследований и индивидуальной оценки
ниях площадок иод ответственные сооружения диаметр скважин увеличи-
увеличивается до 168 мм.
Учитывая трудпопроходпмость изыскиваемой трассы трубопровода и не-
нецелесообразность рубки просек и расчистки полосы по первоначальным
варпаптам трассы для использования механизированных буровых устапокок,
наиболее целесообразно в подавляющем большинстве случаев использование
ручпого бурении с применением при необходимости легкой сборной переносной
вышки. При наличии подъездных дорог па крупных переходах и площадках
с успехом используются легкие, транспортируемые в прицепе или вручную
установки с автономным двигателем типа буровой установки Ленпшротрапса
141
либо самоходные установки для бурсшш скважин типа УВР-2 (глубипа буре-
бурения 15—25 м, диаметр начальны)! максимальны!1! 253 мм, конечны!1! 102 мм,
дли обсадных труб 219, 168, 127 мм). Для проходки рыхлых крупнообломоч-
ni.ix отложении должно применяться механическое ударное бурение, для про-
проходки скальных и полускальных пород — механическое вращательное буре-
бурение. В практике Гипроспоцгаза 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 п соответ-
соответствии со СНпП и действующими инструкциями. Для подразделения грунтов
по группам, обладающим более или мепее общими физико-механическими
ТАБЛИЦА Д.2A
Подразделение грунтов по гранулометрическому составу
Фракции
Валуны (окатанные) или камни (угло-
(угловатые)
Галька (окатанная) или щебень (угло-
(угловатый)
Гравии (окатанный) или дресва (угло-
(угловатая)
Песок крупный
Песок средний
Песок мелкий
Песок тонкий
Пыль
Глина
Размер частиц, мм
Колее 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
ТАГ.ЛИЦА 4.27
Подразделение песчаных грунтов по фракцинм
Виды грунтов
Распределение частиц грунта по круп-
крупности, % от массы сухого грунта
Крупнообломочпые грунты
Щебенистый (при преобладании ока-
окатанных частиц — галечниковый)
Дресвяный (при преобладании окатан-
окатанных частиц — гравийный)
Масса частиц крупнее 10 мм составляет
более 50%
Масса частиц крупнее 2 мм составляет
более 50%
Песчаные грунты
Граволистые пески
Крупный песок
Средней крупности песок
Мелкий песок
Нылеватый песок
И2
Масса частиц крупнее 2 мм составляет
более 25%
Масса частиц крупнее 0,5 мм состав-
составляет более 50%
Масса частиц крупнее 0,25 мм состав-
составляет более 50%
Масса частиц крупное 0,1 мм составля-
составляет более 75%
Масса частиц крупнее 0,1 мм состаьля-
ет менее 75%
пюЛствамп, целесообразно пользоваться ипженерцо-гео.чогичеекой классифи-
классификацией Ф- П. Саваренского, дополненной В. Д. Ломтадзе [13] (табл. 4.25),
но которой выделяются группы скальпых, полускальных, рыхлых несвязных,
мягких спязпых и особого состава пород. По гранулометрическому сос-
составу грунты подразделяются на круппообломочныо, песчаные и глинистые
(табл. 4.26). В свою очередь но преобладанию фракций с различным размером
частиц песчаные грунты подразделяются на пять разновидностей (табл. 4.27).
Подразделение глинистых грунтов дано на табл. 4.28.
ТАБЛИЦА 4.28
Подразделение глинистых грунтов по фракциям
Грунт
Глина тяжелая
Глина
Суглинок:
тяжелый
средний
легкий
Супесь:
тяжелая
легкая
Песок
глинистых
(<0,002 мм)
>60
60-30
30—20
20—15
15—10
10—5
6—3
<з
Содержание
пылепатых
@ 002
0,бГ> мм)
Меньше,
чем
песчаных
фракций,%
песчаных
@,05-2 мм)
Больше,
чем
пылеватых
гра вел истых
( >2 мм)
Одними из классификационных признаков глипистых грунтов являются
их пластичность н консистенция. В инженерно-геологической практике плас-
пластичность, т. е. способность глиппстых грунтов изменять под действием внош-
нпх сил свою форму и сохранять ее, характеризуется пределами пластич-
пластичности. Разность между влажностью верхнего предела (переход в текучее
состояние) и нижнего предела (переход из твердого состояния в пластичное)
называется числом пластичности (табл. 4.29).
ТАБЛИЦА 4.29
Классификация грунтов по числу пластичности
Виды глинистых грунтов
Супесь
Суглинок
Глина
Число пластичности
К W,.<i7
\VPt> 17
По консистенции IJ, т. е. степени подвижности частиц груша или сопротивля-
сопротивляемости его впеншим мехаппческим воздействиям при различной влажности,
глинистые грунты подразделяются в соответствии со СПнП II—Б.1—62
(табл. 4.30).
При классификации торфянистых грунтов решающее зпачеппе имеет
степень их разложения. А. К. Дсрцакяном и Б. Д. Макуровым [8] приво-
приводятся признаки, дающие возможность по внешнему виду определить степень
разложения торфа, том самым отнести грунт к определенной категории, что
в сочетании с влажностью и другими показателями является основанием для
вмвода об использовании торфяного грунта в качестве основания.
В основу классификации мерзлых грунтов в сплу их специфики положен
не гранулометрический состав или число пластичности, а нросадочпость в со-
соответствии с влаждостьто в отпошонпи к массе скелета мерзлого грунта. Этот
принцип был предложен Л. JI. Ястребовым для подразделения мерзлых грун-
грунтов при дорожном строительстве. Классификация мерзлых грунтов примепи-
тельпо к трубопроводпому строительству усовершенствована с учетом прог-
прогноза геокриологических измепенпй па различных по сложности участках
(см. табл. 4.23).
Ф из и ко-.механические свойства грунтов. Опреде-
Определяются как в полевых, так в лабораторных условиях. Обеспечивают возмож-
возможность принятия оптимальных проектных решений в конкретных груптово-
геологнчеекпх условиях. Основные обозначения, характеристики физических
свойств грунтов для оценки пх состояния, зависимости, характеризующие
ТАБЛИЦА 4.30
Классификация глинистых грунтов по консистенции
Грунты
Показатель консистенции
Твердые
Пластичные
Токучие
Супеси
Суглинки и глины
0,25
L5
0,25 ^'fi^ 0,5
0,5 < В < 0,75
05Я
Твердые
Полутвердые
Тугопластичпые
М ягкоп ластичные
Текучепластичные
Текучие
закономерности изменения прочности п деформации грунтов, приводятся
в специальной литературе [13].
Методика отбора проб груптов и воды onvicana 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 пе более 10 км. Для определения есте-
естественной влажности, объемной массы, мерзлотпых показателей и прочностных
свойств груптов необходим отбор монолитов. Использование гамма-нейтрон-
пого каротажа облегчает .эту задачу, так как влажность и объемная масса опре-
определяются 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 па переходах через водные преграды, болота и на пло-
площадках наземных сооружений приведены выше. Обт.ем проб воды па химиче-
химический апатия, и том числе для определения агрессивпостп но отпопюшпо к бе-
бетону. 1 л.
В табл. 4.31 приводится перечень показателей свойств грунтов, использу-
используемых при проектировании объектов магистральных трубопроводов при раз-
различных типах прокладки последних. Учитывая необходимость в ряде случаен
проведения расчетов для технико-экономических сравнений вариантов трассы
па предварительных стадиях изысканий, а также для оценки результатов
таг,;] и на 4.:и
Физико-механические свойства грунтов, определяемые для проектирования трубопроводов
Объект трубопро-
трубопровода
?Линейная часть
трассы
Переходы через бо-
болота (для дон-
пых грунтов)
11ереходы через
водные преграды
Групты п резервах
и карьерах
стройматериалов
с:
—
k
Is
+
+
1
с
гз
(—
+
-f-
+
+
к к
с с;
%"??
+
-)-
+
+
х
я
я
is
к =
+
+
+
1
о
3,
и
I
Is
S о
+
-j-
+
+
р
с
3"
о
ее
+
-f-
+
+
в
i
о
g
+
+
+
5
L ?
с о
^ ^
?§•_-
en
со f^
ss
"f"
|s
м
О
Ьн
i
о
Ч
С
б
-
Я
Й
о
с К
L р"
При слож-
сложных геоло-
геологических
У
+
И"
В естествен-
естественном и на-
нарушенном
состоянии
+
+
М/М
г:
L
i
?•»
rt
1
_-
н
1
X
Q.
«
К*
Н
is
, ра:
X
Си
-f-
(Торф)
Е- '~
CJ О ^
|||
Ifl
5fi§
+
Дополнитодгьные показатели
для ме)|.члых грунтов
Суммарная влаяшость и сум-
суммарная льдпетость; крио-
криогенная текстура; степень
заполнения объема пор
льдом; объемный вес ске-
скелета мерзлого грунта; от-
относительное сжатие мерз-
мерзлого грунта при его оттаи-
оттаивании
исследований грунтов, проводимых в полевых и лабораторных условиях, це-
целесообразно приведение ориентировочных значений прямых расчетных показа-
показателей отдельных характеристик грунтов, заимствованных в основном из
«Руководства...» Госстроя СССР по проведению инженерных изыскании уско-
ускоренными методами [24]. Так, в табл. 4.32 представлена плотность наиболее
распространенных видов грунтов. В табл. 4.33 даются ориентировочные зна-
значения объемной массы и угла внутреннего трения песчаных разиостел грунтов,
в табл. 4.34 — те же показатели для глинистых грунтов, а также значения
сцепления и модуля осадки дтих грунтов. П. П. Бородавкип [1] приводит
средние значения коэффициента пористости, объемной массы, влажности
и коэффициента фильтрации торфяных грунтов в зависимости от стрнепи их
разложения (табл. 4.35).
ТАГ.ЛИЦА 4.32
Плотность наиболее распространенных
видов грунтов
Грунт
Песок
Супесь
Глина
Лёсс
Суглинок
То же, моренный
То же, покровный
Плотность, г/см*
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
песчаных грунтов
Песчаный грунт
Нылеватый
Мелкозернистый
Среднезорнистый
Разнозернистый
Крупнозернистый
С гравием и галькой
Объемная масса песка,
т/м'
средней
плотности
1,92
1,92
1,94
1,96
1,98
2,00
плотного
2,00
2,00
2,00
2,05
2,05
2,10
Угол внутреннего
трения грунта
средней
плотности
26°
27
28
29
29
30
ПЛОТНОГО
30°
30
32
33
33
35
При определении объемов грунтов, необходимых для возведения насыпей
и подсыпок, следует учитывать такой показатель, как разрых.тяемость.
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-
естественном массиве. Усредненные коэффициенты фильтрации грунтов даны
в табл. 4.37. Н табл. 4.38 приводится ориентировочные значения модуля
деформации для крупнообломочных, несчапых и глинистых грунтов.
140
ТАГ..1ИЦА 4.34
Ориентировочные значении прямых расчетных показателей
глинистых грунтов
Состояние
."IИ11 ИСТОГО
грунта
Твердое
Полутвердое
Гугопластичпое
.Мягкопластич-
ное
Текучепла-
стичное
Текучее
Глина
iac-
Я
ЙЪ
а; н
?Я «
§2
2,15
2,10
2,05
1,95
1,90
1,80
X
CJ
Я ^
§Р
51
22«
20
18
14
8
6
§^
О В
1,00
0,60
0,40
0,20
0,10
0,05
i
и
о ^
пг
si
2
5
10
15
25
40
Суглинок
с
л
§8
2,15
2,10
2,00
1,90
1,85
1,80
a "
н я
ю »—i
о Р
51
25°
23
21
17
13
10
&ё
UB
0,60
0,40
0,25
0,15
0,10
0,05
я
rt
о
с>
Si
II
i
3
7
10
15
25
Супесь
к
5 *
S^
оЗ
2,05
2,00
1,95
1,90
1,85
1,80
ен-
с °
^* »
28°
2fi
24
20
18
14
1я
о 2
0,20
0,15
0,10
0,05
0,02
0,00
й
L
Il
1
2
3
5
10
15
Примечания. 1. Объемная масса грунта указана в водопасыщенном состоя-
состоянии. 2. Модуль осадки принят как показатель сжимаемости грунта (мм/м мощности слоя)
при нагрузке 3 кгс/см'.
ТАБЛИЦА '..35
Средние значения физико-механических показателей торфяных грунтов
Степень разло-
разложении торфа, ?0
0-10
11-24
25-40
Более 40
Торфяной ил
Коэффи-
Коэффициент пори-
пористости еа
8,5-10
8—9
6-8
4-6
2,5-6
Объемная масса
торфа рт, г/см3
0,4—0,90
0,2-0,40
0,7-1,03
0,4-0,80
0,81—1,03
0,45—0,80
0,92-1,03
0,45-0,90
Влажность
торфа и, %
85—95
70-85
85—95
70—85
85—95
40—85
85—95
40-85
—
Коэффи-
Коэффициент
фильтрации
'', м/с утки
До 1,5
0,3-0,55
0,04-0,4
0,01—0,1
—
ТАБЛИЦА 4.3»
Ориентировочные показатели разрыхлясмости основных
грунтов
Грунт
Песок (гравий)
Суглинки
Песчаник, мергель
Твердая глинц
Скальные грунты
Торф, чернозем
Ралрыхляемость, %
первоначальная
5—15
12-20
18—22
20—25
25—40
20—25
1—1,5
2-4
4-5
0—7
8—15
3-4
10*
147
ТАБЛИЦА 4.37
Коэффициент фильтрации грунтов
Грунт
Скалыше грунты:
слаботрещиповатые
трещиноватые
сильнотрещиноватые
Галечник:
чистый
с песком
Гравий чистый
Гравийно-галечниковые грунты со значительно!!
примесью мелких частиц
Песок:
пыловатый
мелкозернистый
среднезерпистый
крупнозернистый
Супесь
Суглинок
Глина
Грунт
Коэффициент фильтрации,
м/сутки
5-20
20-60
Более 60
Более 200
20-100
100-200
20-60
0,5-5
10-25
20-50
35—75
0,1—1
0,4-0,05
Менее 0,001
ТАГ.ЛИЦЛ '..3L
Моду.чь деформации грунтов
Модуль деформации, ьти/см"
К рупнообломочпый
Гравий и галька
Щебень
Дресва
Песок
Крупный и граве л истый (независимо
от влажности)
Средней крупности (независимо от
влажности)
Мелкий сухой
Мелкий, насыщенный водой
Пылеватый сухой
Пылеватый влажный
Пылеватый, насыщенный водой
Глинистый
Глина
Суглинок
650—540
650—290
420—140
480/380
420/310
360/250
310/190
210/175
175/140
140/90
' 590—160/160—40
390-160/160-40
Примечание. В числителе даны сведения для плотных песков или твердых гли
ннстых грунтов, в знаменателе — соответственно для песков сродней плотности или пла-
пластичных глинистых грунтов,
148
При расчетах перемещений подземных трубопроводов необходимо иметь-
значения коэффициентов постели па сдвиг и предельного касательного напря-
напряжения (табл. 4.39)е
ТАТ.ЛИДА 4.39
Пределы значений коэффициентов постели на сдвиг
в предельных касательных напряжении [1]
Грунт
Пески
Суиеси
Суглинки
Глипы
Коэффициент
постели па сдипг,
кге/ем3
0,0—1,2
0,3—0,6-
0,3-0,8
0,3-0,8
Предельное, каса-
касательное, напряжение,
1;гс/с.м2
0,03—0,25
0,03-0,2
0,03-0,3
0,03-0,5
Показатели, характеризующие фнзнко-мехаппческне свойства мерзлых,
грунтов, в том число и нормативные сопротивления мерзлых грунтов нормаль-
иолу давлению и сдвигу но бетонным л деревянным поверхностям, приведены
в СНпП II—Б.6—06 [28]. Там же приведены и расчетные значения iеплофнзн-
ческих характеристик талых и мерзлых грунтов. Руководством для оргапиза-
цпи и проведения лабораторных "работ с груптами может явиться кпига
В. Д. Ломтадзе [13].
Ф Ti з и к о - х и м и ч с с к и о с и о й ста вод ы. Прп проведении
пткан'орно-геологнчегкнх и гидрогеологических линейных изысканий должны
определиться свойства подземпых вод с целью пыявлеппя )ix мппералнзацш;
и оценки агрессивности но отношению к бетону и металлу. Характер минера-
минерализации определяйте.'! соотношением химических компонентов, в первую
очередь трех аппопоп (хлоридпый С1~, сульфатпый SO*", гндрокарбонатный
НСО~) п трех катионов (натрий Na+, Marmiii Mg2+, кальций Са2+). Кроме
перечпелеппых главнейших нопоп в подземных водах содержатся ионы NO",
К+, Fe-+и другие, количество которых обычно невелико, а также могут быть
растворены газы в молекулярном виде: двуокись углерода СО2, сероводород
IT2S, азот N2, метай СП4, кислород О2, гелий Не. Результаты химического
анализа чаще всего выражаются формулой Курлова:
М
HCO3CISO4
Na Ca JMr
?TD,
где М — общая минерализация, г/л; в числителе псевдодроби располагаются
апиопы, в знаменателе — катионы (те и другие в убывающих количествах,
%-экв.); Т — температура воды, °С; D — дебит, м3/сутки.
Наименование воде дают по преобладающим анионам и катионам, напри-
например: вода гцдрокарбонатно-хлоридная, кальциево-патриевая. При гидрохими-
гидрохимической оценке подземных вод весьма важпо знать реакцию воды, выражаемую
через* рП. Для нейтральной среды рП = 7, при рН ?< 7 — среда кислая,
при рН ^> 7 — щелочпая. Агрессивностью воды называется ее способность
разрушать различпыо сооружения. Различаются следующие виды агрессив-
агрессивности.
Углскисяотная — вызывает разрушение бетона в результате растворения
карбоната кальция под действием агрессивной углекислоты. Допустимое
содержание агрессивной углекислоты зависит от величины ПСО3, общей мине-
минерализации, а также условии, в которых происходит агрессия (максимальное
допустимое содержание при наиболее опасных условиях — 3, при наименее
опасных — 8,3 мг/л).
Агрессивность выщелачивания — происходит за счет растворении карбо-
карбоната 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-
водородных попов. Вода будет агрессивной но отношению к бетону, если рН ниже
5,0 (наихудшие условия) и 6,8 — при наименее опасных условиях.
Сульфатная агрессивность — при большом содержании ионов выра-
выражается по вспучивании и разрушепии бетона при кристаллизации. При приме-
применении сульфатостойких цементов вода будет агрессивной при содержании
в ней SO4 4000 мг/л и более, а при обычных цемептах — от 250 мг/л и выте.
Магнезиальная агрессивность — при высоком содержании нона магния.
Предельно допустимое количество Mg в поде зависит от сорта цемепта и про-
прочих условии. Вода агрессивна но 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 углекислотнон агрессивности.
Анализы воды могут производиться как в стациопарных лабораторных
условиях, так и с использованием походпых нолевых лабораторий типа
лаборатории Резникова, МЛАВ (маршрутная лаборатория для апализа воды),
ПЛАВ (нолевая лаборатория для апализа воды) и т. д. Отбор проб воды произ-
производится в зависимости от целей исследовании и конкротпых гидрогеологиче-
гидрогеологических условий. Различаются полный химический анализ воды, сокращеппын
анализ и анализ воды па агрессивность. Показатели, требуемые при гидро-
гидрогеологических исследованиях по трассе трубопровода, должпы уточняться
заданием на изыскания. Методики отбора проб и их анализа приводятся
в специальной; литературе [32].
§ 4.7. Гидрометеорологические изыскания
Гидрометеорологические изыскапия для проектирования трубопроводов
и наземных сооружений складываются из установления значений отдельных
элементов климата районов прохождения трасс трубопроводов, режима пере-
пересекаемых водных преград, водотоков и водоемов, являющихся источниками
водоснабжения или водоприемниками бытовых и промышленных стоков,
а также определения их расчетных гидрологических характеристик. Исход-
Исходные материалы для расчетов следует заимствовать в первую очередь из опуб-
опубликованных спрапочных материалов Главного управления гидрометеорологи-
гидрометеорологической службы при Совете Министров СССР. В особых случаях могут быть
организованы как гидрологические, так и метеорологические.наблюдения.
Классификация переходов трубопроводов через водные преграды. Клас-
сификационпымн признаками переходов трубопроводов через водные пре-
преграды являются: размеры подпой: преграды, число укладываемых ниток для
одного трубопровода, способ пересечения водной преграды, диаметр трубопро-
трубопровода и его длина. По размерам водных преград переходы следует подразделить
на большие, средние и малые. По числу укладываемых ниток для одного тру-
трубопровода переходы подразделяются на мпогониточные и однониточные.
По способу пересечения водной преграды переходы подразделяются на подзем-
подземные (дюкерные) и воздушные (мостовые). Выбор способа пересечения водпой
преграды зависит от ее размеров и устойчивости русла и берегов против раз-
размыва. Сравнительно устойчивые широкие русла с пологими коренными
берегами пересекаются, как правило, подземным способом, а глубоко врезан-
врезанные, сложенные скальными породами, или неустойчивые — воздушным.
Число ниток на переходе зависит от ширины зеркала воды в межень, ширины
затапливаемой поймы, продолжиiельпостп затопления и устойчивости русла
против размыва.
150
Необходимый минимум полевых гидрологических работ на водных объек-
объектах. Йодные объекты (реки, ручьи, озера, водохранилища) при изысканиях
магистральных трубопроводов могут представлять интерес с разных точек
.'рения: как преграда для трубопровода или коммуникации (табл. 4.40);
i.-iiit источник водоснабжения; как водоприемник иод с осушаемой территории
пли промышленных и бытовых стоков с очистных сооружении; как транспорт-
транспортная артерия для строительства и оксп.чуатации. В каждом случае иодпый
объект должен быть изучен и по нему представлепы необходимые для проекти-
проектирования данные. Изучепие начинается с ознакомления со справочником но
ресурсам поверхностных вод и ежегодниками. Наличие материалов наблюде-
наблюдений Гпдрометслужбы 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 п т. д.). Необходимым минимумом полевых работ в районах
изысканий являются следующие,
ТАБЛИЦА 4.40
Основные классификационные признаки переходов трубопроводов
через водные преграды
Наименоьанмг переходов
Классификационные признаки и их значение
Большие
Средние
Малые
!\ 1 ногониточные
Однониточные
Подземные (дюкерные)
Воздушные (мостовые)
Ширина зеркала воды в межепь 75 и более или в на-
наводок более 500 м
Ширина зеркала воды в межень от 20 до 75 или в па-
паводок от 250 до 500 м
Ширина зеркала воды в межепь менее 20 и в наво-
наводок менее 250 м
Все большие и средние с неустойчивыми руслами
Средние с устойчивыми руслами и все малые
Большие, средние, малые с пологими коренными бе-
берегами и устойчивыми руслами, сложенными мяг-
мягкими грунтами
Большие, средние и малые с высокими крутыми ко-
коренными берегами, с неустойчивыми руслами или
сложенные скальными породами
Примечание. Ширина зеркала воды в паводок определяется по|ГВВ 10%-ной
обеспеченности продолжительностью стояния более 20 суток.
1. Натурное обследование водотока (водоема) с установлением его гидро-
гидрологического 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. (но необходимости).
5. Разбивка магистрали и промерных поперечников с привязкой их
к единой планово-высотпой системе.
С. Организация временных водомерных и гидрометрических наблюдений
(по необходимости).
7. Разовые пли периодические промеры в пределах съемки участка.
8. Нивелирование уклона водной поверхности и определение кооффи-
шгепта шероховатости русла и поймы.
* При выборе створов переходов и проведении изысканий по ним сле-
следует руководствоваться указаниями ВСП 1—54—74 и BCII 1—55—74.
151
9. Отбор проб воды па химический и бактериологический анализы, опре-
определение БПК3, растворенного кислорода или других требуемых заданием
показателей.
Гидрологические расчеты. Необходимые расчетные гидрологические дан-
данные определяются характером предполагаемого использования водотока или
водоема. Например, при проектировании подземпого 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 морфометрическио данные, минимальные расходы воды
в летне-осенний и зимний периоды, качественная характеристика и др.
(см. I5CII 1—55-74).
В зависимости от наличия и объема данных наблюдений па изучаемом
водном объекте возможны следующие методы гидрологических расчетов:
1) при достаточности данпых паблгодешш — непосредственно по этим
данным;
2) при недостаточности даппых —• путем приведения их к мцоголетпому
периоду по рекам-аналогам с более длинным рядом наблюдепий;
.'!) при отсутствии наблюдений — по эмпирическим формулам, основан-
основанным на обобщении даппых наблюдений в однородных по условиям формирова-
формирования стока рапопах (косвешган метод).
Периоды наблюдений, достаточные для определения расчетных гидроло-
гидрологических характеристик, зависят от природной зоны (табл. 4.41). Грашщы
зон устанавливаются по карте физико-географических зоп территории СССР
(прил. 13 к СИ 435—72). Все три метода расчета изложепы в «Указаниях
по определению расчетных гидрологических характеристик» СИ 435-72
и в «Руководстве по определению расчетных гидрологических характеристик»
[25].
ТАБЛИЦА 4.41
Продолжительность периода наблюдении
на водотоках (водоемах), необходимая для
гидрологических расчетов
Зона
Лесотундровая и лесная
Лесостепная
Степная
Сухостепная и полупустынная
Горные районы
Период наблю-
наблюдении, лет
25
30
40
50
40
Примечание. Если период наблюдений меньше
указанного, то результаты расчета необходимо дополнительно
проанализировать, используя наблюдения на реках-апалогах.
При достаточпости наблюдении максимальные, средине it минимальные
значения расчетных величин (расходы поды, уровпи и т. д.) определяются
по следующим формулам:
средняя арифметическая расчетпая величина из всего ряда наблюдении
2
где Qi — единичное значение расчетной величины с порядковым номером j,
когда вое члены ряда расположены в убывающем порядке; п — общее число
членов ряда (число лет наблюдений, часто измерений в определенный период
и т. д.);
352
модульный коэффициент каждой величины
коэффициент вариации расчетных величин
D.27)
D.28)
Вероятность превышения (обеспеченность) расчетной величины, %,
р,= [(г-0,3)/(и + 0,4)] • 100. D.29)
При недостаточности наблюдений пользуются темп же приведенными
выше расчетными формулами, только предварительно удлиняют ряд наблюде-
наблюдений на изучаемом водотоке наблюдениями на реке-аналоге. Продление расчет-
расчетного ряда выполняют по графику связи расчетных величин (рис. 4.1.4). Для
ого построения выписывают одновременные наблюдения искомых величин
Рис. 4.13. График связи расчет-
расчетных величин (расходов воды,
уровней) по изучаемой реке и
реке-аналогу.
1 — ход построения графика;
2 — пъем данных при удлинении
ряда наблюдений.
-
•
i
, i
i
, i
\
i
i
i
i
i
i
, i ,
а! С2
1
ail QI
в пределах короткого ряда по изучаемому водотоку и реке-аналогу. На заго-
заготовленную сетку прямоугольных коордипат накалывают точки одновременных
наблюденпй и по их положению проводят среднюю линию в пределах возмож-
возможных изменений рассматриваемой величины. Как правило, эта прямая прохо-
проходит через начало координат. Построенный таким образом график Qa = / (Qa)
и является графиком связи.
Для получения длинного ряда необходимой величины (например, макси-
максимального расхода воды) достаточно на оси ордипат последовательно отклады-
откладывать известные значения <?", Q^+l реки-аналога и снимать с оси абсцисс
соответствующие им неизвестные значения <?„, QnurX изучаемой реки.
При отсутствии наблюдений максимальные, средние и минимальные зна-
значения расчетных величии определяются, как было сказано выше, по эмпири-
эмпирическим формулам.
Для проектирования трубопроводов и сопутствующих сооружений чаще
всего требуются характеристики уровней и расходов воды. В данном случае
уровпи воды получают как функцию соответствующих расходов воды по'кри-
вым Q = f (}{), которая в свою очередь строится по гидравлическим и морфо-
метричоским характеристикам русла и поймы в рассматриваемом створе
(перехода, водозабора, причала, водосброса и т. д.),
153
М а к с и м а л ь п ы е расходы в о д ы. В зависимости от климати-
климатической :юны п размеров водотока максимальный расход воды можот формиро-
формироваться за счет снеготаяния (весогшео иолоподьо — талые воды) или дождей
(дождевые паводки). Поэтому пиогда псобходимо выполпять расчеты на те
п другие максимумы it для проектпропаппя принимать экстремальные значе-
значения *.
Расчетный мгновенный максимальный расход талых под равнинных рек
(относительные колебания высот не превышают 400 м), м3/сек,
D-30)
где qit — модуль максимального расчетного расхода воды. м3/(сек- км-); F —
площадь водосбора водотока (водоема) до замыкающего створа, км2; Кл —
параметр, характеризующий дружность половодья; hp — расчетный слой
суммарного (оез срезки грунтового питания) стока половодья той же вероят-
вероятности превышения Р. %. что и искомый максимальный расход воды, мм;
Up — коэффициент, учитывающий перавепство статистических параметров
слоя стока и максимальных расходов; п — показатель степени редукции
(умеш.шопия) отношения 7p//ip в зависимости от площади водосбора: 6\ —
коэффициент, учитывающий снижение максимального расхода рек, зарегу-
зарегулированных озерами E,) и водохранилищами (б*); б2 — коэффициент, учиты-
учитывающий снижопие максимального расхода воды в залесенпых и заболоченных
бассейнах.
Расчетный мгновспный максимальный расход талых вод герных рек
(резкие колебания высот, превышающие 400 м), м^/сек,
Макспмальпыо расходы воды дождевых паводков в зависимости от при-
природной зоны, площади водосбора и ее отметки (для горчпых районов) опреде-
определяются или по эмпирической редукционной формуле
<?Р = 9200 B00//')" Vi^'- (/ь32)
где д2П0 — модуль максимального расхода воды вероятностью превышения
1%, приведенный к площади водосбора 200 км'2; п — показатель степепи ре-
редукции (уменьшения) модуля максимального расчетпого расхода воды;
Хр — переходным коэффициепт от вероятности превышения 1% к другой
вероятности, или по формуле предельной интенсивности стока
где Нл „/а — суточный слой осадков вероятностью 1 %; ф — коэффициент паво-
дочного стока; Л^ — максимальный модуль стока (при 8t = 1), выраженный
в долях от произведения ((plf^).
Выбор расчетной формулы производится но табл. 4.42. ?
М п п п м а л ь н ы о расходы во д ы. При опредолепии минималь-
минимальных расходов воды выбор способа расчета зависит от размера реки, который
устанавливается по площади водосбора. По даппым «Руководства...» [251,
к средним рекалг относятся реки с площадью бассейпа. превышающей площадь
малых рек, но не Польше 75 000 км2. К малым рекам относятся реки с пло-
площадью бассейпа, по превышающей приведенную п табл. 4.43.
* Рекомендуемые ниже расчетные формулы нримепнмы для рек с пло-
площадями водосборов от элементарно малых (менее 1 км2) до 20 000 на европей-
европейской и до 50 000 км3 па азиатской части СССР.
154
ТАПЛИЦА ',.',2
Границы примсыимостп расчетных формул дождевого паводка
Природная зона
Площадь водосбора, км'
формула предель-
предельной интенсивности
стока
Эмннричесь-пп
редукционная
формула
Равнинная территория
Тупдровая, лесная и лесостепная
Степная
Засушливых степей
! I олупустыпная
<50
<200
<200
<200
Горные районы E00 < Нср < 2000 м)
Районы Средней Азии
1 Грочпе
<200
<200
50—30 000
200-10 000
200—1 000
200—10 000
Примечания. 1. Для районов Северо-Востока расчет по формуле предельной
интенсивности производится при F < 10 им», а при F > 10 км" — по омпирической редук-
редукционной формуле. 2. При проектировании сооружений на реках с площадями водосборов,
превышающими указанные пределы, или на реках, бассейны которых закарстованы более
чел на 25%, максимальные расходы дождевых паводков рекомендуется определять па
основе полевых гидрологических исследований.
ТАБЛИЦА 4 .13
Наибольшие площади бассейнов малых рек
Район
А
Б
Б
Г
Д
Е
Площадь
Летне-осенний
период
1200
1500
2 000
2 500
5 000
10 000
, км"
ЗИМНИЙ Н1'1>1!1'Л
1200
1500
1800
2000
2500
5000
Примечание. Район устанавливается по прил. 13
и 14 «Руководства...» [25J.
Расчет начинается с определения минимального среднемесячного расхода
'H'.n.i 80%-iioii обеспеченности:
/-,min cp.-v.eo „niin p i/ 'i/i
V8()% " ''80%' > ' '••'•*»
i.ю «о1'?/ — модуль минимального стока 80%-пой обеспеченности, л (сок- км-)-
/ -площадь волосоора, км2.
Мтшимальпьп"! среднемесячный расход воды (модуль стока) нужш»") обеспе-
обеспеченности (Р%)
^min ср.-ыес /-,min ср.-месд ,, >-,
где },р — иереходпыИ коэффициент, определяемый по табл. 4.44.
155
ТАБЛИЦА 4.44.
Переходный коэффициент Хр
Район
I
II
Для эиизодически
пересыхающих
или перемерза-
перемерзающих рек
Oiic ?иг'чопиость расхода «оды, ".'„
75
1,04
1,04
1,20
80
1,0
1,0
1,0
85
0,94
0,93
0,75
0,87
0,70
0,45
0 5
0,80
0,60
0,15
07
0,75
0,45
0,00
Примечание. Район устанавливается по карте (прил,
CH 435—72),
Минпмальпыii среднесуточный расход воды пужпой обеспеченности (Р, %)
определяется также через минимальный среднемесячный расход воды 80%-ной
обеспеченности:
где К — коэффициент для перехода от среднемесячных расходов воды к сред-
среднесуточным (определяется по табл. 4.45).
ТАБЛИЦА 4.45
Коэффициент К для определения минимального
среднесуточного расхода воды 80%-ной
обеспеченности
Район
1A)
2A1)
3A11)
4
о
0
? аи мн ii й
0,90
0,83
0,54
.—
—
Период
лотно-осеншш
0,86
0,83
0,73
0,68
0,60
0,45
Минимальный среднемесячным (ЗО-дневный) расход 80%-поп обеспечен-
обеспеченности на реках с площадью бассейна чот.шен, чем указано в табл. 4.43, по
не менее 20 км- для увлажненных районов и 50 км- для районов недостаточ-
недостаточного увлажнения
<?8о% ~:И) а{-1-г'о) . D..17)
где а, п, /0 — параметры, определяемые в зависимости от географических
районов но нрил. 1!5 «Руководства...» [25]; если /0 отрицательно и по абсолют-
пому значению превышает F, то (?gn(,1%cr>'"Mec принимается равпым нулю.
Формула но пригодна для определения минимальных расходов рок со зна-
значительным озорным регулированием, протекающих в районах резкого локаль-
локального влияния карста, я также при ярко выраженном нлшишн хозяйственной
деятельности на сток реки. Минимальные среднемесячные и среднесуточные
расходы воды заданной обеспеченности для малых рек определяются так же,
как для средних, т. е. но формулам D.34)—D.36).
156
М а к с и м а л ь н ы е и м и и и м а л ь и ы о у р о и и и is о д ы,
; о о т в о т с т в у ю щ и е р а с ч о т и ы м рас х (j д а м я а д ;> л и о н
;? (.' р <:• ;i типе т и прев ы ш они я. Как указывалось нише, любые
ч Р'иши воды при отсутствии данных наблюдении .могут быть определепы
,i'i кривым расходов воды Q — / (//). Для построения кривых кроме расчет-
расчетных расходов необходимы морфометрические и гидравлические характери-
.iiiKii русла реки в расчетном створе (профиль морфоствора, шероховатость
,.ула и поймы, уклон водпопе поверхности). Получив па основании промеров
:: никелировки профиль реки п задавшись произвольными значениями уров-
уровнем поды, определяют площадь живого сечения, среднюю скорость потока
,i расход воды для этих уровпей. Расчеты сводят в таблицу, форма которой
чала в табл. 4.46, и но полученным данным строят кривую расходов воды
(рис. 4.1-4). По оси абсцисс откладывают расход воды заданной вероятности
превышения и, проведя орднпату до пересечения с кривой, получают значе-
значение соответствующего уровня воды. В случае определения минимальных
уровней воды нижнюю часть кривой строят с наибольшей тщательностью.
При ;>тои интервалы между уровнями воды принимают возможно мепыпими
с таким расчетом, чтобы опи учитывали все переломы руслового профиля.
ТАБЛИЦА 4.46
Расчет расходов воды ирн заданных уровнях
Уровень
поды, м
1
h,
X'
Площадь
живого
ссчсмия,
2
°>1
СО 2
со„
Коэффициент шеро-
шероховатости
русла
3
т
т
т
поймы
4
т1
т1
mi
Уклон
водной
поверх-
поверхности, %
5
Средняя
скорость,
м/сск
ti
vl
Расход
волн,
м'/сск
7
Необходимые метеорологические данные и источники их получения.
При проектировании магистральных трубопроводов и сопутствующих им
?ооружепий необходим он редел еппый минимум метеорологических дапных
.температура воздуха, осадки, ветер и т. д.). Наиболее концентрированно яти
сведения представлены в СНпП II—А.6—72. Кроме того, Гидрометеоиздат
.••исте.матнчеекп выпускает «Справочник по климату СССР» на оспованпи дан-
данных многолетних наблюдений на существующей сети метеорологических стап-
'.mii и постов. «Справочник...» состоит из 34 выпусков, подготовленных упра-
управлениями Гидрометеослужбы СССР по едипой программе и методике. Каждый
выпуск (Справочпика...» разбит па пять частой, которые содержат характери-
характеристики отдельных элементов климата: часть I — солнечная радиация, радиа-
ниопньш баланс и солнечное сияние; часть II — температура воздуха и почвы;
часть III — ветер; часть IV — влажпость воздуха, осадки и снежный по-
покров; часть V — облачпость и атмосферпые явлепия (туманы, метелп, грозы,
град).
Для быстрого нахождения нужпых сведений следует пользоваться сбор-
;ioii картой выпусков «Справочппка...». Например, нужно получить многолет-
многолетнюю характеристику температуры воздуха по району Новосибирска. Как
отыскать пужный том? Достаточно посмотреть на сборную карту и опреде-
определить, какой номер имеет замкнутый контур территории, на которой располо-
расположен Новосибирск. Таким номером будет 20. Следовательно, все сведения по
ялнмнту для района Новосибирска сосредоточены в «Справочник...», выпуск
20. Если нас интересуют не все элементы климата, а, например, один ветер,
1э7
Рис. 4.14. Кривая Q = / (Н)
дли определения соответ -
ствснных раичстных уровней
воды при отсутствии наблю-
наблюдений.
Рис. 4.15. Участок карты сети иетеорологвческих станций а постов.
1 — станция; 2 — пост.
158
?ю следует взять (запросить) «Справочник...», выпуск 20. часть III, если
интересуют метели — необходимо взять выпуск 20, часть V и т. д. Указанные
лсточншш содержат уже обобщенные данные, приведенные к многодетному
ряду и, как правило, осредненные по определенным периодам (месяц, год,
пятидневка, сутки и т. д.). Если необходимы более подробные сведепия об и:«-
мопепиях какого-либо элемента климата в разрезе интервалов, ие отраженных
i; СНиП или «Справочнике...» (внутримесячпый, внутрисуточный ход и т. д.),
.о следует обращаться в территориальные управления Гидрометеослужбы
СССР или непосредственно на ближайшую к интересующему пункту метео-
метеостанцию. 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 дапныо необходимы
по по однон-дпум. а но значительному количеству станций. Выбор необходи-
необходимых станцпй из общей сети Гидрометеослужбы СССР удобно делать, пользуясь
картами сети метеорологических станций и постов, приводимыми в каждом
выпуске «Справочника по климату СССР». Нанеся на эту карту изыскиваемую
трассу, можно достаточно легко определить станции и посты, данные которых
будут наиболее точно характеризовать климат в любой точке трассы, пло-
площадки и т. д. (рис. 4.15).
Характеристика климата районов проложения трассы магистрального
трубопровода составляется обычно на стадии ТЭО (очень краткая) и па ста-
стадии технического проекта (развернутая). На стадии рабочих чертежей, как
правило, делаются только какие-либо уточнения или дополнения, 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
J* П.П.
1
Станция,
ПОСТ
2
Период работы
on!рыта
Я
закрыта
4
Эле-
Элементы
климата,
за кото-
которыми
ведутся
наблю-
наблюдения
5
Примечание
6
В графе 5 элементы климата
можно указывать условно.
Например, Т — темпера-
температура воздуха; О — осадки;
В — ветер; ТГ — темпера-
температура грунта; ВВ — влаж-
влажность воздуха; Г — голо-
гололед; М — метели и т. д.
КС и ППС. ГРС, жилых поселков, радиорелейных CTanmn'i, вертолетных пло-
щадок, КИП и автоматики достаточно определенного набора климатических
даппых (табл. 4.48).
159
g
ТАБЛИЦА 4.48
Основные климатические данные для характерных участков трассы (площадок) магистральных трубопроводов
И. II.
1
Участок
трассы,
пло-
площадка
2
Относительная
влажность
воздуха, %
сред-
него-
негодовая
17
средняя
ампли-
амплитуда
суточных
колеба-
колебаний наи-
наиболее
жаркого
месяца
18
Температура воздуха
сред-
него-
негодовая
3
средняя
наиболее
холод-
холодной
пяти-
пятидневки
4
Макси-
Максимальное
проник-
проникновение
темпера-
температуры
0°С
и почву.
см
абс.
макси-
максимум
5
Темпера-
Температура грунта
на глубине
0,8 м, °С
макси-
маль-
мальная
20
мини-
маль-
мальная
21
а Ос.
мини-
минимум
0
Продолжи-
Продолжительность
периода
со средне-
среднесуточной
темпера-
температурой
ниже 0 СС
7
Гол о лед
Макси-
Максима л г.-
пан
тол-
толщина,
мм
22
Число
дней
п году
с голо-
гололедом
3 мм
2.1
Осадки, мм
Годо-
Годовая
сумма
8
Су-
точ-
точный
мак-
максимум
9
Высота
снеж-
снежного
покрова
(средняя
из наи-
наибольших
за зиму),
см
10
Изморозь
Макси-
Максимальная
толщина,
мм
24
Число
дней
в году
с измо-
изморозью
10 мм
2Г>
Ветер
Преобла-
Преобладающее
направ-
направление
(годоиое)
11
Скорость, ы/сек
сред-
него-
негодовая
12
возможная один раз
за число лет
1
13
Пыльные бури
Среднее
кол-во
за год
2A
Средняя
суммар-
суммарная
длитель-
длительность
за год,
ч
27
Макси-
Максимальное
содер-
содержание
пыли
в воз-
цухе,
мг/м'
28
5
14
10
15
Средне-
Среднегодовое
атмо-
атмосферное
давление
2 У
20
16
Приме-
Примечание
.40
§ 4.8. Геофизические изыскания
Н липейпых изысканиях из обширного комплекса геофизических методов
II настоящее время практически применяются в основном электроразведочные
i< радиометрические. Определяя программу комплексных инженерных изыска-
изысканий трасс магистральных трубопроводов п сопутствующих объектов, пеобхо-
,!!М<> учитывать, что геофизические методы призваны не наменять ипженерно-
•?. "логические, а в теспом оочетапшт с ними содействовать более быстрому,
? [узкому и эффективному проведению нпженерпо-ге.о-тгпческнх ИССЛРДО-
^ЛПНЙ.
Изыскания трасе трубопроводов. При электроразводке исследования
преноднт измерением сопротивлении грунтов пропускаемому через пых по-
постоянному току или измерением разности потепмпало)- естественных пли нскуо-
. ,i;iimi,iy ток'-ii. iipo\o;i'Mni:x i;о грушам щул'Атуемого учагткя. П,'и изись*1-
,ii!ii трасс применяют:
Рис. 4.16. Схема метода
сопрот!:влений.
1) метод сопротивлений, в котором можно выделить три способа — 15ЭЗ
вертикальное эле к грчческое зондирование), -"'И (электронпофилнровяине),
к;!!итаж буровых ск'важиы;
2) метод ПС (спонтанной нолярн.чаппп);
3) метод заряженного тела.
М о т о д с о п ]> о т тг в л е п л i'i. Прииннп метода впт:лючается л том,
?но чере;'. крайние за.че.млеипя А н В (рис, 4.1 li) вводится ток / от батареи Г.
Между впутрепннми точками участка .1/ и .V измеряется разность потенциа-
потенциалов AU. По значениям /, ДL' и расстояниям между заземлениями (плоктро-
ч-imii) А, В. .1/ и Л', пользуясь нанесшими законами электрического поля,
? ?пределятот удельные или кпжупмюся (.опролаииния горных пород па участке
между М v Л" в предел ах уффрктнвпоп глубины принпкпивеш.я тока, которая
меняется в зависимости от электрических свойств грунтов и расстояния
между Л л В. Средние янячеппя удельного электросопротивления различпых
•румтов приведены в табл. 4.4^. По найденным величинам кажущихся у;и\и>
iii.iv сопротивлений для ряда зарапее выбраппых взаимоположешш заземле-
заземлений Л , В. М и N определяются геологические особенности участка и глубипа
а легация пород, различных по удолытому сопротивлению.
При Bf-'З электроды М и Л' сохраняются ноподнижпымн, а А и В последо-
птелыю переметаются все дальше от центра установки, за который прини-
принимается средняя точка между Л/ и .V. Метод ВОЗ применяется при пеобходп-
мостп исследования разреза на глубину. При ЗП все четыре электрода одно-
одновременно перемещаются по профилю, что дает возможность выявить геологи-
геологические особенности разреза на примерно известном интервале глубин.
Заземление устраивают путем забивки штырей — электродов стальпых
?па А и В) и латуппьтх (на М и N) па глубину 15—50 см. Разносы электродов
при ЭП принимают обычно постоянными (между АВ 7—7.5 м при разносе
MX 1.5 м), однако более правильно разнос питающих электродов задавать
н зависимости от грунтового сложения участка и глубипы заложения трубо-
трубопровода.
Основная 8адача ЭП, выполняемого по трассе трубопровода, заключается
в определении по значениям рк степени коррозионной активности груптов,
которая (ее показывают на продольном профиле трассы) служит основанием
для проектирования мероприятий противокоррозиоппой 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
ТАБЛИЦА 4.49
Удельное электросопротивление грунтов
Грунт
Удельное
сопротивление,
ом- v
Грунт
Удельное
сопротивление,
ом- м
Глина
Суглипкн
Пески, насыщмшые
солеными водами
Пески, пасыщениые
пресными водам»
Песчаники
Аргиллиты
Алевролиты
Известняки
Мергели
Ангидриды
Каменная соль
Конгломерат
Мерзлые грунты:
при t до —5° С
при t ниже
—:г с
Лед
10—10
10—102
Ю-1—10
10-103
10—103
10—10-
10—102
10-103
10—1п2
10*—10s
104-10>
10—10*
102—1С1
10*—10"
>104
[? 1 ранит
'. Сиенит
Диорит
I Диабаз
Базальт
г Габбро
' ]\'ристаллические
! сланцы
I Глинистые сланцы
i Мрамор
': Кварцит
?'? Гпенс
102-105
103-105
104—105
102-105
102-105
102—103
102-104
10—103
102—105
10-105
102-104
Метод ПС (сииш;шн1 и поляризации или естественных электрических
потенгтпалоп). При .iiuioiinriix изысканиях шмроко применимся на участках
С иозможпым наличием естественных пли блуждающих токов для измерения
потенциален электрических током по трассе трубопровода. Выявление участ-
Ь' :: С Iia'iil'liiPM ЛДеКГрНЧОСКОП» ПОЛИ ЛрОИ.'Я'.ОДНТСЯ Н<> {'OOTBOTCTHyilUlU'.'.iy iJiip-
ji-i рафпческому материалу с учетом того, чт</ естественные токи приурочены
(ii"ii.i4iio к пересечению трассой иодлсмиых металлических с оору/кепп '. к.к'с/км"!
ij'yMOiipono.i'ii;. j; контактам водонасьмценпых и подоунорпых пород. Кчужла-
1<1!цно токи наб.'податгсн при пересечении шектрнфпннроп.'шпых ;Ki>.Ti'::iu,ix
порог, высоковольтных лиши! электропередачи и н<1 участках, примыкающих
к насоленным п промышленным пунктам.
Лрофплироппппе производится с помощью потенциометра, снабженного
полуавтоматическим пли автоматическим регистратором, с неподвижным
закреплением одного из неполнрнзующихен электродов и перепосо'.г другого
олектрода па рамные расстояния, соответствующие шагу установки B0—50 м),
либо с переносом обоих электродов по профилю. Об нчмепстшп потенциалов
блуждающих токов во времени судят по нескольким замерам в o;moii точке
значопий U или ..Ш.
Метод з а р я ж о п н о г о тела. Осповап па изучении характера
электрического поля, созданного проводящим телом в земле, через которое
пропускают гиектрическни ток. При этом одпо заземление устраивают в ка-
какой-либо точке проводящего тела, а второе относят на расстояние, в десять
раз большее глубины зплегапия изучаемого образования. В обычпой практике
липепных измскапнп метод заряженного тела имеет ограниченное распростра-
распространение. Используется при изысканиях в зоне распространения мерзлоты,
особенно островной, а также при поисках и разведке карьеров местпых
строительных материалов.
Методика, объем, детальность ллектрора:шедочных липепных работ зави-
зависит от стадии проектирования. Имеете с тем основные геофизические работы
162
должны быть выполнены на стадии технического проекта г целыо уточнения
1 оологического разреза по трассе и определения всего комплекса мероприятии
но изоляции и защите трубопровода от коррозии. На сталнн рабочих чертежей
должна быть выполнена разбивка всей трассы на участки с указанием харак-
характерных значении, с выделением участков распространения естественных
и блуждающих токов и определением величин возникающих потенциалов.
13 отчетных материалах результаты геофизических наблюдений, п част-
частности значепия удельных электросопротивлений, вносятся в соответствующие
позиции графических приложений, а также излагаются в виде заключении
о киррониопных свойствах грунтов по копкретпым участкам трассы. Оцепкп
i.i.ppo3iionnoii активности грунтов по отношению к стальпым трубопроводам
:ю данпнм удельного электросопротивления грунтов рекомендуется и следу-
следующем виде:
'.1шшмильиос годовое удельное Более 100—20 20—10 10—5 Менее."
сопротивление грунтов, ом-м 1^0
Степень коррозионной активно- Низкая Средняя Повы- Высокая Весьма
^стн грунтов шеппая высокая
Кс.'П! на трассе длиной 5A м обнаружено изменение электросопротивления
к '.№ )ia:i и бо. юе. степень коррозионной активности грунтов :>того участка
принимается па категорию выше.
При наличии источников блуждающих токов для участков трассы, иду-
идущих параллельно эксплуатируемым трубопроводам пли линиям элсктронере-
длчн, составляются следующие ведомости:
1) ведомость наличия ЛПП-0.4 кв ira расстоянии до 1,0 км от оси трассы,
а также Л0П-6 кв, ЛГЩ-10 кп и ЛОП-Зп кв — в полосе 2,Г> км от оси
трассы газопровода;
2) ведомость участковтрпссы, следующих параллельно электрифициро-
электрифицированным железным дорогам па расстоянии менее 2,5 км или пересекающих
riTiT дорогп. При атом приводятся сведения о размещении путевых дросселей-
трапсформаторов с привязкой их к километражу железной дороги и газопро-
газопровода и тяговых подстанций, (тяговый ток, полярность на рельсах, напряженней;
3) ведомость расположения средств электрохимической защиты на дей-
действующем трубопроводе, следующем параллельно; рабочие параметры этих
сооружений- По участкам пересечения трассой электрифицированных дорог
дается ведомость измеренных потенциалов «рельс — земля» с указанием место-
моложепин и характеристик ближайших к переходам дроссель-трапсформато-
ров и тяговых подстанций.
Электроразведка при инженерно-геологической съемке и изыскании
площадок. В число задач, которые помогает решать инженерная электрораз-
г.едка. кроме линейных исследований входят:
-•? исследование стройплощадок для установления их геологического
разреза, выявление крутых контактов пород, выявление рельефа коренных
""род, установление зон разломов и трещпноватостп п пр.;
-••• исследование участков переходов через водные преграды в сложпых
геологических и геоморфологических условиях;
— исследование рн "топов развития многолетпей мерзлоты с определением
глубины залегания и мощности мерзлоты, выявлением п окоптурипапнем
"e.Tponnoii мерзлоты пли таликов;
— исследование заболоченных райопов и участков с определением мощ-
мощности залежей торфа и глубнпы мипералытого дна;
— исследование оползневых рапопов с изучением геологического строе-
пня райопа, определением мощности оползневых масс и пород, их подстила-
подстилающих:
— исследование карстовых участков с определением мощности напосов.
мощпоетт! карстутощихея пород, выявление степени закарстованпостн пород
по площади п по глубине: '
— поиски п разведка месторождении строительных и балластных мате-
материалов с окоптурнвапием месторождения, определением мощности вскрыши
п толщи самого полезного ископаемого;
И* 163
— элоктро- и гидрогеологические исследования при поиске и разпедке
под8емпых псточникоп водоснабжения.
Детальные рекомендации но прнмспепито методов электроразведки при
инженерно-геологической съемке приведены п работе [20J.
Интерпретация данных алектроралведочпых работ даст падежные резуль-
результаты лишь при следующих условиях:
— рельеф участка относительно ровный;
— грунты залегают горизонтальными или слабопаклонпымп слоями;
— электросопротивление отдельных слоев различается между собой
не меньше чем в два-три раза:
— основные элементы грунтовых условий paiiona нявостпы.
Особенно эффективно применение электроразведки при изысканиях в зоне
распространения многолетней мерзлоты. Выше указывались преимущества
ландшафтно-ключового метода, при котором с помощью аэрофотосъемки выде-
выделяются характерные участки по трассе и ведется пзучеппо типичных предста-
представителей этих участков с последующей интерполяцией полученных результатов
па весь район прохождения трассы трубопровода и размещения площадок
сооружении. С помощью электроразведки на эталонных участках онррделяют
примерную глубину залегания кровли многолотпомерзлых грунтов. По абсо-
абсолютным значениям рк, сопоставленным с данными разрезов обнажении и выра-
выработок, определяют состав и льдистость мерзлых груптоп или состав и влаж-
влажность талых. Не менее успешно электроразведку применяют и в зонах распро-
распространения карста.
При инженорпо-гоологическон съемке площадок в указанных районах
с помощью электроразведки окоптуриваются неблагоприятные участки с на-
наличием островной мерзлоты либо карстовых пустот. Детальпая электроразве-
электроразведочная проверка территории выбранных площадок в этих районах на стадии
ТАБЛИЦА 4.50
Рекомендуемые параметры сети расположения точек
геофизических исследований
Задачи исследований
Установление глубины за-
залегания скальных пород
и картпроваппе рельефа
их поверхности
Расчленение геологиче-
геологического разреза рыхлых
отложепий
Определение глубины уа-
легаиия подземных вод
Выявление зон повышен-
повышенной трещиноватости,
картирование зон раз-
разрывных тектонических
нарушений, прослежи-
прослеживание слоев и подобные
картировочные задачи
НЭЗ
Расстоя-
Расстояние между
точками,
м
50—200
25-100
50-200
Разносы
питающих
электро-
электродов, м
100-200
До 100
100—2 "Ю
Расстоя-
между
профи-
профилями, м
100—500
100—200
100-500
эп
Расстоя-
между
профи-
ляли, м
50—100
Шаг
опробо-
опробования, м
10—20
окончательных изыскании позволяет избежать непредвиденных осложнений
it период строительства, резко сокращает объем буровых и горнопроходче-
горнопроходческих работ. При съемке участков переходов через водиые преграды с помощью
псктроразведки уточняются условия налегания различных грунтов но пло-
площади п глубине с учетом глубины заложения дюкера; оконтурииаются линзы
и i-чв, таликов, островной мерзлоты, зоп выветривания; устанавливается панра-
к 1'мше потока грунтовых вод и контуры сильнотрещинопатых зон па участках
{ик-простряпоыин карста; уточняются границы действующих оползней u т. д.
<Млектроразведочные работы при поисках местных строительных матерпа-
iiin с успехом применяются для разведки карьеров бутового кампя, извест-
известняка, посчано-гравийпмх грунтов. При этом используется резкое отличие
^пектросопротиплепия песчапых п гравийно-галечпнковмх отложепнй, осо-
.'i'liiio в сухом состоянии, от такового для г.иш и суглинков. Применяйся
ПП пли ВЛЗ, при которых горизонты сухих песков будут выделяться резко
повышенным значением рк.
В настоящее время электроразведка достаточно широко используется
и при площадочных гидрогеологических изысканиях, в частности ирп пзыс-
кпппях источника водоспабжепия. В зависимости от целен гидрогеологиче-
гидрогеологических исследований выбирается и методика злектроразводочных работ. Так,
уточпепие местоположения водоносных горизонтов и относительное измене-
изменение мннералпзацнн воды с глубиной производится методом каротажа гидро-
гидрогеологических скважин. При поисках перспективных участков для создания
!!од:1смпых водозаборов применяется ОП и 1303. Рекомендуемые параметры
iitii точек геофизических наблюдений для различных задач приведены
к табл. 4.50 [24].
Применение радиометрических методов в инженерно-геологических изы-
изысканиях. Радиоизотопные методы исследования все шире используются
при инжеперно-геологаческих изысканиях для оценки строительных свойств
груптов, а также при изучении инженерно-геологпчоскнх процессов. В настоя-
настоящее время отработаны методики, аппаратура и оборудование для решения
тмого комплекса практических задач:
— определения объемпой массы и влажности пород в отдельных точ-
iv.IX поверхностных отложений, в стенках турфов и прочих выработок по
поглощению и рассеянию гамма- и нейтронного излучения;
— выделеппя в геологическом разрезе отдельных лнтологпчеекпх раз-
разностей груптов, установления положения воя методами радиоактивного
пилотажа скважип;
— определения мехапических свойств и расчленения разреза рыхлых
"тложрнпй без предварительного бурения скважип путем комплексного
использования методов радиоактивного каротажа и статического зопднропа-
ния:
— получения диаграмм измспеппя плотпости и влажности поверхностных
отложений методами гамма- и нейтронного профилирования;
— стацттопарных наблюдений за динамикой влаги зоны аэрации при изу-
изучении инженерно-геологических процессов (оползней, селей, карстообразо-
плпия и пр.);
— изучения фильтрациоппыхевойств пород в нрпродпых условиях и опро-
лелония скоростей и направления подземных потоков с помощью радиоактив-
пых индикаторов и др.
В практике ведения комплексных изысканий таких липейнопротяженных
объектов, как магистральные трубопроводы, наибольшее распространение
получили :жспресс,-методы для определения механических свойств грунтов
в естественном зялегании с применением глубинного гамма-плотпомера
(ТГП-Л w нейтронного индикатора влажности (НИВ-1). Оперативное получе-
получение показателей практически в любом интервале глубин (при линейных
изысканиях в пределах 6 м от поверхности, а при необходимости и до глубины
20 м) исключает необходимость отбора монолитов грунта, транспортировки
и анализа их в лабораторных условиях. Более детальные сведения о примене-
применении геофизических метедв» для решения задач инженерной геологии приво-
приводятся в специальной литературе [2].
165
§ 4.9. Изыскания местных строительных материалов
Строительство лшюГшой части трубопроводов, переходов через естествен-
естественные и искусственные преграды, дорог н проездов вдоль трассы, КС, UI1G
и ГРС, объектов жилого строительства должно быть обеспечено местными
стрчитсльпыми материалами. Основными разновидностями их являются:
1) мелкозернистые грунты (пески, супеси) для выравнивания дна трап-
im>:i, нройдеппьтх в скальных, полускальных. мерзлых грунтах, и для отсыпки
защитного слоя поверх трубы перед засыпкой траншем разработанным круп-
попйломочаым или мерзлым грунтом. В зимних условиях мелкозернистые
грунты должпы доставляться в талом состоянии;
2) грунты песчаные, грапелистые пли щебенистые, для отсыпки пасшей
;ми съездов с дорог, наземных участков прокладки трубы и пр.;
:М инертные заполнители для бетона (щебень, грмшм, крупнозернистый
песо;;) I! бутовый камень при строительстве переходов и л.юш.алочпых соору-
сооружений;
4) глины, тяжелые суглинки для водозащитных отмосток, устронова
перемычек и траншеях на косогорных участках и пр.;
Г>) дел оная древесина, подтоварник, хворост н другие лесоматериалы
ни ;;рене;кные и nj)O4iie вспомогательные работы;
<>) мох, камыш, торф для утепляющих покрытии при строительстве про-
промышленных объектов и жилых здании.
Объем н методика поисковых н разведочных работ зависят от стадии няые-
i aniiii n районов, в которых ведется строительство. Поиски и разведка ведутся
и районе участков, где пе могут быть заложены резервы грунтов (болотистые,
засоленные и пр.).
На стадии технического проекта должны быть определены основные по-
показатели по наличию, способам разработки и дальности доставки местных
материалов, определяющие стоимость их использования, закладываемую
в сводный сметно-фипапсовый расчет. Сведения о наличии карьеров необхо-
необходимых 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-
полученные сведения будут являться основанием для составления смет, их следует
оформлять в виде официального документа (справка планового органа.
письмо заводоуправления п т. д.). При атом необходимо указать следующие
характеристики:
— вид строительного материала;
— местоположение участка разработки;
?— способ доставки (автотранспорт, железная дорога) с указанием состоя-
состояния 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 должпы быть получепы (в случае подтверждения этого
задапием на изыскания) данпые но паличик) производств сборного железо-
железобетона, местных етеповых материалов, пиломатериалов, мехаппческих, дере-
деревообрабатывающих н 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 расположеппых карьеров строительных материа-
материалов либо при технической возможности и якопомическоп целесообразности
использования местных материалов в зоне, примыкающей к трассе, па строи-
тельпые материалы проводятся поисковые и разведочные изыскательские
работы. Па основании обследовапия 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-
подъездных путей, объем вскрыпшых работ.
166
Щш поисках резервов необходимо исходить из того, что при подземной
прокладке трубопровода с подсыпкой мягкого грунта потребуется примерно
1500 м:| такого грунта на 1 км траншеи, около 1000 м3 па устройство одного
съезда при строительстве трубопровода, около 15 000 м3 дренирующего
грунта на 1 км болота для обеспечения вдольтрассового проезда строительных
колони па заболоченных участках. Объемы групта при наземной прокладке
трубопровода определяются заданием. Оконтуренные резервы должны быть
согласованы с землепользователями и другими заинтересованными ведомст-
ведомствами. Па местности они отмечаются опознавательными знаками.
Поисковые работы проводятся вдоль трассы в полосе шириной до 2 км
л ! и более путем маршрутной геологической съемки с использованием гоолт и-
ческого н геоморфологического дешифрирования материалов аэрофотосъемки,
оГшижсппн н выработок, пройденных для обосповаиня пшкенерно-гоологл-
ческон съемки. Разводка месторождении грунтов выполняется с детальностью
пи категории В + С в соответствии с «Инструкцией по применению классифи-
классификации запасов месторождений твердых полезных ископаемых».
Месторождения, имеющие вытянутую форму (аллювиальные, ледниковые,
пеокшо-гравпйныи и др.). целесообразно разведывать выработками, размеща-
размещаемыми через 23—30 м на поперечпиках, разбиваемых через 100—200 м.
Месторождения с площадным распространением грунтов (зандровые покровы,
глинистые породы) обычно рекомендуется разведывать выработками, распола-
располагаемыми по сетке при поисковых работах 200 X 200 м. при разведке с шагом
50 -100 м. Глубина выработок задается на всю мощность полезного слоя
нтн до уротшн грунтовых вод. Значительный эффект в поисках и размолке
месторождений строительных материалов достигается за счет применения гео-
геофизических методов.
.Месторождения каменных материалов разведываются буровыми скважи-
скважинами н горными выработками: шурфами, клпавами, расчистками и штолг.нлмп.
При :»том одной частью выработок определяют мопдпоотт. полезной толщи,
другой — мощность вскрыши и выиетрелой зоны скальных пород. При раз-
разведке изверженных горных пород выработки рекомендуется задавать по сетке
2(Ю X 200 или .'100 X 300 м. При осадочных породах, залегающих монокли-
моноклинально, разведочные выработки располагаются вкрест простирания структур
нл расстоянии 200—400 м при предварительно!) разведке и 100--200 м при
юталышй разведке для категории А5.
Запасы грунтов — строительных материалов определяются по методу
среднего арифметического. Запасы пе подлежат, как правило, yipei жд'чгпю
и местных плановых органах н территориальных геофондах. .Что. однако, не
освобождает проектную организацию от выполнения необходимых согласова-
согласований в организацией-землевладельцем и прочими запнторесопапнымп органи-
организациями. Качество изыскиваемых материалов определяется визуально в поле-
полевых условиях и при помощи лабораторного "анализа проб, отбираемых в про-
процессе поисковых и разведочных работ.
Для лабораторного определения механического состава тонко- и молко-
зерпнетых песков отбираются пробы массой 1, для крупнозернистых с при-
примесью гравия — 5. для поечано-гравелпетых и песчано-граволисто-галечпых
грунтов — 40—50 кг. Пробы отбирают методом квартования всей породы.
извлеченной из скважины пли опробуемого интервала. Из горных вырабо-
выработок — шурфов, дудок и расчисток — пробы отбирают бороздовым ме-
методом.
Состав и методика анализа грунтов зависит от их вида и назначения
в качестве строительного материала. Помимо общих сводепин по месторожде-
месторождению требуют освещепия следующие характеристики: 1) веществеппый состав
(миноралышн, гранулометрический, химический); 2) особенности строения
(структура, текстура и сложение); 3) физические свойства (плотность и объем-
объемная масса, пористость, влажность, копсистенция для глинистых пород, отно-
относительная плотность для песчаных); 4) водпые свойства (водоустойчивость.
влагоемкость и водоемкость. канилярпость и водопроницаемость); 5) механи-
механические свойства (прочность на сжатие и разрыв, сопротивление скалываппю
и сдвигу, общая деформируемость, сжимаемость и просадочность, ползучесть
167
п длительная прочность); 6) специального пагшачепия (крепость, твердость,
истираемость, разрыхляомость, морозоустойчивость).
Требования к качеству естественных строительных материалов, исполь-
используемых п виде инертных добавок для приготовления бетона и растворов
для кладочных и штукатурных работ, регламентированы соответствующими
стандартами (ГОСТ 873G—67 на песок для приготовления армированного
и пеармпрованпого бетона и строительных растворов, ГОСТ 82fi8—62 па гра-
гравии с учетом его морозостойкости и т. д.).
В процессе изыскании пе всегда возможпо нолевое п лабораторное опре-
определение всех необходимых показателей по грунтам — строительным мате-
материалам. Для ориентировочной опенки их физических, водных \: мех<1пппеп;их
свойств памн рекомендуется пепользонаппо пшкенерио-геологической кл.м'сн-
фпк.чшш горних г'ори.ч но Ф. П. Саварепскому. с иммененпимп is дополнениями
В. Д. Лоу.тадзе |!3]. При ".гом псе породы разбиты n.i и>пь групп, в сютиет-
ствип е i;otoj»mmk могут быть классифицированы и гпупш ? ? строптг.'ч-иые
материалы lai. табл. 4.25),
При K«u».«»KCHoii оценке резервов и месторождении местных строит:'чь-
ных материалов особое внимание слечует уде.чить во.-п'ояпгоитям подъезда
к ним п период бездорожья, т. е. ввести принятый коэффициент па белд'.'роя;ье
и распутицу. При разш-яко месторожденш! в районах расчрострапгппя .мп'то-
летной мерзлоты необходимо тщательно упитывать мттцие гидрогеологиче-
гидрогеологические условия: распрострапение таликов, наледей, гипролакколптов, cpfioiiHOJi
мерзлоты и т. п. Учет всех :пнх факторов в их совокупности позволяет шппа-
чить разработку месторождения наиболее iii.tr" iu'-imh г эг'чтмиче!'!;'!'-; и тех-
техническом отнонгепиях способами.
Выявлеппыепрнтрлееошле резервы и карьеры, а тлкже разведлпные место-
месторождения материалов нипосится па снецнальнут карту, часто совмещаемую
с картон нижеперно-геологнческого районировании. Зле.-ъ ;i;e отмечаю•.ся
пыбраппыо по cooTBeTcriiyroiiiMNf картам, схом-чм. лесотаксацмонным ведомо-
ведомостям и другим материалам угодья, выделяемые ноч порубку .!ля поставки
на трассу в необходимых количествах ле.ловон древесины, подтоварника,
хвороста и других лесоматериалов. При птом максимально учитывается воз-
возможность их получения на полосе раечнетьчт пло?т. npoeKTHpynnoii трагоы
газопровода.
ТДГ.ЛИИЛ 4.51
Ведомость резервов грунтов для мягкой подушки в районе
трассы трубопровода
Расстояние по трассе
газопровода и до трассы
(апракп, влсьо), км
Наимрнопаппе ч краткая
характеристика грунтов
Оршмп нропочггып
запасы, у.'
л ТАБЛИЦА 4.52
Ведомость месторождений дорожных строительных материалов
(песок, гравий, щебень)
Место-
Месторождение
168
Местопо-
ложсипе
месторож-
месторождения
Запасы,
м»
Основные
качествен-
качественные
характе-
характеристики
Разра-
Разработчик
Произво-
дитель-
дительность
карьера
Сппсоо
тран-
спорти-
спортировки
Указанные выше характеристики месторождений оспещаются в специаль-
специальном раздело пояснительной записки по изысканиям. На стадии рабочих
чертежей проводятся, как правило, лишь дополпптелыше пзыскапян, уточ-
уточняющие площади распространения и запасы месторождении местных строи-
строительных материалов с учетом окончательного выбора трассы трубопровода
на местности и конструктивных решений. Для удобства в работе, как показала
практика Гнпроспецгаза. следует составлять ведомости карьеров грунтов,
«?тужащих резервами для подсыпки при укладке трубы и дорожного строи-
строительства, с привязкой их к конкретным участкам тряссы трубопровода
(табл. 4.51 и 4.52i.
§ 4.10. Аэрофотосъемка трасс и площадок
При организации изыскании следует руководствоваться следующими
преимуществами апрометодов перед наземными способами производства работ:
а) получепие абсолютпо объективного материала с большим объемом
инженерной информации;
б) возможность «консервирования» натуры — изображения местности
to 1!Срмн подробностями на сколь угодно длительный срок и возможность
неоднократного возвращения к изучешпо детален для отыскания наиболее
правильного решения инженерных задач;
в) перенесение процесса выбора трасс и площадок пз полевых условий
и камеральные;
г) механизация большей части процессов изысканий;
д) большой резерв повышения производительности труда п качества
материалов изыскании.
Масштабы съемки. Аэрофотосъемка для стадии технического проекта,
как правило, выполняется более мелкого масштаба, чем для стадии рабочих
чертежей. Целесообразность умепмненпя масштаба на стадии технического
проекта диктуется сложностью природных условий, когда задачи приложения
i рубопровода или другого линейпого объекта, а также выбора площадок иод
сопутствующие сооружения одповарпантно не решаются. Если имеющиеся
материалы позволяют уверенно определить район прохождения трассы п поло-
положения площадок, то масштаб съемки устанавливается с таким расчетом, чтобы
он обеспечил выдачу материалов на двух стадиях проектирования — техниче-
технического проекта и рабочих чертежей (табл. 4.53). Наличие у изыскательской
организации фотограмметрических, приборов с высоким коэффициентом увели-
увеличения также пояио.чпет уменьшить масштабы съемки без уменьшения масшта-
масштабов конечпой продукции. Работы по а:>рофо-!ост ечке инполннются с соблюде-
соблюдением требований ОТТ—62 «Основные технические требования к а:фофото-
'•ьемке. производимой для создавши топографических карт» и «Правил при-
приемки и оцеикц материалов аэрофотосъемки».
Полевые поннизочпме работы по результатам аэрофотосъемки
•" ;б-|. 4.5'и. Необходимы для погученп;! материалов iioui>niieuaoii точности
iipn изысканиях к рабочим чертежам. Ныполняютоя. как правило, но материа-
материалам нерпой сI.C.MKH независимо от ее масштаба *. Проект нрнвязочпых работ
||:"|.7рабаты плетей руководителем нем разделено я к.фомитидон (лаборатории,
' 'Кторл. группы) и утверждается руководством отдела нлысьаичн.
В проект iron•:«!.!kit включаингя схемы маршрутов съемки по трассам
!! площадкам. Короткие маршруты привязываются только чо концам, длпн-
•?•?.:«..? — кром1> копцепых опознакоп должны имотьнромежуточцые нрпвязочпые
; ??меречннкм. рнгноложенньи1 через 10—20 базисои. Хорошие результаты при
фотограмметрической обработке материалов аэрофотосъемки дает предвари-
?"II.паи маркировка трасс и площадок. Маркнротжа выполняется, как ира-
! ::.ю, подручными jiiiTopiia/'aMii (вырезка дерня, ингкуреппые или расколотые
* Для составления проекта привязок, как и для других целей, могут
им-!, использованы материалы съемок прежних лет, выполненных другими
'?|:i анимациями.
169
ТАБЛИЦА Д.53
Рекомендуемые масштабы съемки трасс магистральных трубопроиодон
п площадок с коммуникациями
Объект
Трасса магистрального
трубопровода в обыч-
обычных природных услови-
IIV
si л.
То же, в сложных прнрод-
пых условиях
Переходы через крупные
водпые преграды, косо-
горпыо и горные уча-
участки, участки со слож-
сложными геологическшш
условиями
Комплекс илощадок КС и
НПС с коммуникациями
Стадия проектирования
Технический щюеит
1 : 17 000
1 : 50 000—1 : 25 000
1 : 10 000
1 : 17 000
РабОЧИе ЧГ'рТРЖ!!
1 : 17 000
1 : 17 000
1 : 10 000—1 :4000
1 : 10 000-1 : 4000
стволы деревьев, выкладка камнями,- разрубка просек и т. д.). Форма
маркировочных знаков может быть различном, размеры сторон знака к откры-
открытой местности должны быть но менее 1,5 X 5,0 м, а просеки — -Л) X 20.0 м.
Точность теодолитно-нивелирных ходов, прокладываемых для привязки опо-
знаков, должна быть це ниже точности планоно-высотпого обосновании при
наземной съемке.
Фотограмметрическая обработка материалов аэрофотосъемки. Планоио-
высотцые привязки но концам маршрутов, каркасов или дополнительным
поперечинкам являются исходными данными для последовательно;! передачи
плапопо-иысотного обоснования на каждый снимок маршрут пли съемки
площадки. Задачу уравнивания сетей нространстпепнон фоточрнаш \ линии
целесообразно решать на .'IШ но специально разработанным программам.
Дапные развития и уравнивания сетей нространсгвенпой фотитриангуллцнп
вводятся в универсальные фотограмметрические приборы, по'.ю чего рисуется
рельеф местности в полосе трассы или па площадке. Составление профиля
трассы может выполняться обычным путем — по плану в горизонталях или
непосредственным набором высот и расстоянии па приборах но заданием лпшш
фотоплана без горизонтален.
Принципы дешифрирования материалов аэрофотосъемки. I! практике
инженерных изысканий магистральных трубопроводов использует си несколько
оспошшх видов дешифрирования материалов аэрофотосъемки: "мин.-графиче-
ское, гидрографическое, гидрологическое, геологическое и тдрогеологнче-
скоо. Прм лыполпенип любого вида дешифрирования используются прямые
и косвенные дешифровочные признаки. Прямые признаки — форма, размер,
фототень, высота, теиь — непосредственно указывают на характер объекта,
косвенные сопутствуют определенным объектам (дорога, обрывающаяся
на одпом берегу реки н продолжающаяся на другом, указывает на наличие
брода или паром-к прямоугольники или фигуры овальпоп формы, изображен-
изображенные на спимке открытой мес-шостн. указывают па сенокосные угодья: дорожки
или троннпки, сходящиеся в одпой точке, указывают па палмчпе колодца;
участки, облесенные сиеной, указывают па наличие песчаных грунтов и т. ц.).
При дешифрировании важно учитывать сразу несколько прпзиаков.
Для облегчения и попы тения качества дешифрирования создаются аль-
альбомы эталонов дешифрирования. Целесообразно создавать их по характерным
170
ТАПЛИЦЛ 4.54
Характористика материалов, получаемых при обработке аэрофильмов
Материал
исходным
Схема накггдпого
монтажа
Фотосхема
]
Уточненная фото-
фотосхема
Фотоплан пони-
пониженной точности
с рисовкой рель-
рельефа на основе
имеющихся карт
масштабов
1 : 25 000 -
1 : 100 000
Профили трасс ли-
линейных объек-
объектов и геологиче-
геологические разрезы но
площадкам
Фотоплан повы-
повышенной точности
с рисовкой рель-
рельефа на основе
пол.шых привя-
привязок аэрофото-
аэрофотосъемки
Окончательные
профили трасс
линейных объек-
объектов и геологиче-
геологические разрезы по
площадкам
Контактная
печать
То же
Трансформи-
Трансформированные
спимки
То же
Фотоплан по-
пониженной точ-
точности и ка-
камеральное де-
дешифрирование
аэроснимков
Трансформи-
Трансформированные
снимки
Фотоплан ио-
вышениой точ-
точности, отде-
шифрнровап-
libiii, с исполь-
использованием дан-
пых бурения
1 : 40 0П0—
1 : 00 000
| В масштабе
! съемки
В заданном
масштабе
В ладанном
масштабе
A : 10 000 —
1 : 2000) с се-
сечением рель-
рельефа 2—5 м
В заданном
масштабе
A : 10 000 —
1 : 2000)
В ;>адаппом
масштабе
A : 5000 —
1 : 500) с се-
сечением рельефа
0,5-1,0 м
Для нахождения от-
лсльпых снимков В
общем объеме аэро-
аэрофотосъемки; для про-
проверки фильмов воен-
! пыми округами; для
; проверки качества
съемки
Для предварительного
изучения местности,
укруипетпгого ре-
решении «опросов ук-
укладки трассы, вкбо-
рл переходов и пло-
площадок, оценки ва-
вариантов
j Для окончательного
| выбора площадок,
j переходов п трасс
линейных объектов,
создашш ситуацион-
ситуационных планов па трас-
трассы и площадки
Материал по трассам
магистральных тру-
бонроводов, комп-
комплексам площадок КС
(ППС) с коммуника-
коммуникациями для разработ-
разработки технического про-
проекта
Для решения инже-
инженерных задач на ста-
стадии технического
проекта
Для разработки рабо-
рабочих чертежей всего
комплекса сооруже-
сооружений линейных объек-
объектов и площадок
В задаппом i
масштабе
A : 5000 —
1 : 500)
Го же
171
районам ияыскапиИ (центральная часть Союза, Северо-Запад, Крайний
Север, Восточная и Западная Сибирь, полупустыни и пустыни Средней Алии
и т. д.). Дешифрировании выполшштся в две стадии: камерально и в поло.
Камеральное дешифрирование ведется с использованием изданных карг,
справочпикоп, альбомов, эталонов и других материалов (выписываются пазва-
пIл рок, паселсипых пунктов, отдельных объектов). Коптуры и объекты,
надгжно отдетпифрировашше, закрепляются тушью, а го^шпельпые —
Рис. 4.17. Типы руглолых прсцсссои.
а — левточно-грядовый; б — оссредчовый о малоустойчивыми осереднямч;
в — о устойчивыми островами; ыеаядрирование: г — ограниченное, 0 —
свободное, е — незавершенное, ж — пойменная многорукавность.
карандашом. После такого дешифрирования намгчакпея .vapiii]ivTu полив»го
обследования. При проведении нолевого обследонашш непосредственно на
месте уточняются объекты, которые не были уверенно отдепшфриротшы
камерально (названия объектов, пояснительные надписи, цифровые характе-
характеристики). В случаи появления нового объекта носче съемки (внопь построенное
здание, дорога, вырытый канал и т. д.) после/шин привязывается инструмен-
инструментально к твердым контурам дешифрируемого снимка, поело пего налосип'я
па этот снимок. Результатом камерального и полевого дешифрирования
являются материалы, отвечающие па поставленные заданием но инженерным
изысканиям вопросы.
Топографическое дешифрирование дает возможность составить точный
ситуадмошша нлап местности в районе расположения проектируемых соору-
сооружений. Для достижения наибольшей уффектишыетн при дешифрировании
изготавливаются: фотосхемы в масштабе съемки; масштабированные уточпен-
172 ?
ныо фотосхемы, фотопланы. Уточненные фотосхемы и фотопланы, кик правило,
создаются is масштабе 1 : 2000. 1 : 5000. 1 : 10 000. Большую информацию
о местпости дает любой из этих материалов, ыо наиболее эффективны контакт-
контактная печать, фотоплан и уточненная фотосхема. Кошактш.я почать позволяет
рассматривать стереоскопическую .модель местности нужного участка, фото-
фотоплан и уточненная фотосхома дают возможность проводить линейные измере-
измерения и решать миогпр инженерные вопросы при проектировании и строите п,-
itbo трубопроводон. На ереднемаенпабпых снимках легко дешифрируются псе
подъездные дороги, при этом п отличие от топографических карт цо аэросним-
аэроснимкам можно определять состояние всех дорог и мостов. ч:о значительно облег-
облегчает выбор места и направления подъездных путей к т россе или площадке.
Основное значение топографического дешифрировании заключается в опреде-
определении типа местпости (луг, иашпя, лес) и характера рельефа, и получении их
морфо.чегпчеекпх и морфометрическнх характеристик.
Гидрографическое дешифрирование позволяет определить количество
и размеры водных преград, пересекаемых трассами магистральных трубопро-
трубопроводов и коммуникации, а также наметить необходимые поверхностные источ-
источники водоснабжении н водоприемники промышленных и бытовых стонов.
На а;>роепнмках хорошо дешифрируются речные долины. Уступы террас
опознаются но морфометрпчоским признакам, поймы рек -- по следам бл,\-
жданнн русла. Дуговая сухая пойма имеет светло-cepi.iii тон и полосчатый
рисунок. Попижеппя и западины имею г более темный тон. Острова, отмели
н косы резко выделяются па темном фопе поды. Грунт дна хорошо дешифри-
дешифрируется при песчапом ложе. Призпакн песчаного дна: светлый топ п фестонча-
фестончатый а.форисунок, знаки волновой ряби на мелких мостах, наличие кос. отме-
отмелей, песчаных островов. Косвенным индикатором групта дпа служит анализ
геологического строения территории и истории речной долины. Чем моложе
.фозпоппыо формы рельефа, тем теснее связь грунтов дпа водотоков с материа-
материалами пород, размываемых рекой и слагающих русло.
Гидрологическое дешифрирование отвечает на вопросы режима водотоков
па участках переходов, размещения водозаборов, причалов и других соору-
сооружений, дает наглядное представление об устойчивости русловых л корепных
берегов, а также позволяет определить типы русловых процессов по длине
реки (рис. 4.17).
Геологическое и гидрогеологическое дешифрирование паиболее сложно
и. вместе с тем, позволяет добиться значительной эффективности в части сокра-
сокращения объемов буровых и других ипжрнерно-геологичрекнх работ н натурных
условиях, особенно па стадиях предварительных изыскании.
При инженерно-геологическом дешифрировании используется совокуп-
совокупность всех признаков, как прямых, так и косвенных, основанных на суще-
существующих взаимосвязях между различными компонентами ландшафта и гео-
геологическим строением территории. По прямым признакам можно дешифриро-
дешифрировать пекоторые отложения аллювиального п эолового происхождения. Тат;,
пойменный аллюштй очень четко определяется по характерному полосчатому
«гфорисупку, обусловленному чередованием береговых валов, етаричных
озер и травянистых болот. Учитывая, что пойменные участки являются, как
правило, трудпопроходпмыми, ограничепне их имеет большое значение.
По косвсппым признакам можно выделить моренные участки. Для таких
участков, сложенных суглинками, характерцы невысокие с мягкими очерта-
очертаниями холмы, преобладание еловых и елово-березовых лесов, широкое разг.и-
тпе болот и др. На азрофотоптимках морена имеет пятнистый рисунок, обу-
обусловленный чередованием лесов и моховых болот. Для иесчапых отложении
характерно преобладать сосповых лесок, лп ко дешифрируемых на ,":фофо">-
спимках, падичпе широких вытянутых понижений (ложбины ст^ка). пезпа-
чптельпая заболочоипость н др. Изображеппе поверхности однородное, тон
п.ртло-серый.
Наиболее неблагоприятными при нроикпфоватш магистральных трубо-
трубопроводов являются карстопые участки п скальные групты. Карст хороню
просматривается па алроспучох по характерным воропком округлой формы
и слепым логам. Воронки хорошо просматриваются под стереоскопом и
визуально. Скальные грунты, перекрытые рыхлыми отложениями и мощ-
мощностью более 1,5—2 м, дешифрируются с большим трудом. На близкое залога-
Ш1С ска.чьпых пород указывает рисунок гидросети и болот. Реки и болота
имеют прямолинейные очертания и характерные колепообразные изгибы,
что связано с приурочопиостыо речиых долин к системе вертикальных тре-
трещин п екпльных породах. JTa участках с близким залеганием скальных
пород необходимо проводить коптрольпое бурение. Таким образом, если по
аэроснимкам нельзя определить глубппу залегания скальных пород, то уг-е-
ренпо можно сказать, где ;>тп породы могут встретиться, и орпоптироночпо
наметить возможную глубину их залегания.
Наиболее сложиым препятствием при строительстве являются болота.
На аэроспимках четко дешифрируются характер их поверхности: тони, озера,
сплавины, окнища, растительный покров и т. п. Аэрофотоснимки позволяют
наметить возможные проезди по болоту или объезд. На топографических же
картах микрорельеф поверхности болот не показывается. Особенно неблаго-
неблагоприятным» участками являются заболоченные земли в пределах зоны распро-
распространения многолетне!! мерзлоты. С помощью аэрофотоснимков можно раз-
разграничить крупно- и плоскобугрнстые болота, грядово-полппшалыш моча-
жпнпые и кочковатомечкобугристые болота.
Круппобугристые болота просматриваются достаточно четко внчуально
пли под стереоскопом. На местности высота бугров достигает 'Л—5 м, склоны —
крутые. Обычно па буграх развита мохоно-лпшайннкован растительность,
по склопа.м низкорослые кустарники. Иногда на вершинах бугров имеются
участки, лишенные растительного покрова, а па поверхности залегает торф.
Сутры па аэрофотоснимках бывают от светло-серого до темно-серого точа
в зависимости от покрывающей их растительности. Так. вершины имеют
обычпо светло-серый тон (.тншаппнкп!, склоны — более темпы!!, доходящий
до черного. Минеральные бугры, встречающиеся среди торфяных, имеют на
снимках ровшлп серый или темно-серый тон. В отлично от торфяпых бугров
пологие склоны дешифрируются с большой достоверностью.
Узкие нонп/Кснпя (мочажины) между буграми в зависимости от харак-
характера растительного покрова па аэроснимках имеют тон от светло-серого (почти
белого) до темно-серого или черного. В мочажинах встречаются пеболыние
по размеру озера термокарстового происхождении: на снимках опн характер-
характерного черного тона. На аэрофотоспимках плоские бугры имеют округлую
форму, тон серый или темно-серый. Кочковато-мелкобугрпстые болота имеют
мелкосетчатый рисунок. При этом кочки и бугры характеризуются окраской
серого топа, понижения между ними более темпые.
Опредетеппе по аэрофотоснимкам мощностей торфа болот является одним
из мало пчучеппых вопросов при инженерно-геологическом дешифрировании.
Необходимо отметить, что по прямым признакам абсолютные мощности торфа
пе дешифрируются. По азрофоюспимкам можно определить лишь ориентиро-
ориентировочные мощности торфа с ошибкой от 1 м па мелкозалежпых болотах до 2 —
3 м —• на глубокозаложных. На данной стадии изученности вопроса мощности
торфа можпо дешифрировать лишь при предварительных изысканиях трасс
магистральных трубопроводов. При этом следует использовать онпеашшй
выше лаидшафтно-клгочепой .мстод. По фотосхемам iriu азрофильмам выде-
выделяются морфогенетпческне тона болот, приуроченные к конкретным гео.тго-
гео.морфологнческим условиям местпости.
Таким образом, можпо выбрать болота-аналоги и но справочнику торфя-
торфяного фонда получить необходимые данные но ним в камера л ьпых условиях.
Уточпопно характеристик болот — основных ландшафтно-ключепых предста-
представителей — недуг также разбуриванием нескольких, тинпчпых участков, что
дает возможность более унереипо интерполировать характеристики торфяпых
залежей в пределах райопа изысканий.
Не менее сложной задачей является гидрогеологическое дешифрирование
аэрофотоматериалов с целью определения глубины залегапия грунтовых под.
Здесь исходят из того, что для каждого комплекса четвертичпых отложении
характерны своп закономерности в отношении залегания груптовых вод.
Так, для флювиоглицпальпых песков типично наличие выдержанного гори-
174
зопта груптовых вод с глубиной залегания пнже 3 м. Для моренных суглин-
суглинков характерно спорадическое распространенно грунтовых вод. нрпурочеп-
пых к линзам и прослоям носка. Таким образом, основанием для нрогпоза
гидрогеологических условии является характер отложении грунтов.
§ 4.11. Выбор и изыскания источников водоснабжения
Одним из влжпых вопросов, подлежащих решению при разработке про-
проекта магистральпого трубопровода, является выбор и изыскания источников
водоснабжения КС, Hit С. ГРС, жилых поселков в условиях невозможногти
подключения к существующим водопроводным сетям пли водозаборам. Основ-
Основным докумептом для организации гидрогеологического обследования и изыс-
изыскании по выбору источника водоснабжения служит техническое задание, под-
гота вливаемое слетшалнлпровашшм отделом при участии главпого ипжонера
проекта.
В задании, выдаваемом л соответствии со стадной проектирования, ука-
указываются:
— необходимое количество воды с подразделением его на хозяпствопи"-
пптьевые и технологические нужды, с выдолепнем потребностей временных
(на период строительства) и постоянных (эксплуатационных). При тгом
должна предусматриваться перспектива развития объекта па полную мощ-
мощность;
— графики потребления воды с учетом сезонпого, суточного и часового
колффшнентов неравномерности:
— требования к хнмнко-бактерпологнческому составу и физическим
свойствам воды, предназначаемой на хозяпстпонно-нитьовые и технологи-
технологические нужды;
— .местоположение объекта, требующего водоснабжения, желательные
и допустимые с точки зрения техппко-.жоцомпческнх соображении расстояния
от пункта нодопотреблепип ло водозяборпых сооружении:
— очередность осуществления проекта водоснабжения и сроки, отводп-
мые па комплекс изыскательских работ.
Источниками водоснабжения могут быть подземные поды (грунтовые,
межплагюпыо и артезианские), поверхностные волы рек. озер п >:одох|опи-
>:одох|опилит. Преимущество подземных источников водоснабжения заключатся. i;;\k
правило, л их болымеГ; надежности по качеству химического состава т.о ;м
п в санитарном отношении. Их псиользовапие более икс.номпчгго I; с ;ги[
с исключение" .чятр.тг на строительство и гженлупталню очистных еоор\|,-е-
iinii. npivurnniia'H'inn.ix для осветления воды и удаления из нор прганичес.'их'
веществ. При этом если возникает необходимость химической оччетки ??' ш.
то она упрощается и может быть автоматизирована, поскольку подземные
воды в большинстве случаев характеризуются более или менее постоянным
химическим составом. Имеете с тем. по существующему Зе>коро;!ато'ч><"Ч!у
подзглгнмо воды Д",1жпы использоваться только ;пн хозя"'ттнонпо-пнтье;.!.'\
пужд, н лишь при малых объемах подопотроблопня /;и> 1.100—2.0 м'-'/су; <;;;'??
рг'зрепшется чх применять н для промышленных нолей. При проектировании
трубопроводов в безводных районах (области распространения мощной слипа-
слипающейся многолетней мерзлоты, в полупупыпях и пустынях, па некоторых
горных ил in г>) вопрос водоснабжения объектов становится одним п.ч peiiiii-
ющнх. влияющих на выбор местоположепня площадок Ь'С и 11ПС, иер"\"Д
па вахтеппос обслуживание объектов и т. д.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ПороОавкип П. П. Подземные, трубопроводы. М.. «Недра», 1973. .''('-'i с.
2. Лондарик Г. Н,, Комаров И. С-, Ферронский /?. //. Полевые метод!.'
ипжеперпо-геологпческнх псследованпй. ДГ., «Недра», 1967. 372 с.
175
3. ВСН 1—54—74. Указания но выбору участков подводных переходов
магистральных трубопроводов. М.. 1974. 19 с. (Всесоюз. цауч.-исслед. ин-т
по стр-ву магистр, трубопроводов).
4. ВСН 1—55—74. Методические указания но инженерным изысканиям
при сооружении подводных пореходов магистральных трубопроводов. М.,
1974. 62 с. (Всесогоз. науч.-исслед. ин-т но стр-ву магистр, трубопро-
трубопроводов).
5. Выбор оптимального варианта трассы маша ральпого газопровода
на вечномерзлых грунтах. — В кн.: Доклады и сообщения II Международной
конференции по мерзлотоведению. Вып. 7. Якутск, 1973, с. 150—153. Авт.:
А. К. Дерцаюш, П. Д. Макуров, Р. Э. Фриман п др.
G. Выржйковспий В. К., Пллщев А. В., Чекмаргв В. А. Г.'кспедпцион-
ные гидрологические исследования. Л., Гндрометеоиздат, 1070. 27С с.
7. Гришании К. В. Динамика русловых потоков. Л., Гидрометооиздат,
1969. 428 с
8. Дерцакян Л. К., Макуров В. Д. Переходы магистральных трубопро-
трубопроводов через болота. Л., «Недра», 1965. 215 с.
9. Дубровский В. В. Методпческое пособие но изысканиям иодземимх
вод для водоснабжения энергетических объектов. М., Госэпсргоиздат, 1962.
250 с.
10. Измайлов П. И., Нормандская О. В. Практикум но аэрофототопо-
аэрофототопографии. М., «Недра», 1969, с. 2—15.
11. Инструкция но применению классификации заиасов к месторожде-
месторождениям естественных каменных и других строительных материалов. М., Гос-
геолиздат, 1954—1955. 75 с.
12. Клибашев К. П., Горшков И. Ф. Гидрологические расчеты. Изд. 2-е.
Л., Гидромечеонздат. 460 с.
13. Ломтадзе В. Д. Методы лабораторпих исследовании физнко-меха-
пических CBoiiCTB горпых пород. Л., «Недра», 1972. 312 с.
14. Мальберт Н.Э.. Фриман Р.Э.. Иванов С. А. Объем инженерных
изысканий л исходной информации для выбора оптимальных париаптов трасс
магистральных газопроводов. Уфа, 1970, с. 14—17. (Уфнм. пефт. im-т).
15. Некрасов В. К. Рационально использовать земчи при дорожном
строительстве. — «Автомобильные дороги», 1972, Л* 10, с. 9.
16. Новая геологоразведочная техника, намеченная к изготовлению
в 1973 г. М„ 1972. 128 с. (Всесогоз. науч.-исслед. ин-т экономики, минер.
сырья и им) ь-развед. работ).
17. О составлении инжепорпо-сгроительных карт ;пи сооружения маги-
магистральных трубопроводов. Проектирование, н строительство трубопроводов
и газонефтеиромысловых сооружений. — «Информац. сб. Всесоюз. иауч.-
исслеч. mi-та экономики, организации производства и техп.-экон. ипформащш
в газ. нром-сти». 1970, J^b 12. с. 3—9. Авт.: П. П. Бородавкнп, А. К. Дорца-
кяп, С. А. Иванов и др.
18. Почия П. В. Деформации речных nyavi п гн.чрогрхмцчеок^'е отгюи-
тольство. И*д. 2-«. д»я. и нврйраб. Л.. Гндрометоопздат. 1059. 363 с.
19. Попов И. В. Аэрофотосъемка и изучение вод cyiiiii. Л., Гндромотео-
иядат. 1960. 167 с.
20. Рсчетача II. А., Смирнов ('.Д. Т1.'<1>! •.'каина магистральных трубо-
трубопроводов. Jf.. Гостонтехпздат. 1960. 23Г> с.
21. РСН 31—69. Указания по производству пплгонерпо-гоологчческих
изыекгш!!:"' к раГгонах раенро'лраненп.ч печиомерзлы\ груптов. М., Ю70.
101 с. (Госстрой PC<J)('.P).
22. PC И 36—ТО. Ук-чзатш но производству инжоппрпо-геологпч'Ч'кпх
изыскании для строительства магистральных трубочрово.чов в рамон.чк
расирострнпштня нечномерзлых груптов. М.. 1971. 44 с. (Госстрой РСФСР).
23. РСН 37—70. Указания по производству инженерно-геологических
измсканкч дтя строигольства инженерных коммуникаций в районах распро-
распространения вечпомерзлых грунтов. М., 1971. 31 с. (Госстроп РСФСР).
24. Руководство по проведению инженерных изыскании ускоренными
методами. М., Стройиздат, 1972. 88 с.
176
25. Руководство но определению расчетных гидрологических характери-
характеристик. Л., Гидрометеоиздат, 1973. 111 с.
26. Северьянов Н. II. Краткий справочник по изысканиям для линейного
строительства. Изд. 3-е, перераб. Л., Стройиздат, 1972. 189 с.
27. СП 234-62. Инструкция но инженерным изысканиям для линейного
строительства. М., Стройиздат, 1963. 36 с.
28. СНиП II—Б.6—66- Основания н фундаменты зданий п сооружений
на всшомерзлмх грунтах. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1967.
31 с.
29. СНиП III—Д. 10—72. Магистральные трубопроводы. Правила про-
производства и приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 33 с.
30. СНиП II—.15—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектиро-
проектирования. М., Стройиздат, 1975. 157 с.
31. Спиридонов В. В., Семенов Л. П., Кривошеим, Б. Л. Сооружение
трубопроводов в районах расирострапепия вечномерзлых грунтов. — В кн.:
2-н Международная конференция но мерзлотоведению. Доклады и сообщения.
Выи. 7. Якутск, 1973, с. 142-150.
32. Справочное руководство гидрогеолога. Т. 1, 2. Под ред. В. М. Макси-
Максимова. Изд. 2-е, исир. п доп. Л., «Недра», 1967. 592 с. и 300 с.
33. Фриман Р. Э., Пеанов С. А., Бородавкин. П. П. Магистральные
трубопроводы. Оснонныо сведения. М., «Недра», 1976. 160 с.
12 зан«| 158
Глава 5
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
В зависимости от назначения и диаметра с учетом требовании безопас-
безопасности 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 соединения и испытаниям (табл. 5.1). Общие, положешш расчета,
приведенпые в даштом разделе, распространяются на расчет маптстралъпых
стальных газопроводов, нефте- и пофтенродуктопроводов и отводов от них
диаметром до 1420 мм (включительно) и давлением не свытме 100 кгс/см2
в обычных природно-климатических условиях.
ТАБЛИЦА 3.1
Требования к участкам трубопроводов в зависимости от категории
Категории
магпо граль-
ных ТрубО-
ПрОВОДП])
п их уча -
ст!:он
В
I
II
III
IV
Коэффициент т
условии работы
при расчете
трубопроводов
на прочность
0,60
0,75
0,75
0,90
0,90
Количество мон-
монтажных сварных
coo-гнмоннн, под-
подлежащих контролю
фивпчоекпмп
методами, %
к общему коли-
количеству
100
100
100 )
100 }
sL20 j
Давление предвари-
предварительного гидравличе-
гидравлического испытания
трубопровода на трассе
1,25 РрСи
1,25 ррг,г,
Предварительное пены ia-
нне участков трубопро-
водов не требуется
Примечай и е. Переходи магистральных нефтепроводов категории В черед
водные преграды следует подвергать предварительному гидравлическому испытанию
на величину 1,5р аб.
Расчеты трубопроводов, проектируемых в условиях Крайнего Севера
и многолетнемерзлмх грунтов, следует выполнять в соответствии с «Инструк-
«Инструкцией но проектированию трубопроводов с компенсацией продольных дефор-
деформаций» FiCN — 2—20 — 71. разработанной ВШ1ИСТ л утперждепноп Миигаз-
промом СССР 11 января 1971 г.. «Инструкцией но проектированию подзем-
подземных трубопроводов па опорах в вечноморзлых груптах». разработанной
BIIWI1GT и утвержденной Д'пигапиро.мом СССР 28 сентября 1971 г., и «.Вре-
«.Временными указаниями но проектированию, строительству и эксплуатации
объектом газовой и нефтяной промышленности в условиях вечной мерзлоты»
Р 215—76, разработанными ВНИИСТ. Расчеты трубопроводов, проектируе-
проектируемых в райопах с сейсмичностью более восьми для подземных и шести
баллов для надземных трубопроводов, па подрабатываемых территориях,
на геологически неустойчивых участках, подверженных оползням и карс-
карстам, в нучпнистых и просадочпых грунтах, можно выполпять но методике,
приведенной в данпом разделе, только с учетом дополнительных требова-
требований, предъявляемых к проектированию п строительству п указанпых рай-
районах»
178
§ 5.1. Требования к трубам
Для строительства магистральных трубопроводом следует применять:
а} прямошоппис и сгшральнощошшо эдоктросварпые и бостонные трубы
диаметром 57—426 мм и:» спокойных и полусиокоппых углеродистых сталей;
б) электросварные прямощовные и спнральношовные трупы диаметром
530—-i 'B0 мм из пизкологпрованпых сталей.
В связи с большим разнообразием климатических условий при строитель-
строительство и эксплуатации трубопроводов труби подразделяют па дно группы.
К nepnoir относят труби в обычиом исполнопин (для трубопроводов, проклады-
прокладываемых в сродной полосе и южких районах страны), для которых: приняты
температура эксплуатации 0' С и выше и температура строительства —40° Г,
и выше. Ко второй группе относят трубы в северном пено.шепни (для трубо-
трубопроводов, прокладываемых в северных районах страны), дтя которых при-
приняты температура эксплуатации —20 -=- —-ч()° С, а температура строитель-
строительства — —603 С. За температуру эксплуатации принимают минимальную
температуру стенки труб при эксплуатации под рабочим датские"; за темпе-
температуру строительства — температуру стеыкн труб пли воздуха (чля наиболее
холодной пятпдпепкн) при строительгго-моптажшлх работах пли остановке
трубопровода, которую '? к\дует определить в соответствии со СНнП по строи-
строительной климатологии и геофизике. Выбор чаркп стали труб в зависимости от
температуры строительства п эксплуатации трубопроводов следует вести
в соответствии с «Указаниями по применению стальных труб .! газотш про-
мытлепностп>. Г! этих ;ке ^Указаниях» приведен иеречрпь TV и ГОСТ па
rpytfir для магпстральимх трубопроподоп.
§ 5.2. Характеристики труб, сталей и грунтов,
используемые при расчетах трубопроводов
Магистральные стальные трубопроводы н все составляющие их конструк-
конструктивные элементы следует рассчитывать на нагрузки и воздействия по методу
ТАГ.ЛШДЛ 5.2
Нормативные и основные механические характеристики металла труб
Харятторпстт:.,
Нормативное сопротивление одноосному
растяжению металла труб и сварных
соединений ц3 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 дефоушиции (ко-
(коэффициент Пуассона) в упругой стадии
^ работы металла
Коэффициент поперечной деформации (ко-
(коэффициент Пуассона) в пластической
стадии работы металла
Средняя нлотпость стали труб
Yc.'iou-
m.p
.1
'V.:,
Е
а
V-
fin:,
Ртр
Чч-"/11ъп:.п1' -нпчемпе
Минимальное значение
временного сопротивле-
сопротивления ст,,г стали труб по
ТУ пли ГОСТ, кге/см-
Мнннмалыюе значение
предела текучести от
стали т])\'б по ТУ пли
ГОСТ. 1,гг/ем-
2,1.10° кгг/см2
12-10-" 1/-С
0,3
0,5
»
7850 кг/л3
12*
179
Коэффициент безопасности
ТАБЛИЦА 5.3
по материалу
Характерисика труб
Прямошовные и спирал ьпотновпме термически упрочненные (за-
(закаленные и отиущцппыс в труби или листе) из низколегирован-
низколегированной стали, прокатанной по регулируемому режиму, с-варопжые
в три слоя с минусовым допуском по толщине стенки не более
5"» и 100%-ным контролем осповного металла и сварных сое-
соединений неразрушающпмн физическими метвдами
Прямошовные и сниральношовные горячепргшленые (по режиму
нормализации) и термически упрочненные (закаленные и отпу-
отпущенные в трубе пли листе) ш нормализованной улучшенной
низколегированной стали и и:з стали, прокатанной по регули-
регулируемому режиму, сваренные в три слоя со 100% -ным контро-
контролем сварных соединений перазругаающими физическими мето-
методами
Сшзральношовные из горячекатаной низколегированной стали,
сваренные в три слоя, и прямошовные экспащшрованные из
нормализованной листовой стали, сваренные двусторонним
швом дуговым методом
Прямошовные эксиандпрованные и сниральнопювпые из горяче-
горячекатаной низколегированной и углеродистой стали, сваренные
двусторонним швом дуговым методом или токами высокой ча-
частоты; бесшовные
1,34
1,40
1,47
1,55
ТАБЛИЦА 5.4
Коэффициент безопасности к2 по материалу
Характеристика труб
Бесшовные пз малоуглеродистых сталей
Прямошовные и сыиральношовные сварные из малоуглеродистых
ц низколегированных сталей с отношением Jff.,/Hvl^ 0,75
Сварные из высокопрочных сталей с отношепнем lilyj/iv, > 0,75
1,10
1,15
1,20
ТАБЛИЦА 5.Ь
Коэффициент надежности к»
Су, мч
500
и менее
600—1000
1200
1400
Для газопроводов при рабочем внутреннем
давлении, кгс/см1
Р < 55
1,00
1,05
1,05
1,05
55 < р < 75
1,00
1,05
1,05
1,10
75 < р < i0i>
1,00
l .or,
1,10
1,15
Для нефте-
н нефтепро-
дуктопроводив
1,00
1,00
1,05
1,10
180
ТАБЛИЦА 5.6
Физико-механические свойства песчаных грунтов
Коэффициент
ПОРИСТОСТИ В
0.41-0.50
0,51—0,E0
0.61—0,70
0,71—0.80
0,41—0,30
0,51-0,00
0,01—0,70
0,71-0,80
0,41—0,50
0,51—0,00
O.fil—0,70
0,71—0,80
0,41-0,50
0,51—0.Й0
0,61—0,70
0,71-0,80
П 1> н м с ч а п и (
:!!."? г.начсннл.
Удельное cv
ЛР!!!Ю •*, К ГС
РП-
Угол внутреннего
трения ф
Гривсшотые и крупные
0,02/-
0,01/—
—
—
43741°
40/38
.".8/36
—
Средней круинести
0,03/-
0,02/—
0,01/-
0,06/0,01
0,04/-
0,02/-
—
0,08/0,01
O.Oti/O.Ol
0.04/—
0,02/-
. П числителе
40/38
38/36
35/33
—
Мелкие
38/36
36/34
32/30
28/26
Пылеватыо
36/34
34/32
30/28
26/24
пшведены нормативные, m
Модл-ль деформации
Е, кгс/е.м*
500/—
400/—
300/-
—
500/—
400/—
300/—
480/—
380/—
280/-
180/—
390/-
280/—
180/-
110/—
л.менптслр — расчет-
ТАБЛИЦА 5
Удельное сцепление с, кгс/см2, и угол внутреннего трения ?,.
для глинистых грунтов (при консистенции OfeO'/
2 га
II 11
«Г Гн
9.5—
12,4
12,5-
15,4
15.5—
18,4
18,5—
22,1
22,5—
Г. 0.4
26.5-
30.4
с
S
II
и?
с
ф
с
ф
с
ф
ф
с
ф
ф
0,41-0,50
0,12/0,03
25723°
0,42/0,14
24/22
—
—
—
—
—
—
—
Коэффициент
0,51-0,60
0,08/0,01
24722°
0~21/0,07
23/21
0,50/0,19
22/20
—
__
—
—
0,«1-0,70
0,06/—
2372Г
0,14/0,04
22/20
0,25/0.11
21/19
0,68/0,28
20/18
—
—
пористости
0,71-0,80
—
0,07/0.02
21/19
0,19/0.08
20/18
0,34/0,19
19/17
0,82/0,30
18/16
—
е
0,81-0,Si
—
—
—
0,11/0,04
19/17
0,28/0,10
18/10
0,41/0.25
17/1.1
0,94/0.40
10/14
0,90-1,!!)
—
—
0,08/0,02
18/16
0,19/0,06
17/15
0,36/0,12
16/14
0,47/0,22
15/13
П р и м е ч а н и с. В числителе приведены порматнппые. в зпамепптеле— расчетные
ваачення.
181
предельных состояний. Для всех видов п конструктивных схем прокладки
магистральных трубопроводов принимают два предельных состояния работы
\гатприала:
1) предельпое состояние, за которое принимают условие прочности
металла труб па разрыв (достижение временного сопротцвлепин (Тьр);
2) предельное состояние, за которое нрипимают условие появления плас-
шческих деформаций (достижение предела текучести стт).
За расчетное сопротивление Я металла труб силовым воздействиям сле-
следует принимать нормативное сопротивление /?„ материала (табл. 5.2) с учетом
коэффициентов безопасности но материалу к{ (табл. 5.3) п /г2 (табл. 5.4),
условии работы трубопровода т. (с\г. табл. 5.1) и надежности кп (табл. 5.5).
При расчете но первому предельному состоянию расчетное сопротивление
металла труб, кгс/см:,
Я1 = Л1„т/(Л,/с11); <5Д)
при расчете но второму 'предельному состоянию расчетное сопротивление
металла труб, кгс/см'-,
П2 = Н2нтЦк2кп). E.2)
Характеристики грунтов, используемые при расчетах трубопроводов,
следует определять при инженерных илыскаппях на трассе проектируемых
трубопроводов. При отсутствии данных по изысканиям необходимые характе-
характеристики можно принять по табл. 5.6—5.13.
ТАБЛИЦА 5.8
Модуль деформации (нормативный) Е глинистых грунтов, кгс/сма
.чопщмшне грунта
консистенции
Коэффициент пс:рис'1лм;тп е
Аллювиальные, делювиальные, озорные и озерно-аллювиальные
четвертичные отложения
Супеси 0<Д <0.75
Суглинки 0 < В <Т 0,25
0,25 < В < 0,5
0,5 <й< 0,75
Глины 0 < В < 0,25
0,25 < В < 0,5
0,5<Я< 0,75
—
—
320
340
320
—
240
270
250
2S0
—
—
100
220
190
170
240
210
—
100
170
140
120
210.
180
150
70
140
110
80
180
150
120
—
110
so
со
150
120
90
50
120
90
70
Флювиогляцнальные четвертичные отложения
Супеси 0 < В < 0,75
Суглинки 0 < В < 0,25
0,25 < В < 0,5
0,5 < 5< 0,75
Моренные четвертичные <чложения
Супеси, В <5 0,5
суглинки
750 | 550 J450
—
—
330
440
350
—
240
330
280
—
170
270
220
170
НО
210
170
130
70
...
140
100
—
70
—
—
Юрские отложения оксфордского яруса
Глины 0,25 <//<0
0<.Д<0,25
0,25 <L< 0,5
—
.—
—
—
—
—
—
—
270
— 1240
—
—
250
220
—
220
190
160
—
150
120
100
182
ТАБЛИЦА 5.Я
Коэффициенты треппя трубопровода о групт
Грунт
Пески:
гравелистые и крупные, плотные и сред-
средней плотности
средпей крупности, плотные
сродной крунпости, сродней илотпости
мелкие, плотные
мелкие, средней плотности
пылеватые, илотпыс
пыловатые, средне!! плотности
Суглинки:
плотные
пластичные
Глины:
плотные
пластичные
Коэффициент
трения /тр
0,70/0,65
0,72/0,60
0,65/0,60
0,65/0,55
0,57/0,50
0,62/0,50
0,53/0,40
0,55/0,35
0,47/0,25
0,60/0,40
0,50/0,25
Примечание. ]j числителе приведен!
знаменателе — для иодонасыщенного грунта.
данные для сухого, в
ТАБЛИЦА 5.10
Средняя плотность грунта естественной влажности
Грунт
р, нг/м'
Пескп, пески с примесью гальки, щебня или
гравия (до 10 об. "о)
Пески с примесью гальки, шебпя пли гравия (бо-
(более 10 об. '\.)
Супеси, супесп с примесью гравия, гальки или
щебня (до 10 об. ',',))
Супеси с примесью гравия, гальки пли щебня
(более 10 об. %)
Суглппкп легкие и лессовидные с примесью галь-
гальки, щебня или гравия (до 1U об. '.';'))
Суглинки тяжелые, cyivini'i,-;! легкие и лёссовид-
лёссовидные с, примесью гальки, щебня пли гравия
(болге 10 об. %)
Глины жирные мягкие без примесей
Глины жирные мягкие с примесью гравия, галь-
гальки или щебня (до 10 об. % )
Глины жирные мягкие с примесью гравия, галь-
гальки или щебня (более 10 об. %)
Гравий и галька
Моренпые глппы с валунами (до 10 об. %)
Моренные глины с валунами (от 10 до 30 об. %)
Моренпые пескп. супеси и суглинки с гравием,
галькой и валунами (до 10 об. %)
-Моренные пески, супеси и суглинки с гравием,
галькой и валунами (до 30 об. %)
Торф
1600
1700
1000
1700
1600
1750
1800
1750
1900
1750
1850
2100
1750
1950
500—700
ТАБЛИЦА 5.11
Коэффициент Пуассона грунта
Грунг
Суглинки ц глины:
твердые и иолутвэрдые
тугопластичпые и плас-
пластичные
текучие
Супеси (в зависимости от конси-
консистенции)
Пески
Mr..
0.10—0,15
0,30—0,40
0.45—0,50
0,15-0,30
0,20-0,25
ТАБЛИЦА 5.12 ТАБЛИЦА 5.13
Коэффициент снижения модуля Обобщенный коэффициент
деформации грунта касательного сопротивления грунта
Грунг
Ненарушенной струк-
структуры
Насыпной
Обводненный
1,0
0,0
0,3
Пески сухие рыхлые
Супеси влажные плот-
плотные
Суглинки и глины:
сухие рыхлые
влажные плотные
0,19
0,33
0,21
0,41
§ 5.3. Нагрузки и воздействия
Расчетные нагрузки и iu>.4.u>iifiиия. возникающие при сооружении,
испытании п эксплуатации трубопроводов равны норматппным нагрузкам
с учетом коэффициентов nepi'i рунж п (табл. 5.14) при наиболее небла-
неблагоприятных сочетаниях, учитываемых коэффициентом сочетании ис. Норма-
Нормативными нагрузками и воздействиями называются установленные нормативами
или проектом наибольшие впекшие пагрузки и воздействия, допустимые при
пормальиоп эксплуатации коиструкцпп. Коэффициенты норегрузки п учиты-
учитывают возможное изменение нагрузок и возденстшш при эксплуатации, приво-
приводящей и превышению нормативных нагрузеч; и воздействии. Коэффициенты
сочетания «с учитывают вероятность одновременного uo.vieiiCTBim нескольких
погрузок и наиболее неблагоприятном сочетаинн.
. Пагрузки и воздействия но продолжительности п[ш.чоженпя классифи-
классифицируют на постоянные и премспнме, а времеиньм! -- на длительные, кратко-
iipe.MOHHf.ie п особые. Осиовиыс сочоташп нагрузок и воздемсчиш'! состоят
из h.-ictohikh.i.i и времепных длительных пш pvrioi;. т. е. нагрузок, постоянно
.4i4'ici!-.yii)!!>iix и а трубопровод или возннкаюшич при его :)ксилуатац>:>1.
Дополнительные сочетания состоят из ностояниых, временных длительных
is кратковременных нагрузок. Особые сочетания включают все нагру::кп до-
дополнительного сочетания и одпу из особых нагрузок.
Как правило, цотземные, подводные и надземные трубопроводы следует
рассчитывать на осповные и дополнительные сочетания нагрузок. При этом
гчтдчения расчетных кратковременных нагрузок следует принимать с коэффи-
коэффициентом сочетания нагрузок nc ~ 0.0. При расчетах трубопроводов с учетом
особых сочетании нагрузок значения расчетных кратковременных нагрузок
следует припимать с л» = 0,8.
184
ТАБЛИЦА 5.14
Расчетный коэффициент пгрегрузкп в зависимости от нагрузок
и воздействий
Хйрактср нагрузок
и воздействий
Постоянные
Временные
длительные
Кратковременные
Нагрузки и воздействия
Собственный вес трубюпрове-
да и обустройств
Воздействии предварительно-
предварительного напряжения трубопро-
трубопровода (упругий изгиб и др.)
Давление (вес) грунта 8а-
сыпкн
Гидростатическое давление
воды
Ввутреинее давление для га-
газопроводов
Внутреннее давление для не-
нефтепроводов диаметром
700—1401) мм с промежу-
промежуточными HI 1С бел подклю-
подключения емкостей
Внутреннее давление для не-
нефтепроводов диаметром
700—140A мм без промежу-
промежуточных HI 1С пли с проме-
промежуточными НПС, работа-
работающими постоянно только
с подключенной емкостью,
а также для пефте- и пефте-
продуктопроводов диаме-
диаметром менее 700 мм
Вес продукта или воды
Температурные воздействия
Воздействия неравномерных
деформаций грунта, но со-
сопровождающиеся измене-
изменением его структуры (про-
(просадки, пучения и др.)
Воздействия от смещения
опор
Снеговая нагрузка
Ветровая нагрузка
Гололедная нагрузка
Нагрузки и воздействия, воз-
возникающие при пропуске
очпетпых устройств
Нагрузки п воздействия, воз-
возникающие при испытании
трубопроводов
Способ прокладки
трубопровода
+
-4-
-1-
..:.
•—
!.
?
—
—
—-
-1-
-)-
-j-
-j-
—
—
—
1
+
-
4-
-j-
-j-
-r
J~
_L
-i-
-1-
+
El
1.1 A)
1,0
1.2@,8)
1,0
1,1
I,l-r.
1,1
1,0@,95)
1,0
1,5
1,0
1,4
1,2
1,3
1,2
1,0
185
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 5.14
Характер нагрузок
и воздействий
Особые
Нагрузки и воздействия
Воздействие селовых потоков
и оползней
Нагрузки и воздействия, воз-
возникающие при строитель-
строительстве и ремонте трубопрово-
трубопроводов
Воздействие деформации зем-
земной поверхности в районах
горных выработок и кар-
карстовых районах
Воздействие деформаций
грунта, сопровождающих-
сопровождающихся изменением его струк-
структуры (например, деформа-
деформации цросндочных грунтов
при замачпвашш)
Сейсмические воздействия
Способ прокладки
трубопровода
Ё з =?
?• ™ С
г Г- га
+ + + + +
5
о
г;
Л
+
+
+
+
+
3 >•
1,0
1,2
1,0
1,0
1
1,0
Примечания. 1. Зпан «-г» обозначает, что нагрузки и воздействия учиты-
учитываются; знак «—» — не учитываются. 2. Коэффициенты перегрузки, указанный в скоб-
скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и ус-
устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает
условии работы конструкции. 3, При определении гидростатического давления воды па
трубопровод объемный вес воды следует принимать с учетом ее солености и наличия взве-
взвешенных частиц. 4. Если по условиям испытания или эксплуатации возможно в газопрово-
газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в неф-
то- и нефтоиродунтопроводпх попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необхо-
необходимо учитывать изменение нагрузки от веса продукта. 5. Дли нефте- и нефтепродуктопро-
водов диаметром 700—1400 мм включительно напсех промежуточных Ш1С. работающих
без подключения емкостей, следует устанаплпвать устройства но защите линейной части
нефте- и нефтеиродуктопроводов от воздействия переходных процессов: остановки насо-
насосов, изменения режима работы, закрытия задвижек и др.
Нормативные веса, кгг/м. раины:
трубопровода пустого па иоадухе
изоляции трубопровода па воздухе
л ,
футеровка трубопровода па воздух»
воды в трубопроводе
E.3)
E.4)
E.5)
E.6)
186
трубопровода пустого п поде
изоляции трубопровода п ноле
кп трубопровода i> воде
E.7)
E.8;
iii но/ид при погружеянц трубопровода п поду (нытлткшмтогцпг
Г(
транспортируемого газа
(?гпз = 21Г)\'газ .у1"' ; E.11)
для природного газа можно принять
7газ ^ PD'L; EЛ2)
иефтн и исфтенродуктоп
L
?прод— ^
E.13)
гдо Dn — наружный диаметр ноизолпрованпого трубопровода, м; i),,H—впу-
трепннй диаметр неизолированного труоопропода, м; ^тр — объемный пес
материала труб, кгс/м:): D,,3 — наружны)! диаметр трубы, покрытой изоля-
изоляцией, м; уиз — объемный вес изоляции, кгс/м3; Кф — обп>ем деревянно)! футе-
рот;п. м:'/м; уф — объемный вес футеровки, кгс/м3; ув — объемный пес воды,
кгс/м3; угаз~ удельный пес газа при нормнльпых условиях, кгс/м3; р — пор-
матпппое дннленпс гааа, кгс/см-; z — козффпцнепт сжимаемости газа; Т —
абсолютная температура газа, °К; 7прод— объемпьп'г вес нефти или нефтепро-
нефтепродукта, кгс/м3.
Нормативная нагрузка от оЯледепеппя, кгс/м,
~ 1-762?,,,
E.14)
где }) — толншпа слоя обледенения, мм: принимается по табл. 5.15 в зависи-
зависимости от района гололедности.
ТАБЛИЦА 5.15
Толщина стенки гололеда в паикимости от pniiona гололедности
Район гол'ик'дш'ст" Ui'> r.nim: 4
СИпП П-i; 7'i)
b, мм
I
He менее 3
H
5
Ш
10
IV
15
V
He менее
20
Нормативная спсгопаи нагрузка на горизонтальную проекцию копст]>ук-
ции надземного трубопровода, кгс/м2,
<7сн = Рос> E.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 па горизонтальной поверхности земли
к нормативной нагрузке на рассчитываемую конструкцию, принимаемый
равным 0,4 для одиночпо прокладываемых трубопроводов.
Нормативная ветровая нагрузка для одиночной трубы перпендикулярно
к ее осевой вертикальной плоскости, кгс/м,
9иег=-(9н. с —?„. д) L>„, E.16)
где <]п. с — нормативная статическая составляющая ветровой нагрузки,
кгс/м2; qiu д — нормативная динамическая составляющая ветровой нагрузки,
кгс/м2, для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной
жесткостью; значения qH с п о„ д надо принимать в соответствии го СНиП
11-6-74.
Температурпое воздействие — это воздействие от нормативного темпера-
турпого перепада, определяемого как разница между наивысшей или наиниз-
ineii возможной температурой стенок труб в процессе эксплуатации и темпера-
температурой стенок труб в процессе строительства (при сварке захлесточных стыков,
компенсаторов, засыпки подземных и фиксации в рабочем положении падзем-
пых трубопроводов) на данном участке трассы. Нормативный температурный
перепад для налземпых трубопроводов принимается по менее ±50, для под-
подземных — но менее ±40° С. Расчетный температурный перепад при высокой
температуре транспортируемого продукта (подземная и надземная прокладка
трубопроводов) необходимо ограничивать. Для этого строительство трубопро-
трубопровода ведуг по температурному графику, в котором изоляционно-укладочные
работы л засыпка трубопровода спланированы таким образом, что «горячие»
участки за КС и НПС сооружают в наиболее теплое время года, а в напболее
холодпое время года — участки на подходах к ним. Температурные графики
строительства следует составлять для участков между смежными КС или НПС
с учетом изменения температуры п внутреннего давления по длине трубопро-
трубопровода.
Рабочее (нормативное) давление транспортируемого продукта устанавли-
устанавливается проектом. Когда исключена возможность обратной перекачки продукта,
допускается учитывать изменение рабочего (нормативного) давления по длине
трубопровода. Изменение давления но длипо трубопровода должно быть обос-
обосновано проектом с учетом принятой технологии транспортирования газа,
нефти и нефтепродуктов. Так, все газопроводы-отводы к ГРС от магистралей
рекомендуется рассчитывать на максимально возможпоо давление в точке
отвода, принимаемое в соответствии с гидравлическим расчетом. Так же реко-
рекомендуется устанавливать рабочее (нормативное) давление для отдельпых
участков газопроводов, пефте- и пефтепродуктопроводов, ограниченных
узлами установки запорной арматуры. Причем для нефто- и пефтепродукто-
проводов принятое рабочее давлеаие по должно быть ниже упругости паров
транспортируемого продукта прп максимальной расчетной температуре для
данного участка трубопровода.
Нагрузки и воздействия, связаппыо с осадками н иучепиями групта,
оползнями, перемещениями опор и т. д., должны определяться на основании
анализа грунтовых условий и их возможного нзменспня при строительстве
и эксплуатации трубопровода. Надземпые трубопроводы следует дополни-
дополнительно рассчитывать на динамическое воздействие, возникающее при пропус-
пропусках очпетпых порпгаей или других устройств для очистки впутренпеп полости
трубопроводов.
§ 5.4. Расчет толщины стенки трубопровода
Номинальная толщина стенки трубопровода, см,
»й; <5Л7>
188
при наличии продольных осевых сжимающих напряжении
пр1)а
i ;де п — коэффициент перегрузки рабочего (нормативного) давления в трубо-
проподе (см. табл. 5.14); R^ — расчетное сопротивление металла труб,
кгс/см2 [по формуле E.1)]; фх—коэффициент, учитывающий двухосное
напряженное состояние труб.
Ъ = /1-0.75 (опрЛГ/Я,)* -0,5 (опрД-/Л1). E-19)
где о у— абсолютное значение продольных осевых сжимающих напряжений
кгс/см2, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упруго-
плаетической работы металла труб в зависимости от принятых конструктив-
конструктивных решений.
Уиеличепно толщины стенки труб при паличин продольных осевых сжима-
сжимающих напряжений сверх зпачешш, полученного по формуле E.17), должно
быть обосновано технико-экономическими расчетами, учитывающими кон-
конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта, которая
должна устанавливаться исходя из требований обеспечения оптимальных
температурных напряжений в металле труб.
Получеппое но формулам E.17) или E.18) значение следует округлять
в большую сторону до ближайшего размера в соответствии с ГОСТ илп ТУ
на трубы и проверять па воздействие испытательного давления на трассе
Лисп, тр- Последпео пе должно быть выше ипгытательпого давления />Исп. дав,
у< таповлеппого для данных труб ГОСТ или ТУ на заводе-изготовителе, т. е.
P.icn. тр ^= Рпсп. зав, E.20)
причем
Рисп тр = "нспР E.21)
гдр л.цСП— коэффициент превышения рабочего (нормативного) давления
по нромя испытания трубопроводов па трассе; для участков категории В
''т-п-~ 1.5; I категории — 1,25; II, III и IV категорий — 1,1,
Испытательное давление па заводе-изготовителе, кгс/см2,
Р..сп..ав= Оа-2ЬтЫ (•'•22)
гдр а — коэффициент к нормативному сопротивлению, принимаемый при опре-
до.'юнип испытательного давления на заводе в соответствии с ГОСТ или ТУ
на грубы; Дн — нормативное сопротивление металла труб, равное Ли или
Н^,, (см. табл. 5.2); Smin — минимальная толщина стенки трубы (с учетом
минусового допуска), см.
Для труб, испытываемых на заводе под давлением, при котором кольце-
кольцевые напряжения в стенках с учетом минимального допуска составляют 90%
от предела текучести П2а (а = 0,9),
1,8/?ац6т1п
_ ДМ 111111 .j- ПП\
РиСп. зав -- г) ОА . {О.L6)
Для труб, испытываемых на заводе под давленпем, при котором кольце-
кольцевые папряження в стопках с учетом минусового допуска составляют 40% от
времсппого сопротивления Д1Н (а = 0,4),
0.8ft,,,6mtn
Риси. зан ~ 5 оа , • @.^4)
189
§ 5.5. Проверка прочности и устойчивости
подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов
Подземные и паземпые (п пасыпи) трубопроводы следует проверять:
по прочности в продольном направлении.против развития чрезмерных дефор-
деформаций, па общую продольпую устойчивость и на устойчивость положения
против всплытия.
Условие прочпостп трубопровода в продольном направлении имеет вид
1деп,1П v — осевые продольные сжимающие пли растягивающие напряжении
от расчетпыу нагрузок и позденстпш":. кгс./см-; ij% — коэффициент, учип.та-
ющнч двухосное напряженное состояние металла труб; Нх — расчетное со-
сопротивление металл;; труб, кгс'с.м-. определяемое по формуле E.1).
Ирм растягивающих осевых продольных напряжениях (о у~:.;0) г]"., —» 1:
при сжимающих ocDii.ix продольных напряжениях (опп у <~., 0)
5
где Окц — кольцевые напряжения от расчетного пнутргипего давления, кгс/емг
(й.27)
i;ie п — копффпциепт перегрузки рабочего (порматнвпого) давлении в трубо-
трубопроводе, припимаемыГг iro табл. 5.14; р — рабочее (нормативное) давление,
кгс/см2; Z),.,,— внутрешпч"! диаметр трубы, см; б — поминальная толщина
стенки трубы, см.
Деформации трубопроводов следует проверять из условии
<Тпр. н < ^з-дГ- /?2н ("'--8)
<Ткц. и «С -^" Л2Н, ("'.29)
где а„р. „ — максимальные суммарпые продольные сжимающие или растяги-
растягивающие напряжения в трубопроводе от пормативпых пагрузок и воздействии,
кгс/см2; т$я — кодффнциепт, учптынаюиип"! двухосное напряженное состояние
металла труб; с — коэффициент. прпннмаомы1'1 равным 1 для трубопроводов
III и IV категории, 0.85 — I п II категорий. 0.П5 — категории Н: 7?21, ~ нор-
нормативное сопротивление, принимаемое но табл. 5.2; А-н — коэффициент надеж-
надежности, принимаемый по табл. 5.5; стКЦ- „— кольиепые напряжении в стгиках
трубы от рабочего (нормативного) даилепия, кгс/см2.
П[1И растягивающих осевых продольных папряжепттнх ((Тцр. ^^О) i|';j ~
= 1; при сжимающих осевых продольных" папряжепиях (frMPi ]( ?''' 0)
— 0.5
i_ ""' '? i \ ft1 n "'V -i
о-кц. H=l>DBH/B6). E.31)
Проверку общей продольно!! устойчивости трубопроводов it плоскости
наибольшей податливое!и грунта (наименьшей жесткости системы) следует
выполнять по условию
5ЭКВ ее тЛ'Кр, (-"..".2)
где i5:,kb— эквивалентное продольное осевое усилие в сечепии трубопровода
от расчетпых нагрузок и воздействии, кгс; т — коэффиппепт условий работы
190
трубопровода, принимаемый по таил. 5.1; JVKp— критическое продольпое
усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопро-
трубопровода, кгс.
Проверку устойчивости положепия от псплытия трубопроводов на обвод-
неиных участках, болотах и переходах через водные преграды следует вости
в соответствии с указаппямп § 5.7.
Продольные осевые папряжения о|ф v определяются от расчетных нагру-
лок и воздействий с учетом упруго-пластической работы металла труб. Расчет-
Расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода н взаимодействие
ого с, грунтом. 13 частности, для прямолинейных и упруго-изогпутых участков
трубопроводов, прокладываемых без компенсирующих устройств, при отсут-
отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок п пучения грунта
максимальные расчетные продольпыо осевые напряжения (с учетом работы
металла в пластической стадии) от воздействия температуры и внутреннего
давления
!6-aEM, E.33)
где а — ког»ффицнонт лилейного расширения материала труб, принимаемый
по табл. 5.2: Е — модуль упругости материала труб, принимаемым по
табл. 5.2; Д/ — расчетпый температурный перепад. °С (положительный нрп
пагрепашмО.
Максимальные суммарные продольные папряжеипя а„р. „ определяются
от всех (с учетом их сочетания) порматнвных нагрузок п воздействии, исходя
из упругой работы металла труб с учетом поггеречпых и продольпых перемеще-
перемещений трубопроводов в соответствии с правилами строительно!1! механики.
В частности, для прямолинейпнх и упруго-прогнутых участков трубопропо-
Л('Н. прокладываемых бол компенсирующих устройств, при отсутствии про-
продольных и поперечных перемещении, просадок и пучения грунта максималь-
максимальные суммарпые продольные напряжения (с учетом работы металла в упругой
стадии) от воздействия температуры, внутреннего давлепня и упругого изгиба
сггр. „ = u,i5/>/?,,,,/o— а.Е М± EDV -B|i). (">.3ii
где !)л — наружный диаметр трубы: р — мнпимальный радиус кршнмиы оси
трубы при упругом пзгпбо. см.
При заданной толщине стопки труб температурные перепади опреде-
определяются из условия прочности E.25) с учетом формулы (.")..'!•'!) по формулам:
р>"со1готног значение максимального отрицатетыюго температурного перепада
Д.? =-(/?, --О.25/(/;L>,:1, c,)I{olE); E.35)
млесимальпое зпачелне- поло::;птел!>ного температурного перепада
Д/ = (\|-2/?, -О.25пр1);М1'6)/(аЯ). E.36)
При заданных толщине стенки труб и температурпом перепаде мииималь-
niiiii радиус упругого изгиба труб из условия E.281 с учетом формулы E.34)
о ,- FDn J [2 (tsTT" Л2!1-!-|1,15 J1^—aE Дг)] . E.37)
Значение, полученное но формуле E.37). должно быть не менее значении,
определенных из условий жесткости (деформации) но следующим формулам:
в вертикальной плоскости па вогнутых кривых при укладке трубопровода
непрерывной ниткой
или
з Г
12.Я5,/ <^5-:-^5H)ri-cosCP/2I . ^
191
в вертикальной плоскости на вогпутых кривых при укладке трубопроводов
отдельными илетямп (па переходах черея водные преграды, балкп, овраги
и пр.)
ti 384L'/[l — cos(p72)]
10.S7 |/ -*-= ^ji ; E.41)
E-i2>
в вертикальной плоскости па выпуклых кривых
z>2- /r-
" |i2 "" ; E.43)
в горизонтально!! плоское! п
р s* 9002?,,, E.54)
гле / — момепт иперпип сечения трубы, см4; qJD— вес трубопровода, кгс-'см
(но формуле E.3)]: [5 — угол попорота трубопровода (в числителе — в граду-
градусах. 11 знаменателе — п радианах).
•"•квивалентпое продольное осевое усилие в сечепип трубопровода следует
определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и попе-
поперечных перемещен:!!"; трубопровода в соответствии с правилами строительной
механики. В частности, для прямолипепных участков трубопроводов и криво-
криволинейных участков, выполненных упругим изгибом, с расчетным радиусом
изгиб:) осп трубопровода p0Js1000 Dn при отсутствии компенсации продоль-
продольных перемещений, просадок и иучеппя грунта пквивалептное продольпое
осевое усилие в сечении трубопровода, кгс,
5экв»=-?о = (О.2(Ткж+аЯД*) F. E.55)
Дтя крпполипрнпмх участков с расчетным радиусом изгиба осп трубопро-
трубопровода р„<1000/)н при отсутствии компенсации продольных перемещении,
просадок п пучении аквнвалентпое продольное сжимающее усилие зависит
от выполпеппя условия продельного равновесия грунта
E.40)
При невыполпепин условия E.46), т. е. при наличии участка предельного
рявпопеспя грунта при сдвиге,
E.47)
при выполнении условия E.46), т. е. при отсутствии участка предельного
равновесия грунта при продольных переметениях трубопровода,
Sskb = So —" \ i 2 к ' E.48)
192
гдр /''— площадь поперечного течения Степок чрубы, см2; 50 — эквивалентное
продольное сжимающее усилие дли прямолинейных участков трубопроводов
|но формуле E.45)], кгс.
А = -^-(/2 i-2/Zo); E.49)
''кр
L•; E.50)
аг ; E.51)
"*,,?'/• ° ; E.52)
х = /Пр1кр, E.53)
где /,цр — расчртпап длина волны выиучппания, см, определяемая в зависи-
зависимости от расчетного радиуса изгиба; f>0 — расчетный радиус изгиба, см. онре-
.и дяеммн в зависимости от схемы прокладки; Ср — коэффициент разгрузки,
кгс/см'-; г/,;р -- предельное сопротивление групта поперечным вертикальным
перемещениям трубопровода, кгс/см: (','х, о — обобщенный коэффициент каса-
касательного сопротивления групта. кп'/см- (по табл. 5.131: г„г> — предельное
сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, кгс/см.
Предельное сопротивление груша поперечным вертикальным перемеще-
перемещениям трубопровода, имеющего начальный ппгиб.
Qnp — <7п.т~!~ ^гр7.-]р, гр» E.54)
!ЛР Чп. т — положите гьпая плавучесть трубопровода, кгс/см: »гр — коэффи-
коэффициент перегрузки для групта. принимаемым по табл. 5.14; </пр. гр— иррдеть-
п.|>: удерживатощан способность грунта вертикальным поперечным переме-
перемещениям, кгс/см.
Д.тя трубопровода, имеющего it портнкальном плоскости выпукмость
i.licp.X.
7ii.T-J'/т;> : 7доп; (;>.•'?')
q,f. гр = Yr- D, (ho-0.Р.9Д„) -i- угрЛЦ LK 0.7^Гр -|- ~^§^ \ (Л.5С.)
для наземного (в иас:,!пл) трубон])инода, имеющего крннпзпу в гори:1опт;;'п,-
jioii пчосцос и,
Чп.-. ?--7тр t? Фгр! E.ГГГ)
Г />i.'V . (а - ?>> // ,"] /' Д,, . ,.
где (/1? — (:»>:• Tpyu('iin<'Mo;;;> с нродуи:'^1 ':-' к'.рффнцшчпа neperpyai.'u).
кгс/см; 7д":;— ';i'r- грузов и.? :i y.---!'Vi:»!-:ib;!iiiiji "г.особпоегь анкеров. кгсЛ'м:
'C.TI! Тру:)о|1!'ОТН)Д 1ГО.-ШОСТЫО И ?: .• : •?• . ..« Погружен I! I'.O.'iy, Ш.'-ПХОДНМО V4II-
!мпат!> факгнчрек!: . пес rpy:i'ii: n.iii удоржипающую способное п. анкеров;
у;.р — расчртнын (i6-i.0Mi4.iii вес грунт:» засыпки пад трубопроводом, кп?:?;??•:';
'•„'— расстояние от вер..\а ласынин до осп трубопровода, см; (fr.,— расчетным
\тол пнутреннего трепня грунта. .-pa:iyci>!: с — расчетнм; улель'иоо елетенпе
грунта, кгс/см-; // — расстояние от верха .часыпкн до unrsa трубы, см; <i ? ??
ширина пасьши по net>.\y, см; Ь — то яср, но пилу.
13 заказ 15U 193
Из значении, определенных но формулам E.58) и E.59), па рагчотпое
принимается меньшее.
Предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубо-
пр(|Ш>ла
«пр = пгр ('/„.г IR фгр ;- 2угрсял1У~ 1^ фг[,-гОХ).1/)мс), E.60)
где с,, — коэффициент, учитывающий образование спида естественного р.ишо-
весил (рис. 5.1) в ;1пш1Гнмо('п от h/Dn — относительно!! глубины наложения
трубопровода; /( - высота пасынки пад верхом трубы, см.
Если грунт полностью пли частично пополнен, то следует учнтынать
уменьшение его удерживающей способности.
Рнс. 5.1. Зависимость коэф-
коэффициента сн, учитывающего
образования сиода естествен
ного равновесия грунта при
продольных перемещениях
трубопровода, от относи-
относительной глубины наложения
трубопровода h/l)n.
Грунты: 1 — песчаные; 2 —
глинистые.
0,25
1,0
5.0 h/DN
Коэффициент разгрузки, кгс/см2,
Ср — </пр.гр/'Л. E.01)
где Пх при расчете устойчивости в вертикальной плоскости равно //; при рас-
расчете устойчивости трубопроводов, уложенных в насыпи с изгибом в горизон-
горизонтальной плоскости, равно Ь/2.
Продольпые критический усилия :VKp, при которых паступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, следует определить согласпо прави-
правилам строительной мехапикн с учетом принятого конструктивного решения
и начального искривления трубопровода, в зависимости от глубины его зало-
заложения, физико-механических характеристик грунта, цалпчпн балласта и за-
закрепляющих устройств.
На обводиепных участках следует учитывать гидростатическое воздей-
воздействие воды. 15 частности, для прямолинейных участков заглублепных в групт
трубопроводов длина волны выпучивания, соответствующая минимальному
значению критического продольного усилия,
миппмальное критическое продольное усилие
где Су. о — коэффициент нормального сопротивления грунта, кгс/см3.
су. 0-^=0,12-
E.62)
E.63)
E.64)
где Егр — модуль деформации грунта, кгс/см3, принимаемый но табл. 5.6
и 5.8; игр — коэффициент Пуассона грунта (по табл. 5.11); т]Гр— коэффициент
снижения модуля деформации (по табл. 5.12); ?0 — 100 см — еднпнчпая длина
трубопровода.
194
Для подземных и наземных (в насыпи) участков трубопроводов, имеющих
углы попорота, обращенные выпуклостью вверх, н наземных (в насини)
участков, имеющих углы попорота в горизонтальной плоскости, расчетная
длина волны выпучивания
j<Ip- —:—2(>f7 >-; E-fi5)
минимальное критическое продольное усилие
-VKp — О,37ГO|,гро. E.(ili)
Для подземных и наземных (в пасынн) участков трубопроводов, проклады-
прокладываемых по кривым упругого изгиба (при р„ ";?-• 1000/,»,,). с расчетным радиусом
изгиба р0 равным радиусу упругого изгиба оси трубы о, при пыполнепии
условия
LKp ==с 2р sin (а/2) --= /,0 E.67)
мпнимальпое критическое продольное усилие опрололяется по формуле
E.66), а минимальный расчетный радиус упругого изгиба трубопровода, при
котором соблюдается продольная устойчивость,
Ро = Л'кр/@,37Г)?п;1). E.08)
При невыполнении условия E.07) (длина хорды упругой крппой меньше
длины волны выпучивания) н радиусах упругого изгиба r>0<^ 1000/Jн расчет-
расчетные pa;utyci>i изгиба следует определять по формулам:
при проектировании поворота трубопровода но схеме, приведенной на рис. 5.2.
со вставками маншнпого гнутья с углом с.«" 9°, когда длина хорды кривой
менее длины волям выпучивания и длнпа каждого из прямолинейных примы-
примыкающих участков удовлетворяет условии! /,„,,-;- LJ'l ;>» /^р/2.
2^р»ч*(И/2)
р°-п2{1крз1п(а/2)-2рк[1-со8(а/2)]} ' @*d)
при проектнровапнн поворота трубопровода по схеме, приведенной на рис. 5.3,
шида расчетный участок состоит из двух кривых вставок маппшпого гнутья
с углами менее 9° и прямолинейного участка между пнми с выполнением усло-
условия pi .«in (aJ2) -f p2 sin (a2/2) -•- ^„пСЗ^кр.
2/'кр
Г
L — ,_ , — й
Kptg г; i
y~, 7, 7. 7 г, чп i E-70>
^sin —=-L tg 2 cos 2 / J
при прт^нсппи сварных колен по схеме, приведенной па рис. 5.4, когда
на расчетной длине имеется лишь один угол поворота,
при применении сварных колен по схеме, прпведеппой на рис. 5.5, когда па
расчетной длине имеется два угла поворота с прямолппейпой вставкой между
ними,
2^кр .
i ^^sin г; tg :j cos 2
J I
E.72)
195
Рис. 5.2. Расчетная схема
трубопровода при длине хор-
хорды кривой меньше расчетной
длины волны выпучивания
(L, , LKp).
Рис. 5.3. Расчетная схема
трубопровода при наличии
на длине волны выпучива-
выпучивания двух кривых с прямоли-
прямолинейной вставкой между ними.
Рис. 5.4. Расчетная схема
трубопровода при одной угле
поворота, выполненном с по-
помощью сварного колена.
Рис. 5.5. Расчетная схема
трубопровода с двумя углами
поворота, выполненными из
сварных колен с прямоли-
прямолинейной вставкой между ними.
Рис. 5.6. Расчетная схема
трубопровода при замене кри-
кривой на ломаную линию с рав-
равными углами и прямолиней-
прямолинейными вставками между ними.
19С
при проектировании поворота с применением сварных 3—6° колен но ломаной
пшпл с равными углами и расстояниями между пими, укаяаппыми на схеме
рис. 5.6,
Ро =
— Lv.v (re —l
i i'1 (>к •- радиус кривой машинного гнутья, см; /уПр—длина прямолинейной
!?,[? тики, см; Я[ и я2 ? углы поворота трубопровода, градусы, образованные
?.:1!!1М!1Л!!пеншш вставкой; н —число углом поворота на расчетной длине
i-iiiiM пыпучпванпя; Ln — длина хорды кривой, см.
Расчетный радиус ;>„ следует определять в зависимости от схемы про-
ivчалки методом последовательного приближения, задаваясь первоначальным
вA:)мп;к!1ым значением длины иолпы выпучивания. Для расчетов в нервом
прпблнжешш рекомендуется принимать Lкр = E0 -=- 70) Dn\ затем поформ\ ле
,'.">.ОГЛ и вычисленному р0 определять LKp и ио пему новое значение (>п; далее
расчет следует повторить. Для определения действительного значения расчет-
iinii .ч.-iiinr.i полны выпучивания п радиуса обычно достаточно трех-четырех
|!1<||')лпжсш1п. Определив р0. по формуле E.66) определяют jVKpi' по формуле
.'-.:;:>•? - 5ЗКВ-
Расчетный темнературньпг перепад из условия продольной устойчивости
: руооировода
Д/=^E0 —0.2aKI;F)/(a/?f). E.7'i)
Но результатам расчета на продольпую устойчивость вертикальные вы-
выпуклые углы поворота трубопровода, выполняемые с помощью сварных колеп
млн колен машинного гнутья, обычно требуют дополнительного заглублеш'н
г. rpyin или закрепления против попоречпых перемещении. Грузы или анкера
(?екомс-идустся устанавливать сосредоточенно вблизи воршпим вертикального
угла. Длина, па которой необходимо устанавливать анкера или грузы,
а=пЛКр, E.75)
!те и определяется из условия
•7;ip определяется по формуле E.54); q{ —удерживающая способность па при-
примыкающих к вершине угла участках, кгс/см; д2 — удерживающая способность
м окрестности вершины угла, кгс/см.
E.77)
п. E.78)
Пример. Определить толщину стенки газопровода из
труб диаметром 1420 мм, имеющих /?,,, = 6000J кгс/см2; 7?21! —
— 4200 кгс/см2; Кх = 1,4, для участков III категории (т =?? 0.9)
при рабочем (нормативном) давлении 75 кгс/см2, при расчетном
температурном перепаде At = 70° С.
Решение. По табл. 5.5 принимаем /г,, — 1,1. По формуле E.1)
Я, = 6000-0,9/A,4-1,1) = 3500 кгс/см*. По формуле EЛ7) fi —
=- 1.1-75-142/12 C500 -f 1,1-75I = 16,3 мм. Принимаем блн-
жа1гщ!п'| размер в соответствии с ТУ па трубы, равный 16,5 мм;
/?„„ = 1420 - 2-16,5 = 1387 мм.
По формулам E. 20) и E.21) провернем на испытательное
давление: 1.1- 75 ?< 90 кгс/см2 (90 кгс/см2 — испытательное за-
заводское давление в соответствии с ТУ па трубы). По формуле
197
E.33) определяем продольные осевые напряжения амр N =
= 0,25-1,1 X 75-138,7/1,05 — 25,2-70 --- -:>.() кгс/см-.
По формуле E.19) г|), =- V\ — 0.75 C0/3500J —
— 0,5-30/3500 W 1. Тогда по формуле E.Ш fi = 1,1-75 X
X 142/|2A-3500-|- 1.1-75I=- 10,3 мм.
П р it м е р. Определить из условия прочности максималь-
максимальные расчетные темнературпые перепад!.! для подземного трубо-
трубопровода из условия предыдущего примера.
Решение. По формуле E.27) акп ^ 1.1 ? 75 A42 — 2- 1.05)/Bх
X 1,65) ~ 3460 кгс/см-. Условие прочности в продольном ыаира-
влеппн обеспечивается при выполпсиин условия E.25). где anp N
определяется по формуле E.33): а) при ст1Ш лLа 0 г|-„ — 1;
б) при апр л- < 0 по формуле E.26) -ф2 = Vi — 0,75 C460/3500L —
— 0,5-3400/3500 ~ 0,015. По формуле E.35) абсолютное значе-
значение максимального отрицательного температурпого перепада
Д* =? C500 - 0,25-1,1 • 75-138,7/1 Л55)/A2-10-6-2,1 • 106) = 70° С.
По формуле E.30) максимальное значение подо;кптельпого тем-
температурпого перепада Л( — @.015 • 3500 -[- 0.25-1,1 • 75 X
X 138.7/1,05)/A2- 10-е- 2.1 • 106) =_ 70,5° С.
Приме р. Определить из условия прочности минимальпый
радиус упругого изгиба трубопровода для условий предыдущих
примеров при нормативном положительном температурном
перепаде At — 00° С, с — 1 и кп — 1.1.
Решение. По формуле E.30) кольцевые папряження от рабо-
рабочего (нормативного) давления без коэффициента перегрузки
акн.„ =- 75-138.7/B-1,65) ^= 3150 кгс/см2. По формуле E.31)
коэффициент енпжетгпи расчетного сопротивления при расчете л
по сжатоГг зоне сечения ф., = Vi —0,75 C150.1.1/4200J— •
— 0,5- 3150-1,1/4200 = 0,29. Из условия E.28) с учетом формулы
E.34) по формуле E.37)
2,1 -106 -142
~2 @.29 • 4200/1,1 -г0.15 -75-138,7/1,65 — 12 - Ю~« • 2,1 • Ю-в-СО) "~
= 2,7.105 см = 2700 м.
Приме р. Определить минимальный радиус упругого
изгиба трубопровода 1420 X 16,5 мм из условия жесткости
(деформации) при укладке трубопровода совмотеппым способом
(непрерывной ниткой по трассе трубопровода) на углах поворота
в вертикально!! плоскости, равных 3°.
Решение. 31а вогнутой криво)! по формуле E.38)
3/384 -2,1 • 10" • 1 791 001 [1 -cos C°/2)]
р^& У 3-5,711E2,3.10-3L ^
Ss 157 000 см^ 1570 м,
где / = 1 791 601 см4, д?р = 5,711 кго. На выпуклой кривой по
формуле E.41)
f 8-2,1-10«-1791 601
5,711 • E2,3 - 10-3)а ^ т 00° сы ^ 1240 м-
Пример. Проверить выполнение условия продольпой
устойчивости подземного газопровода диаметром 1420 X 16,5 мм,
протрассированного по радиусу упругого изгиба р = 3000 м
в вертикально!1! плоскости выпуклостью пперх с углом поворота
а = 0°. Рабочем: (норматмвиоо) давление р --? 75 кгс/см2; норма-
нормативный положительный температурным перепад Л/ ?= 70° С;
глубина лаложепия до верха трубы h — 80 см. По дапным инже-
перных изыскании трубопровод прокладывается в грунтах
со следующими характеристиками: расчетный объемный пес
Yrp — 1,5-10~3 кгс/см3; расчетный угол внутреннего трепня
фгр = 24°; расчетное удельное сцепление с - - 0,01 кгс/см-; коэф-
коэффициент условий работы трубопровода т = 0,!*. Геометрические
и статические характеристики трубы: /•' — 727,5 см': / =
= 1 791 601 см1; 9тр -= 5,711 кгс/см; "/>„„= 138,7 см.
Решение. Но формуле E.27) кольцевые напряжения от рас-
расчетного внутреннего давления оК11= 1,1-138,7-75/B-1,65) —
= 3470 кгс/см2. По формуле E.45) эквивалентное продольное
сжимающее усилие SaKn= So = @,2 • 3470 ~(- 12 • 10-<s • 2,1 X
X 10в. 70)- 727,5 - 1.79' 106 кгс. По формуле E.55) qlu т = qTp =
— 5,711 кгс/см. По формуле E.56) предельная удерживающая
способность грунта ?„„ L — 1.5-10-142 A51 — 0,39-142)-Ь
+ 1.5 • 10-:l • 151- tg @,7 • 24°) -Ь 0,7 -0,01 ? 151 /cos @.7 - 24°) =
= 31.8 кгс/см, где Ь„ _= 80 + 142/2 = 151 см.
По формуле E.54) предельное сопротивление групта попе-
поперечным перемещениям дпр = 5.711 ~ 0,8-31.8 = 31,15 кгс/см.
Проверяем выполнение условия E.07). По формуле (S.fil) коэф-
коэффициент разгрузки ср = 31,8/222 — 0.143 кгс/см-, где Нх =
= 80 + 142 — 222 см. По формуле E.65) расчетная длина
волпы выпучивания, принимая р0 = р,
265 • 2,1 • 10» • 1 791 601
3.103.31,15
/80-2,1 ? 10"-1791 601-0,143 |
1+ C.105J.31,152 J
=-4.8-107 СМ2;
LKp ^ V 4.8 ? 10' = 6930 см -. 69,3 si.
Длина хорды крипоГг Ln — 2p sin (a/2) = 2-3- 105siu 3° =
—. 31 500 см. Таким образом, /,„ — 31 500 >Lкр=6930. т. е.
условие E.67) выполнено, и тогда критическое продольпое усилие
определяется по формуле E.66). N:ip = 0,375-300 000-31,15 ==
= 3,51-10* кгс. Из условия продольно!! устойчивости E.32)
1,79-10" < 0,9- 3.51-106 == 3,15-106 кгс, т. е. продольная устой-
устойчивость газопровода обеспечивается.
При м е р. Проверить устойчивость газопровода, прокла-
прокладываемого паземно (в пагыпи), по условиям предыдущего при-
примера. Размеры пасыпи а = 2,2 м, Ъ = 12,2 м. Заложение отко-
откосов 1 : 2,25.
Решение. По формуле E.27) акц = 3470 кгс/см2; но формуле
E.45) 5ЖВ -= 1J9-106 кгс; по формуле E.57) qn,T -^ 5.711 lg 24° =
— 2.543 кгс/см; по формулам E.58) п E.59) определяем qltpw rp
и за расчетное принимаем меньшее зпаченпе: qiw Гр
-1.5. Ю- tg 24° [1^1222 + B20^1220) ? 222 _ и '-
, 0,01 A220—142)
Н — -55,77 кгс/см; ?пр. Гр~ 1.5 • Ю'3 151 • 142 X
X tg2 D5° 4-24°/2)-76,22 кгфх.
199
По формуле E.54) <угр =- 2,543-!- 0,8-55.77 = 47,16 кгс/см;
Я, = 1220/2 ?- 610 см. По формуле E.61) ср = 55,77/610 =
= 0,091 кгс/см2. По формуле E.65)
?"кр
_ 265.2,1 -10«. 1791 601
I
З-Юз-47,16
L. г
: 3,4 • 107 СМ2;
Lkp I it,410? = 5850 см. Длина хорды
> 5850 см. тогда Л'кр — 0.375- 3-106- 47,1
формуле E.32) 1,79-10<> кгс •< 0,9- 5,3- 10в
б
— I it,4-10? = 5850 см. Длина хорды кривой /,„ — 31 500^>
5850 Л' 0375 3106- 47,16 -= 5,3-10« кгс и но
3 10 кгс, т. о. устойчивость
газопровода обеспечивается.
II р и м е р. Проворить выполнение, условии продольной
устойчивости подземного трубопровода диаметром 1420 х 16,5мм,
протрассированного по радиусу 3000 м в вертикальной плоскости
выпуклостью вверх па обводненном участке со следующими
пнжгперпо-геологпчеекпмн характеристиками, определенными
инженерными изысканиями: удельный вес грунта \у = 2,8 X
X Ю"я кгс/см3; расчетный угол внутреннего трения <Ггр--" 15°;
расчетное удельное сцепление с =- 0.1 кгс/см-; объемами нес воды
у,.-- ?) .0 .1()-з кгс/смЗ; коэффициент пористости груптп в =- 1,1;
угол поворота трубопровода а = 6°; рабочее нормативное давле-
давление /1.-75 кгс/см-: нормативный положительный температурный
перепад ht-— 70° С. Глубина наложения трубопровода до верха
трубы It =- 80 см. Характеристики трубы 1420 X 16.5 мм: F =
— '727.5 см2; / —Л 791 601 см4: /;„„=.= 138.7 см; у,,,-5,711 кгс/см;
Решение. По формуле E.27) аки -- 3470 кгс/см2; по формуле
E.45) \эка — 1,70-Ю'о кгс; по формуле E.146) q,:. т = <7п" —
= 0,79/Jув - </Тр-7доп- При Gдоп- 0 г/„. т- 0,70-142--1- Ю-3 -
— 5.7] 1 = —10,2 кгс/см.
По формуле E.149) 7„, = B.8 — 1,0)-10-3/A -!- 1,1) •-
???= 0.85.V10-3 кгс/смя: но формуле E.147) г/,.„ п,=- 0,855-Ю-3 X
У A42-80 -[• 0,11-142-) -:-* 1 @,855 • 10' (80 + 142/2)- X
X («@,7-15°) --0,7-0 1 (80-!-'l42/2)/cos @,7-15°)]--25,97 кгс/см.
По формуле E.54) nnv'~ —10,2 + 0.8-25,97 — 10.5 кгс/см.
Нроиеряем выполнение условия E.67)/ По формуле E.01)
ср =?- 25.07/222 :-= 0,117 кгс/см2. По формуле E.65)
7 2 _
.". • 105 •
10,5
1
26Ь
+ V
-2,1-
/
10"
• 1 791
601
2.1 -100.1
C
10*)
791
2 . 1
601
0,52
-0
117
у
=-1.1- 103 см2;
;,. --- Vl,l- 10s = 1,05-Ю1 см. Длина хорд-i кривой Л„ = 2п X
У sin (а/2) -^ 2-3-106 pin 3° --- 31 500 см > 10 500 см. Следова-
Следовательно, условие E.67) выполнено и Л"ко определится по формуле
(."/',(?,): кщ> =, 0.375- 3-106-10.5 = 1.18-'10« кгс.
Tfл условия продольном устойчивости E.32) 1.70-10" кгс ]>
]> 0,9-1.18-10<> кгс, т. е. условие устойчивости не выполняется.
Для обеспечения нредолмтон устончивостгг значение Л'Кр должно
быть не менее определяемого по формуле E.32): Лгкр ^ S-iV.hjm---
-•? 1.79- 105/0,9 — 2,00- 10*> кгс. Следоиателмю, qllp должно быть
увеличено за очрт заглубления газопровода и грунт им пилили
величину или дополнительно!": нригрулкн та:ннг;юмол,1 Гтл.кхт-
niii.Mii грузам и или ликерами. По формуле E.06) i?np"-
- Л'к1,/@.375оп) -= 2.00-100/@,375-3-10») ^ 18.0 кгс/см. Из фор-
формул ("i.o'i) и E.55) '/доп= 18,0 — 10.5 — 7,5 кгс/см.
Принимая для закреинчшя газопровода анкера с диаметром
лоилеш 400 мм п nocymoii способностью и данных грунтах
Л*;,цк -"" 5300 кге. но формуле E.17«4) определяем шаг анкеров:
I -- 5300/7,5 — 710 см. Длина кривой полны вьшучннанпя, на
которой следует установить анкер.ч, по формуле E.G5)
265 .2,1-106 ? 1.7916 -10»
ла I ЛГЛ
3.1O*.18.o[l-f|/l
80 - 2.1 • 1U« ? 1,7916 • 10« - 0.117
— 7.5.107 СМ2;
L,<-, -?- V 7.5-10 --= 8,05-103 см. Общее число анкеров SG50/710 я»
<-«'12пмр.
II р и м о р. Определить радиус упругого изгиба, при кото-
котором обосночниаетсн продольная устойчивость газопровода при
условиях предыдущего примера н при qup~ 10,5 кгс/см; Л'к,у-~
'-= 2.0' 10» кгс.
Решение. По формуле E.08) р — 2,0-10«/@,375-10,5) ~
— 5.-1--1ПЗ см ?= 5100 м."
11 р и м о р. Определить продольную устойчивость газопро-
газопровода диаметром 1420 X 10,5 мм при укладке на прямолинейном
участке в глинистых мокрых грунтах со следующими характери-
характеристиками: модуль деформации А'Гр = 70 кгс/см2; коэффициент
Пуассона и ,,;- 0,4; коэффициент снижении модуля деформация
грунта г)Гр -- 0.3; р — 75 кгс/см-; At — 70° С; h ??= 80 см; Ло =
= 5! см; ,9Г,К„ — 1,79- 10» кгс; т = 0,9.
Решение. По формуле E.64) коэффициент нормальною
сопротивления грунта еу. о=--0,12- 70- 0,3/[A — 0,4J/l00' 142 JX
X A — t~- 151/142) = 0,022 кгс/см3. По формуле E.63) NKp =
-= 2 1/0.О22-142-2.1-10«-1 791 601 == 6,6В-100 кгс. По формуле
E.32) 1.79- 10в кгс< 0-9-6.66- 10с ,сг0, т. с. условие устойчивости
выполняется.
FI р и м о р. Определить из условии продольной устойчи-
устойчивости максимальный температурный перепад для подземного
участка газопровода диаметром 1420 X 1В,5 мм, проектируемого
с одним углом поворота 3° с помощью колена (в соответствии
с рис. 5/0. Глубина заложения газопровода h — 150 см. Кроме
тою, газопровод закрепляется анкерными устройствами с диа-
диаметром лопасти 400 им с несущей способностью Л'пмк — 10,0 тс
с тагом 390 см. т -- 0,9. Рабочее (нормативное') давление
1> ---? 75 кгс/см'-. Фпзико-мехапнчеекпе характеристики грунта:
Vi-p --- 1.5-К)-3 кгс/см3; <рГр -= 24°: с - 0,01 кгс/см'-'; 1-;Гр =
-- 250 кгс/см-; цгр :.-- 0,2; сх> о = 0.2 кгс/см». Геометрические
и ст.-'.тическис характеристики трубы: F = 727.5 см'-; / —
— 1 791 ПО! см1: qr? -?? 5.711 кгс/см; Л,,,. ?- 11'.8,7 см.
Решение. Tfo формуле E.50) продельная удерживающая спо-
способное п, ijiyma i/,.p'r, = 1.5- Ю-3- 142 B21 -0.39-142) +
+ 1.5- i0-?'"• 221- t-j "(i).7- 24я) -!- 0.7-0.01 • 221/c<;s @.7-24°) =
— 59.0 ki.-./cm. do формуле E.55) ,;.,, T — 5,7 !- 10.C-103/.'?90 =
~ -!2.9 kic/cm. ГГо формуле E.54) предельное сопротивление
20!
грунта ноперечиым перемещениям газопровода qllp — 32,9 +
+ 0,8-59 ----- 80,1 кгс/см. Но формуле E.(И) коэффициент раз-
разгрузки ср ?-- 59/292 --- 0,202 кгс/см-.
Яадпемсп длиной шипы выпучивания LKp — 50/),, = 70 м.
По формуле E.71) расчетным радиус изпюа в нервом прибли-
приближении р0 ^ 2-7000/C,14--tit СЛ°/2)] ---? 54 000 см.
По формула E.65) расчетная длина полны выпучивания
Л2 =
5,4
-10*
• 80
,1
h
265
+ ]/
•2,1
•106
80-
?1
2
,791601
1 •106 •
E-4
• 106
1.79161H -10е
• 1O''J • 80,12
• 0,202
= 0,75.10» CM2;
LKp = /0.75- 10's = 8700 см.
муле E.71) p
муле E • 65)
LKD = Vo.75-103 = 8700 см. Во втором приближении по фор-
формуле E.71) р0 = B- 8700)/C.14- tg 1° 30') -= 6.70-104 см. По фор-
265-2,1-Юб. 1.791601.106
6.7 • 104 . 80,1
1-L-
80- 2,1 .106-1,791001 -106.0.202
" F,7 • 104J - 80,1а
= 0,67-108 см;
Z/кр = \ 0,67-108 = 8200 см. В третьем приближении по фор-
формуле E.71) р0 = B-8200)/C,14- tg Г 30') = 6.3-104 см. Но фор-
формуле E.65)
205-2,1-100-1,791601
,л\, лГ 80-2.1-10в. 1,791601 .10<;-0.202
б,з-Ю4.80.1 И ;-]/ 1 i- F,3.104)».80,12
= 0,7- 108 см-
Acp ?""- I 0,7-108-= 8350 см. Принимаем Лкр—8350 см; р0 •--
= 0,3-10' см. По формуле E.60) предельпое сопротивление
групта продольным перемещениям газопровода („,, — 0.8 X
Х'C2,9 lg 24° + 2-1,5- Ю-3-0.45-3,14-1422 tg 24° +'0.0-3,14 X
X 142-0,01) :-= 44,5 кгс/см, где при h/Dn ~ 150/142 — 1,05
по графику на рнс. 5.1 си = 0.45. По формуле E.53) х -= 44,5 X
Х8,35-103 = 3,72-105кгс. По формуле'E.52) E = 8,35 X
X 10* /C,14-142- О,2)/B,М0«- 727,5)= 2.02. По формуле E.50)
/0 = (8,35.10:(J/C.142-6.3-1(I) ---: 112 см. По формуле E.51)
/-= @,3-112)/[1;-3 @.202/80.1) 112]=-18.2 см. По формуле E.49)
Д = (9-3.14;!)/[32.(8,35-10:!)-1 A8,22 + 2-18.2-112) =? 1,70-10-*.
По формуле E.66) NKp ??= 0,375 ? 80.1 . 0,3 . 10" = 1.92 ? 10« кгс.
\Ъ условия усто1!чивости E.32) 6\кв-- 0,9-1,92-10« — 1.73 х
X 106 кгс. Провернем условие E.46): B,1-10"- 727 5- 2.02Щ3.72Х
X 105)-1,76-10-4/A -!- 2/2,02) --- 0.734 < 1. тогда из формулы
E.48) So --- 1.73-106 .1. B.1 -100- 727.5- 1,76- 10-«)/A + 2/2.02)=^
~ 1,86-10в кгс. по формуле E.74) М =-- A,8С-10в — 0.2 X
X A.15 • 138,7 • 75)/B -1,65) - 727,5]/A2 • 10~« • 2,1 • 10» - 727.5) =
= 72.0° С. Количество анкерных пар с принятым шагом 390 см,
располагаемых на длине полны выпучпиания Lкр = 8350 см,
составит 8."!50/:Ш0 = 22 шт.
При расположении анкеров вблизи вершины ппртпкальиого
угла с шагом 1.5 м ногониаи удерживающая способность па
примыкающих к перпшпп угла участках но формуле E.77)
<7, —- 0.8- 59 -\- 5.7 — 52,0 кгс/см. а погонная удерживающая
способность в окрестностях вершины угла но формуле E.781
q2 — 0.8- 59 + 5,7 + 10,6- 1О'/15О = 123.0 кгс/см. Длнпа, на ко-
котором следует расположить анкера с. шагом 1,5 м но формуле
E,75) и;! условии E.76) sin («л/2) - (80.1 — 52,9)/A23,6 — 52,9)
= O..'58'i; « = 0.252 и а = -? 0,252- 8.4.5^ 21 м. Необходимое
количество анкерных пар составит 21,0/1.5 — 14 тт., т. е.
уменьшится на [B2 — 14)/221-100 — №%'.
§ 5.6. Расчет компенсаторов при подземной
и наземной (в насыпи] прокладке трубопроводов
При проектировании подъемных и наземных (в насыпи) трубопроводов
с большими расчетными температурными перепадами для умепьшопия про-
долт.пых перемещении трубопроводов при выходе пз грунта в местах примыка-
примыкания к КС, ТТПС, ГРС. в местах расположения перемычек, запорной арматуры,
Рис. 3.7. Схемы подземных компенсаторов-упоров,
о — Z-образный; б — трапецеидальный симметричный; в — не-
несимметричный.
у.'мов запуска и приема очистных устройств (скребков), в местах подключения
? ivniiuioB, отводов, резервных ниток мпогониточных переходов и т. п. сле-
следует прнмепять различного вида компенсаторы-уноры: трапецеидальные,
• '-. II- или /-образные (рис. 5.7 и 5.8). Располагать компенсаторы рекомен-
рекомендуется на участках, сложенных сухими рыхлыми грунтами, либо засыпать
рыхлыми податливыми грунтами, обладающими малой удерживающей спо-
сонностью против продольных перемещении трубопроводов.
Дли устройства компенсаторов, как правило, следует применять колена
холодного гнутья, а в стесненных условиях — сварные заводского изготовления
203
с радиусом пе менее пяти диаметров труб. Между коленами необходимо
впаривать прямые встанкн длиной пе менее пяти диаметров труб. Для умопь-
топня напряжении в компенсаторах следует предусматривать колена
с углами: п симметричных трапецеидальных — 45, в песиммотричных трапецеи-
трапецеидальных, — 30—48 со стороны передачи усилия и 45—60 с противоположной
стороны, в Z-образных — 45—00°.
При выборе мест подключения к магистрали отводов, устройства перемы-
перемычек, узлов запорной арматуры и т. п. следует учитывать наличие углов
а •; 1
Ряс. 5.8. Устройство подземных компспсаторов на различных участках трассы,
а и б — около КС и ГРС; в — около перехода через препятствия; г — около камеры за-
запуска или приема очистных устройств; а — на перемычке между двумя параллельными
нитками; е — использование поворота трассы при выборе места примыкания отводящего
трубопровода.
повороти трассы, используя их и качестве ограничителен продольных
перемещении трубопроводом (см. рис. 5.8, е).
При нодзомпон и наземном (в насыпи) прокладке трубопроводов компеп-
саторы рассчитывают исходя из максимальных продольных перемещении тру-
трубопровода в месте выхода его из груша. При выполнении условия (критерия
отсутствия участка продельного равновесия грунта)
E.70)
продольное перемещение трубопровода
при невыполнении условия E.79)
204
E.81)
где So — эквивалентное нродольпое сжимающее усилие, kit. определяемое
по формуле E.45); tl!T>—предельпое сопротивление грунта продольным пере-
перемощениям трубопровода, кгс/см, определяемое по формуле E.60); т)к — жест-
жесткость компенсатора, т. е. усилие, возникающее в компепсаторе от единичного
продольного перемещения, кгс/см; у — характеристика упругой работы
грунта, см-1.
1
приЬ/а<0,1 Д0«*у
При пренебрежении жесткостью компенсатора т]к = 0 критерий отсут-
отсутствия участка предельного равновесия групта выражается формулой
Soy/tnp^i. E.85)
При выполнении условия E.85)
A0 = S0/(EF\); E.86)
при невыполнении —
1
'lip
СхТо/ЦЩ, E.88)
где Сх. о — обобщенный коэффициент касательного сопротивления групта
по табл. 5.13.
E.89)
Для Г-образного компенсатора
скГ = ^/3; E.90)
для П-образпого компенсатора
-4PkIJ-!-2p|Jk-1.33p«; E.91)
для 7-об|>азного компенсатора »
E.92)
где 1К — вылет компенсатора, см: ln — nurpnua полки компенсатора, см;
Рк — радиус кривизны колена (пагнба оси колона) компепсатора, 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 (.парных тголеп.
2U5
При А.к < 0,3
А-Ж = Х</1.С5; E.93)
/.k=~(V>k/'c2, E.94)
где fi — толщина стенки колона компенсатора, с.\г; гс — cpe;Hinii радиус
трубы, см.
Распет компенсаторов на воздействие продольных перемещении трубопро-
водоп от изменении температуры стенок труб, внутреппего давления н других
нагрузок и поадсИствиii выполняется но упругой стадии работы мстагла
ия условия
<7к + О-м "С /?2—Ч.ПGКц, E.95)
где ак — расчетные продольные напряжоппя и комнепсато])с под возлейстппом
изменения температуры стенок труб и пнутронпего давления продукта,
кгс/см2; 0М — дополнительные продольные напряжешгн и компенсаторе от
изгиба под действием понеречпых п продольпых нагрузок в расчетном сече-
сечении компенсатора, кгс/см'2, определяемые согласно общим правилам строи-
толытон мехапикн; Н3 —? расчетное сопротивление. кге/см2. определяемое по
формуле E.2); о"кц - - кольцевые напряжения от расчетного ппутрепнего давле-
давления, кгс/см'-. определяемые по формуле E.27).
При расчете компепсаторон на участках трубопроводов, работающих
при мало изменяющемся температурном режиме (па лппепной части трубо-
трубопроводов), допускается увеличение продольных напряжении в компепсаторах,
т. о. в формуле E.05) вместо /?2 можно нрипимать /?2|1.
Допускаемые деформации компенсаторов, см, без их предварительной
растяжки для П-обралных компепсаторон
ДкП=/адк»С«П- E"9G)
для Z-образных компенсаторов
для Г-образпых колгпенситоров
где тк — коэффициент увеличения нанряжешш в коленах.
тк-0,У/л2'3. E.99)
Продольные перемещения трубопроводов До должны быть меньше Дк-
Так- как расчет компепсаторон па П1>очпос.ть выполняется исходя пз мак-
максимальных продольных перемещении, которые, как следует из формул E.80)
и E.81), являются функцией жесткости компенсатора, т. е. его линейных
размеров, то определение параметров компенсаторов следует вести методом
последовательных приближении. В первом приближении нришшают, что
жесткость компенсатора % ?- 0 и по формулам E.86) и E.87) рассчитывают
продольные перемещения. Далее определяют размеры компенсатора н его
жесткость, исходя n:t необходимости компенсации перемещении с двух участ-
участков трубопровода, симметричных относительно компенсатора. С учетом факти-
фактической жесткости компенсатора рассчитывают действительные значепия пере-
перемещении, по которым нповь определяют размеры компенсатора. Обычно для
выбора ра.чмера компенсатора бывает достаточно двух приближении. Вылеты
подземпых Н-обрмппых и трапецеидальных компенсаторов рекомендуется
принимать на 10--20% меньше расчетных.
206
Длины подземных участков, на которых происходит перемещение трубо-
трубопроводов к месту выхода из грунта, с достаточной для практики точностью
определяются по следующим формулам:
при выполнении условия E.70)
'-T + 7ln^V; E-100)
при невыполнении —
^.Д-f- So-W^ . EЛ01)
Y 'чр
П р и м с р. Рассчитать 2-оГ>разпый компенсатор подземного
газопровода диаметром 1420 X 16,5 мм в месте выхода ого из
грунта с 5'четом компенсации с обеих сторон газопровода со сле-
следующими исходными данными: />„ - -1420 мм; /? =— 2,1 • 10й кгс/см?"
vrD =- 1400 кгс/м3; 6 --= 16.5 мм; / = 1,791 601-106 см1: сргр =- 15'
Я 6000 /* /' 7275 2 0 Я 4200 гс/см
rD /;
Я,,, = 6000 кгс/см*; /•' - 727,5 см
1387 019 /
м2; сгр = 0; Я2„ =-? 4200 кгс/см3
см3; т~ 0,9; qrp -5,711 кгс/см
/J,,,,—1387 мм; 6'х о — 0.19 кгс/см . ......
h =-• 100 см; и = 1,10; р -= 75 кгс/см2; нгр =-- 0,8; Дг - 70° С.
Решение. По формуле E.55) при </до:1~ 0 <7п. т~ 7тр =
= 5.711 кгс/см. При h/Da = 100/142 = 0,705 по графику на
рис.. 5.1 е„ — 0,35. По формуле E.60) предельное сопротивление
грунта продольным перемещениям газопровода tup — 0,8 X
X "E,711 tg 15° r2-l, 4-Ю-з-0,35-3,14- 1422tg 15°)---14.5 кгс/см2.
По формуле E.88) характеристика ynpyroii работы грунта у =
= V'AM-142- 0.19/B,1-106- 727,5) — 2,36-10 см-1. Пренебре-
Пренебрегая жесткостью компепсатора (r)K ~ 0). проверяем условие
E.85). оиредетяя предварительно по формуле E.45) аквивалоят-
с /по 1-1 5-138.7 ,
нос иродольпое сжимающее усилие: So~ IU.J. ?=—^-77 г
1 78- 10е-*5 36-10-4
-Ь12-10-6.2,1-10". 70)-727.5 =1,78-1 Об кгс и— -^ =
= 29.0]>1. т. е. условие E.85) пе выполняется. Тогда припали-
чии участка предельного равповесня грунта продольпое пере-
перемещение газопровода в месте установки компенсатора определится
по формуле E.87):
^-,.„.Ю'..;2,5['-^Р+<Ы^]-" »?
Зададимся параметрами компрпсатора: 1К = 30 м. рк =
= 5Л>„ = 5-142 = 710 см, 6 -1.65 см, гс = 71 — 1.65 = 69.35 см.
По формуле E.94) Я; — '' ' = 0,243; по формуле E.93)
кж --?= 0,243/1,65 -= 0,157; по формуле E.02) гК ? = rj-тт^Х
X [3.14-7.М0-C-103^ - 2.28 G.1-КJJ-3- 103 -f 1,4-G.1 X
X Ю-K] -|- 0.67C-10sV — 2-7.1-10-C-103)- -г 2 G,1-10')- х
X .'МО3— 1,33 G,МО2K--- 1.23-10". Но формуле E.95) аКОмп "•
= 2080 —О..")- 3400-= 1280 кгс/см3, где Я2 = 4200- 0,9/A,15-1,1) --=
= 2980 кгс/см2 и ак„ =- 1.1-75-138,7/B-1,05) -- 3400к!с/см-.
По формуле E.09) коэффициент упелпчешш иацряначши
и колепе компенсатора тк --- 0,9/0,2432/3 = 2,3. По формуло
E.97) допускаемые деформации компенсатора Дк у --
жесткость компенсптор'а !),<; 2,1-106-1,791 601-106/A,23-10") =
— 30,0 кгс/см.
207
Компенсатор работает на два подземных участка, поэтому
в формулах E.82) и E.83) учитываем удвоенную жесткость ком-
,, , ,- QO4 1,78- 10е , 2.1 -Юв. 727,5- 14,5
пенсатора. По формуле (..82) «=,L =
= 5,96-108. По формуле E.83) Ь- = [1,78- 10б/B-'30,6)]- -f
Н- [14,5/B,36-10-*- 2- 30,6)Р = 8,4-10»; Ъ = /8,4-10» =?? 2,962 X
X Ю4; ft/a = 2,9-104/E,96-10«) = 0,005< 0,1, поэтому определе-
определение продольпого поремещепия газопровода ведем по формуле
E.84): До = 1-8,4-108/B-5,96-106) = 70 см.
Таким образом, принятые размеры компенсатора позволяют
компенсировать продольные перемещения газопровода. Так как
условие E.79) не выполняется, то длину участка, на котором
происходит продольное перемещение газопровода, определяем
3 1.78-108-14,5/B,36-10-4)
по формуле E.101): I =
= 1,327-10» = 1 .-427 км.
2.3G • Ю-*
14,5
§ 5.7. Подземная укладка трубопроводов
Укладку подземных магистральных трубопроводов в групт следует
проектировать, как правило, параллельно рельефу местности с учетом
продольной жесткости трубопроводов. Продольный профиль подземного
трубопровода должен определяться методом оптимальпого профилирования
с использованием ЭВМ. Оптимальным следует считать профиль, удовлетворя-
удовлетворяющий условиям прочности и устойчивости положения трубопровода. При
этом в качестве критерия оптимальности следует принимать затраты на устрой-
устройство траншей, установку сварных кривых или кривых искусственного гнутья
и в черную очередь требования надежной эксплуатации.
Рис. 5.9. Схема расстановки механизмов при строительстве трубопроводов с рекультива-
рекультивацией земли.
Зовы: I — работы линейной колонны, II — рекультивации, III — складирования отвала
плодородного грунта и работы бульдозера.
При проектировании трубопроводов диаметром 1020 мм и более, облада-
обладающих большой жесткостью, необходимо предусматривать планировку строи-
тельпой полосы (микрорельефа) с целью создания рельефа местности, благо-
благоприятного для укладки труб. Из условия беспрепятственного ведения строи-
тол г>по-монтажных п транспортных работ, а такжо параметров траншеи и от-
отвала ширину планировки, как правило, следует принимать равной ширине
полосы отвода па период строительства трубопровода.
При нроложешш трубопроводов па землях, используемых в сельском
хозяйстве (в обязательном порядке) и в леспых районах (но требованию земле-
землепользователем), следует предусматривать рекультивацию (восстановление)
нарушенпого при строительстве плодородного слоя почв. Рекультивация
состоит из снятия плодородного слоя почвы и перемещения его во времепный
отвал пород началом стронтелмм-монтажпых работ и возвращения его после
окончания строительства. Оронтельпан полоса при рекультивации земель
делится па три зоны (рис. 5.9, тао.1. 5.16). За минимальную ширину
208
рекультивируемой по юсы (иона //) следует принимать ширину траншеи
(по верху), бермы и зоны размещения отпала минерального грунта.
ТАГ.Л1ГЦЛ а Л li
Размеры зон. м, строительной полосы при рекультивации земель
(см. рис. 5.9)
Диаметр
трубопро-
трубопровода, .чм
До 426
До 720
До 1020
1220
1420
Ooiid
I
10,80
11,90
12,00
12,60
12,80
Па
1,70
2,00
2,50
2,80
3,00
116
5,30
6,60
8,10
9,20
10,00
VI
10,20
12,50
16,40
17,40
19,20
1+и +Ш
28,00
33,00
39,00
42,00
45,00
По условиям обеспечения сохранности трубопроводов от механических
повреждении при эксплуатации минимальная глубина наложения трубопро-
трубопроводов установлена 0.8 для труб диаметром, менее 1020 и 1,0 м для труб диа-
диаметром 1020 мм и более (от верха трубы до днонпоп поверхности). На отдель-
отдельных участках трассы, а также па переходах через некоторые естоствеппые
и ?искуотвешшо преграды глубнпа заложеппя трубопроводов может быть
изменена как в сторону увеличения, так и в сторону уменынепия, по должна
быть не менее указаппоГг в табл. 5.17. независимо от диаметра трубопровода.
ТАБЛИЦА 5Л7
Минимальная высота засыпки в зависимости от участка
Участок
Засыпка
над норхом
трубы, м
В пустынных районах, в скальных и болотистых грунтах при от-
отсутствий по ним проезда автотранспорта, строительных и сель-
сельскохозяйственных машин и механизмов
На переходах через болота, подлежащие осушеншо и использо-
использованию как пахотные земли, и па поливных и орошаемых зем-
землях
В песчаных бархапах, считая от нижних отмоток 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-
продольной 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 оиводнеппых участках.
Глубина заложении магистральных пефтепродуктоироводов, транспорти-
транспортирующих вязкие, нарафмиистые и быстрозастыиатощпе нефти и нефтепродукты
.{а также нефти, требующие подогрева), должна назначаться в каждом
i
14
;:аказ 156
209
отдельном случае с учетом не только вышеизложенной), но и в зависимости
от физико-химических свойств транспортируемых продуктом (температура
застывания, вязкость, условия выпадения парафина и пр.), температурного
режима трубегаровода в условиях :)конлуатацнн и других условий в е:о-
ответствни с нормами технологического щюектирования.
Ширина траншеи пе> дну на прямолипепных участках трасс трубопроводов
должна быть не менее /):-1Ш0мм (но не мепееО.1 м) для трубопроводов
диаметром до 700 им; 1.5/J — 700 мм и более. Для трубопроводов диаметром
1220 п Н20 мм при траншеях с откосами положо 1 : 0.5 допускается уменьше-
уменьшение ширины до D -\- 500 мм. Ширина траншеи но дну на участках горизон-
горизонтальных поворотов трубопроводов зависит от способов укладки и частично
от диаметров трубопремюдов (табл. 5.18). Ширина траншеи при балластировка
трубопроводов чугунными или железобетонными грузами должна быть но
менее /) + 1000 мм (где И ? ширина груза), при закреплении трубопроводов
анкерными уе;трешства.мн -- не менее /) + 'Id '? ? 200 мм. где d--диаметр
лопасти анкера, мм. Но всех случаях ширина траншеи по дну должи;, соответ-
соответствовать ширине режущей кромки рабочего органа землеройной машины,
прнпятой проектом, по не менее шприцы траншеи, указанной выше.
ТАБЛИЦА .1.18
Ширина траншеи но дну на участках горизонтальных поворотов труб
Сносом укладки труйопропода
Ширина, м.м
В виде плетей л отдельных секции независимо от диаметра трубо-
трубопровода
Отдельными трубами диаметром до 500 мм
Отдельными трубами диаметром более 500 мм
D + 600
Я+ 800
D + 1000
Допустимая крутизна откосов траншеи и грунтах естественной влаж-
влажности, обводненных береговых (с учетом грунтовых вид) и подводных траншей,
а также транше!!, разрабатываемых на болотах, приведена и табл. 5.1!) и 5.20.
При подземной укладке трубопроводы на всем своем протяжении должны
опираться на дно траншеи. При укладке в скальных, каменистых грунтах
и грунтах, содержащих щебень, крупную гальку и другие твердые включе-
включения, следует предусматривать защиту трубопроводов от повреждений. ')та
защита выполняется устройством подушки из мягкого грунта толщиной но
менее 10 см над выступающими неровностями основания п присыпки трубопро-
трубопровода мягким грунтом слоем 20 см; футеровкой газопровода деревянными
репками, камышовыми или соломенными матами; выстилкой дна трашнеи
камышовыми или соломенными матами и покрытием трубопроводов сверху
н с боков картоном, камышовыми или соломенными матами; выстилкой дна
траншеи двумя слоями брнзола пли толь-кожи и защитой сверху и с боков
этими же материалами: комбинированным способом при любом сочетании
защитных материа тв. ,'5ащпта трубопровода футеровкой доропншш.мн рей-
рейками предусматривается также4 на подземных переходах через же>лозные
и автомобильные дороги и водные преграды, если применен способ протаски-
протаскивания. Футе.-ропочныо роечпо-проволочш.ц' маты применяются при закрепле-
закреплении трубопроводов впптовы-мп анкерами.
При взаимном пересечении магистральных трубопроводов расстояние
между ними в снегу должно быть не менее .450 мм. причем при иересечепип
газопроводов с нефтепроводами и наоборот газопровод должен располагаться
над нефтепроводом. При пересечении магистральным газопроводом подземных
трубопроводов различного назначения (промышленные водешрешоды. канали-
канализация, теплотрассы и т. д.) расстояние между ними и еноту должно быть
не менее 150 мм. Расстешиин в свету между магистральным газопроводом ?
210
ТАГ.. [ПЦЛ ."..19
Допустимая крутизна отко('<>:« траншей it грунтах естественной кллжностп
Пил ri'Viria
Песчпный и гравий-
гравийный:
пески пыло-
ватью и
мелкие
пески сред-
незерпи-
стые
пески разио-
зергшстые
пески круп-
нозерни-
нозернистые
гравелистыо
и галечпп-
ковые (гра-
(гравия и галь-
гальки >40%)
Насыпной
Супеси
Суглинки
Глины
Лёссовый сухой
Разрыхленный
скальный
lliainuiiMf
ТрПШНРИ
.3
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
V..4.0
опые
траншеи
:
см"
1 : 1,5
—
1 : 1,25
—
1 : 0,75
—
1 :0,67
1 :0,5
—
1 : 0,25
'.lynllllil.
cl
с*
1 :2
—
1 : 1,5
—
1 : 1
—
1 : 1,25
1 : 0,75
.—
1 : 0,25
Тря
I't-iecTi
—
?—
1 : 0,5
—
—
1 : 0.67
1 : 0.25
1 :0
1 :0
1 :0
—
? пи
ГП1
1
1
1
1
1
1
II II II
oil u.i;
5
—
—
1
—
—
1
0,67
0,5
0,25
0,5
—
V III,'IV
жчогтп
—
—
1 : 1
—
—
1 : 1,25
1 : 0,85
1 : 0,75
1 :0,5
1 :0,5
—
ТЛЬ.ШЦД Г).20
Допустимая крутизна откосов на болотах
при глубине траншеи до 2,5 м
Степоиь разложении торфа
Слаборазложившийся
Хорошо рахтожившийся
Тип Оплота
I
1 : 0,75
1:1
и
1 :1
1 :1,25
TJ р и м с ч а и и я. 1. В случаях, не предусмотренных таблицей, кру-
тизпа откосов назначается проектом по материалам инженерных изыска-
изысканий. 2. При напластовании различных видов грунта крутизпу откосов
для всех пластов надлежит назначать по более слабому виду грунта.
3. 1\ насыпным грунтам относятся грунты, пролежавшие в отвалах менее
6 месяцев н не подвергавшиеся искусстпенному уплотнению.
211
и пересекаемым им водопроводом питьевой воды должно бить не менее 400 мм.
В отдельных случаях это расстояние может быть уменьшено до 150 мм при
условии заключения в защитный стальной кожух участка магистрального
газопровода. Концы защитного кожуха должны быть пыведепы не менее чем
па 3 м в обе сторопы от места пересечения.
При пересечении канализационного пли водосточного коллекторов учас-
участок магистрального газопровода дол жоп быть заключен в защитный кожух
из стальных труб. Концы кожуха должны быть выведены в каждую сторону
от паружпой стенки коллектора не менее чем на 3 м. Защитный кожух и за-
заключенный в него участок газопровода но должны иметь сварных стыков
и должны быть покрыть! усиленной изоляцией. При пересечении магистраль-
пым газопроводом подземного телефонно-телеграфного или электрического
кабеля расстояние между ними в свету должно быть пе менее 500 мм. Для
защиты от механических повреждений кабель должен быть заключен в раз-
разрезной металлический, асбоцемептпын или железобетонный кожух, концы
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 дпемпой поверхности, а пижияя образующая — ниже, па уровне
или выше дпевнон поверхности. Для умспыиония объема насыпи и увеличе-
увеличения устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно па
криволинейных участках) рекомендуется проектировать укладку трубопро-
трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4—0.8 м с последующим сооруже-
сооружением насыпи необходимых размеров. Такая укладка может быть рекомендо-
рекомендована при высоком уровне груптовых вод, в скальных грунтах и при очень
слабо:") песущей способности верхнего слоя грунта. Рекомендуемые минималь-
минимальные размеры насыпей (после их уплотпопня) на прямолинейных участках
в зависимости от диаметров трубопроводов и расчетных температурных пере-
перепадов исходя из условия обеспечения устойчивости прнпедепы в табл. 5.21.
Заложение откосов пасынен следует назпачать не круче 1 : 1.25.
ТАБЛИЦА 5.21
Минимальные размеры насыпей на прямолинейных участках
о
р*
t
i
L ._
« ^
530
720
820
1020
1220
1420
Те
шературпый
перепад &I -??-
а.
а
Зз
1,5
1,5
1,5
1,6
1,8
2,2
«3
э = ?
й L-'.5
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
',()" С
>• 3
*к ^ ''
0,8
0,8
0,8
0,9
1,0
1,0
Температур пы й
перепад Л/--
..
•А
а
5?;
1,5
1,5
1,5
1,6
1,8
2,2
5 L
0,8
0,8
0,9
0,9
1,0
1,0
>!1° С
\ 1
- О
L Я s
о "*? .
1,0
1,0
1,1
1,1
1,2
1,2
Температурный
пере
>-
г:
с.
Зя
1,5
1,5
1,5
1,6
1,8
2,2
1ЭД Д( —
l.'l СЛОЯ
над тру-
^ Я g
0,9
0,9
1,1
1,1
1,2
1,2
со° с
ii
Ь ri rt
1,1
1,1
1,3
1,3
1,4
1,4
При температурных перепадах на стенках труб более 40° С на прямо-
прямолинейных участках, а также при меньших температурных перепадах на кри-
криволинейных 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-
горизонтальной плоскости в соответствии с § 5.5.
При проектировании нефте- и нефтеиродуктопроводов размеры насыпи,
принятые по условиям устойчивости, могут быть увеличены па основании
теплотехнического расчета, который надлежит вести из условия сохранения
заданной па 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-
случаев целесообразна при пересечении ущелий, оврагов, небольших рек с кру-
крутыми берегами, горпых рек с блуждающими руслами, при плотных скальпых
грунтах, в районах, горпых выработок и оползней, на сильно просадочных
многолетпемерзлых грунтах и па некоторых других категориях мостпости.
Если протяженность надземного трубопровода незначительна (в пределах
перехода через реку, овраг, болото, участка в районе мпоголетпей мерзлоты)
и составляет сотый 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 па выбор типа
укладки трубопровода, надземная часть имеет большую протяженность (в рай-
районах многолетней мерзлоты или горных выработок), применяются простей-
простейшие системы конструкции, в которых трубопровод работает как неразрезная
балка. Если же надземный участок охватывает только переход через естествен-
естественные (реки, овраги, болота) или искусственные преграды (железные и автомо-
автомобильные дороги, оросительные капалы), то применяются балочпые, арочные,
висячие и ряд других систем. Надземная укладка наиболее ясна с точки зре-
зрения инженерных расчетов и благоприятна на сильпопросадочпых мпогол»тпе-
мерзлых грунтах. В научно-исследовательских и проектных институтах
страны накопился значительный опыт проектирования, строительства « экс-
эксплуатации падземпых трубопроводов в указашшх районах для труб малых
и средних диаметров (до 720 мм). Разработка рабочих чертежей и строитель-
строительство падземпых газо- и нефтепроводов диаметром 1020 мм п болрр могут быть
разрешены только после проверки всех конструктивных решепнй надземного
трубопровода в натурных условиях ца оиытпых участках.
При разработке конструкций надземных трубопроводов необходимо стре-
стремиться к максимальному использованию несущей способности самого трубо-
трубопровода с учетом условий строительства, эксплуатации и высокой степени
надежности. Выбрап как наиболее целесообразный вариант падземпого пере-
перехода через естественное либо искусствеппое препятствие, необходимо при де-
детальной разработке проекта определить основные размеры всех элементов
перехода, рассчитать всо сооружения в целом, разработать главнейшие кон-
структпвпые детали перехода, проверить их расистом. Поело этого состав-
составляется и согласовывается с будущей подрядной организацией проект органи-
организации строительства; па этой основе разрабатывается сметная докумг»птнцпя
на объект. Сооружение в целом, а также отдельные его элементы и сопряже-
сопряжения должны рассчитываться на самое неблагоприятное сочотаппе возможных
нагрузок. Пролетные строения и опоры переводов должпы быть устойчивыми
против отгрокидмнатощего действия ветра; сжатые пломрнты должны Лить
прочными на продольный изгиб; опоры должны выдерживать ледоход и по
размываться. Особью требования к жесткости сооружения ггррдъявл:п;.>гся
с целью исключения разрушения перехода от вибрации иод действием ветра.
213
К.
При проектировании падземиых трубопроводов значительной протяжен-
протяженности B—15 км и более) следует тщательно выполнить теплотехнические рас-
расчеты для уточнения теплового режим;) транспортируемого но пеон трассе
продукта п температуры стенок трубы. С одпон стороны, изменение темпера-
температуры продукта может значительно изменить пропускную способность трубо-
трубопровода, с другой — потребовать сооружения трубопровода па труб особых
марок сталей, обеспечивающих необходимую ударную лязкость при ни-якпй
Рис. 5.10. Схемы консольных балочных переходов через естественные препятствия.
а — однопролетный, двухконсольный с двумя компенсаторами; С — то же одномопсоль-
ныи с одним компенсатором; е — двухиролетный двух консольный с двумя компенсаторами;
г — то же, трехпролетпый.
Размеры: о,—а, — консолей; /,—г, — пролетов.
температуре эксплуатации во избежание хрупких разрушений (СНиП
II—45—75, табл. 20 и 21).
Балочные системы. Широкое распространенно на магистральных трубо-
трубопроводах получили различные балочпые системы, простые в строительстве
п надежные в эксплуатации. На пересечениях небольших оврагов и рек трубо-
трубопровод 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 па грунт.
Кроме одпопрологных строятся двух- н трехпролетные балочпые пере-
переходы, размеры которых зависят от района строительства, назначения трубо-
трубопровод,], диаметра и толщины стенки труп 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. Средпип пролет
двухкопсольпой системы может достигать 40—50 м и более (рис. 5.10).
214
Надземные трубопроводы большой протяженности требуют специаль-
специальных устройств но компенсации температурных деформаций. При относительно
малой протяженности открытого участки достаточно одного П-, Г- или Z-об-
раэного компенсатора. Если же длила надземной прокладки составляет не-
несколько сотен метрон и более, то требуется значительное количество компеп-
гаторов. Компенсаторы могут быть самых разлпчпых конструкций- Наиболее
распространены 1J-. Г-. Z-образные, зигзагообразные («змейка»), прямолиней-
прямолинейные со слабонзогнутымп участками, в виде плавно изогнутой волнообразной
i.-piinoii и параллельпая прокладка. Каждый раз тип компенсации решается
при проектировании. Для пропуска очистного поршпи 1I-. Г- н Z-образпые
компенсаторы малопрпе.млемы. По компепсаторам других конструкции теоре-
теоретически пропуск поршня возможен, однако па практике для труб большого
диаметра это пока ие проверено.
Маета усиления
Рис. 5.И. Увеличение перекрываемого пролета за счет наварки на трубы дополни-
дополнительных олементок.
Для увеличения пролетом балочных систем в некоторых случаях приме-
применяют усиление наиболее папряжепннх участков трубопровода навариванием
дополнительных моментов (рис. о.II) пли использованием ншренгс.тьнмх
конструкции- Последние могут быть однонролетпымп и многопролетпмми.
У шпррнгельных конструкции имеется недостаток: они уменьшают габарит
под трубопроводом, что иногда неприемлемо. В некоторых случаях, когда
требуется прокладка нескольких трубопроводов, сооружают специальный
мнет п.иг эстакаду. На пролетные строения трубопроводы укладывают с по-
помощью скользящих или Катковых опорных элементов пли крепят к ним на
подвесках. Балочные переходы допускают многообразие конструктивных
решений, поэтому и имеют наибольшее применение при надземной прокладке.
Ниенчие системы. При сооружении надземных переходов, для которых
прилеты 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 крепят
трубопровод. При значительных пролетах для обеспечения необходимо!! жест-
жесткости конструкции в горизонтально]! плоскости устанавливают ветровые
канаты. Несущие канаты, как правило, опираются па пилоны и закрепляются
в анкерных опорах. Ветровые канаты могут закрепляться за консольные вы-
нпгы у опор (рис. 5.12) пли в анкерных опорах песущих канатов. Иногда
ветровые канаты могут иметь самостоятельную анкеровку.
На конструктивные решения висячих систем влияет множество факторов:
размер nejieKpi.inao.Moro пролета, климат, рельеф местности, гидрогеологиче-
гидрогеологическая характеристика перехода, диаметр трубопровода, свойство транспорти-
транспортируемого продукта (газ, нефть, нефтепродукт), архитектурно-эстетические тре-
требования, необходимость совмещения перехода трубопровода с проездом тех-
техники и проходом людей и др. Одпако с увеличением диаметра труб п пролетов
конструкция нпсячпх переходов усложняется, появляется необходимость
)! двух и более несущих канатах. При малых и средпих диаметрах (до 720 мм)
ТУ" иногда 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 каыатоп, ни оттяжек; атп функцшг берет па себя трубопровод. Если
переход сооружается через глубокие ущелья и овраги с крутыми склонами,
то систему в виде провисающей нити можно применять без пилонов. Тогда
копцы открытого провисающего участка крепят в специальных апксрах,
а при отпоситольно небольших пролетах возможпа передача растягивающего
Рис. 5.12. Схемы ветровых тросов.
а, б — с креплением за самостоятельные анкеры; в, г — о креп-
креплением в тех же анкерных опорах, что и для несущих тросов.
усилия полностью па подземные участки труоопровода, продолжением кото-
которых пвляотся переход.
Недостатком висячих систем переходов является их малая жесткость
и подверженность вибрации в нитроном потоке. Чтобы избежать опасных для
цельности сооружения вибраций, предусматриваются мероприятия но увели-
увеличению вертикально!"! жесткости. 7(ля этого применяют пантовые фермы.
Чтобы увеличить горизонтальную жесткость, требуется устройство ветровых
канат он пли оттяжек. В системах типа «висячая труба», которые наиболее
гибки, уменьшить колебания можно установкой внброгаеитолей. Однако
для каждого перехода существуют спои погони и скорости ветра, что требует
индивидуального поиска и подбора конструкций внорогасителей.
Арочные системы. Роже, чем балочные и висячие системы, применяются
арочшле конструкции па/помных переходов. При пересечении ущелий, гор-
горных п судоходных рек. где требуется обеспечить необходимый габарит, при
пересечении каналов, арыков, дорог и т. п. арочные переходы нередко бывают
21G
f J
Рис. 5.13. Схемы трубопроводов, подвешенных в виде провисающей нити (типа «висячая
труба»).
0 — однолролетная с оттяжками из канатов или прокатного металла; б — однопролетная,
в которой оттяжками служит трубопровод (фактически трехпролетная); в — многопролст-
ная с анкерными пилонами; г — многопролетная о закреплением трубопровода в анкер-
анкерных опорах; В — двухпролетная с одним пилоном; е — однопролетная с передачей растя -
гивающего усилия на прилегающие подземные участки.
1 — трубопровод; г — пилон; з — компенсатор; 4 — оттяжки; S — анкерная опора .
L, L,, L», L, — пролеты; /, /,, /г, /, — стрелки прогиба; ft — высотная разница опор.
217
оолее рациональны, чем другие елгетомы прокладки; в отдельных случаях они
более привлекательны но архнтектурно-пстотпческнм соображениям, что
экономически можно оценить в сопоставлении возможных вариантов. При
пересечении небольших рок, каиалов и арыкон применяются iipoCTcihiiiro
однотрубные прочимо переходы пролетом до 30—'iO м, не требующие устрой-
устройства сложных опор. В отих случаях требуются более тщательные расчеты,
связанные с онредслеиием величин продольных перемещении труб в местах
выхода на грунта. При больших пролетах арочпые переходы для увеличения
поперечной устойчивости сооружают из двух ц более свялапиых монету собой
трубопроводов. При необходимости .перекрытия переходов арками больших
прилетов, большим числом трубопроводов или трубопроводами малых диа-
диаметров несущую конструкцию выполняют в виде пространственной арки, по
которой прокладываются трубопроводы. В атом случае последние но являются
элементами несущей конструкции [39].
§ 5.10. Переходы через водные преграды
Псрелоды магистральных трубопроводов через водные преграды следует
проектировать подводными и надземными (надводными). Конструкцию трубо-
трубопровода на 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-
подводными, за исключением рек с пеустончнвымп руслами, подверженными
значительным русловым деформациям (типа р. Лмударьи), горных рек с глу-
глубоко врезанными руслами, сложенпыми скальными грунтами, а также не-
небольших водпых преград с крутыми, неразмываемыми берегами, где следует
предусматривать надземные переходы.
Створы переходов подводных трубопроводов должны располагаться на
прямолинейных плесовых участках рек, не имеющих рукавов, с пологими
перазмываомымн берегами как русел, так и долин рек, с устойчивыми рус-
руслами, под прямым углом, в наноолее узких местах, при минимальной тприпо
заливаемых пойм. Следует избегать участков рек с высокими крутыми бере-
берегами и очень большими глубппамн 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 панболее узких местах с устойчивыми крутыми высокими берегами.
Во всех случаях па одном из берегов в створе перехода должна быть ровная
удобная площадка для монтажа трубопровода.
При выборе створа перехода следует пользоваться методом оптимального
проектирования с учетом гидролого-морфологнческнх характеристик каждого
водоема и прогнозирования их изменений в течепио срока эксплуатации
перехода. Оптимизацию положепия створа и продольного профиля перехода
следует выполнять но критерию приведенных затрат при обеспечении требо-
требовании, предъявляемых к прочности и устойчивости перехода, а также охраны
природы и сохранения экологического равновесия водоема. Проектные реше-
решения по каждому переходу (в том числе и производство работ но его стро-
строительству) должпы быть согласованы с соответствующими бассейновыми
управлениями пути речного флота, оргапами по регулированию, пенольяо-
ваппю и охрапе под и оргапами охраны рыбных запасов.
При тприпо водных преград в межень 75 м и более в створах переходов,
как правило, следует предусматривать прокладку резервпых ниток. И лить
в исключительных случаях при обосновании такого решения в проекте ре-
резервные питки можно не предусматривать. Также необходима прокладка
резервпых литок пефте- и нефтепродуктопроводов, транспортирующих вязкий
продукт, временная остаповка которых па пересечении водотоков шириной
зеркала воды в межепь мепее 75 м не допускается.
Если ширина заливаемых пойм более 500 м и продолжительность под-
топлеппя паводковыми водами более 20 суток (уровень воды по году 10%-ной
218
обеспеченности), а также если необходимо пересекать горные реки и про-
прокладывать т}|убоп]1ог.од и зоне возможных переформировании русел рек
г неустойчивым дном и порогами, то л проекте следует предусматривать
резервную нитку при ширине водных преград до 7Г> м.
Запорную арматуру следует предусматривать к установке па отметках
пе ниже отметок расчетного горизонта высоких вод 10%-noii обеспеченности
п iopii:x)iiT<i возможного ледохода, за исключением горных jiok, где ;ta расчот-
Hi.ifi принимается горизонт высоких под 2%-ной обеспеченности.
Гасстояшю между наралделт.иымн подводными трубопроводами в рус.чо-
linii части следует проектировать исходя из инженерно-геологических и гидро-
гидролитических условии, конструкции перехода, глубины наложения труб,
а чакже условии производства работ по разработке и насыпке подводной
траншеи и укладке трубопровода, по не .менее 30 м при диаметрах трубопро-
трубопроводов до 1000 мм включительно и 50 м при диаметрах свыше 1000 мм при
заглублении их в дгго водоемов с зеркалом воды в межень более 25 м ниже
г,,.им русловых переформирований. На поименных участках минимальной
расстояние между трубопроводами следует принимать таким же, как вне
переходов (на .чпнейпой части), за исключением отдельных случаев, когда
увеличение ;пого расстояния является необходимостью, обоснованной и про-
проекте. Лрн укладке трубопроводов но дну водоема без заглубления или выше
i.tmo'jok предельною профиля размыва (в зоне русловых деформаций), когда
:гю обосновано проектом, минимальное расстояние между нитками рекомен-
рекомендуется принимать не менее трехкратных расстояний, принимаемых для
трубопроводов, уложенных ниже прогнозируемого предельного профиля
размыва русла.
Минимальную глубину заложения забалластированных трубопроводов
в р\сле водных преград следует принимать равной 0,5 м от прогнозируемого
на 2"> .чет поели окончания строительства перехода предельного профиля
рпзмына русла реки, по не менее 1,0 м от естественных отметок дна. При всех
типах русловых деформаций (лопточно-грядолом, побочиевом, осередковом,
при ограниченном, свободном и незавершенном меандрнроваинн) заглубление
трубопроводов следует предусматривать ниже отметок наиболее глубоких
плесоп. расположенных выше створа перехода. При пересечении водных
прел рад, дно которых сложено скальными груптамн, заглубление трубопро-
трубопровода < ледует принимать не менее 0.5 м, считая от верха снаряженного трубо-
трубопровода до дна водоема. В случаях особо сложных гидрогеологических усло-
условий и на больших глубинах, когда разработка траншей сложна, неэконо-
неэкономична пли невозможна, допускается укладка подводных трубопроводов
беи заглубления в дно водной преграды либо в зоне возможных деформаций
русла с принятием необходимых инженерных решении но защите трубо-
трубопровода.
Но всех случаях прп пересечении судоходных или перспективных для
судоходства водных преград минимальная глубина заложения трубопроводов
в дно водной преграды либо укладка трубопроводов на дно без заглубления
должны быть согласованы с соответствующими бассейновыми управлениями
водных путей. Минимальную глубину заложения трубопроводов на устой-
устойчивых, поразмываемых поймах следует принимать в соответствии с § 5.3.
На неустойчивых, размываемых поймах глубина заложепия трубопроводов
принимается по аналогии с русловой частью водпых преград.
Ширину траншеи на пойменных участках и допустимую крутизну откосов
траншей (включая подводные) следует припимать в соответствии с § 5.7.
1>а переходах через водпые преграды в зависимости от способов производства
работ и скоростей течения рекомендуется припимать следующую ширину
подводных траншей.
Разработка траншей мпогочерпаковымп
пли землесосными снарядами
Скорость течения, м/сек 12 3
Ширила траншеи, м 5—8 8—15 15—20
При отсутствии течения ширина траншеи принимается 5 м.
219
Разработка траншей канатно-скроперными 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 траншеи гидромониторами и гпдроэжгкторнммп
установками типа УПГМ-360 п 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
Примечании. 1. При стгоутспгг.! точения минимальная ширина траншей
прм:::.':а<Т(;н :?.() м. 2. При укладке трубопровода о последующим заглубленном ого
(it д!!") ae.M.'ieci.'OJiuMM u груитоооснилш устапонкалы ширина, траншей по дну щш-
iimiiu-Ti-'ii равнин ,шуи диаметрам укладьшаемчго ipyOi>iipono.4a, но не менее 1,5.м0
3. 1)о неех случаях ширина траншеи дол'.кма Оыгь не моноп укапанной в § 5.7. ' ?
Диаметры подводных трубопроводов должны приниматься с учетом
местных условии (деформация русла, глубины воды, скорости тсчопия, за-
заглублении трубопроводов). При заглублении трубопроводов пиже предель-
пого профиля размыва диаметр труб на переходах рекомендуется припимать
равным диаметру магистрали. При пересечении водных преград со зпачп-
телыгымп глубинами, скоростями течения и деформациями русла, когда
трубопровод прокладывается в зоне возможных переформирований русла,
выше продельного профиля размыва, наиболее целесообразно устройство
многонпточного перехода из труб меньшего диаметра (как правило, до 325 мм
включительно).
Вертикальная трассировка подводных трубопроводов может выпол-
выполняться по одному из трех методов: 1) но кривым упругого изгиба в русловой
части и па береговых участках;
2) прямолинейно и русловой части и с кривыми искусственного гнутья
па береговых участках (без упругого изгиба);
3) по кривым упругого изгиба is русловой части и с кривыми искус-
искусственного 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 берегон, геологического строения дна п берегов,
заглублепия трубопровода, балластировки, объемов земляных работ и спо-
способов укладки. При трассировке по кривым упругого изгиба следует учиты-
учитывать, что папряжеиия 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-
второму п третьему методам. Кривые искусственного гнутья на береговых уча-
участках следует располагать за пределами их возможной деформации во избе-
избежание необходимости укреплепия берегов. В особо сложных топографических
идеологических условиях допускается применепие в русловой части кривых
искусственного гпутья, а такн'е сварных отводов, изготовленных в заводских
условиях и прошедших термообработку. При необходимости в местах рас-
расположения подводных переходов следует предусматривать мероприятия по
укреплению береговых участков и но предотвращению стока воды вдоль
трубопровода путем устройства нагорных канав, глиняных перемычек,
струенанравляющих дамб и других гидротехнических сооружений.
Трассировка трубопроводов па подводных переходах в плане может
выполняться прямолинейно и криволипейно. Прямолинейную трассировку
выполняют при укладке трубопроводов пиже предельного профиля размыва
русла. При проектировании переходов через реки со значительными дефор-
деформациями русла, сложеппого легкоразмываемыми грунтами, когда певоз-
можпо обеспечить надежпое заглубление трубопровода, следует применять
криволипейпую трассировку подводных трубопроводов по кривой вверх
или вниз по течепию либо трассировку змейкой.
220
При проектировании подводных переходов газопроводов, трансмортиру-
.щих газ с отрицательной температурой, следует учитывать возможность
>•'..юдонекии трубопровода, укладываемого по диу без заглубления, что при-
:,|дмч i; увеличению гидродинамического давления и выталкивающей силы.
?го требует увеличения балластировки трубопроводов.
Расчет подводных трубопроводов па прочность и устойчивость следует
;?. тп и соответствии с § 5.4 и 5.5. Однако расчетная толщина стенки подвод-
,i,ix трубопроводов диаметром 820 мм и более должна быть проверена па
. тойчнвость кольцевого поперечного сечения трубы (на сплющивание) под
>;!.]!чк'ттшом гидростатического давления поды при укладке их на большие
?убпны (более 20 м). Толщины стопок трубопроводов всех диаметров также
|л;ккы быть нроперепы на пагрузкн строительного периода в зависимости от
пособи укладки подводного трубопровода. При гидростатическом давлении,
miK-Mcpiio распределенном по периметру кольцевого сечения трубы, потеря
томчниостн последнего должна наступить при критическом давлении
;.и и =. 0,3, Е = 2,1 -1О'! и L,,, = 0,99L„
E. К i2)
E. ЮЗ)
куда с учетом коэффициентов перегрузки и условий работы номинальная
хинина стенкп трубы
O.OO6ZJ,, 3/
б— у npim-i, E.104)
гидростатическое
m принимается по табл. 5.1, п — по табл. 5.14: р
кгс/см-; Dn — наружный диаметр, см.
П р и м е р. Проверить устойчивость (па гидростатическое
давление воды) кольцевого сечения газопровода диаметром
1220 X 15 мм, проложенного па переходе через реку с глубппамн
20 м при отсутствии внутреннего давления.
Решение Для подводных участков всегда m — 0,75 и п •-- 1.
Гидростатическое давление на глубине 20 м р =2 кгс/см2.
По формуле E.101) 6 = "-006;_122 т/^-= 13,0 мм <
<^ 15 мм, т. е. устойчивость обеспечивается.
ТЛП.ШЦЛ 5.22
Характеристика механизмов для разработки подводных траншей
>'ПГЭУ
(ГС-150
м>уптосос (гидро-
(гидромонитор) АЯП-75
•к репер (емкость
ковша до 1,5 м3)
? 'крепср (емкость
ковша от 2 до 4 м3)
(емспаряд БУП
Ппевмогруптосос
УПГМ-360:
размыв
отсос
Группа
грунта
I-VI
I-VI
I-VI
—
I—IV
I—III
I-VI
I—IV
Глубина разра-
разработки до, м
22,0
12,0
40,0
Не ограничена
То же
8,0-11,0
От 11,0
8,0
8,0
Приилиоднтель-
ность, м3/смепу
500,0
80,0-100,0
15,0—40,0
100,0
200,0
1000,0-2500,0
—
—
U1 ЛАМЫ» ТЫС. М*
50,0-100,0
5,0-20,0
До 1,0
До 5,0
До 10,0
50 и более
До 5,0
До 20,0
До 20,0
221
Рекомендуемые механизмы для разработки нодподпых траншей п зави-
зависимости от группы грунтов и объема работ приведены в табл. 5.22. Распре-
Распределение грущ'оп но группам при разработке их земснарядами и гидромони-
гидромониторными установками следует принимать в соответствии со Clliill.
§ 5.11. Переходы через болота
На переходах черен болота возможпо применение следующих конструк-
конструктивных схем укладки:
1) подземная укладка на мипералыюе дно, торфяное пли свайное осно-
• панне с бермы траншей методом сплава или протаскивания;
2) наземная укладка непосредственно по поверхности болота с обвало-
обвалованием местным торфяным грунтом;
i
Рис. 5 14. Подземная укладка с бермы траншеи на торфяное
основание.
3) надземная укладка па опорах;
4) в насыпи из минерального грунта.
Подяомпал yi>Viit;n><i. Осущеспмяетсн на болотах 1 и II типов на торфяное
или минеральное основание, на болотах III типа — на минеральное дно.
Трубопровод может быть улоясен с бермы траншеи, сплавом пли*протаскива-
пли*протаскиванием. Укладка с бермы траншей (рис. Г).14) возможна на болотах I и II типов
любой протяженности, мощности, в любое время года; на болотах»! 11 типа —
только и siiMiinii ш-риод при мощности торфяной за.тржи до 2—2.5 м в зави-
зависимости от диаметра. Укладка сплавом может быть осуществлена' только
в теплое время года на болотах любого тина нрп глубине воды в траншее
^Dy, но не менее 0,5 м. 11а болотах III типа укладка методом сплава воз-
возможна при мощности торфяной залежи до 2—2,5 м. Укладки протаскиванием
производится на болотах любого типа н мощности залежи в теплое время
года при длине перехода до 1—2 км в зависимости от диаметра трубопровода
при глубине воды в траншее не менее диаметра груза.
Повороты т р у б о ир о в о да в горизонта л ь н о Й
и в с р т и к а л ь и о й п л о с к о с т я х. Из опыта строительства трубо-
трубопроводов на болотах известно, что любом угол, вертикальный или горизон-
горизонтальный, чрезвычайно усложняет производство работ. Тем не менее в отдель-
отдельных случаях при "пересечении трубопроводами рек и ручьев, протекающих
в пределах болота, возникает необходимость назначать вертикальные углы
поворота. Обход существующих или проектируемых сооружении, а также
стремление проложить трубопровод по участкам болот с минимально!'] мощ-
мощностью торфяной залежи вынуждают выполнять переход с изгибом в плане.
Таким образом, в практике строительства имеют место как вертикальные,
так н горизонтальные углы упругого изгиба и искусственного гнутья.
3 а к р е и л о н ие трубопроводов на прое к т н ой
о т м с т к е. Нсплытие трубопроводов при подземной укладке может быть
предотвращено нригрузкой специальными грузами, путем утяжеляющего
покрытия всей трубы, закреплением к основанию винтовыми анкерами или
засыпкой миперальным грунтом. Выбор типа балластировки производится
222
при upocKTiij)oh:>пни на основании сравнения технико-экономических показа-
показателей вариантов. Мероприятия по предотвращению всплытия участков маги-
магистральных нефте-и нефтепродуктопроводов должны осуществляться в тех
случаях, когда они укладываются не заполненными подои (продуктом) или
если трубопроводы при эксплуатации будут опорожняться, а также когда
(щи могут быть испольяоианы как газопроводы. Балластировка нефтенродук-
тонроводов требуется обязательно, если масса трубопровода, заполненного
продуктом, не обеспечивает устойчивости его положения (при вертикальных
n;ii пбах естественным радиусом, при малой плотности продукта, значительном
температурном перепаде стенок трубы п т. д.).
II онер с ч и ы ii н и |) о д о л ь и ы й и р о ф и л и т р а н ш е п.
Пасынка трубопровода грунтом служит защитой от механических поврежде-
повреждении и атмосферных воздействий. Засыпанный трубопровод менее подвержен
чрезмерным температурным изменениям, что положительно скапывается
на режиме транспортируемого продукта. Исходя из условия обеспечения
устойчивости и сохранности трубы от механических повреждений, глубина
.мложопия должна быть не менее 0,8 до верха трубы при диаметре до 1000
м 1.(! м при диаметре 1000 мм и более. Такая глубина, как правило, при-
принимается па подходах к переходу через болота и на осушенных болотах,
неполь.чуемых в сельском хозяйстве. При отсутствии проезда автотранспорта,
i фонтельных и сельскохозяйственных машин но болоту в ранопе перехода
;!,иоженно может быть уменьшено до 0,6 м. В семерных районах страны
мубнна промерзания болот достигает 0,7—0,8 м. В этих случаях заложение
магистральных нефтс- и нродуктонроводов следует определять исходя из
оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемой жидкости, в соот-
ветстнии с указаниями, изложенными в нормах технологического ?проектиро-
?проектировании магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов.
При укладке трубопроводов через осушепные нлтт осушаемые болота,
обычно в обжитых районах Прибалтики, Белоруссии, Северо-Запада СССР
и др., встречаются болота с открытой пли закрытой дренажной сетью. В этих
гн-чаях глубина заложепия согласовывается с заинтересованными органи-
организациями. При пересечении незначительных но протяжению болот (до 100—
Г>" м) глубина заложения трубопровода должна быть сохранена и равна
величине заложения примыкающих участков с минеральными грунтами.
?''!<>. в первую очередь, относится к трубопроводам больших диаметров
(I dimi мм и более).
Возможны случаи пересечения трубопроводом "болот, подлежащих
в будущем осушению дли сельского хозяйства или торфодобывающей про-
мынмепностн. На таких болотах трубопровод должен быть уложен пиже
предполагаемой отметки осушения. Тогда основание трубопровода пе будет
иодпержено деформациям. При проектировании переходов через осушаемые
полота необходимо глубину заложения согласовать с проектирующими
(и ушемпе организациями, а при отсутствии проектов осушения — припимать
ее для верховых болот 1,1—1,3, для пизинных — 1,0—1,2 м до верхней
образующей трубы в зависимости от диаметра труб. Заложение 1,0—1,3 м
""основывается тем, что обычно глубина осушения болот не превышает 1 м,
?| 'пушенный верхний слон болота дает осадки максимум 0,2—0,3 м, т. е.
-" -;-Ч0% от осушаемого верхнего слоя залежи. Поэтому в результате осушки
слон грунта над трубой будет равняться приблизительно 0,8—1,0 м, что
иполне согласовывается с техническими требованиями СНиП И—45—75.
Откосы т р а п m e и. Крутизпа откосов траптпеи зависит от сте-
степени разложения торфа, глубины траншеи, временных нагрузок, располо-
расположенных на краю откоса, наличия воды в траптее п т. д. Чем мепьше степень
раггтжеппя, тем круче может быть откос, так как в слабо разложившемся
торфе неразложившиеся корпи и волокна растений армируют торфяной групт.
Наоморот, при хорошо разложившемся торфе откосы должпы быть более
пологими. Чем глубже траншеи, тем менее устойчивы откосы. Нарушение
,\ стончлвостн происходит не только под действием сил собственной тяжести,
но и от механизмов. По мере удалеппя опорпой поверхпости строительной
тс-хнпки от края откоса для его обрушепия требуется большее удельпое
223
давление. Если гусеница удалена от края откоса на расстояние 1,5—2,0
(при глубине траншеи 1.0--1.5 м), то влияние временной пагрузки на обр;
шение откоса практически исчезает. Ил опыта строительства и нроектирош
ния для траншеи глубиной до 2,5 м можно рекомендовать следующие откось
па Гюлотах I типа со слабо разложившимся торфом — 1 : 0,75; па полота
I тина с хорошо разложившимся торфом - 1 : 1,00; на болотах II тина с
слабо разложившимся торфом 1 : 1,00; па болотах II типа с хорошо ра;
ложившимся торфом — 1 : 1,2."). К слабо разложившимся торфам относите
торф со степенью разложения до 30%; к хороню разложившимся - боле
30%. На болотах 111 типа откосы могут быть назначены только на основам
технических изыскании.
III и р и н а трап ш ел по д и у. Ширина траншеи по дну опр<
делястся диаметром-укладываемого трубопровода, размерами утяжелягощн
грузов, методом укладки и должна быть не менее ширины рабочего орган
землеройного мехаппзма и значепий, указанных в и. 5.3 CIIiiII 11—45—7,"
С учетом вышеизложенного и ошдта проектирования ширнпа траншеи по дн
ни переходах через болота принимается, м:
При укладке труб с бермы траншеи н бал- Dy -f- 0,3 или 1,5Дупри
ластировке минеральным грунтом диаметре 700 мм й бо-
более
При укладке труб с бермы трапшеи и бал- В -\- 0,4
ластпровке труби армобетоннмми гру-
грузами (см. рис. 5.14)
При укладке газопровода способом сплава В -\- 0,0
При укладке газопровода способом протас- В -J- 0,8
кивания
Наземная ук шдка трубопроводов. Наиболее распространенный подаем
nbiii вид уклалок трубопроводов на болотах имеет ряд существенных подо
статков. При подземной укладке разрабатывается верхний растительны]
слои, который имеет большую несущую способность, п трубопровод уклады
вается на торфяное основание, несущая способность, которого значительп
меньше. Болота в большинстве случаев г:с являются ценными землями, и
которых по условиям ;)КС1пуатации требуется заглублеппо трубопровода
Уложрппыс в траншею трубопроводы очень часто (а газопроводы -- всегда
требуют балластировки утяжеляющими грузами, что помимо удорожание
вызывает значительные трудности в производстве работ, особенно при укладк
газопроводов больших диаметров, где масса утяжеляющих грузов в пе< коль»
p,i:i превышает массу укладываемых труб. Ликвидация аварий п ромон
нодземно уложенного и забалластированного трубопроводу представляв
весьма сложную задачу.
Сущность наземной укладки состоит и использовании несущей способ
ногти наиболее прочного верхнего слоя торфяной'залежи. Наземная уклидк!
магистральных трубопроводов на поверхности болота с обвалованием мостньн
торфяным грунтом была впервые предложена и в дальнейшем подробно раз
работана группой сотрудников Гнпростчггаза, в числе которых был л а это]
настоящего раздела. Отот вид укладки возник в результате долгих понско:
создания оригинальных конструктивных решении сооружаемого трубонро
иода, позволяющих упростить строительство и эксплуатацию с одпоиремен
пым снижением стоимости переходов через болота. Трубопровод уклады
ваечея на специально подготовленное основание (рис. 5.15) п обналичиваете!
местным торфяным грунтом за счет разработки канав, которые служат про
тивоножарнмм целям.
Укладка трубопроводов по поверхности болота о обвалованием торфя
пым грунтом может быть осуществлена на болотах lull типоч при следу
юпшх условиях:
—. болота не примыкают к затопляемым поймам рек;
— продольный и поперечный уклоны перехода не превышают 0,01;
224
— болота пе подложат дальнейшему осушешпо для добычи торфа и ссь-
;!М"О хозяйства.
Если болото расположено и пределах заливаемо)! поГшы. то обвалование
\бопровода явится преградой потоку поды в период паводков. Обвалование
?и отом будет пыполкять роль преграждающей дамбы, что недопустимо.
крушение валика может произойти также г. результате его всплытия.
птом случае газопроводы всплывут, а пефтеиродуктопроводы оголятся.
!; юны более 0.01 вызывают повышенные скорости точения пиверлг!остиых
:. что может привести к разрушению ва:шкп. Кроме того, такие уклоны
•ко ухудшают противопожарные функции капав-р'-зервов, которые должны
? ч> заполнены водой не менее чем па 0,3 м. Бо.;о:о. подлежащее» ocvinomiio,
мпжот быть пересечено трубопроводом наземно потому, что при этом ноз-
!лп>! большие осадки трубопровода (гораздо большие, чем при подземном.
? "-'•пенни), а валик и каггалы-реаервь! (ом. рис. 5.1."О явятся Гфеиятопшем
комплексного использования болотного массива пол г.ечьскохозиппиен-
нужды H.iii нужды торфодобывающей промышленности.
3.5*
? .. 11. i Л-Г.. .. .Xt-H'-t-h^m I -f'-\ i t-tfttrr*-: ? ?"
Рве. 5.15. Схема вазеипон укладки трубопровода на поверхность болота.
Необходимо отметить, что паземная укладка должна применяться, каь
lij'aiHi.'iO, в тех случаях, когда подземная укладка требует балластпров'Ш.
Ь ш ;ке при подземной укладке трубопроводов балластировка не требуется,
т п.чземная укладка на данном участке теряет смысл (это относится в пер-
н?. ?') очередь к нефтепроводам). Расчет наземных трубопроводов па прочность
и устойчивость проводится по методике, изложенной в §5.2.
К о п с т р у к т и в п ы с параметр ы в а л и к а. Параметры
ика определяются из условия оптимального температурного режима
импортируемого продукта и условия полного защемления трубопровода.
;i протяженности участков трубопроводов, уложенных паземпо, до 3—5 км
-пература стенок трубы будет мало отличаться от температуры стенок
прилегающих подземио уложепных участках. 15 таких случаях нет надоб-
: mi прибегать к специальному теплотехническому расчету и вводить по-
попки из-за наземно уложенного участка. Если же протяженность наземных
'' ?•?'гкол значительна и трасса трубопровода расположена в северных paii-
'•??;'\. то необходимы теплотехнические расчеты для определения оптимальных
'? ?! пн'тров, особенно при транспортировке вязких нефтеп. Па переходах
'?' ?•тчнте.чыюй протяженности впе зоны многолетней мерзлоты конструк-
11-"«• • ii.io параметры валика наземно уложенного трубопровода можно при-
1:;>-'.1ть но табл. 5.23 (рис. 5.16). Расчеты показывают, что при параметрах
1!- ика, приведенных в табл. 5.23, трубопровод, уложенный прямолинейно,
1;'' время эксплуатации ие будет терять свого устойчивость, т. с. будет еоблю-
'"';'1!,<я условие защемления. Одпако на практике в пределах перехода трубо-
"[•"тод может быть у.чожеп крпволипейно в плапе. В атих случаях, а также-
'???и трубопроводов Dy — 1000 мм и более необходимо произвести дополпи-
Ts'!b!ii,ie расчеты по определению устойчивостп.
Подготовка основания. Для создапия равномерных осадков
велика и трубы, а также для защиты изоляции от повреждений наземный
трубопровод укладывается на специально подготовленное основание (см.
pi"'. 5.16). На болотах I типа подготовка вьшолпяется из торфяного грунта
Запал 156
225
ТАБЛИЦА 5.
Конструктивный параметры валика (см. рис. 5.1
,4;i;im( гр 1 ?•? ??]!',???
ucwi T)v. г,у.
500
700
800
1000
1 : т
1,25
1.25
1,25-1,5
1,25-1,5
П, м
1.5
1,5
1,5
1,7
h, м
0,8
0,8
0,8
1,0
I/, м
1,5
1,7
1.8-
2,2
толщиной около 20 см и шириной 2,5—3,0 м. Торфяная подготовка создг
ровную спланированную поверхность без нарушения верхнего несуще
слоя торфяной залежи и предохрапяет изоляцию от повреждений. Кроме toj
укладка трубы на отметки, превышающие отметку дневной поверхпост
улучшает эксплуатационные возможности трубопровода, так как после осад
валика и трубы низ трубопровода будет находиться на отметках, близк
к отметкам дневной поверхности залежи.
Степень разложения
торсра более 30%
Степень разложения
торсра менее 30%
4
.,.,!,,
Рис. 5.16. Конструкция валика при наземной укладке трубо-
трубопровода на поверхность болота.
j — минеральная обсыпка; 2 — уплотненный торф; з — хворо-
хворостяная выстилка.
На болотах II типа с меньшей несущей способностью торфяной зале;
подготовку необходимо усилить хворостяной выстилкой или искусстве
ными стойкими синтетическими материалами типа «Водим» (Франция). Тс
щина хворостяной выстилки должна составлять 10—12 см. Во избежал
повреждения изоляции поверх хворостяной выстилки насыпается слой тор
толщиной около 10 см. Цель хворостяной подготовки та же, что и торфяпс
по, кроме того, хворостяпая выстилка болео равпомерно передает нагруз
от валика и трубы па поверхность болота. Находясь в зоне постоянной вла
ности, хворостяпая выстилка пе подвержена разложеппю практически нос
точно долгое время, но при неблагоприятных условиях она может pj
ложиться в течение 2—3 лет. Однако этого срока достаточно, чтобы полой
пне валика и трубы стабилизировалось. Даже в этом случае хворостяи
или пз искусственного материала подготовка на болотах II типа выполп
спою стабилизирующую роль.
Выстилка может устраиваться пз мелкого леса или хвороста, котор:
укладывается преимущественно перпендикулярно к оси трассы пли кре<
накрест под А~->°. Если в районе строптель.ства хворост отсутствует, то т.
стилку можно заменить бревпами длипой 2,5—3,0 м и диаметром 10—12 с
Такая выкладка из бревеп, расноложеппых через 0,5 м, присыпается торфе
будет продохр'шятт.- изоляцию при ук-лдт:с тг-убопропо,1.°. от IK?!1; "
I'f |' о т п n о ]i о ж а р II ы I? к л н а в ы - р о з с \> в ы. Грунт для o6i;o-
,->1>1!.<(шя тр\wi.i разрабатывается из боковых резервен, идущих параллельно
трассе перехода. Образовавшиеся канавы одновременно служат противо-
]i.i-.i;r>pri!.!M долям (рис. 5.17). Относительная влажность групта в валике
зиачптелыто мепьше влажности групта торфяной залежи, причем ота разница
том больше, чем меньше степепь разложения торфа. Слаборазложшнпннся
?н'рф (до '№%) легко отдает поду, п в засушливые годы верхний слои валика
у.->;к<п превратиться в огнеопасный материал. Роль двух параллельных
(.•.?пин, п которых минимальная глубина поды по должна быть менее 0,3 м. —
;? pi \.и.".тпть поверхностпый пожар, но допустить его к валнку. Если ;т;п
п.,vi,'(i;i ijiyfinnnbiii и горение торфа происходит в самой залежи, что случается
i,( i !>ji.i редко (после ряда засушливых лет), то предохранить трубопровод
<ч ппндоистния огня одинаково трудпо как при наземной, так и при подземном
_. к .н.чке.
Третья функция канавы-резерва — перехват поверхностных вод и отлод
ii.\ к пониженным .местам рельефа. Это мероприятие предохраняет валик от
возможного одностороннего сконления воды, что может вызвать фильтрацию
(•!• через валик и разрушение последнего. Ни в коем случае нельзя допускать,
?пойл валик работал как нанорпос сооружение, а также располагать ка-
jiiiiiy-резерв в опасной близости к дамбе обвлловапия.
При проектировании переходов трубопроводов, уложенных паземно,
особое внимание пужно обращать на уклоны поверхности болота и при зна-
значительных уклонах следует предусматривать специальные мероприятия.
И противном случае вода по канавам-резервам будет стекать к пониженным
мепам рельефа, а па участках с более высокими отметками произойдет осу-
осушение полосы болота со значительными осадками валика и трубы. Во избе-
"luUiiie осушения высоких и нодтонленпя низких точек перехода канаву
необходимо чередовать с целиками шириной 5—G м. Расстояние между цели-
целиками зависит от продольного уклопа местности и определяется глубиной
канавы п минимальной глубиной воды у верхнего целика. На размеры ка-
канавы-резерва влияет объем валика, поэтому оптимальная глубина канавы
должна назначаться исходя из баланса грунта. При глубине канавы 1,3 м
и минимальной глубипе воды 0,3 м перемычки (целики) должны находиться
;ipvr от друга на расстоянии, при котором перепад отметок поверхности воды
<"<)< таил нот 1,0 м. Тогда в зависимости от уклопа местности расстояния между
перемычками равны, м:
?>н местности
До 0,001
0,002
0,003
0,004
0.005
0.005-0,01
Расстояния между
перомычкамп
1000
500
350
250
200
100
Ук :oi!i.i поверхности верховых болот показаны на рис. 5.18. Перемычки
:!poi[ii.n)!(i .'ожных капав но нзбежа)]пе неравномерных осадок необходимо
>-<-i-.:;'i .1 it- 0,2 длины кашты между перемычками.
1: <» ь о и р о н у с к н ы е с о о р у ж е и и я. При наземной ук.ча.чкр
i|?>'.:.;,j.'n.-„.да валик будет препятствовать естественному стоку ыолерхне-
f|'i\ i"i;i. После СЕ-еготаязшн или летно ocenuiiv дождей сток во.чы будет
1К i' :? '>.1.:1:-]ы-я верхней противопожарной канавой и направляться кЛо-
1Ч''' ? 'I ;•. местам. 15 этих метах необходимо организовать переток поды
'"'i •?:; i ?•;..•!;]• -опускные сооъун;ения о одной (торопи ля д[>угую для дальний-
'?" ' '? 1 i'Kaiiifj! iriii!;! no уклону. Водопропускные сооружения могут Г.ыть
;i' '.-'п.-ы из MCTa.':.':ii4uc.Kiix пли железобетошгых труб -шбо в виде открытых
'?';;. J,r;io(>i,pf пересекаются трубопроводом, как правило, балочно (pir. 5.1С
1!!!
15*
227
'авэвэв-вявнвн — g !ни1гай — g ;вввнвн BEmioAuoduoBoa — 1
•няAоеэA-иявывн эпийвжопоаихойц 'ifg "зад
i'iiijjj:;::,';:!::;:! |;;:Ш;-|г.'hi i !hiitHli::!!
У> ' Ajli III il ill I .1 i| nJ.ulll.ll.J I
Klin II
N, 1,1,1,1,1, иТ l.l.lTTTb
ш
Лес
О Qj
is
О Qj
ее»
О
Мох
Qj
а:
о;
Микроландшафты
Сосново-кустарничкоВый
СосноВо-кустаркичкоВо-
ссра г новый
СфаеноВо -нусгпарничкоВо-
соснооый.
Сфа гноВо -кустарничкоВо-
пушицеВо-сосновый
-О
f?
Ci
Cj
8-12
6-8
4-6
3-5
ОсокоЬый
Осоново - Сфа гноВып
Шейхи, ери ево-сфа гнобый
ОсокоВо-пушицеВо-ссрагноВый
Сфагново -пушицеВый
(с кустарничками на кочнах)
СфагноВо-нустарничково-пушице -
Вь/й, редко облесенный сосной
Cipa гноВо — куетарни чнобый,
облесенный сосной
о
Гря
Сфагновые,
пушицеВые
или кустар
ничнооь/е
Облесенные
сосной
Высотой 0,75-
1,5м (и до Зм)
ины
I Моча»
СфагноВо-
пушицеВые
Сфагнобо-
шейхцери-
еВые
О/о
80
70
50
J0
6Ь
50
40
20
J0
50
70
10
50
60
: ' ? ?.•???? Уклоны . ? ' . * ? шГпсЩ
0,0002
0,0004
0,000В
0,0006
0,001
0,002
0,003
0,004
0,005
0,006
0,007
0,008
0,009
0,01
т
?f
1
*
—
Т
• ••!???•
-J-
т
— -
—
—
—
"Г
—
i
1
L_.
Т
—
--
—
т
—
—
? —
-
-г
г-
т
-
1
-
гтт
7
2
J
\ 4
Рис. 5.18. Уклоны поверхности и приуроченность болотных микроландшафтов к различный частям верховых болот (по Е. Л. Романовой,
1961 г.).
1 — в центральной части; 2 — на склонах; з — на окраинах; 4 — среднее значение уклонов.
\-ДВа слоя умали
I- Стеклоткань
1~ Мастика
•-бризол
\-Магтика .Два стк перхлорвиниловои эмали по двухслойной грцнтпЬкр.
\ГпигрпЛхг>
trr';: -;-'
из древен <pO,2m,l=4.-. ?;...,.., i j..j-_.
.: па однослойной хворостяной L~^~rTrirr:~"t-':::::: I i i! u*
Выстилке , ГГ1.|. ..UUU.fij^-™*-—rr...
Сплошная
одерноВка
3,0м
ДВа слоя перхлорбиниловой эмали
РИС..5.19. ВоДОНриПуГКПОр «'(ll'IIJil I 111':'. I' I ? I > III IIIKU' I1. Pl',11' .'?;
гДвт слтэтт
• —Стеклоткань
-Мастика.
- бризол
- Мастика
? Грунтойка.
5J
т
в
Ж
urn
tit|;
iil
tir г
Ш
2,0m
Подбивка торсром
Рис. 5.20. Водоорипусквое соорунсение, вмиолпмшое р виде балкв
Расположение водопропускных сооружении относительно друг друга
:• их количество зависят от ре.~и>сфа поверхности болота. Р.одопропуски
>.i'.Kiiw устраиваться i! ношг/конных местах рельефа. Иа переходах большой
?ротяженностн со спокойным рельефом скопление воды в канаиа.ч-резернач
:?''?.|-.1хо,шмо разгрузить путем перепуска воды на нижнюю сторону, даже если
. .: местности пе прослеживаются яино пониженные моста. Количество водо-
• ? .спускных сооружении и их тип определяются площадью лодоейора и молу-
::•%! «тока для дапного paiiona. На оспованпп материалов изыскании, аэро-
?(.итосъемки или данных с крупномасштабных карт определяется площадь
Г;|ксейна (водосбора), намечается направление стока воды и по модулю стока
для данного района вычисляется сток воды па единицу длины валика (на-
(например, на 1 км).
Сток иа единицу длины па выпуклых верховых массивах с радиально
расходящимся потоком и симметричным куполообразпым рельефом
q = mR/2; E.Ю5)
для массивов с плоской наклонной поверхностью и параллельными линиями
тока
д = тх, E.106)
где т — максимальный весенний модуль стока 5%-пой обеспеченности;
R и х — расстояния от наивысших точек склона массива до валика, км.
Пропускная способность трубы, лотка или открытой канавы опреде-
определяется ио соответствующим гидравлическим формулам. Во всех формулах
напор принимается из условия, что уровень воды над поверхностью болота
около валика с нагорной стороны пе должен превышать 0,2 м. Расстояние
между водопропускными сооружениями, м,
/ = (<?/?). 1000, E.107)
где Q — пропускная способность трубы, лотка или открытой канавы, л/сек;
q — сток на 1 км валька, л/(сек-км).
Если не удается определить площадь и уклон бассейна, то количество
водопропускных сооружений определяется конструктивно из расчета по
менее одного на 1,5—2 км перехода.
В практике также встречаются переходы, изрезанные гидрографической
сетью. Ручьи и водотоки с неглубокими руслами встречаются через сотни,
а то н десятки метров. На такпх переходах через болота из конструктивных
соображении и соображении технологии строительства целесообразнее не-
ренти па подземную укладку.
Защита валика от р а з р у ш о п и я. Сохранность валика
обеспечивается не только правильно задапнымн конструктивными реиюппямп
(размерами валика и капай, расстаповкой водопропускных сооружений
и т. д.), но и мероприятиями, обеспечивающими стойкость к воздействию
атмосферных осадков, ветра, воды, пожаров и т. д. К пим отпосятся:
— обсыпка валика минеральным грунтом слоем 0.2 м с носовом трав;
— закрепление валика посевом специальных трав, произрастающих
на торфяниках, с хорошей корневой системой;
— укрепление валика одерновкой.
Защита валика минеральпой обсыпкой необходима в тех случаях, когда
степень разложения торфа, из которого возводится валик, мепее 30% , так как
слаборазло/кнвппшея торф имеет относительно большой коэффициент филь-
фильтрации, вследствие чего степень его влажности со временем значительно
понижается, торф легко подвергается разрушению от ветра и стаповнтся
пожароопасен. При степени разложения более 30% торф органически связан
с подои, имеет незначительный коэффициент фильтрации и постоянно сохра-
сохраняет высокую влажность. Обсыпку валика минеральным грунтом на таких
<i(vot;ix можно заменить посеном трап.
С о и р я ж о н и о и а л с м и ы х и по д л е м п ы х у ч а с т к о в.
Сопряжения подземных участков трубопровода с наземными целесообразно
231
осуществлять крлпымп естественного изгиба. Однако при проектнронани:
встречаются условия, при которых сопряжение естественными радиусам:
изгиба невозможно, например, когда по краю болота проходит дорога и т. н
В этих случаях сопряжение приходится выполнять коленами искусственного
гнутья. Такое сопряжение требует мер, обеспечивающих устойчивость трубе
провода. Ото достигается увеличением размеров валика установлением и
данном участке утяжеляющих грузов или закреплением трубопровода uhke
рами.
Надземная м.лад!;;> трубопроводов. Укладка трубопроводов на опора
проектируется по нормам и правилам, изложенным в § 5.9 па основами
техпнко-акономическнх сравнении с другими вариантами.
У к .т а д к а трубопроводов в н а с ы п и. Укладкой в :'»? ип
называется сооружение трубопровода в теле минеральной пасыни, возпедег
ион в пределах болота (рис. 5.21). Хотя укладка в насыпи но внешнг-Г: '] ор.м
схожа с укладкой наземкой, но качественно oini отливаются друг от друг,-
Насыпь возводится из привозного качественного литерального грунт,:, i; t
время как при наземной укладке, как указывалось выше, трубопровод ? f.-pj
жэется на поверхности болота по торфяной или хворостяной но.чхповь
и обваловывается местным торфяпым грунтом. Укладка трубопроводе
в насыпи на переходах через болота возможна почти во всех случаях, однак
ото весьма трудоемко и требует длительного времени, поэтому область нрт
мепопия такого способа сильно ограничена. Укладка в насыпи стапоиг-тс
pea;ii.Hoii в следующих случаях:
1) трубопровод пересекает болота III типа;
2) трубопровод пересекает болота любого типа, па которых наблюд.ч-чс
продолжительное стояние вод на глубине более 0,3 м;
3) для эксплуатации требуется сплошной проезд, а трубопровод пср(
секает болота III типа.
1. Если при эксплуатации не требуется сплошного проезда вдоль трубе
провода, то па болотах III типа переход может быть выполнен иадцгми
или иодземно с укладкой на минеральное дно. При протяжеппости переход
более 500 м подземная укладка требует сооружения резервной нитки, чт
почти удваивает стоимость перехода. С другой стороны, надземная укладг;
возможна только в зимний период пли с, плавучих средств. Последние оГкт<
ятельства не всегда приемлемы из-за директивных сроков окончания пр<
ительства или отсутствия плавучих средств. Возможны случаи, когда болот
III тина имеют глубину 1,5—2,0 м и объем насыпи относительно пезпач!
телец, а карьер грунта необходимого качества находится па близком расст(
янни от перехода. Сопоставление технико-экономических показателей пяpi
антов нередко подсказывает целесообразность укладки трубопровода и н<
сыпи, так как укладка в насыпи ликвидирует необходимость балластпровк1
автоматически открывает доступ к любой точке перехода во время ;ц.' п .;
атацип.
2. Переходы через замкнутые болота I и П типа, в понижениях i-:"'ifiju.t
после весеннего снеготаяния или весоинс-осепних дождей скапливается ? .о
воды более 0,3 м, согласно СИпП II—45—75 требуют нри подземной ' к .;и«
сооружения резервной нитки из-за недоступности во время :п;сл ?.>?;>? »;чи
Надземная укладка при этом не всегда целесообразна, так кап < i-.-iiutii
транспортируемого продукта (вязкие нефти) могут не позволить птгьь-у:
прокладку, а теплоизолированный трубопровод имеет худите н->г.;::.<
экономические показатели. Эти причины и ряд других приводят к •;<;?!.',. > т
укладка в насыпи становится более приемлемой. Если магпстральпы;' .;-\'(
провод пересекает заливаемое пойменное болото, то паземная ук.-;а:п.т ш
приемлема по ранее приведенным причинам. Но техническим услоышм ом
должна быть выполнена в двухпиточном исполнении из-за исдост.м.ност
в паводок. Надземная укладка на опорах пе всегда возможна из-за .че.^лод
или корчехода по реке. Нри этих обстоятельствах укладка в насыть може
стать предметом детального рассмотрения.
3. Трассы некоторых трубопроводов проходят но необжитым района
страны с полным отсутствием дорожной сети. На таких трассах наличп
232
нитки па отдельных переходах через болота по исключает необхо-
,пм<1ст11 дороги, так ];ак для обеспечения нормально!! зксплуатацшг требуется
. •,.]iuinioii проезд вдоль трубопровода. Ярким примером .могут служить
.,|.к'- и нефтецроподы, сооружаемые в районах Западной Сибири. Насыпь
? ;. -'-лкнх переходах япляется одновременно и проезжей дорогой, и основа-
основами м для укладки трубопровода.
Насыпи необходимо отсыпать из хорошо дренирующих грунтом: супеси,
.(I ixi, грапня. При отсутствии на болото поперечного тока грунтовых вод
.опускается примопенне суглинистых грунтов. Размер и конструкция насыпи
••..;п.ч«'ят от следующих факторов: тина болот (но дорожной классификации),
•••ющностн торфяной заложи, диаметра трубопровода и ширины аксплуата-
.i -.ioriifoi'0 проезда, уровня стояния паводковых вод.
| Тип
болота
Г
Схемы
Л
ш
ic. 5.21. Схемы укладки трубопровода в насыпн (тип болот — но классификации
К. С. Ордуянца).
_ На неглубоких болотах I и II типа (до 2 м), а также па болотах III типа
"">oit мощности торфяном залежи насыпь возводится па минеральное осио-
пир (см. рис 5.21, схемы 3, A, /, 8). Ни болотах 1 и II типа глубиной более
??! насыпь может быть уложена на торфяное основании без выторфолышишя
ч. рис. 5.2], схемы /, 4) либо с частичным выторфовыванием верхнего слоя
;iiI^iHoii залежи, замедляющим осадку насыпи. Ширина насыпи назначается
упвг,1:нмост11 от диаметра и габарита засыпгпг трубонронода и ггирнны акс-
i,1. 'naiuioifiioro проезда. Последний может быть организован либо на уровне
!'\а пасынки (см. рис.. Г>.21, схемы 4,6), либо на уровне, превышающем
метку расчетного горизонта воды на 0,5 м. Засыпка трубопровода опре-
?-.hi'-ich теплотехническим расчетом, по до.'жла быть но'менее 0,8—1,0 м
-;; ы.-|.?;ом труби (в зависимости от диаметра), lijin отсутствии проезда вы-
• V ...к ыики под трубой можно принять 0.5 м. Откосы надземной части
мин ;1аз1Гач:нитгя с учетом фииико-мехаппческнх свойств грунтов в пре-
;ах от 1 : J,25 до 1 : 1,5. Ji некоторых случаях засыпку трубопровода
?- r]>oiicTiio B(..iiiKai .\!Ci;i,-iio п]и-дуслгатрт>ать из Mecnioro торфяного грунта.
233
Форм» пасыпи пижо уровня поверхности болота затаит от о о типа. Дл
ориентировочных подсчетов объемен земляных работ можно прнппмат
следующие вначеппн откосов насыпи и зависимости от глубины болота
характеристики грунтов насыпи: на болотах I типа — 1 : 1; 11 тана — 1 : (
111 тнла — 1 : 1 — 1 : 1,25 (см. рис. 5.21).
При проектировании переходов трубопроводов в насыпи нужио помшт
что возведенная насыпь, особенно если она пощажена на минеральное дп<
нарушает установившийся режим движения i р\нтоьых вод. Прегражда
путь фильтрации, насыпь может образовать одностороннее скопление водь
При высоком напоре начинается усиленная фильтрация воды через тел
насыпи с выносом частиц. В результате дамба-насыпь будет постоянно оседат
и дополнительная подсыпка грунта может оказаться бесполезной. Поэтом
необходимо знать коэффициент фильтрации торфов А'т. слагающих нплежг
и коэффициент фильтрации грунта А'гг,- из которого возкодщ'я пасыт
Ес.:и А'-, <| A'i-р, то ничего опасного произойти но может.
Часть насыпи, находящаяся выше дневной поиерхностн, м<>жот окм:;тьс.
препятствием для движения поверхностных вод. )'<о нзбоягопис птого леобхс
дпмо предусмотреть водопропускные сооружения, аналогичные рекомепде
ванным выше, либо мосты н трубы, сооружаемые дорожными opiчшипацплми
При расчете осадок плсынрц па болотах без выторфоиывамни н.-щ up:
частичном выторфовыванпн осповиую слоятость представляют измскашп
цехо.шых данных. Допус!;аемая осадка насыпей я;еле:даых и <ibi(>mo6h.i]<iii>i:
дорог при* эксплуатации исчисляется сантиметрами. Для соб/подс'шл таьчг
допусков требуется проведепис глубоких изыскании с. точным онре-.н 'елпе:
глубины залежи, степени разложения торфа, панраиления дшиь-егшя ковс-рх
постных и груптовых вод и других характеристш;. Д."я труб(!!!|и--' у><\ та1.;;»
точпость определения копечпых осадок но требуется. Трубопровод, будуч1
гибкой нитью, может безаварийно работать даже при больнюн осадке (д<
0,5—1,0 м), но при условии ео равномерности по длипе. Неравномерна!
осадка, даже незначительная, опасна. Поэтому при проектировании пере
ходов трубопроводов в пасыпп необходимо иметь данные, ло.чноляютш
оценивать с точностью до 5—10 см осадку и главное — ее равномерность
исключающую изгиб трубы радиусом, меньшим минимально допускаемой
при свободном изгибе. Оценку осадок -можно вести по формулам, изложен-
пым в |25].
§ 5.12. Колебания трубопроводов
Трубопроводы имеют относительно малую массу, и иобо.'т.гную жесткость.
Поэтому при эксплуатации и в отдельных случаях при строительстве из-за
азрогидродппамцческого воздействия воздуха (при надземной укладке)
или воды (при подводной укладке) они подвергаются колебательному дви-
движению. Это требует при проектировании предусматривать мероприятия
н методы сооружения, обеспечивающие безаварийную эксплуатацию трубо-
трубопровода и целостность трубы при строительстве.
Колебания систем с конечным числом степеней свободы. Уравнение
какой-либо точки упругой системы, каковой явтетей трубопровод, при
гармоническом колебании имеет вид
y«=asm(<a/ + <po)t E.10S)
где а — амплитуда колебании (наибольшее отклонение колеблющейся точки
от ноложешгя равновесия); со •— угловая частота колебаний и секунду :>а 2л;
t — время; фо — угол сдвига фазы.
Период одного цикла колебания Т связал с угловой частотой зависи-
зависимостью
У — 2.1./С0. i1";.!()!))
Частота колоб..imii в секунду
Я----;.) /B л)--1/7'. E.110 >
(!;vi:-T!!Ci' .[jjiii называются частоты, харакичпигиощие сымш.тые коло-
?.?:: у-;:;- ? !?-: «'in тем, предоставленных самим ci'~n- nr-c.ie того, как их вывели
,,. ! (., v'.iiins: [?&u;|.i>!ivvii}i. Частоты собственных ico.iei'-niiiiii зависит от упругих
... lii'ii; ! 4ci;-Mi.i. от массы элементов, образующих i нечему, и ее расире-
... :сн::;:. iijui сотьиеини частот еоиетиенных коiu"ainiii трубопровода с ча-
.i-iiiMii isi.enmnx периодических (возбунвдпищ^л) си.; наступает резонанс,
.. ;:<.T::i.'!.:i:;yi<)i;niii(H (киьшмш амплитудами ко.нм">ашш и связанными с ними
...Miuiii.i напряжениями. Амплитуда ко.чеи.ипш ь состоянии резонанса
,,,,;'.'(.ii;-'iii!o з.ишеит от сил затухания и в большинстве случае» из-за их
, ч-'ш^/дс/илтит) не может быть точпо определена, ijpu наличии затухания
,.'i::ij ж'иинии ко/икании ироисходнт с частою!! lsueiimoii позму/цающей
viui.i. ji'i со оцвнго.м 4)ii;! Ц отноентблыю utoi'i cii.ii.i.
Амп нггуда динамических (вглпуждеииых) колебании, возникающим под
l,Oi'[CTii!10M СИЛЫ
Р-*=Р0соаш, E.111)
V (
улй о,.т(р)—статическая деформация под дсГютыюм силы i?#; у — коэф-
коэффициент.
7=2л/.-/Х, E.111!)
и — коэффициент вязкости, зависящий от свойства материала,
В области резонанса можно принять
а---2лвСтЛ|>1 E.114)
где "ф — коэффициент; для трубопроводов из стали можно принимать ^ =
™ 0.15.
('двпг фаз т] вынужденных колебании отпосительпо возмущающей еилы
определяют но зависимости
Колеблющаяся точка может одновременно участвовать в нескольких
мрмоннческл.х колебаниях, имеющих одно if то же направление, по разлпч-
1П.Ч- частое:.), i'to явление называется бие.чшш, так как результирующее
|яч.юояппс ха1)акте]!нзуется периодически следующими друг за другом успле-
'ч'ями и ослаблениями размаха колебании, которые происходят с частотой,
ранной ])азн<и ти частот слагаемых колебании.
Ko.ieimn;i>i подиидных трубопроводон. При проектпрованпн и CTpinrie.'iii-
"•? че «одподных трубопроводов учитыиается нозденстпио на них поды. Давле-
|".и! се на трубоп;>;жод определяет конструкцию и способы укладки иослед-
'?'? го r:i дно г.одяой преграды. Уцтончпвои поло'л;с1гие трубопровода на дне
?'?нил-'-т от его масс.!.!. При гидродинамическом давлении требуется упелпчп-
'?'"?{' нассу Tpyii пли применять сисцнмлытые мероприятия (применение
'???'р;!' и in ::нкрон;:Р!Ши трубопровода 1ч\ дне. а при скоростях потока, вызы-
!•??')!??:;.< размен рул>ч и берегом, — увеличивать заглубление его в дно
" !'i:i:'! iiperpa;ii.i, IU, промя г.троитольстиа, 'ПоГ!;.; трубопровод по сносило
• •:?•••?--".Г. i!;.i';l.\-M и !НТ;ч.-,!ОТСЯ ОТТЯ/ККН С. ИКОрпыМ д:,Кр('ПЛи1П10М П.ЧаИуЧПХ
? ••:>. •.ii-i'iinH'ijiHiiiiiiij и у.:1.1>;>л;нк:!Г(>)ЦГ.е cnaiii'i.u; конструкции п 1. и. Всо
? ?•:•.",;;< ne/iivuiiii-j =1[1алю мни i>;.i<:.rn>;iiio :!н;л;;-;гг or скоростп и давления
?') i.r-i! !Ki-:';iy.-.-r:i!;nii ii|'Oi'.CXO,iiiT p.>;»:.>i«:; < i.4<:..i.i.i.ix v-ijerKOB иодвод-
? ??????! ••.•:ii-.\n;f;t :-ii no'i, ::;>:;,'ii.-iicTi'.ne:ii погока г-;,р; О1!реде.'1епь'лх ус.'ювг.ях
? ? ''.? • ;>?.>!! -..I i;;ii;??'?;н>т кот'блться. Пи'л-иоли.и;: за иип.мольом размытых
? ?'•'"? I'1':! Т|.-ч'| по:::!:-1..:1-;'-;I!, чтг> JiCpiiOHit'iii : ь;:о i.j-ii ма ii.:x ;> частилх :.'.аметл;.!.ч
'???'".•'•.??.'lilM !?(.;! Ii''-.v-^'!'.i-li--ilt4J ПО1Ч!Ка lie II|:0C.ic:!.IH4H1v, и, w'.ii.nKO При VliC.'lli-
ч(!шш со и])емеием размеров участка поток ьоды вызывает и ре)улярно
235
поддерживает заметные колебании трупы, которые перпендикулярны к вектор}
скорости потока. По мере последующего увеличения в результате размыв;
грунта участка можно наблюдать, что при некотором его размере амплитуд)
колебаний ]:е.чко возрастает, размытый участок трубопровода колеблото
в опасном для его прочности режиме п ото нередко приводит к разрушении
трубопровода.
Внезапное возрастание амплитуды колебании свидетельствует о том
что частота возмущающей силы стала близкой нлн совпала с частотой соб-
собственных колебоппй участки длппою / и возник резонансный режим колена
шш. 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 (л равной степени п надземный) —
:>то цилиндрическое тело, ян которое действуют при обтекании подои вер
т[[кп-'ьная и горизонта.1!ьн»я силы, то в соответствии с законами гидро-
гидродинамики можно паптп горизонтальные и вертикальные силы, действующи*
на трубу. Обтекающий трубу поток воды образует за пей вихревой след.
причем вихри сбегают с определенной периодичностью, зависящей от дна-
метра цилиндра (труч.г) и скорости набегающего потока. Направление nitxpei:
периодически'меняется, а их частота
n-^shv/D, E.1I0)
где Sh — число Струхаля; г- — скорость потока.
В результате отделения вихрен то сверху, то еннз\ на цилиндр действует
переменная сила, перпендикулярная к направлению потоки. Она н шрает
важную роль в возбуждении колебании. При малых значениях I трубопровод
имеет бблыиую жесткость. Поэтому при одних и тех же скоростях потока
воды размытая часть трубопровода начинает колебаться не «пазу, а при
достижении I определенного значения. Здесь происходит нзаимоусугубля-
ющий процесс: с увеличением пролета уменьшается жесткость и возрастав!
суммарное значение возмущающей силы. Па основапнн исследовашш
П. П. Бородавкин [1, 2, .4, 't\ установил, что так называемый захват колеба-
колебаний происходит для субкритнческого режима при Sh s^ 0,1 -г- 0,22 и C.-i;
для суперкрптпческого — 0,02—0,-jo. При этих значениях пачпгнотся
колебания, которые могут привести к опасному резонансному режиму.
Определение еомпашюп частоты колебаний подводного трубопроно;;;!.
Для определения частоты колебапий подмодпых трубопроводов и установле-
установления условий, при которых возппкает резопапепын режим, пеобходпчо рас-
рассмотреть два варианта. Первый — размытый или уложенный на дно. но
незакрепленный трубопровод имеет открытый участок п работает кат; балка,
тпар.члрно опертая по концам. Такие случаи возможны при равномерной
загрузке по всей длипе подводного трубопровода, концевые участки которого
весьма слабо закреплены, что имеет место па реках с пологим дном и спокой-
спокойными берегами. Второй — концы размытого участка ;мчпко закреплены
и открытый (размытый) трубопровод работает как защемленная балка. Та-
Такая расчетная схема возникает на реках с крутыми берегами, где на концах
трубопровода велика высота засыпки или где принят способ закрепления
трубы путем иригрузки только по копцевым участкам. Собственная частота
колебаний трубопровода, шарнирно опертого по копнам,
для варианта с жестко закрепленными концами
E.1'S)
где г. - - масса единицы длины трубы,
236
Режшапсыые колебания, как уже отмечалось, появляются тфи совпаде-
совпадении частоты п вынуждающей силы и собственной частоты колебаний трубо-
трубопровода или при равепетпе чисел Струхаля, jiacc4HTaiinux для конструкции
1 руиопровода и по частоте вынуждающей силы. Число Струхаля конструкции
м'убоировода
S\ 'Di E.119)
Приняв для субкритического режима обтекания трубопровода Sh =
г. 0.1 -т- 0.22 и Sh = 0,4 и для суперкритического режима Sh = 0,02 -*-
•:- i'.4.ri, получим уравнения для оп])еделешш частоты вынуждающей силы:
ГН ]1С'Ж1Ш —
ti=r(v/D) (A,1 ~ 0,22) и l = 0Ar:i); E.120)
\иоркритичсскип режим —
X = (y/D) @,A2 -н 0,45). E.121)
Длину размытого пли свободпо опертого по концам укладываемого трубо-
1-;-1ч:ода I, при которой возникают резонансные колебания, можно определять
ilf (формулам, изложенным в [1].
При проектировании необходимо предусмотреть конструктивные реше-
i'1'ii, исключающие возможность вибрации трубопровода под воздействием
потока воды, папрпмер заложение трубопровода ниже отметки размыва дна
j:n;ioTona. При балластировке трубопровода по краям перехода незабалласти-
незабалластированный участок должен быть меньше длины I, при которой возможны
ссасные колебания.
Определение собственной частоты колебаний надземных трубопроводов.
]i| ir надземной прокладке трубопроводов в балочных системах, как правило,
г; пленяют жесткое опиранне труб на опоры. Тогда частота собственных
!.".1ебапны, соответствующая г'-й форме колебаний,
а
V Шип, E.122)
i.;'1 a; — коэффициент, принимаемый в зависимости от характера закреиле-
1'1'м па опорах, схемы трубопровода п формы K0."ie6aimii, который можно
г' мпнмать по табл. 4.1, 4.2 и 4.3 [39, с. 57].
< ;обствоппме колебания для арочных и висячих переходов можно опре-
-?'? мь по формулам и таблицам 139]. Если частота возмущающих усилий
!!.--«;п-1ится в области частоты собственных колебаний системы трубопровода.
':•? 'Т'Следиин подвергается резонансной вибрации со значительными амн.цт-
'?.>'• ми колебаний. Максимальные значения динамических коиффицпс-птов,
•' v-ю.товательпо, и амплитуды колебания при наличии затухапия будут при
ч.'Ч'ютах возмущающих сил несколько ниже частоты собственных колебании
'?('«темы.
От безразмерного числа Рейнольдса
Rc=,n-^-. E.I23)
11A р — плотность воздуха; v — скорость ветрового потока; ц — вязкость
попеременно сбегающих то с одпого, то с другого конца трубонро-
«o.jii. За Tpyooii всегда существуют чередующиеся вихри, так как да>';е при
•"•''ольншх скоростях ветра Re >• 50. Эти вихри создают периодические
I'Miiулье 1,1, частота п которых зависит от диаметра D, скорости ветра и и
'-'^размерного коэффициента /г, равною 0,18—0,20:
n=kv'D. E.124)
237
'.I 10ЧШ.1Х CHlTt «:!V il Jill ЧИОЛС lipO'IOTOP 60ЧОО TpC-X ;и-|-ГОМ01ГД Vl'TC;
иг.лть пнткт'о^щ^оь^ыо .\<1трг;'":."гпа, pcm расстояние! м-гкду опорам]
i,^ ./ - :?»>.iилг» расчетная равномерно раепредокгшгая нагрузка, кгс'см
i> у,г.',:' ii..:;i.'ii>iiau <.:<оро<.'и> i:i'Tpa, см/сок.
§ 5.13. Прокладка трубопроводов в горньк
условия)
Лрокладку трубопроводов в горных и в районах с сильпо перссеченпьп
рельефом следует проектировать, как правило, подземной, за исключение*
переходов через ущелья, оврагп, узкие онолзпевые участки и осыпн большое
MOiii,hocwi, глубокие селевые потоки, гдо необходимо предусматривать над
ае.чиыи переходы. На особо стесненных участках горной местпостн ыожш
проектировать прокладку в специально построенных тоннелях, трасса кото
рых до.шиа быть прямолинейной. Конструкция п размеры поперечной
сечешш тоннеля проектируются с учетом акономпчпости, способов произ-
производства работ п условий эксплуатации трубопровода.
При проектировании трассу трубопроводов в горах следует назначай
преимущественно по долппам рек или по горным участкам вблизи водораз-
водоразделов, избегая неустойчивых ? и крутых склонов райопов селевых потоков
оползней, осыпей, сложных лавин, горных паводков п других неустойчивы:
участков. Мощпые оползнопые участки большой протяженности надлежит
обходить выше оползпепого склона либо ниже участка выдавливания грунта
На участках с интенсивными солевыми потоками прокладку трубопроводе!
необходимо вести вблизи водораздела либо ппже копуса выпоса селевыз
масс. Если при проектировании трассы в горах обойти такие участки го
удается, то подземная прокладка трубопроводов проектируется во всез
случаях с заглублением трубопроводов пиже плоскости скольжения групто!
(в грунт, но подверженный деформациям) па оползневых участках и пиж<
зоны возможного размыва дпа и берегов русел селевых потоков.
Если па пересечении оползневых участков и солевых потоков по обеспе-
чпилется надежность трубопроводов без специальных мероприятий, то нрт
проектировании таких пересечений необходимо предусматривать устройстве
сооружений, улавливающих, задерживающих и направляющих соли, ИЛ1
мероприятия, направленные па стабилизацию оползневых и ("нленосшла
учнс.тион.
Землеройные, транспортные и строитглывдо лгптипы на гусеничном
и гшовмоколоспом ходу с прицепным пли наьссны.м оборудолпигнм могут
работать па косогорах крутизной не бо too S0.
Па косогорах с крутизной склонов бочие 3° нужно предусматривать
устройство рабочо!! полосы (но гки) с iioue-pfi'uiijM уклоном не болге Г)*1, пс
которой доля;еп обеснечннаться проход стрс.'птолт.пон техники и сроезр
aiiro'i ,№1Шорта в процессе иксилуатпцчп 'Трубопроводов со съездами м въея-
дп1::!. Полки на кО'-снорах следует пр-иктиронть двух типов: полуяы<".;кн-
но iу. .чем:ш, когда исимнпол грунт испольчуотсн д.пя прохода юхпнки
(р.: . 3.1:^'), и но."";и, pisviio lHi'iiwibir и !;;лел;;;е. на мате;шко!:ом грунте
(j['M . ~'.У.'.У,, причем jcpiibM'i тип — па i.oC'ii opav с, уклонами до !«' '1 : 3),
втер -и - - :;а косогора:; с уклонами, и ("ь.г.:.: siiatofiiiMif 18°. !1рн ti po<j i:ti< рова-
iiiii' ::о :ч! первого 'iii:ia jioi''ходпмо учпj:4'4V!, ]1ла'1<т1о-'.'тт> и фнзн^и-чс.'.атш-
4Wi:.:>j с,;?)',. iiri i pyirroij о,'.ьлн;и иолума- ;.!i:ii is i-r-rsfirr ?•тр>'>тР."и1стп<!. i',o. всех
случ.:;:.ч д'1-; y-:irrpoii:"r)iii no ij :r,t'";iiicii i^i1 .-n-jy.-: прнмот'ЯТ). жирело г.:ниы,
Mi' '"?: ?!(!; -и.. ::.1:о;):,!С V, '<'in1 '1С- "ibi'.I.H1 rpyilT:.:. O-i..':.iiiHi» •кпунасып';]! МО :кп.МИ
r," •'??iiriT!.'".:-: :i?.•"т;;!":: и т .иип-.чымн I'pyinnMn .ri;iM')ii /юиускистся только при
li.hiVUixi.-iii ;i\. m: ];;..:iii,M;!;i!'iiii,iM"i rpiiMimij parWaTbi'iinmH (U'.l.
2Я8
Не менее О,.Ум
/Л? менее 0, См
Рис, 5.22. Полка, ракнплигапмлн и пслуиыемке-полунарл.пш.
1 — трубопровод; 2 — траншея; а -- л'>."упнелч;ц; j иолунпемпь.
?л У 1
\±..-J
Pi:e. 5.23. Полка, ра—'О.мга^мал в выемке.
1 — трубощюг.о.1, S — ipaiiuicii; з — выс.\п;,:
На устойчивых косогорах кр\ ппной до 12 A : 5) и высотой полунасы
до 1 м необходимо срезать дсрл; при большей высоте этого л о требуется,
перед отсыпкой иолунасмни из глинистых грунтов следует вспахивать оо
ванне. При крутизне косогора от 12 до 18е (от 1 : 5 до 1 : 3) в пределах oci
лання иолуиасыпн должны устраиваться уступы шириной от 1 до 3 м с ук;
лом J—2% в нанрав.тсипн падения косогора. При высоте уступов до 1
стенки их должны быть вертикальными, а при большей высоте — с откос
крутизной J : 0.5. На косогорах, сложенных из дренирующих грунтов (рь.
лые пески гравий, галька, дресва, обломки слабовыветривающихся пор
и т. п.), не покрытых растительностью, устройство уступов не требуете
При проектировании полок на косогорах необходимо назначать залой
ига; верхового и низового откосов с таким расчетом, чтобы в процессе стг.
ительства и последующей -.жеплуатацшт обеспечивалась устойчивость откосе
Расчет устойчивости низовых откосов рекомендуется вести по «методу крл
лоцишндрических поверхностей» с учетом воздействия нагрузок от работ
тощих машин п механизмов. При отсутствии достоверных данных о физик
механических свойствах грунтов (угол внутреннего трения, удельное сцеил
пне) коэффициент устойчивости откоса следует принимать не мепее 1,
Расчет устойчивости верховых откосов рекомендуется вести по «методу Тс
лора» или «методу Маслова». Устойчивость насыпного откоса должна нр
вериться на сдвиг насыпной части полки или отвала грунта по линии ко
такта насыпи и коренного грунта. Коэффициент запаса устойчивости i
сдвиг по поверхности контакта
А'з ~ctg a lg|cp, E.12i
где а — угол наклопа к горизонту откоса пасыпной части полки; ср — угс
внутреннего трения насыппого грунта (сцонлепие насыпного грунта учить
вать по следует).
Насыпная часть полки может быть использована для проезда строител]
ной и эксплуатационной тохинки при а — O.GStp, 0,52ф и 0,42(р (соотве:
ственпо Л'з — 1,5, 2,0 и 2,5). Максимальная крутизна откосов насыпей п вь
емок с учетом обеспечения устойчивости откосов может быть принята п
табл. 5.2\ и 5.25.
ТАБЛИЦА 5.2.
Максимальней крутизна откосок пасшей при обеспечении уетончивосп
(высота насыпи до 6 м
ути:1!:;! i.-r"ocnB
Скальные слабовыветриваютпеся породы
Каменистые (палунпые), щебенистые (галечнико-
вые), дресвяные (гравийные); носки гравслистме,
крупные н средпей крупности; пески мелкие
и нылеватыо (кроме мелких одноразмерных и пы-
леватых в pniionax избыточного увлажнения);
ГЛИПИСТЫО ГРУНТЫ. В ТОМ ЧИСЛО Л1'ССЫ Н ЛГ'ССОШГЛ-
ные cj'ivniHKii
Иыюиагьш грунты в районах избыточного увлая;-
попия и одноразмерные мелкие пески
1 : 1—1 : 1.3
1 : 1,5
1 : 1,75
При проектировании трубопроводов на полках рекомендуется расположе-
расположение их в материковом грунте в пределах полувыомкн или выемки па рассто-
расстоянии а (см. рис. o.'1'l и o.'S.'i) от оси трубопровода до подошвы откоса полки,
которое зависит от глубины и заложения откосов траншеи. Часть полки
шириной а предназначаете» для устройства водоотвода. Ширина всей полки
240
ТАБЛИЦА 5.25
Максимальная крутизна относок пыемок п зависимости от высоты откосов
при обеспечении устойчивости
Вид грунта
Скальные слабовыветриваюшиеся
Скальные легковыветрнвающиеся
чаемые
Скальные легковыветривающиеся
емые
Скальные легковыветрнвающиеся
емые
Крупнообломочные
породы
, неразмяг-
, размягча-
, размягча-
Песчаные, глинистые, однородные твердой,
полутвердой и тугопластичноп
ции
Лёссовые
конспстен-
Выоота отко-
откосов ВЫС11ОН
ДО, М
16
16
6
6—12
12
12
12
НапГю.чыная
крутнгшп откосов
1 : 0-1 : 0,2
1 : 0,5-1 :1,5
1 : 1
1 : 1,5
1 : 1—1 : 1,5
1 : 1,5
1 : 0,5-1 : 1,5
определяется пз условия ведения раоот. диаметров трубопроводов, размеров
машин и механизмов, принятых для строительства и икеилуатацип трубо-
трубопроводов, необходимости разъезда автотрапенорта и строительных машин,
расположения траншеи под трубопровод и техники иезонасиостп. Минималь-
Минимальная ширина полки для трубопроводов диаметром до 720 — 8, до 1020 — 9
и 1220—1420 мм — И м.
Для уменьшения объемов работ, как правило, следует проектировать
но:) к и без учета разъезда автотранспорта п строительных машин па всем
протяжешш полок, а на полках значительной протяженности необходимо
предусматривать в пределах видимости (не реже, чем через 000 м.) разъезды
(ушпрс-пия полок) длиной 10—15 м или съезды и въезды. Радиусы поворота
полок в горизонтальной плоскости должны определяться пз условия обеспе-
обеспечения расчетных радиусов поворотов трубопроводов. На криволинейных
участках ширина полкп должна быть увеличена на 1,4—3,0 м.
Глубину заложения трубопровода на полках, ширину траппюй по дну
п крутпзпу их откосов следует проектировать в соответствии с § 5.7. Для
s.ii.iuTbi полок от размывов и разрушении ливневыми, паводковыми и 1рун-
roiw.iMii водами рекомендуется устройство водоотвода с полок в виде кюветов
'ли •.№ . м-зобетошшх лотков, а также нагорных капав или валиков, кюветой
ii трепажей. Продольные уклоны водоотводных сооружений должны быть
;;(? \j(;'!i'-p 0,0Г>, а сечение их определяться расчетом. Во избежание размывок
Kiii::iH :r кюветов на полках значительной протяженности (i">0 м и более)
необходимо их укреплять либо устраивать водопропуекп через полку, а для
iip(i:io;;!|i;nn1eiiiifl стока йоды вдоль траншеи и ее размыва — устраивать
п'ооненрошщаеммо перемычки (глшшпые )t каменные). При проектировании
трубопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать
?• ре:ч«у грунта на ширине 8—12 м с обеспечением уклона не минее 2% в одну
и "и обе стороны. При прокладке в горных условиях двух или более парал-
параллельных ниток необходимо предусматривать устройство раздельных полок
1тя каждого трубопровода или укладывать трубопроводы на общей полке.
I'airTOinniH между осями трубопроводов, укладываемых на колках, указы-
указываются в пен и си.
И". .-!„,;,-,:, 156 241
§ 5.14. Переходы трубопроводов
через автомобильные и железные дороги
Переходы магистральных трубопроводов через автомобильные и желез-
железные дороги следует проектировать, как правило, подземными. Исключение
представляют районы с мпоголетпемсрзльши и цучннистыми групта.ми,
болота, а также пеустойчивые участки дорожного полотна, подвержошгао
деформациям, где предпочтительпео надземпая прокладка, которая рас-
рассмотрена в § 5.9. Переходы через железные и автомобильные дороги необ-
необходимо предусматривать преимущественно в местах прохождения их is на-
насыпях либо в нулевых отметках па прямолинейных участках трубопроводов
с пересечением дорог под углом, близким к прямому, но не мепее 60е. Створы
переходов через электрифициропадпые железные дороги надлежит размещать
не ближе 10 м от опор контактной сети и фундаментов искусственных соору-
сооружении. Переходы трубопроводов через дороги следует проектировать с учетом
обеспечения полной безопасности дпижения транспорта в период проведения
работ по прокладке трубопроводов и их эксплуатации, предохранения земля-
земляного иолотпа дорог от размыва при авариях на продуктопроводах, надежности
трубопроводов при действии статических и динамических нагрузок.
Участки переходов магистральных трубопроводов через все железные
дороги и автомобильные I, II, III и IV категорий и промышленных пред-
предприятий 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-
промышленных предприятий всех категории с покрытиями переходного и низ-
низшего типов, а также через полевые и проселочные дороги следует проек-
проектировать, как правило, без защитных кожухов. Концы защитных кожухов
всех трубопроводов должны выводиться на 2 м за пределы подошвы насыпи
дороги, по не мепее 25 м от осей крайних путей железных дорог общего поль-
пользования, 15 м от осей крайних путей промышленных железных дорог, 10 м
от броыш земляного полотна автомобильных дорог и 5 м от бровки земляного
полотна автомобильпых дорог III, IV, Шп n.IVn категорий при пересечении
их нефте- и нефтепродуктопроводами. В межтрубном пространстве защитного
кожуха допускается прокладка кабеля связи магистральпого трубопровода.
Диаметр защитного кожуха определяется в зависимости от диаметра трубо-
трубопровода, длины кожуха и способов ведения работ по прокладке кожуха.
Материал защитного кожуха выбирается в зависимости от способов ведепия
работ.
Устройство кожухов переходов под железнодорожными путями и авто-
автомобильными дорогами следует проектировать бестраншейпым или открытым
способом в зависимости от интенсивности движения транспорта, категорий
автомобильных дорог, геологических, гидрогеологических и других местпых
условий. Открытый способ проведения работ может быть примепен при про-
прокладке кожухов на глубине не более 4 м, при пересечеппи железных дорог
с интенсивностью движения поездов до 18 пар в сутки, при возможности
ограничения скорости движения поездов до 25 км/ч или при отмене движения
поездов и при пересечении автодорог II категории и ниже при устройстве
объезда, в случае невозможности применения способа бестраншейной про-
прокладки (например, в скальных грунтах). Во всех остальных случаях более
приемлемы бестраншейные способы производства работ: прокол, продавли-
вание, горизоптальпое бурепие и щитовая проходка.
Горизонтальное бурение следует применять в груптах I—IV категорий,
за исключением плывунов и водопасыщенных песков и супесей при укладке
кожухов диаметром от 325 до 1720 мм с длиной горизоптальпой скважнпи
до 40—СО м в зависимости от марки установки горизонтального бурепия.
Прокол рекомендуется для кожухов дпаметром до -526 мм в грунтах I—
III категорий, а также в глинистых груптах IV категории, пе имеющих твер-
твердых включений. Способом нродавлпвания с ручной разработкой грунта
в трубе.можно, прокладывать трубы диаметром 820—1720 мм в любых груп-
242
тах, за исключением 'скальных. Щитовой способ проходки кмедпочтптолен
при длпне перехода более 60 м и при необходимости устройства ко;куха
диаметром более 1720 мм в любых грунтах, кроме скальных. Для устройства
переходов длиной до 150 м целесообразно применение ыемехапизпровашшх
щитов, а длиной более 150 м — мехапизиропанных.
При открытой прокладке и всох способах бестраншейпой прокладки,
аа некпочепием прокола, на переходах через железные дороги в свягшых
тугопластичпых и пластичных груптах на глубине менее 4 м и в сыпучих
груптах вне зависимости от глубины проходки необходимо устанавливать
страховочные рельсовые пакеты по ТГ1 901—9—6 Мосгппротрапса. При
проектировании переходов открытым способом прп наличии грунтовых вод,
как правило, следует предусматривать открытый водоотлив из траншеи
с помощью диафрагмових насосов с подачей 30—45 м3/ч или центробежных
насосоп с подачей 60—'120 м3/ч с высотой всасывания 4—5 м. При открытом
водоотливе в песчаных и супесчаных грунтах рекомендуется шпунтовое
ограждение траншей и котлованов. При проектировании переходов бес-
бестраншейным способом (продавливание и горизонтальное бурспие) в водонос-
водоносных и водонасыщепных груптах необходимо предусматривать водопонижеяие
о помощью пглофильтровых устаповок типа ЛИУ при коэффициентах филь-
фильтрации грунтов до 30 м/сутки и с помощью трубчатых колодцев (скважин)
при коэффициентах фильтрации более 30 м/суткп. Водопопижепио следует
проектировать на глубину не менее 0,5 м от низа кожуха.
При производстве работ открытым способом, а также способами гори-
горизонтального бурения, продавливания и прокола принимаются стальные
ТАБЛИЦА 5.J6
Диаметр защитного кожуха, мм, в зависимости от диаметра трубопровода
при различных сиоеобах ведения работ
Н
о
а
о
о
а
s
я
Я g
«S
159
219
273
325
377
426
530
630
720
820
920
1020
1220
1420
Q
с
а
К
40
377
426
.
—
Пропавлшшиие
з ручной
разработкой
>
18
820
820
820
820
820
820
820
820
920
1020
1220
1220
1420
1720
грунт;
Ц.шиа
30
920
920
920
920
? 920
920
920
920
920
1020
1220
1220
1420
1720
i
И
и
>>
Горизонтальное бурение
(-,
>>
станками
in
И
Сч
>>
•<*
i
1
. и
бестраншейной проклаякн, м, до
R0
1220
1220
1220
1220
1220
1220
1220
1200
1220
1220
1220
1220
1420
1720
40
—
—.
.
_
1220
1220
—
—
60
325
426
530
530
030
G30
—
40
.._
_
60
—
—
030 030
030
720
920
030
720
020
1020 —
— i —
? ._
—
50
40
—
-
—
:
| —
I
—
—
1220
1220
1420
—
—
—
- -
1720
•Э ^
2 35
О EQ
О (Я
сч
a v
к я
§g
на
Ш
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1800
1
с д
§5
Си
о _
с с
С ?'
н - S
С X я
377
426
530
530
030
630
720
820
920
1020
1220
1220
1420
1720
II р и м с ч а п п о. При щитовой проходке и открытом способе нроизводегпа работ
длина кожуха неограничен»!.
10*
243
трубы, при способе щитовой проходки — железобетонные тогшели. Толщин/
степкп стальпых труб кожухов определяется и зависимости от усилив, вое
принимаемых кожухом njni прокладке, статической нагрузки (веса грунта
и динамической нагрузки от подвижного состава и автотранспорта.
I! тяПл. 5.2С< приведены рекомендуемые данные по проходке траншей
а в табл. 5.27 — толщины стенок труб защитных кожухов. На участка:
подземных переходов магистральных газопроводов через железные и аг.то
мобильные дороги конпы защитных кожухов должны иметь уплотгеши
(сальники) обеспечиваюлн'о герметпчгость »гежтр>бного пространства. Kai
правило, такие сальники выполняются пз нснькогой набивки, пропптанно!
битумом, и обертки пз четырех-пятп слоев брпзола. На одном пи кот/itoi
защитного кожуха или тоннеля след>от проектировать вмтияатую свечу.
вы.\одпо1! патрубок KOTopoii долясен быть на расстояяпн (но нормали) пс
менее 40 от оси крайнего пути железных дорог общего пользования, 2Г. от осп
крайних путей, промьшглеппых подъездных железных дорог и 2й м oi подошвы
?'смляпого полотна автомобильных дорог.
ТАБ."[ИЦЛ 5.27
Толщина стенкп трубы кожуха, мм, в зависимости
от способа укладки
Наружный диа-
i:iiH>>xa, ям
325
377
426
530
630
720
820
920
1020
1220
1420
1720
Cnocnfi укладки
бгетраш
[i ГЛИНИСТЫХ
грунтах
G
G
7
8
9
9
9
10
10
14
14
16
iiriiiibiii
и песчаных
грунтах
6
G
7
8
9
9
10
11
12
14
14
16
открытый
с
с
7
S
9
9
10 (С)
11 @)
12 D,4)
14 C,0)
16 C,5)
18 C,5)
JI p и м с ч а л и с
кожуха, м.
В скобках ?рипедспа глубина заложения
При расположении основания вытяжкой свечи ниже отметок головки
рельса железных дорог и бровки насышт автомобильных дорог расстояния,
указанные выше, увеличиваются на 5 м на кая.дын метр превышения от-
отметки головки рельса или бровки насыпи над основанием свечи. Высота
свечи от уровня земли должна Сыть не менее 5 м.
На участках подземных переходов магистральных нефте- н пефтепро-
дуктоироводоп через железные и автомобильные дороги I и II категорий
одни из концов кожуха должен быть заглушён либо иметь водонепроницаемое
уплотнение, а второй —• иметь выход в сборный колодец. Укладку кожуха
следует проектировать с уклоном ие менее 0,002 в сторону сборного колодца.
Последний до IVKCH располагаться в пониженной части перехода иа рассто-
расстоянии не менее 25 от ближайшей головки рельса при пересечении железных
дорог общего пользования, J5 — промышленных железных дорог и не менее
10 м от бровки блни.ашш'п обочины дороги при пересечении автомобильных
244
;нфиг I и II кате!opiii'i. Па пересечении автодорог III и IV категорий оба
к.ища кожуха в межтрубном пространстве следует заглушать или уплотнять
viiiKoii водонепроницаемой набивкой, а строительство сборного колодца
i;i предусматривать. Для устройства вытяжных свеч принимаются стальные
,:.\бы 057 X 4 для кожухов0325- 420, 108 X 4 — для кожухов 530 и 630,
i.vi X 5 — для кожухов 720—920 и 219 X 7 мм — для кожухов 1020 мм
I поле с.
Глубина заложения участков трубопроводов, прокладываемых год
? .. -лезными дорогами, во всех случаях должна быть не менее 1,5 м от подошвы
? i-.ii.ca до верхней образующей защитного кожуха, а в выемках и на нулевых
.'...метках — но менее 0,5 м от дна кюветов, лотков, дренажа, водоотводных
. н нагорных канав. Глубина заложения участков трубопроводов, -прокла-
? чаемых под автомобильными дорогами всех категорий в насыпях, во всех
учнях должна быть не менее 1.4 м от верха покрытия дороги до верхней
? фнзующон защитного кожуха, а в выемках п на нулевых от.матках, кроме
? iio. не менее 0,4 м от дна кюветок дренажа или водоотводных канав. При
гюкладке трубопроводов без защитных кожухов вышеуказанные глубины
?г.чует принимать до верхней образующей трубопровода.
При надземной прокладке трубопроводов, транспортирующих продукт
высокими температурами в зимний период, черен железные дороги, насыпи
:'порых сложены пучиннстымн грунтами, следует предусматривать меро-
мероприятия но предупреждению возшншовення пучин.
§ 5.15. Криволинейные участки трубопроводов
Трассировка трубопроводов при проектировании выполняется прямо-
. nrreiiiio и криволинейно. Криволинейная прокладка — повороты трубопро-
трубопроводов (изменение направления их оси) — осуществляется по дуге окружности
и подразделяется на три типа:
а) повороты в горизонтальной плоскости;
б) повороты в вертикальной плоскости на (-вогнутом» рельефе местности,
' игла трубопровод поело поворота отклонен вверх по отношению к участку
.'?'» поворота:
в) повороты в вертикальной плосъостп на «выпуклом» рельефе местности,
i.'"r;ia трубопровод после поворста отклонен вниз но отношению к участку
II ?.> попорота.
Повороты трубопроводов следует проектировать но кривым изгиба труб
;: пределах упругой деформации с помощью крнг.пх из гнутых отводов п.тр.
; ;ч!иь:х. сваренных и» отдельных сегментов. По кривым упругого изгиба
: ''Комендустся выполнять попороты трубопровода в горизонтальной и г.ер-
"I'j.a.ibnoii плоскостях в яавненмостп от диаметра трубопровода и угла пово-
'?'Та в соответствии с табл. 5.28. При больших углах повороты следует про-
"'••тнревать с помощью кривых из гнутых отводов унифицированных, радиусов
' упнфшшровапными значениями углов поворотов, кратными 3°00'. При
I'ri'ein провашт трубопроводов в горной местности, по .тесным просекам,
1 '.'-пищам полой севооборота, параллельно существующим и проектируемым
iW'.iesiii.iM и автомобильным дорогам, трубопроводам, каналам и т. д., а также
•".' переходах через реки со скальным дном и берегами, овраги и при диаметрах
Ч'уб 1220-1420 мм допускается применение углов с шагом 1е 30' и в особых
' |учаях с индивидуальными углами, кратными 0е 30'. 1$ порядке исключения
;; 1я трубопроводов диаметром 1220 и 1420 мм допускается применспие свар-
сварных кривых из сегментов с шагом, кратным 3°, в особых случаях — 1е 30'.
Радиусы поворотов трубопроводов при упругом изгибе, а также радиусы
.?портов из гнутых и сварных кривых следует определять расчетом на
прочность и устойчивость. Донлекаотс.я совмещение кривых упругого изгиба,
? также кривых из предварительно изогнутых пли сварных колен в горизон-
горизонтальной и вертикальной плоскостях. При итом радиус кривизны трубопро-
ио.;1а должен быть не меньше наибольшего радиуса, определенного расчетом,
2'ia
ХЛГ.ЛИЦА 5.28
Рекомендуемые углы попорота о зпиаашоспс
от диаметра трубопровода
Наружный диаметр
трубопровода L>Н)
мм
1420-1220
1020—720
530-426
377—219
Угол поворота
Горизон-
Горизонтальная
плоскость
3°
6
9
12
Вертикаль-
Вертикальная
плоскость
3°
4,5
6
9
Уиругий изгиб трубопровода осуществляется при его укладке в проект-
проектное положение крапами-трубоукладчиками или другими подъемными меха-
механизмами. Гнутые отводы изготовляют па специальпых трубогибочных станках
по радиусам, обеспечивающим возможность пропуска очистных и раздели-
разделительных 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-
ТЛ БЛИЦА 5.2!)
Параметры при гнутье труб
Характеристика
Толщина стенки
изгибаемых
труб, мм
Угол изгиба
трубы за один
гиб
Длина участка
трубы, изги-
изгибаемая за один
гиб, мм
Унифициро-
вагшьш радиус
изгиба Я, мм
Минимальные
рямые участки
изогнутого
отвода, мм:
с переднего
конца lt
с заднего
конца 2,
Диаметр труб I),,, мм
219—
377
5-10
3°00'
850
15 000
426
5-11
1°00'
600
20 000
1000
530
7-10
1°30'
700
25 000
720
7,5-15
820
8,5-11
1020
11-14
1°00'
С50
•
35 000
1900
2600
3600
750
40 000
2400
1220
1420
12—20
0° 50'—1° 00
1000
60 000—70 000
3500
R000
II р я м с ч а л и е. При тготовлепии отводов с припаркой па премн гнуть» нтории
труби минимальный размер о заднего конца I, должен Сыть не менее 0,5 диаметра труби,
::о пе менее 200 шм,
2'iG
ционарных (заводских или базовых) условиях. В табл. 5.29 приведены реко-
рекомендуемые параметры при гиутье труб унифицированными радиусами на
станках УГТ. Гнутые отводы доляшы изготовляться в соответствии с кор-
малями Мипгазпрома НВ 10—65 -f- HB 11—65; составные колепа из гнутых
отводов — по нормали НВ 12—65; сварные и штампо-сварные отводы —
по нормалям НГ 2000—71 -f- НГ 2005—71.
Мишшальпая глубина заложения трубопроводов на криволинейных
подземных участках принимается в соответствии с § 5.7. На криволинейпых
участках «выпуклостью вверх» глубина заложепия определяется расчетами
из условия устойчивости положения трубопровода в зависимости от его
диаметра, рабочего давлепия, температурного перепада, радиуСа поворота
и удерживающей способпостп грунта. Ширила траптпеи но дну на вертикаль-
вертикальных поворотах трубопроводов принимается такой же, как и на прямолинейных
участках при подземной прокладке. Ширипу траншеи по дпу на участках
горизонталышх поворотов в зависимости от способов укладки и диаметров
трубопроводов следует принимать в соответствии с табл. 5.18. Шприна трап-
шей на кривых при укладке трубопроводов из предварительно ваготовлеппых
сегментов должна быть в два раза больше, чем на прямолинейных участках.
§ 5.16. Изоляционные покрытия трубопроводов
Магистральные стальные трубопроводы при любом способе прокладки
должны быть на всем протян;еппп надежно защищепы от коррозии, вызыва-
вызываемой агрессивностью окружающей среды и блуждающими электрическими
токами. Защиту подземных стальных трубопроводов от почвенной коррозии
следует осуществлять изоляционными покрытиями и средствами электро-
электрохимической защиты; надземных трубопроводов от атмосферной коррозии —•
изоляционными покрытиями.
Выбор вида, тина и конструкции изоляционных покрытий, а также
материалов для них должен осуществляться с учетом районов строительства,
способов прокладки, температурных условпй строительства п эксплуатации
трубопроводов, их диаметров, участков, а также техпико-экономическон
целесообразности выбираемых средств. По видам изоляциоппые покрытия
подземных трубопроводов подразделяются на битумно-резиновые и покрытия
ив полимерпых изоляционных лент (табл. 5.30); покрытия надземных трубо-
трубопроводов — на лакокрасочные, жировые (смазки) и другие, стойкие в атмо-
атмосферных условиях. Изоляциоипые покрытия трубопроводов следует проек-
проектировать с учетом требований ГОСТ 9.015—74. По типам изоляциопные
покрытия подземных трубопроводов подразделяются на нормальные и усп-
ленпые.
Покрытия пз полимерных изоляционных лент зарубежного производства
(«Поликен», «Нитто», «Плайкофлекс», «Фурукава Рапко» и пр.) в один слой
отвечают требованиям пориальпой и усилепной изоляции и применяются на
всех участках трубопроводов, за исключением переходов через водные пре-
преграды, где применяется двухслойное покрытие. Конструкция покрытий из
импортпых лепт в одип и два слоя аналогична конструкции покрытии из
отечественных лепт, приведенной в табл. 5.30.
Битумные покрытия разрешается применять для изоляции трубопроводов
Диаметром пе более 820 мм при температуре транспортируемого продукта
не выше 40° С. Покрытия усилеппого типа следует предусматривать незави-
независимо от удельного электросопротивления грунта на трубопроводах диаметром
1020 мм и более, а также независимо от диаметра на всех трубопроводах:
— в райопах Средней Азии, Казахстана и южнее 50-й параллели север-
северной широты европейской части СССР;
— в засоленных почвах любого района страны (солончаках, такырах,
сорах и др.);
— в болотистых, заболоченных иполивпых почвах любого района страны;
— па подводных переходах и в поймах рек;
247
ТАБЛИЦА 5.3
Битумно-рр;»иноиые и полимерные изоляционные нокрыти
Таи
Нормальное
поо
Усиленное
ное
Нормальное
лимерпых
бптум-
битум-
из по-
полент
Усиленное из поли-
полимерных лент
Конструкция
Битумная грунтовкп. слой битумно-резпно-
вон мастики D мм), етеклохолст A слой),
защитная обертка
Битумная грунтовка, слон битумпо-резнповой
мастики F мм), етеклохолст A слой), г.а-
щнтвая обертка
Грунтовка, полимерпая изоляционная лепта
A слой), защитная обертка
Грунтовка, полимерная изоляционная лепта
B слоя) защитная обертка
Толщина, ю
не мгнее
Оеа защите
оОортаи)
4,0
5,5
0,35
0,65
— на переходах через железные и автомобильные дороги и на участка*
примыкающих к ним в пределах расстояний, указаипых в табл. 4. СНи]
11-45-75;
— на участках, примыкающих к территориям КС, ИПС и ГРС в преде
лах расстояний, указанных в табл. 4. СИпГТ II—45—75;
— па участках но 20 м в обе стороны от различных нересекаемых ком
муникацин;
— па участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака
— в зоне действия блуждающих токов;
— па горячих участках (при температуре транспортируемого продукт.
выше 40° С);
— па участках нефте- и нефтенродуктопроводов, прокладываемых в пре-
пределах водосборной площади на расстоянии менее 1000 м вдоль рек, каналов
озер, водохранилищ и границ населенных пунктов и промышленных пред-
предприятии.
Во всех остальных случаях применяются изоляционные покрытия нор-
нормального тина. Если но трассе трубопровода с усиленным изоляционным
покрытием встречаются участки протяженностью менее 1000 м, где возможис
применение изоляции нормального типа, то па них также следует применять
шс! и дню усиленного тина, во всех районах Средней Азии п на участках
с засоленными почвами — как правило, покрытия из полимерных лент.
При назначении покрытия из полимерных лент отечественного производства
в районах Средней Аяни и Юга европейской части страны надо попользовать
полиэтиленовые нлешш; в центральных и северных районах страны допол-
дополнительно применяются полпвппплхлорпдпые пленки.
Для защиты изоляционных покрыт nil. выполненных из битума или поли-
полимерных лент, от механических повреждений при укладке и засыпке трубо-
трубопроводов следует применять защитную обертку, if качестве защитных оберток
следует использовать полимерные пленки толщиной но менее u,."i мм отече-
отечественного производства (полпмерпо-д'.тте-бптумные ПДБ и нолпмерпо-ре-
знпо-легто-бт умные ПРДБ) пли бикирул. брннол .марки Dl'1'Г, стеклорубе-
роид. а также импортные («Фурукапа Рапко*, «Бпщоф», «Ннтто», «Секпсуи»
и др.) е прочностью на разрыв по менее 2.5 кгс на 1 см ширины полотнища
(обертки ОП). При применении более топких полимерных оберток их следует
наносить в два и более слоев (с общг-п толщиной не менее 0,5 mmj.
Ни подводных переходах, и также па переходах через автомобильные
и железные дороги, прокладываемых в защитных кожухах, трубопроводы
должны защищаться двухслойной полимерной оберткой и жесткой деревянной
2Л8
,} ? ? героикой. Л отдельных случаях, при соответствующем техлико-экопомп-
ч,. i.o.M обосновании и но согласованию с заказчиком, допускается применять
-!.;?;iriin.iе обертки на картонной основе (гпдропзол, толь-кожа, рубероид
i: :л>.) толщиной по менее j,0 мм (обертки Oli'). ii зависимости от грунтовых
\ osuiii прокладки трубопровода защитные обертки следует предусматривать
;: ?•.'пиетствин с табл. 5.3J. На обводненных участках трассы замена оберток
<>!! на ОК не допускается. Помимо защитных оберток при укладке трубоиро-
,. : -л ii скальных, каменистых. щебенистых, сухих комковатых и мерзлых
:>та.\ необходимы устройство подушки из мягкого грунта л обсыпка трубо-
?? «па мягким грунтом либо мероприятия, приведенные в § 5.7.
ТА ПЛИЦА 5.4 1
r; и :)ai:iivu.>i().'"i'ii от i';>ji!toi:j>:x услоши'; ирок.'гч'Ш"
трубопроводов
Чески i! супеси
l.iiini.i. суглинки, лессовидные грунты
! ллечппковые, каменистые и щебепп-
счг.те грунты, болота
. ::;!льпые грунты
ОН, ОК
ОП
ОП
2 слоя ОП
."И'ПТ
ОП, ОК
ОП, ОК
ОП
2 слоя ОП
Защиту падземпых т])убопроводов п надземных переходов от атмосфер-
i.'.'i: коррозии следует делать из алюминиевых или цппкопых покрытий тол-
толщиной не менее 200 мкм, стойких в атмосферных условиях лакокрасочных
п других покрытии со сроком службы не менее четырех лет. а в северных
;4'iionax страны также пз жировой смазки. Лакокрасочные покрытия следует
проектировать пз двух-трех слоев грунтовки и двух слоен эмали или лака
ибо из двух слоен грунтовки-шпаклевки. Их можно применять при любых
:* мпературах окружающей среды и продукта п процессе эксплуатации трубо-
? • [.'"подов. Толщина жировой смазки «В11ИИСТ» должна быть равной 0,2—
" ." мм. Ее можно эксплуатировать при температурах, не выше:
?'.!:ИИСТ-2» - 4о, «ШШИСТ-4» -;- 00е С.
15 местах перехода трубопровода от подземной прокладки к надземной
.'•обходимо предусматривать нанесение на него в обе стороны ио (> м незаии-
1!.мо от типа нзоляпног.ного покрытия дополнительной изоляции из двух
i-'fn полиэтиленовой липкой ленты. Материалы для изоляции трубопроводов
'>яны применяться по ГОСТ и техническим условиям в соответствии со
1 Hul! JI 45—75. Площадь поверхности полимерной липкой ленты (обер-
? ? 'mi о материала), м2,
>'л-- л/)/,/;/{/>'— 11), ("'.127)
>!'' /- -? длипа изолируемого трубопровода, м; В — ширина липкой ленты
'Оберточного материала), м; Я — пахлест витков лепты (оберточного мате-
материала), см B—2,5 см при однослойном, 50% +2-4-2,5 см при двухслойном
-окрытни).
Расход полимерной липкой ленты (оберточного материала), кг,
— Я),
E.128)
г'^' Р — масса I м2 липкой ленты, кг; 1,05 — коэффпцпепт для учета потерь
лелты (обертки) при смене рулонов, обрывах, торцовке и пр. "
249
§ 5.17. Балластировка трубопроводе»!
•>;|!ф'':М('м:№ труЛоироиадоз на нрое-ь'ных отмг: i;;;\. Трубонрпн-иы
1фок.;адмAнемио и нодводпых траншеях ил переходах через по.чгп.и1 прегради
заливаемое поймы, болота, заболоченные и обводненные участки, орошаемы
территории it участки, сложенные слабыми грунтами с высоким стояние:
уровней грунтовых иод, должпы быть рассчитали па устойчивость иоложеши
против ticii.'iMTiix. Устойчивость положения трубопронодоп на таких участка:
обеспечивается пригрузкой (балластировкой) специальными балластным]
грузами, утяжеляющими покрытиями всей трубы, закреплением трубопро
водок к основанию винтовыми анкерами, балластировкой минеральным грун
том п комбинированным способом при любом сочетании вынгоуказапньп
мероприятий. Пригрузка (вес балласта под водой) или расчетное усилш
анкерного устройства на 1 м длины трубопровода, уложенного в нодводнун
траншею при отсутствии течения воды без учета массы грунта над трубой,
кгс/'м,
В 5* Км (Lн.ввв+Lиэг+-6'вр!«—?тР—?доп). E.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-
опалубке, 1,10 — при сплошном обетонировании методом торкретирования,
1,2 — при балластировке грунтом; Ки. в — коэффициент надежности при
расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия, принима-
принимаемый равным 1,05 для болот, водоемов при отсутствии течения воды, нойм рек
и периодически заливаемых участков горизонтом воды 1%-ной обеспечен-
обеспеченности, 1,1 —для водных преград с пшрипой зеркала воды в межень до 200 м
при диаметре трубопроводов менее 1000 мм, 1,15 — для всех подводных
переходов диаметром 1000 мм и болео, а также при диаметре трубопроводов
мепео 1000 мм на водных преградах с шириной зеркала воды в межень более
200 м и горных реках с неустойчивым руслом; qH — расчетная выталкива-
выталкивающая сила воды, кгс/м, действующая на трубопровод (с учетом изоляции
и футеровки), определяемая по формуле E.10); qrp — расчетный вес трубо-
трубопровода (с учетом изоляции и футеровки) на воздухе, кгс/м, определяемый
по формулам E.3)—E.5); ддоп — расчетный вес продукта па воздухе, допол-
дополнительных обустройств в воде, а также "обледенения в воде при трапепорти-
ровашш продукта с отрицательной температурой, кгс/м (при паличии пад
трубопроводом устойчивого грунта с толщиной слоя не менее 0,5 м обледене-
обледенение трубопровода по учитывается); Б„„, с — расчетпое значение пригрузки
(пес балласта под водой), необходимой для предотвращения подъема трубо-
трубопровода на криволинейпых участках в вертикальной плоскости под воздей-
воздействием впутренпего давления и пзмепепия температуры степок труб, кгс/м;
определяется в соответствии с проектным очертанием оси трубопровода па
данном участке при расчетном отрицательном температурном перепаде на
вогнутых кривых и при расчетном положительном температурном перепаде
на кривых, обращеппых выпуклостью вверх; DKiT — расчетное значение
пригрузки (вес балласта под водой), необходимой для изгиба трубопровода
но заданной кривой дна траншеи, кгс/м, определяется пз условия прилегания
трубопровода ко дну траншеи.
Прп обоих защемленных копцах трубопровода
E.130)
нрп обоих свободных копцах
при одном защемлеппом п одпом свободпом конце
/;„$г = 185//?///1, E.132)
250
г к- / — длппя крппой даппого радиуса, си: / — стрела прогиба укладываемого
,- •.?'Чфивида, см: /',' — модуль упругости стали при ристя/кпнин, «ravi;!
!? |1.-г1ин\ кус/см2; 1 — момент тшсрцин сечсипя трубы, см3.
И том случае, когда зона размыва иа переходах через водные преграды
по может быть достоверно определена и при эксплуатации возможен рпзммп
1 нубоировода, а также при укладке трубопровода па дно водной преграды
не.-! заглубления, когда трубопровод будет находиться под действием потока,
необходимо учитывать гпдродипамическоо давление и подъемную силу ввн-
и;\щегося потока и увеличивать балластировку на
г>г. =к*х [Л'». I, (.vH-'V/t;.)]. (;").!?•;->
где х — давлеиие потока воды па трубопровод; у — вертикальная соста-
составляющая гидродинамического да оленин поды.
y = csDnyb-~, E.1;;:,)
где Схъ Су — коэффициенты лобового сопротивлепия и подъемпой силы дви-
движущегося потока воды в зависимости от состояпия поверхности трубопровода
и числа Рейнольдса; ия — донная скорость потока в паводок, м/сек; g — уско-
репие свободпого падепия (9,81 м/сек2); /Тр—коэффициент трепия трубо-
трубопровода о грунт (по табл. 5.9).
Число Рейнольдса (безразмерпая величина)
Re = ZV/v (»? 136)
где v — скорость течения потока, м/сек; у — кинематический коэффициент
вязкости воды, см2/сек.
Практически для шероховатых (футеровапных и обетопироваппых)
трубопроводов рекомендуется принимать Сх = 1,2 и Су= 0,6 при Не =
= 10*-г-105 ис1= 1,0 и Су = 0,6 при Re = lOo — iO'.
При прокладке трубопровода по дпу водных преград без заглубления
и то»! случае, когда температура газа па входе в подводный трубопровод
отрицательная, па трубе образуется корка льда и увеличивается плавучесть
трубопровода. Для обеспечения устойчивости таких трубопроводов необ-
необходимо увеличить их балластировку с учетом обледенения. Для расчета
общей величины пригрузки пеобходимо определить предельный радиус
обмерзания и соответствующий объем льда.
Предельный радиус обмерзапия, м, рекомендуется определять по форму ie
, л.0,6 _и,4
(М:-7)
i;ii' г, — наружный радиус трубоп].овода, м; tH — начальная тпмперятх ра
)f!;iii л:ц! продукта Caoio'iHiTuoe значение). °С; уж ?— кипематг.ческий Kri;»i.'!-n-
iMici.-i ияякости полы, (м^/гск; (ж — температура поды п нрплош^л; . .ич-,
"Mi.i.i'.HKnnf.M трубу, СС: с,,,— скорость днижепия поды i; прпдонюу (,:.ч"\
М cci;; l'l ?- ЧИС.1О ПрППДТЛЯ ДЛЯ ПОДЫ; Хл — КО.эффнЦМеШ TIMI. ГОП]К>!!<>;!' ... II;
'•«•:i>... 1.км.!Чм-ч-сС).
-?'.щ oiipc/u'-'ii'MiiH температуры газа или продукта по длине трубопш,- ;ал
(ч^с'ипш'тся ни несколько участков. Для мерного участка г рассчптыт-муя
'?<: т<д;|ц.р;п \ up тал ц : л продукта на ъходе в подподньп: трчГощюнол. Т>\ч-
'"T'-'i' |a ia;iii ii.:n nj)o;iyh"ra на входе в следующий участок, т. п. конечная
?' - in'!'i'Oi п ^ чгм'ТК'а^
251
где а — коэффициепт, ккал/(м-ч-°С); L — длина участка подводного труб
провода, м; G — массовый расход газа или продукта, кг/ч; ср — удельш
теплоемкость газа или продукта (прп постоянном давлении), ккал/(кг-еС
а ?-- 2лЯл/1п (rlrx), E.131
где >.л— коэффициент теплопроводности льда, ккал/(м-ч-°С).
Для практических расчетов можно рекомепдовать параметрь*-воды в зав]
снмости от ее температуры в соответствии с данными табл. 5.32. Объем льд!
образующегося па трубопроводе, м3,
ТАБЛИЦА 5.3
Некоторые характеристики воД1
Температура
(в. "С
0
1
3
4
5
Плотность V,,,
нг/м3
999,87
999,92
999,99
1000,00
999,99
Кинематический
коэффициент
вязкости vM,
см'/се.к
0,0179
0,0170
0,0162
0,0157
0,0152
Коэффициент
теплопроводно-
теплопроводности Я„,
т;ал/(м-ч-°С)
0,48
0,48
0,48
0,48
0,49
Число
Пранлтля
Рг
13,7
13,1
12,0
11,5
11,0
Пример. Определить радиус обмерзания Тгодводшш
газопровода и объем образованшегося льда. Условный диамет{
газопровода Dy = 1020 мм, /, = 2000 м. tn = —2-is С. G =
^ 4-Ю5 кг/ч, уж = 0,0.") м.'сек, и = 1° С, ср= 0.5 ккал/(кг-'С),
ал = 1,935 ккал/(м-ч-°С).
Решение. По табл. 5.,°>2 при /ж = 1° С /,ж — 0,48 ккал/(м X
X ч-рС), Ргж = 13,1, \'ж — 1,7-10~'• м=/сск. Газопровод условно
разбиваем па четыре равных участка длиной 2000 : 4 — 500 м.
24A 7-10-6H.8. о,-,10-4
По формуле (о.137) г = 0,51 + 19,65 ! . цдоо.о. 1у,10.;з . 0,48 =
= 0,81 м. По формулам E.139) и E.133) для первого участка
—I- s.i-i- на?, лов
t _ o^gln @,81 / 0,51)-4- 1И«-и.Г> __ 90 JO Q
Подставляя tK в формулу E.137) и приипмая ее за tn для
второго участка, оиррделяем для него г и /к. Аналогично про-
продолжаем расчет и для остальных участков. По формуле E.110)
определяем для каждого участка объем льда. В результате
расчетов получаем:
I участок —г —0,81 м, t«.~— 22.5 "С, V,-^62i'i м3;
II участок—/---=0,8 м, .'к=~—21JC, V,^590 м3;
III участок—т-^0.77 л, *к —— 19.fi °С, V3-525 м3;
IV участок —г = 0,75 м, 1К = —17,6 °С, V,, = 475 м3.
Общий объем льда на подводном газопроводе Vn — 620 +
+ 596 + 525 + 475 = 2216 м3.
Балластировка трубопроводов утяжеляющими грузами. В практике
балластировки трубопроводов широкое применение пашли чугунные коль-
252
([?ныв и ар.чобетонныо седловидные балластные грузы. Для определеппя
чмга грузов при установке их на трубопроводе следует пользоваться фор-
иулами
^rp = (<?rp. cp-Y^rp. сР)/Ь'; E.Ш)
hp=Qrp. cp (Yrp-Y«)/(fiYrP). E.142)
t.u1 Irp — расстояние между осями грузов, м; Qrp. cp—средний фактический
ш-с груза в воздухе, кгс; Frp. cp — средний фактический объем груза, мЗ;
у,,, — объемный вес груза, кгс/м«; уя — объемный вес воды, кгс/м3.
Кольцевые грузы. Для балластировки трубопроводов на пере-
переходах через водпые преграды и болота при укладке способом протаскивания
рекомендуется применение кольцевых утяжеляющих грузов, состоящих
и > двух полугрузов (с разъемом но диаметральной плоскости), скрепляемых
между собой болтами. Изготавливают их из серого чугупа (объемпая масса
7-иit) кг/м3) или железобетона (объемпая масса не менее 2200 кг/м3). Кроме
/ого, как разновидность железобетонных следует примепять скорлупообраз-
ные грузы, изготовляемые в виде продольных частой цилиндрической обо-
оболочки.
Армобетоппые седловидные балластпые грузы.
Г.алластировка трубопроводов армобетонными седлопидпыми грузами тре-
Г.ует значительного расхода армобетопа. С увеличеппем диаметров труб
и пх плавучести расход армобетона, затраты труда и общая стоимость бал-
балластировки резко возрастают. Кроме того, велика трудность транспортировки
больших объемов грузов к месту строительства в условиях бездорожья. По-
isiowy область применения армобетонных седловидных грузов следует огра-
ограничивать участками, где трубопровод укладывается в заполпеппыо водой
i (ракшей, водоотлив из которых невозможен, переходами через глубокие
Оплота с мощностью торфа, превышающей глубину траншеи, па обводпоппых
участках, где невозможны балластировка грунтом и закреп;]ение винтовыми
тикерами, а также на переходах через малый водные преграды с устойчивым
:лом и ыеразмываемые поймы рек. Седловидные утяжеляющие одиночные
П>у,ш изготовляются в виде монолитных изделий из бетопа, армобетона
и лругих материалов с объемной массой не менее 2200 кг/м3. При необходи-
необходимо; i и устаповкн грузов в агрессивную среду пх следует изготовлять с при-
i::-neniicM стойкого цемента н соответствующих защитных покрытий. Каждый
; !>>.( должен иметь маркировку масляной краской с указанием фактической
?::>? Iы и объема груза; грузы, предиозпачешше для укладки в агрессивной
i'p".ii\ должны маркироваться дополнительным индексом.
Закрепление трубопроводов против всплытия анкерными устройствами.
Д ?•» закрепления от всплытия трубопроводов, прокладываемых иодзомпо
ir.i полетах, заболоченных участках, обводненных и орошаемых территориях,
• '? мвмемых поймах рок, сложенных перазмываемымп устойчивыми грунтами,
i•?•? -мсидуется применять винтовые анкерное устройства. На практике ггриме-
н:';'г,-ся анкерные устройства из винтовых апкеров типов АС-4, AC-4II, ЛЛ-4
'! Л. I-411 диаметром лопасти от 100 до 400 мм, изготовляемых но техническим
:•' копиям ТУ 51—03—Г)—GS, АС-4-40 и АС-4П-40 по ТУ 51— 347—70 и
^••1 1-40 п АЛ-4П-40 по ТУ 51—348—70 (АС — анкер сварной, АЛ — анкер
iiiioii. 4 — анкер четвертой модификации конструкции, 411 — апкер чет-
bi'jnoii модификации копструкцип для груптов повышенной плотности, число
110'.ю индекса 4 или 4ГТ — условный диаметр виптовон лопасти, см). Шаг
типовой лопасти t анкеров тииов АС-4 и АЛ-4 составляет 0,3, анкеров типов
?д-^ -117 и АЛ-4П — 0,4 диаметра лопасти.
Несущая способность анкерных устройств определяется характеристи-
i-.!f'in ^грунта, в который заглубляются апкеры, конструкцией анкерного
.Yi тройства и типом анкера. Минимальная глубина завинчивания апкеров
u грунт — С диаметров винтовой лопасти. Расчетное усилие (допускаемая
»«1 руина) па анкерное устройство, кгс,
^;,чк=-?Л"|ТА'амкЛЬ E.143)
253
где Z — количество апкеров в апкорпом устройстве; КГТ1 — ко:>ффичпе1
пес vine1.; < но; ...".i.ости грунта, V. котором находится лопасти япкор(
(таил. 5.лЛ); Л';.г:к — максимальная нагрузка на анкер, кгс (табл. Ь.М
m — коэффициент условии работы анкерного устройства @,5 при 2 <L
и 0,4 при Z> 2).
ТАГ,.1! ИДА 5.J
Грунты п коэффициенты их песущей способпост
Групп;'
i
и
Ш
Групп,:
Мягкоплпсшчпые глипы и суглинки, пластичные
С VTTPPTT
Kj Д Ilt'Wl
Мелкие илотпып и средней плотности влажные,
малоплажяые п водонасыщенлыо пески, полу-
полутвердые тугопластичпые глипы и суглинки
Гравслпстыо крупные и средней крупности влаж-
влажные, маловлажныо и водонасьпцешшо пески,
твердые супесп, суглинки и глипы
к,.р
1
2
3
ТЛБ;ШЦА 5.34
Максимальная (критическая) нагрузка на один винтокой анкер
Диаметр лопасти
анкера, мм
100
150
200
250
лоо
N . кгс
анк»
650
75A
1350
2100
3000
Диамотр лопасти
анкера, мм
400
500
600
750
N . к гс
?аик* ^
5 300
8 300
12 000
18 750
Примечание. Данные <тфм1<гдлипы щи/ уг.'цшпн, что анкер оа-
тяиче.н и ijiyirr 1 груш'ы на глубину i-.<: »:ri:cc A дг.чыетров лепасш.
Расстояние между осями анкерных устройств, м,
1аш=---Г,а.м!1>. (Г..144)
Б8.:!.1<;г!11ри!4|:а минеральным грунтом. При укладке трубопроводов
в осушенную траншею на заболоченных, обводненных и периодически нали-
наливаемых участках трассы, а также на участках с высоким стоянием уроьней
грунтои1.1Х нол, когда полностью исключаются рпамыв, винетривапие и .'.руте
нарушении балластной насыпки, можно применить бллластпропку минераль-
минеральным гр\ птом пасынки. Ото возможно па прямолинейных участках" и криво-
криволинейных, монтируемых как унрутм иапн'ом тру", тик и iiBiijiKoii ko.'ich
при iiouopoTPx (в плане и и профиле), при п.'лнемном и наземном пюсобях
н/юклчлки при '!юбы.\ температурах стенок '|]'уб и условиях :n;c.4.iy-
атацик (рнс. Гч1'4). Г.аллаетиронку грипом мо;кпо применять в еоч'-тгпш
о. другими снО'х^'амп: утяжеляющими i|iynaMi<. сп.чоп.'ным обечонирм^пшем
и апке[ип.1мн утронстпами (и чгатпо.тн, iia иертнка.'и.пмх погпутых ki-пвых,
где необходим» нригр^зка д-'я нзгнба ipy6onyi(:no;ioi;, u на выпуклых кривых,
где т])сбуется прш-ру.чка для предотвращения м.тирапля трубонро!.ода).
254
При расчетном температурном перепаде более 40° С необходимо нро-
? рять продольную устойчивость трубопроводов для предотвращения их
? :учив»Г1ИЯ на прямолинейных участках трасс. 11а криволинейных уча-
:av, образованных упругим изгибом и путем вварки колен, требуется
. luii'pKa продольной устойчивости трубопроводов и прп расчетном те.мпе-
^.туриом перепаде, меньшом 40д С. Продольная устойчивость трубопроводов
?,1'.; балластировке грунтом проверяется с учетом рекомендации § 5.5. Высота
?.-.'•)Я грунта над трубопроводом, обеспечивающего его проектное положение
;ij-.!i строительстве и эксплуатации, зависит от геометрических размеров труб,
Гьемной массы грунта п воды с учетом взвешенных твердых частиц, удель-
:1)го сцеплеггия и угла внутреннего треыия грунта засыпки, а также от уровпя
',5м, но не
.менее 1,5 В к
Рис. 5.24. Схема балластировка трубопроводов грунтом-
а — подземная укладка; б — укладка о малый заглублением; < — наземная укладка.
«оды по отношению к труоопроводу, уложенному па проектные отметки.
Для расчетов массы грунтовой балластировки необходимо в процессе нпже-
нерных изысканий онределить объемную массу грунта в плотном состояпии
и в состоянии засыпки и скелета грунта, коэффициент пористости, угол
внутреннего трепия, удельпое сцеиленио. В тех случаях, когда прп и.чыска-
? i'Hx не были получены какие-либо необходимые для расчета характеристики
1: унтов, недостающие следует принимать в соответствии с табл. 5.G—5.13)
1 ? iii объемной массы, удельного сцепления и угла внутреннего трения при-
принимают минимальные значения, которые могут быть у данного вида грунта).
Необходимая толщппа слоя грунта пад трубопроводом (без учета тем-
•К'ратурпого перепада и давления) определяется из условия
КыКп.ъЧъ ^ <7пр. п>» E.145J
i.io Kv — коэффициент безоиаспости по материалу; К„. ,, — коэффициент
надежности прп расчете устойчивости положения трубопровода против
•к'п.н.ггия; qH — выталкивающая сила, приходящаяся па единицу длины
погруженного в воду трубопровода, кгс/м; </цр. Гр—расчетный вес грунта,
приходящийся на единицу длины трубопровода и препятствующий его всплы-
п<:о, кгс/м (продельная удерживающая способность групта вертикальным
поперечным перемещениям).
— <7rp — (
E.14G)
255
где iS — коэффициент, учитывающий степспь погружепия трубопровода
в воду (табл. 5.35); /),, — паружпып диаметр трубопровода с учетом изоля-
изоляции, м; ув — объемпый вес воды с учетом растворепных в пей солей, кгс/м3,
определяемый при изысканиях (на засолеппых участках уа = 1020 -s-
ч- 1200 кгс/м3; дТр — расчетпыи вес трубопровода, без коэффициента пере-
перегрузки, кгс/м; <7дОП — расчетный вес транспортируемого продукта и других
дополпптельных 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 hu/Dlt
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0.50
0,55
0,60
s
0,15
0,20
0,25
0,29
0,34
0,39
0,44
0,49
0,65
0.70
0,75
0,80
0,85
0,90
0.95
1,00
0,54
0,59
0,63
0,67
0,71
0,74
0,77
0,79
Примечание, ft,, — гяубппа погружения трубопровода в воду
(расстояние от нижней образующей трубы до уровня воды), м.
Расчетная удерживающая способность грунта, приходящаяся на еди-
единицу длины трубопровода, кгс/м: когда грунт, находящийся над трубопро-
трубопроводом, полпостью погружен в воду (hi = 0)
?пр. гр = ТвзВ (Dnh.2
+ °-7C
/t3-' Д.,/2-1.
J
cos0,7<prpJ'
когда уровень стояния воды ниже уровня земли (hx
0)
0.7
где Yi-зв — объемный вес взвешенного в воде грунта, кгс/м3; кг — высота
погруженпого в воду слоя грунта, расположенного над трубопроводом, м:
К — коэффициент, учитывающий умепьшепне удерживающей способности
призм выпирания (К — D» при диаметре труб меньше 1020 мм и К = 1 при
диаметре труб 1020 мм и более); фГ() — угол внутреннего трения грунта;
С — удельное сцепление грунта; Yrp — объемпый вес грунта естественной
влажности; ht — высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом
выше уровня воды (с учетом осадки грунта), м.
Yn3B = (Yy — Y-i)/(' + s)i E.149)
где Yy — средний удельный вес групта B600—2800), кгс/м3; 8 — коэффициент
пористости.
256
Удерживающая способность грунта рассчитывается для паивысшего
уровня возможпого стояпия грунтовых и поверхностных вод: для нефте-
и нефтепродуктопроводов — в период строительства до момента заполнения
трубопроводов продуктом или водой; для газопроводов — в период стро-
строительства и эксплуатации. Торфяной грунт учитывается в качество балласта
лишь в том случае, если он расположен выше уровня воды. При определении
проектной высоты слоя грунта, находящегося над трубопроводом, необходимо
учитывать осадку свежепасыпанного грунта на 15—25% (в зависимости от
свойств грунта и способов производства работ).
При балластировке трубопроводов грунтом в сочетании с утяжеляющими
грузами, обетопированием и анкерными устройствами в правой части фор-
формулы E.145) к расчетпои удерживающей способности грунта, приходящейся
на единицу длины трубопровода, прибавляется расчетная удерживающая
способность дополнительной пригрузки или анкерпых устройств, приходя-
приходящаяся также на единицу длины трубопровода.
Пример. Определить необходимую толщину слоя грунта
(балластной засыпки) над газопроводом 1420 X 17 мм (без учета
температурпого перепада), прокладываемого па обводпеппом
участке в миперальпых грунтах со следующими характеристи-
характеристиками: Yy = 2700 кгс/мз, уп = 1010 кгс/м3, е = 0,9, <ргр = 23°,
С = 300 кгс/м".
Решение. D» = 1420 + 12 = 1432 мм = 1,432 м. дтр -
= 594 кгс/м; задаемся Ъ.„ — 0,8 м. По формуле E.149) уКЗк =
= B700 — 1010)/A + 0,"9) = 890 кгс/м3. По формуле E.147)
9пр. гр = 890 A,432-0,8 + 0,11 -1,432J-1-1 [890 @,8 + 1,432/2J х
X tg 0,7 ? 23"+0,7-300 co^0 7-23o ] = 2145 кгс/м. По формуле
]
E.146) дп = 0,79 -1,4322-1010 — 594 = 1041 кгс/м. По формуле
E.145) 1,2-1,05-1041 ^ 2145, или 1300 кгс/м <145 кгс/м,
т. е. условие E.145) выполпепо.
§ 5.18. Электрохимическая защита
трубопроводов от коррозии
Требования к защите стальных трубопроводов от коррозии регламсити-
jcnibi ICCT 9.015—74, соответствующими параграфами СНиП II—45—75,
СНиП III—И.6—67 и СНпП III—В.6.1—62, «Инструкцией по защите город-
городских подземпых трубопроводов от электрохимической коррозии», утвер-
утвержденной Главным управлением газового хозяйства МЖКХ РСФСР в 1972 г.
При проектировании защиты подземпых стальпых трубопроводов от электро-
электрохимической коррозии, кроме того, необходимо руководствоваться «Инструк-
«Инструкцией по проектированию и расчету катодной защиты трубопроводов»
ВСЦ—2—19—70
—Мипгазнром—' а такзке соответствующей отраслевой [нормативно-техни-
[нормативно-технической документацией. Конструктивные решения отдельных узлов электро-
электрохимической защиты и характеристики некоторых устройств и оборудования
разработаны в типовых проектах.
Исходпыми данными для проектирования электрохимической защиты
.стальных трубопроводов являются результаты комплекса электрометриче-
электрометрических работ, включающего в себя изыскательские работы и электрометри-
электрометрические исследования. При изыскательских работах определяют возможные
места установок электрохимической защиты, проводят визуальную или
инструментальную съемку и закрепление на месте площадки под анодпое
аавемление, трассы ЛЭП; проводят геологическое и геофизическое исследо-
исследования 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-
устройств защиты и получают технические условия па их подключение; для
подключения электродренажной устаповки получают согласование со всеми
17 заь-ai 1SI 257
:/;;;<1а:.ш желе.шол дороги. lipu элеитромсп рпчилшх жч-лс
.; ,icfе проектируемого трубопровод.) определяют наличие- блуждающих ток
ji земле, обследуют источники блуждающих токов (размещение тягот
м-.останций, их нагрузки, расположение дроссель-трансформаторов, заме]
потенциалов рельс — земля), замеряют удельное ялсктросонротнвлен
) jiyjiia. Все исследования должны выполняться в соответствии с действующ
.ми ведомственными инструкциями и инструкцией по техпике безопасное,!
Удельное электрическое сопротивление грунта. Определение удельно
.).iCKTpii'iecKOro сопротивления грунта необходимо для выбора места yci
лопни и типа анодного заземления, расчета сопротивления растеканию То]
;:.'одного заземления и протекторов, а также для расчета осповпых параметр!
кптодиои запщты: силы тока катодной станции и длины зоны защиты. Удел
1;(ч> электрическое сопротивление групта определяют симметрично!! четыре
электродной установкой с помощью полового олектроразведочпого поте:
шюметра типа ЭП-1М, электронпого стрелочного компенсатора типа ЭС1"
пли авгокомнепсатора типа АЭ-72. При использовании этих приборов ра
стояние между токовыми или питающими электродами должно быть paBi
утроенной глубине заложения анодного заземления или протектора.
Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии. ;!ащи1
магистральных трубопроводов и отводов от пих от почвенной коррозии ост
ществляется катодпой поляризацией поверхности трубы установками като;
ной защиты (автоматическими и неавтоматическими). Установка катодно
защиты состоит из катодной стапции (преобразователя), анодного заземлепш
защитного завемлепия и соединительных проводов. Автоматические устг
повки катодной защиты состоят из тех же элементов, что и неавтоматически
но в их состав дополнительно входят иеполяризующийся электрод сравнят
длительного действия и датчик электрохимического потепциала.
Конструктивно катодная станция (преобразователь) выполняется в вид
металлического шкафа, впутри которого расположены силовой трансформа
тор, выпрямительный блок, блоки автоматики. Измерительные приборы j
переключатели размещепы на передпей панели станции. Каждая катоднги
станция (преобразователь) в качестве измерительных приборов имеет ампер
метр, вольтметр, счетчик электрической эпергпи. Для защиты стапции (пре
образователя) от перегрузок устанавливается автоматический выключатель
имеется защита от грозовых разрядов. Элементы для подключения кабелей
питающей сети, анодного заземления и от трубопровода смонтированы впутрт
шкафа па задней стенке. Подвод всех соединительных кабелей снизу. Катод-
Катодные станции (преобразователи) устанавливаются как на воздухе, так и в по-
мещепии без постоянного обслуживания с периодической профилактикой.
Для расчета установок катодной защиты пеобходимо при проведении
комплекса электрометрических работ получить даппые об удельном элек-
электрическом сопротивлении земли в поле токов катодной защиты, удельном
электрическом^опротивлепии групта в месте установки анодного заземления,
диаметре и толщипе стенки трубопровода, виде изоляционпого покрытия,
наличии и месте расположения источников электроснабжения (ЛЭП 0,4, 6
и 10 кв) отпосительпо трассы трубопровода.
Основными параметрами установки катодной защиты являются сила
тока установки и длппа защитпой зоны, которую создаст эта установка.
В зависимости от этих параметров решается вопрос о выборе мощпости уста-
установки катодпой защиты, типе и количестве анодных заземлении, длино дре-
дренажных линий, а также о размещении установок катодной защпты по трассе
магистрального трубопровода. Расчет параметров устаповок катодпой за-
защиты сводится к определению количества и мощиостп катодных стапции,
которые необходимо запроектировать к установке па трубопроводе. Мощпость
катодпой стапции (преобразователя) определяется потребностью в защитном
токе, а количество — длиной защитной зопы каждой стапции. Зона защиты
. E.150)
25S
j,;r г/. - постоянная распространения тока вдоль сооружения, 1/м; у— крат-
ч.пши'г расстояние, от трубопровода до аподного заземления, м; Zn —? входное
сопротивлении трубопровода, ом; Кк — коэффициент, учитывающий взаим-
взаимное влияпис соседнтгх катодных станций (для практических расчетов Кь =
п.Г), а в случае едшшчпой катодной установки #„--1,0); Ь'т\п — мини-
j, . м;ая по абсолютной величине наложеппая разность потенциалов трубо-
,,| .Ц111Д — ясмля, в; t/max — паложенпая разность потенциалов в точке дре-
н -,i.'. в; р3 — удельное электрическое сопротпвлеппе земли в иоле токор
к,;гпдной защиты, ом-м.
N равнение (Г>.150) ретается методом последовательного приближения.
1 ? 1-..Ц член p-,!//(LKn) очепь мал, его можно не учитывать. Тогда для опро-
д пня золы защиты пользуются формулой
г 1 1 2л;/г„ ,_ ,-,.
L --—In —. . (o.1-j1)
а ^
( ,|ла тока катодпой станции, а,
Напряжение на выходе катодной станции, в,
l-'к. с ••/(^п + Я;1р+/.>з), ? E.153)
где /?:iP — сопротивление проводов, соединяющих катодную станцию с трубо-
трубопроводом и с анодным заземлением, ом; R3 — сопротивление растеканию
анидного заземления, ом (зависит от конструкции анодного заземлепия, числа
• мл родов в нем, удельного сопротивления грунта).
Мощность на выходе катодпой станции, вт,
На основании получеппых расчетпым путем силы тока /, напряжения U
'•'. мощности W выбирают тип катодной станции.
Анодные заземления. Анодное заземление служит для создания а.чк
'| ;.:i'iecKoii цепи в системе катодной защиты и является основным ее элсмен-
?|| '•:. От правильного выбора параметров анодпого заземлепия зависит эффек-
?||--:*!чсть катодной-защиты в целом. Анодное заземление характеризуется
| • 1Р1>т111!ленпем, которое должно быть стабильным на весь период его акс-
i: • .ГГ.1ЦИИ. Электроды заземления устанавливаются ншке глубипы промер-
мия. Тин п конструкцию анодного заземлении выбирают в зависимости
??I сдельного сопротивления груптл, глубины промерзаштя, влажности,
!?:??? 'ii'Tiioii силы тока и допустимого падения папряжспия в цени катодной
? Инин.
I; качестве материала анодного заземления используются высококрсм-
1!!. i!.!i'i чугун, графитированные электроды и углеродистая сталь в коксовой
•' ?i.uii.e нли в коксобетоие. Анодное заземление набирается из электродов
:; "С'.пкого изготовления, которые между собой соединяются магистралью,
•' ?••• щровапной от земли. Применяют анодные заземления с вертикальным,
ьч.']:.(читальным и смешанным расположением электродов. В отдельных слу-
'?? ул кынол1:яют г.чубичные заземления.
Сопротивление растеканию электрода, установленного вертикально
1; 'Г) пт (при I S' At и d <; 2.'), ом,
?.l . 1
|;:' {?<? — уде.-it.uoe гоиротппленне грунта в месте устройства анодпого здзем."о-
"|-:[. <|ц-м; I — ;гшна электрода, м: с! — лпамет]! электрода, м: / — рассто-
ii'ihc or понерхтюсти грунта до середины алектрода. м.
"?'* 259
При устаповке электрода горизонтально в групт сопротнплоиис растет
пню (при / < in I ?. d), ом,
2/ I VЧ-;-1(j/a \
При горизонтально]! закладке электродов небольшой длины (/ < ;
сопротивление растеканию, ом,
lir-'-'iti 1п'^Г' <5Л57
В случае протяженного горизонтального электрода, когда I > 12*
сопротивление растеканию, ом,
Сопротивление заземления из вертикальных электродов, соединенны:
горизонтальной голой шиной, ом,
где т)ц — коэффициент экранирования вертикальных электродов; т]я. г—
коэффициент экранирования вертикальных электродов горизонтальные
электродом — магистралью; т)г. и— коэффициепт экранирования горизои-
тальпого электрода вертикальным (ци, г и i]r. n принимаются равными 0,96).
Зная переходное сопротивление одиночного электрода, количестве
электродов и расстояние между ними, можно онроделичь переходное сопро-
сопротивление всего заземления:
Лв=ЛЭ1/(Л'11), E.160)
где Ял — сопротивление растеканию одного электрода, ом; т) — коэффи-
коэффициент экранирования, зависящий от конструктивного исполнения электрода
ваземлепия, от тела электродов и расстояния между ними.
Срок службы анодного заземлепия, годы,
T = Ga/(kqICp), E.161)
где G3 — масса заземлепия, кг; к — коэффициент запаса A,1—1,3); q —
потеря массы заземлепия, кг/(а«год); /Ср — сила тока, стекающего с за-
земл ешш, а,
/ср=-(/„ + /к)/2, E.162)
где /„, /к — сила тока и начальный и копечпый период работы анодного
заземления, а.
Допустимая плотность анодного тока па каждый точечный или линейпый
заземлитель
1а.з=Сэ/B.г><7Л-„), (Г..103)
где G3 — полезная масса одного заземлителя, кг; q — электрохимический
эквивалент материала заземлителя, кг/(а-год); Ки — коэффициент неравно-
неравномерности растворепия заземлителя.
Защита магистральных трубонроводои от коррозии олуждающими токами.
Большую опасность для магистральных трубопроводов и отводов от них
представляют блуждающие токи электрифицированных железных дорог.
Они вызывают интепсивпое коррозионное разрушение трубопроводов в аиод-
пых зонах. Наиболее эффективным способом защиты от блуждающих токов
260
к
0,8
.шляется электродрснажная защита (поляризованные или усилопные автома-
шческис дренажи). Усиленный автоматический дренаж состоит из усиленною
фс-пажа (преобразователя), нополярпзующегося электрода сравнения длп-
гелыюго действия, датчика электрохимического потенциала, защитного
:азем,чешш ц соединительных кабелей. Усиленные дренажи применяют н тех
.?лучаях, когда применение поляризованного дрепажа неэффективно или
чеонравдаио экономически. Установка поляризованной дренажной защиты
.-остеит из поляризованного дренажа (преобразователя) я соединительных
иаоилей. В практике защити магистральных трубопроводов от коррозии
блуждающими токами используются
?оектромагннтпыо и лептильпые по-
шрияованные электродропажпые ус-
ганопкп. Характеристики отдельных
.-> лектродренажных установок (пре-
(преобразователей) в зиачитольпон мере
отличаются друг от друга, что дает
возможность широко использовать
различные типы установок исходя
из конкретных условий защиты.
При осуществлении электродре-
нлжной защиты необходимо решить
:ше основпые задачи: выбрать место
установки элрктродронажа и опре-
определить сечеине дренажного кабеля.
Для определения последнего необхо-
необходимо знать максимальную величину
дрепажного тока
/д = /тА-,Л-2А'зА'.1А'3 -0,2, E.164)
где /т — ток нагрузки тяговой под-
подстанции, а; Къ . . ., К-о — коэффи-
коэффициенты корреляции дренажного то-
тока, учитывающие соответствеппо
расстояние I, между трубопроводом
.[ п.токтрпфшшрованпой железной
дорогой, расстояние от места пересе-
пересечения трубопровода электрифициро-
электрифицированной железной дорогой и тяговой
подстанцией, изоляционное покрытие бм
трубопроводов п количество п
рис. 5.25).
Сочеипе дренажного кабеля, мм2, поляризованной дренажной установки
E.105)
Рис. 5.25. Коэффициенты корреляции
дренажного тока.
трубопроводов, время t укладки
параллельно уложеппых трубопроводов
где о — удельное сопротивление материала кабеля ом-мма/м; L — длина
фенажпого кабеля, м; MJ — допустимое падеппе напряжения в дренажпой
пени. в.
Протекторная защита. Защита трубопроводов от ночнепной коррозии
при помощи гальванических анодоп в определенных условиях аффективна
?л проста. Она автономна, благодаря чему ее можно использовать в районах,
>де отсутствуют источники электроэнергии. При расчете одиночной установки
последовательно определяются следующие параметры: сопротивление про-
протектора, сила тока протектора, сила тока, необходимая для защиты 1 км
трубопровода, число протекторов па 1 км трубопровода, расстояние между
мротг-кторамн, срок службы протектора.
Сопротивление протектора, установленного вертикально в активаторе,
при la » da/2 и h > IJi
: 1.,
'" 2 ln
4A-
201
где рг — удельное сопротивление грунта, ом-м; da— диаметр столба акти-
активатора, м; 1а — высота столба ативптора, м; d — диаметр протектора, м;
h — глубина установки протектора, м; ра — удельное сопротивление акти-
активатора, ом.-и.
При установке протектора в активаторе горизонтально в грунт при
h » da
Сила тока протектора
lin?--rlin), E.168)
где Uа — стационарный потопциал протектора, я; Ue — естественная раз-
разность потенциалоп труба — земля, в; Zn — входное сопротивление трубопро-
трубопровода, ом; Лпр — сопротивление проводника, соединяющего протектор с трубо-
трубопроводом, ом; Ли — сопротивление протектора с учетом поляризации, ом
(Un и Ue подставляются в формулу по одноименному электроду сравнения);
в случае отсутствия даппых для магниевых протекторов и стального трубо-
трубопровода ПриПИМаЮТ {/„ — f/e яг: 1 В.
Плотность тока на поверхности протектора
/н=/п/5„. E.169)
где 5и — рабочая поверхность протектора, дм2.
Защитная плотность тока, т. е. сила тока, необходимая для защиты
1 км трубопровода, а'км,
^-?«-'min-KMV/'i.e;,. <"'.1<0)
где к — коэффициент, учитывающий неравномерность распределения раз-
разности потешшалон труба — земля вдоль трубопровода; Utr,in — минималь-
минимальная наложенная защитпая разность потенциалов труба — земля, в;
Л пер — переходное сопротивление труба — земля, ом-м.
Число протекторов, необходимых для защиты 1 км трубопровода,
где г) — коэффициент экранирования протекторов.
Расстояние между протекторами, м,
E.I72)
Срок службы протектора
где К — коэффициент использования протекторов, К =0,5; G — масса
протектора, кг; ,9 — электрохимический эквивалент, для магния 3,94 кг/(а X
X год).
§ 5.19. Вдольтрассовые дороги
Строительство и эксплуатация магистральных трубопроводов пе всегда
возможны без вдольтрассовых и подъездных (к трассе от пунктов перевалки
грузов с железнодорожных или водных путей, иногда с аэропортов, а также
от карьеров грунта, лесосек и т. д.) дорог. Вдольтрассовые дороги подраз-
подразделяют на необходимые при строительство и при эксплуатации. Первые носят
временный характер и по окончании строительства на баланс, эксплуатацион-
эксплуатационникам не сдаются. Вторые являются постояшшми сооружениями и служат
для прохода ремонтных бригад н техники при наблюдении за линейными
сооружениями трубопровода, их профилактическом ремонте, а также ликви-
262
•.ii.mi аварии п пх последствий. Постоянные дороги могут быть сугубо но-
,)Mi-!цепными, для проезда только эксплуатационного персонала. Тогда опн
.?т.-труктивно могут располагаться в непосредственной близости от трубо-
роно'чм, т. е. ось дороги от оси трубы может находиться п 8—10 м. Если то
ю if. трубопровода проектируется постоянная дорога общего назначения,
. расстояние оси дороги от осп трубопровода доляато быть не менее прод-
.MuTjieiiHoio СПиП II—45—75. Дороги общего назначения проектируются
?•• нормам дорожного строительства (СНиП II—Д.5—72) в полном объемо
: к диплом справочнике не рассматриваются.
Н ременные дороги. Необходимость сооружении временных дорог при
;;1(штольстг.о магистральных трубопроводов возпикает из-за наличия rpyir-
:.ii с низкой несущей способностью па болотах, заболоченных участках,
,• мелкодиснерспых сильпо увлажпепных грунтах, па участках с мпого-
^i померзлыми просадочпыыи грунтами, а также па участках с нормальными
^унтами в случаях необходимости сквозного проезда. В зависимости от
..•онкретных условий (несущая способность грунта, удельные давления на
руят от строительной техпики и сезоп строительства) опи могут быть дере-
яппыми, грунтовыми, грунтово-деревянными со щебеночным пли гравий-
iiiiM покрытием. Ширина дороги зависит от габаритов строительной техники,
шсущой способности груптов, материала дорожной одежды п организации
ранспортной схемы при строительство.
Изыскание и проектирование построечных (временных) дорог пропз-
одится одповремоппо с изысканием и проектированием магистрального
рубопровода. Положепие дороги по отношению к трубопроводу увязывается
памечаемой организацией производства работ либо прп проектировании
i строительстве двухниточного трубопровода рассматривается возможность
максимального повторного пспользоваппя временной дороги для сооружения
юследующоп питки. Так как вдольтрассовая дорога прп малых диаметрах
трубопровода должна иметь меньшие продольпые уклопы, чем трубопровод
на участках с крутыми подъемами и спусками, ее следует прокладывать
: обход таких участков. Трубы к месту укладкп в этих случаях можпо доста-
• тть трубоукладчиками или тракторами. В случае невозможности обхода
указанных участков продольпые уклоны уменьшают, устраивая пасыпп пли
'идемки. На кривых участках дорог, по которым намечена перевозка длнпно-
•гериых грузов (плетей, лесоматериалов), пеобходимо, уширять проезжую
часть и соответственно земляное полотпо. Величины уширепия зависят от
;>а,чпуса закруглений. В табл. 5.36 приведены величины утпиретш в зависи-
зависимости от радиуса закруглений.
ТАБЛИЦА 5.36
Уширение дороги на поворотах, м, в зависимости от радиуса закругления
Радиус
"лкругдения,
м
30
50
60
100
125
150
Дорога |
однополоч-
однополочная
2,3
1,5
1,3
0,8
0,7
0.6
двухполос-
двухполосная
2,9
2,5
2,0
Радиус
закругления,
м
200
250
300
400
500
800
Дорога
однополос-
лая
0,4
0,4
0.3
—
двухпо.чос-
нан
1.4
1,2
1.00
0.8
0.0
0,4
На одпополоспых дорогах двустороннее движение обеспечивается устрой-
устройством разъездов полезной длиной пе мепее длипы расчетпого автопоезда,
расположенных в пределах видимости, но не мепес 500 м друг от друга. Ши-
;>ипа земляного полотна и проезжей части па разъездах принимается как
'|?'-') дорог с двухполосным движеписм. Переход от одноиолоспой к двух-
молоспой пшртшо на разъездах осуществляется па протяжении 10—15 м.
2(i3
ТГа закруглениях одноиолосных дорог, просматриваемых но условиям рель
ефа, видимость с разъезда на разъезд обеспечивается за счет уишрения про-
просеки с внутренней стороны кривой. Кривые участки однополоспых дорог,
но просматриваемых по условиям рельефа (сильно пересеченная местность),
следует устраивать с двухнолослым земляным полотном н проезжей частью,
li этих случаях с целью сокращепия протяженности двухполосных участки
кривые участки одпополосных дорог необходимо устраивать с радиусами
закругления не более 100—150 м.
Технические параметры, которым должны отвечать построечные дороги,
должны пе противоречить требованиям СНиП II—Д.5—72 и в то же время
удовлетворять назначению дорог для сооружения трубопроводов. Ширина
проезжей части определяется габаритом трубоукладчика с откинутым контр-
контргрузом и транспортного мехапизма, проезжающего но трассе во время изоля-
изоляционно-укладочных работ. ГИприпа земляного полотна грунтовой и лежпевой
дороги в зависимости от характеристики груптов основания, диаметра трубо-
трубопровода и типа трубоукладчиков колеблется от Г>,Г> до 10,5 м.
ТАБЛИЦА 5.37
Характеристики построечных дорог
Грузооборот,
тып. т/год
Более 300
100-300
Менее 100
Не имеющие выражепного гру-
грузооборота
Категория
I
II
III
IV
Назначение
Подъездные и вдольтрассовые
То же
Подъездные, вдольтрассовые в
технологические
Технол огическне
ТАБЛИЦА 5.38
Технические нормативы для построечных дорог
П'НГ.ЧЗДТСЛН
Число полос движения
Ширила проезжен часта, м, при расчет-
пых габаритах механизмов по ши-
ширине, м:
до 2,75
до 3,00
Ширина обочины земляного полотна, м
Расчетная скорость движения, км/ч:
одиночных автомобилей
автопоездов
Наибольший нормальный уклон, %:
в нормальных условиях
• в трудных условиях
Наименьший радиус кривых в плане, м
Наименьшее расстояние видимости, м:
поверхности дороги
встречного автомобиля
Категория дороги
1
2
6,0
6,5-7,0
1,0
40
30
4
7
100
50
100
п
ш
IV
1
4,0
4,5
3,5
4,0
0,75
30
20
5
9
, 50
40
80
0,5
20
15
7
11
30
25
50
264
15 записимости от грузонапряженности построечные дороги долятся
,iа четыре категории (табл. 5.37). Технические пормативы, которым должны
>тнечать построечные дороги, представлепы в табл. 5.38. При конкретном
проектировании построечных дорог III и IV категорий по согласованию
, дорожными организациями отдельные нормативы могут быть откорректи-
откорректированы.
Земляное полотно. Конструкция земляного полотна принимается в заип-
1 нмостп от категории дороги, типа дорожной одежды, местпых природных
услпшш и типов местности по характеру поверхностного стока. Земляное
полоню в сухих местах с обеспеченным водостоком при отсутствии ярко вы-
jiiiiKi'iiiioro растительного слоя можно устраивать в небольших насыпях,
тли низ дорожной одежды расположеп не ниже поверхности земли и обеспе-
обеспечен надежный отвод воды. Возвышение низа дорожяой одежды принимается
по табл. 5.39. Для построечных дорог IV категории земляное полотпо следует
сооружать преимущественно в пулевых отметках с устройством па слабых
; рунтах, болотах и заболоченных участках выстилок из хвороста или лесо-
;-1'чных отходов, засыпашшх слоем групта, либо сплошных поперечных
настилов. Если несущая способность грунтов основания выше, чем давление
it веса насыпи и подвижной пагрузки, то земляпое полотно возводится
непосредственно на материковый групт. Если же несущая способность осно-
'Ш1ИЯ ниже, то земляное полотпо возводится на искусственном основании,
нмнолпеппом в виде хворостяной выстилки, слапей и т. п.
ТАБЛИЦА 5.3 9
Возвышение низа дорожной одежды, м
Грунт, используемый для насыпи яемлямого полотна
11ч;ок средний и мелкий; суиесь легкая крупная
Чесок пылеватып; суиесь легкая
Супесь пылеватая и тяжелая пылеватая; суглинок
легкий, легкий пылеватый и тяжелый пылеватый
Суглинок тяжелый, глины
Категория построечных
дорог
I II II
0,5/0,35
0,8/0,4
1,2/0,55
1,2/0,5
ш
0,4/0,25
0,6/0,3
0,9/0,4
0,9/0,4
Примечания. 1. В числителе данные для низкого места поперечного профиля
над расчетным уровнем груптовых и поверхностных вод, в знаменателе — над уровнем
поверхности земли на участках е необеспеченным поверхностным стоком. 2. Данные таб-
таблицы определены на основании СНиЛ II—Д.5—72 (табл. 19) с уменьшением в 1,5 раза
для построечных дорог I и II категорий, как для дорог IV, V и IV-Л категорий с переход-
переходными и низкими типами покрытий на основании опыта эксплуатации дорог в районах
строительства для второй дорожяо-климатической зоны; для построечных дорог III кате-
категории значения снижены на 25%,
Конструкция дорожного нолотпа па болотах.
I рунтовыо дороги с основанием па миперальном дпе (рис. 5.26) могут соору-
сооружаться на болотах I, II и III типов для строительства трубопроводов любого
диаметра вплоть до Dy = 1400 мм. Грунтовые дороги рекомендуются па
болотах с мощностью торфяной залежи до 1,5 м. Ширина земляного полотна
должна быть увязапа с типом трубоукладчиков, используемых для изоля-
изоляционно-укладочных работ (табл. 5.40). Лежневые дороги на болотах I и
II типа нри мощности торфяной залежи свыше 1,5 м имеют различные кон-
конструктивные решения, которые зависят от диаметра сооружаемого трубо-
трубопровода и типа трубоукладчика (рис. 5.27—5.31). При проектировании леж-
лежневых дорог рекомендуется отбойные брусья укладывать вразбежку, через
верхний и нижний отрубы; лежни —• внахлестку с чередованием нижнего
и верхнего отрубов. Для лежневых дорог можно использовать древесину
любых пород 1/1 сорта при пеограпичепиой влажности,
2G5
6,5м
.1,0 и. 3,0 м
3%
Часть насыпи после строительства
не Восстанавливается
Рис. 5.26. Грунто-деревттая дорога на переходах через болота.
ПриСьтна
из rnopqm
Рнс. 5.27. Насыпь дороги, отсыпанной непосредственно на поверхности
болота.
J-JM
-Прись.пни
из торфа
M
- Дренирующий грунт
- Недренирующий грунт
- Хворостяная Выстилка
- Тороэ
- Минеральное дно
Рис. 5.28. Конструкция насыпи, отсыпанной на болоте на хворостя-
хворостяную выстилку.
Рио. 5.29. Насыпь на болоте с применением выторфовывашш.
8*3>1>1,5и
-Дренирующий грунт (ft * 0,60ч)
- Мохо&ая подушка (h = 0,05м)
-Косой настил (Ф* 0,08м)
-Продольные лаги (ф^-0,12м)
Рис. 5.30. Насыпь на еланях на болоте
I типа.
Дренирующий грунт f?i э, 0,60м)
r-Моховая подушка (h - 0,05и)
г Косой настал (ф i 0,08м)
{-Провальные- лаги (<р .й 0,12м)
^-Хворостяная выстилкаffi^
Рис. 5.31. Насыпь на еланях на болоте II типа.
ТАКЛИЦА 5.40
Зависимость ширины земляного полотна
от типа трубоукладчика
Y скиты ii
лчаштр JJ,
ТруОиПроНм -
да. .vm
500
700
800
1000
1200
1400
Тип трубоукладчика
Т-12-24В
Т-12-24В п Т-15-30В
Т-15-30В
Т-15-30В и Т-35-60А
Т-35-60А
К-594
Ширина
ппсыпп
ПО UPpxy, М
5,0
5,5
5,5
5,5
5,5
6,5
К о и с т р у к ц н я д о р о я; и о г о полотна на .минера л ь п ы х
грунтах. Трассы магистральных трубопроводов проходят по участкам
с различными но несущей способности минеральными грунтами ' и пере-
пересекают равнинные, сильно пересеченные и горные участки. На дренирующих
минеральпых грунтах с попоречпым уклоном местности не круче 1:10 вдоль-
трассовыо дорогп могут быть выполнены в нулевых или близких к нулевым
отметках с созданием канав-резервов глубиной 0,5 м и откосами 1 : 1,5
л ?- .л
j
|Ч \ N \
|
j
.(-'?'?'
.?
\\\
в С -
Рис. 5.32. Конструкция дороги на грунтах о несущей способностью, достаточ-
вой для пропуска гусеничной техники (поперечный уклон местности не более
1 : 10).
1 — рабочая полоса; г — автомобильная дорога (для одпополосных дорог раз-
разрез дан по разъезду); 3 — иювет-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 поперечпом уклоне местности 1 : 3
дорожпоо полотно формируется в выемке с резервами. При косогорах с кру-
крутизной более 1 : 3 разрабатываются индивидуальные проекты, по которым
дорожное полотно может быть выполнено как полуиыемка-полунаеыпь с кю-
кюветами с пагорной стороны.
На мелкодисперсных слабодрепируквдих грунтах с высоким стоянием
грунтовых вод и низкой несущей способностью конструкция дорожного
полотна зависит от постоянных и временных подвижных нагрузок.
Па рис. 5.35 и 5.36 даны конструкции временных дорог для строительства
газопровода диаметром 1400 мм на переувлажненных грунтах (ширина
10,5 м). По окончании строительства их превращают к эксплуатационную
дорогу шириной 6,5 м. Возможны и другие конструкции дорог на минераль-
минеральпых грунтах. Во всех случаях расчетом должны быть определены параметры
дорожного полотна л материал дорожпой одежды, обеспечивающие неодно-
неоднократный проход тяжелой строительпой техники при сооружении трубонро-
268
Рис. 5.33. Конструкции вдольтрассовой дороги при поперечном уклоне мест-
местности от 1 : 10 до 1 : 5 (от дороги к траншее).
Рис. 5.34. Конотрукцип вдольтрассовой дороги при поперечном уклоне
местности от 1 : 10 до 1 : 4 (от траншеи к дороге).
) /О _У 'С I
?-.???• .- ? ;. ?:'?.?" ??? : ? '\>' ^?j
7
часг
Рис. 5.35. Грунто-деревппная дорога на нереувлажнепных грунтах с коэффициентом
консистенции более 0,75.
10,5м
С
6,5 м
— , i
*У/г./?'?:.?•.•.?'.?? ?.-?'• :'..??:??-~- ??;:;ЛЧ>.
"'fr'/////]L'y/////0 Хворостяная выстилга,\
?ly //f \/ <л. слой 0,1-ОАм в плотно» теле\
^O^L-'y'y//."- Часть насыпи по?/;? строительства i>e
%$.&L? 4~t' ®с сс "? '2нп "Ли $:1 Еп'ся
Рис. 5.30. Грунтовая дорога па хворостяной выстилке на переувлажненных грунтах
с коэффициентом консистенции до 0,75.
2С9
вода н постоянный проезд ромоптных бригад и восстановите;.п.ной техника
при эксплуатации.
Искусственные сооружения. На дорогах I и И категорий рекомендуется
сооружать деревянные балочные мосты па свайном, а если грунты пе поз-
позволяют забивку свай, то на рамном осповапии. На дорогах III и IV категорий
допускается устраивать простейшие мосты па клетках из бревен. При малых
расходах поды и иаличип местного кампя па водотоках с незначительным
количеством взвешенных, частиц грунта можно устраивать фильтрующие
насыпи. Место перехода водотока и положение сооружения в плане п профиле
дороги выбирают с учетом строительных и эксплуатационных показателей,
режима водотока, русловых, геологических и других местных условий,
определяющих оптимальное тохпико-экопомическос решение соответству-
соответствующего- участка дороги. Малые и средние мосты (а также трубы под пасы-
нями) допускается располагать на дорогах с любым сочетанием элементов
плана и профиля, предусмотренных нормами проектирования. Кслн водо-
пропускиые сооружения выполнены л виде труб, то толщина пасынки над
лх вррхом, считая, от верха дорожной одежды по бровке дороги, должна
быть немрпеоО,5 м. Расчет мостов, а также поименных насыпе» на воздействие
водного потока выполняется но расчетным расходам л соответствующим
им уровням с учетом срока службы трубопровода, который принимается
но таил. 5.41.
ТА Г,. ИЩА 5Л1
Срок службы трубопровода л нормы понтор.'н'мости
расчетных расходов и уровней, учнимсн'чые прл р.ч.-^ртр листов
sa ж.ст-.н
]-;н'\оч п и }
Мосты и трубы на вдольтрассовых
и подъездпых дорогах
Малые деревянные мосты
Любые мосты
Солее 20 лет
Более 20 лет
До 5 лет
1 раз в 50 лет
1 раз в 33 года
1 раз в 10 лет
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бородавник II. II. Подземные трубопроводы. М,, «Недра», 1973.
304 с.
2. Вородавкин II. П., Таран В. Д. Трубопроводы и сложных условиях.
М., «Недра», 19С8. 302 с.
3. Вородавкин, П. П., Шадрин О. В. Вопросы проектирования н капи-
капитального ремонта подводных переходов трубопроводов. Науч.-томат, облор.
М., 1971. 76 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т организации, управления и
экономики пефтегаз. иром-стп).
4. Вородаекип П. П., Шадрин О. Б., Черняев Д. А. Вопросы проекти-
проектирования и эксплуатации подводных переходов нефте- и нродуктонроводов.
Науч.-томат, обзор. М., 19C6. 92 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т организации,
управления и экономики нефтегаз. пром-сти).
о. Васильев II. Л. Балластировка и закрепление трубопроводов боль-
больших диаметров. М., 1909. 57 с. (Всесоюз. науч.-исслрд. нп-т экономики,
организации производства и техн.-экон. информации в газ. пром-сти).
6. Васильев Н. II. Закрепление магистральных трубопроводов па про-
проектных отметках впптовыми анкерными устройствами. Науч.-техн. обзор.
!!>73. 50 с. (Всесоюз. нмуч.-псс.и.-т. нц-т экономики, oj>r;iiiii:<aii::n irpoirv-
?vi:;i п тохп.-экон. пифор.-.'.ацпп в газ. нром-сти).
7. Васильев П. П., Кукушкин 11. М. Предупреждение и защити п:>д-
?!..•; трубопроводов от размыва н повреждений. Томат, науч.-техн. обзор.
Н'. Г>7 с. (Всесоюз. тмуч.-иселед. пи-т экономики, организации пронз-
•'?ча и iPMi.-DKoir. miffcj-:::4i,nir is газ, нром-сти).
''.. Полков В. Г., Ч'ег.оа П. И., Шцепное В. В. Справочник но защите
?.?«них металлических сооружении от коррозии. Л., «Недра», 1975. 224 с.
9. Временные указания по технологии и организации моханнзнрован-
. строительства трубопроводов из труб диаметром 1420 мм. М., 1970.
. (Веесоюз. науч.-исслед. нн-т по стр-ву .магистр, трубопроводов).
;'..'. Временные указания но тех1гологип п организации моханпзпрован-
?? ? строительства трубопроводов из труб диаметром 1420 мм в условиях
:1:ш. и каменистых плато. ВСН 1—32—71/М1шгазнром. М., 1971. (i3 с.
-'союз, пауч.-исс.чед. пн-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
\\. ВСН 1—7,—73. Указания по применению стальных труб в газовой
??•ч.пплеппости. М., 1973. 2(i с. (Всссоюз. науч.-псслед. пн-т но стр-ву
: Петр, трубопроводов).
12. ВСН 1—19—70. Указания по производству работ при сооружении
!!стралшых стальных трубопроводов. Строительство и монтаж установок
• :."фохпмнчоскоН защиты трубопроводов от коррозип. Вып. 0. М., 1971.
?. A5сесоюз. пауч.-нссло;;. шг-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
!3. ВСН 1 — 20—70. Указаппя по проппподству работ при сооружении
? гетралышх стальных трубопроводов. Строительство подводных перехо-
'? Вып. 9. М., 1971. 45 с. (Веесоюз. па уч.-нес лед. пн-т по ст]1-ву магистр.
ч бопроводоп).
\А. ВСН 1--23—70. Указания по производству работ при сооружении
1'стралы1ых стальных т])убопроводов. Подготовительные и земляные
"??'ты. Вып. 3. М., 1971. 40с. (Веесоюз. науч.-нсслед. пн-г по crp-ву ма-
р. трубопроводов).
)Г). ВСН 1—27—71. Указания но производству работ при сооружении
1 астральных стальных трубопроводов. Строительство криволинейных
? и;ов трубонровопов. Выи. 4. М., 1971. 22 с. (Веесоюз. науч.-исслед. нп-т
•, :|'-ву магистр, трубопроводов).
Ui. ВСН 1--31—71. Указания но балластировке грунтом стальных тру-
'"пводов. прокладываемых на обводпенпых участках. М., 1971. 12 с.
'???союз, науч.-нсслрл. пн-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
17. ВСН 1—46—73. Указании ио проектированию и методике расчета
астральных газопроводов из труб дна.метрои 1420 мм. М., 1974. 90 с.
? !Ч'оюз. науч.-псслед. пк-т ио стр-ву магистр, трубопроводов).
18. ВСН 1—54—74. Указапия по выбору участков подводных перехо.-ов
? И'.тральпых трубопроводов. М., 1974. 19 с. (Веесоюз. науч.-нсслед. пн-т
i тп-цу .магистр, трубопроводов).
19. ВСП 1—55—74. Методические указагпя по нижеперным нзыскапиям
1' сооружении подводных переходов магистральных трубопроводов.
'? 1—5/>—74. М., 1974. 62 с. (Веесоюз. науч.-леслед. ип-т по ст|)-ву ма-
"'р. трубопроводов).
'М. ВСН 2—19—70. Инструкция ио проектированию и расчету катод-
i защиты трубопроводов. М., 1971. 137 с. (Веесоюз. иауч.-нселсд. пн-т
ciii-ву мапгстр. трубопроводов).
21. НС!! 2—31—71. Инструкция ио антикоррозионной защите наружной
>.- ;'лпости металлических трубопроводов полимерными липкими лентами.
, 1072. 37 с. (Веесоюз. иауч.-псслед. нн-т по стр-ву магистр, трубонро-
22. ВСП 2—3G—72. Ипструкпня по панссеплю полимерных лент «Пляй-
флексА и <.Цолпкен». М., 1972. 11 с. (Веесоюз. пауч.-исслед. шт-т по стр-ву
! itrTp. трубопроводов).
23. ВСН 2—50—75. Инструкция но рекультивации земель при стро-
'?''п.спя! '.магистральных трубопроводов. М., 1975. 8 с. (Веесоюз. науч.-
"'?Л. II.'F-T НО СТр-Иу М!!!!'СТ{). трубопроводов).
24. Единая система защиты от коррозии п старения. Подземные соору.
жения. Общие технические требования. ГОСТ 9.015—74. М., Иад-во стан-
стандартов, 1974. 79 с.
25. Дерцакян А. К., Шакуров Б. Д. Переходы магистральных трубопро-
трубопроводов через болота. Л., «Недра», 1905. 215 с.
20. Детали магистральных трубопроводов из углеродистой п низколеги-
низколегированной стали. Отводы гнутью и колепа составные для линейной пасти.
Ведомственные нормали 111% 10—05—1113 13—05. М., 1965. 27 с. (Мпнгаз-
нром СССР).
27. Детали стальных трубопроводов на ру от 25 до 75 кгс/см'-. Нормали
ведомственные НГ 2000—71— НГ 2012—71. М., 1971. 179 с. (Мннгазнром
CCCI').
28. Защита от коррозии нротяжепных металлических сооружений.
Справочник. М., «Недра», 1969. 311 с. Авт.: В. И. Гладков, А. М. Знпевля,
В. Г. Котик и др.
29. Инструкция но определению категорийности, контролю качества
свариых соединений, очистке полости н испытанию газопроводов, нефте-
нефтепроводов, пефтепродуктопроводов и конденсатопроводов компрессорных
п га.юрасиредедительных станций, станций подземного хранения газа, уста-
установок комплексной подготовки газа, насосных перекачивающих станций
п насосных станций для перекачки сжиженных углеводородов. М., 1974.
13 с. (Гос. газ. инспекция Мннгазнрома СССР).
30. Инструкция но проектированию трубопроводов, укладываемых
в насьшн и с малым заглублением в.грунт. М., 1967. 27 с. (Всесоюз. пауч.-
исс.чед. ин-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
31. Инструкция но расчету «горячих» участков трубопроводов из труб
диаметром 1020—1220 мм, работающих при температуре газа до +70чС,
прокладываемых в песчаных н супесчаных грунтах. М., 1903. 32 с. (Всесоюз.
пауч.-псслед. ин-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
32. Псмаилов И. А., Ходанович И. Е., Кривошеий Б. Л. Определение
радиуса обмерзания и объема льда, образующегося на подводпом трубопро-
трубопроводе. — «Транспорт и храпение газа», 1968, К° 3. с. 10—15.
33. Ка.иерштепн А. Г., Рождественский В. В., Ручинский М. II. Расчет
трубопроводов на прочность. Справ, кпига. Изд. 2-е, перераб. и дои. М.,
«Недра», 1909. 440 с.
34. Каталог машин для строительства трубопроводов. М., «Недра»,
1973. 139 с.
35. Левин, С. И, Подводные трубопроводы. М., «Недра», 1970. 280 с.
30. Методические указания по предупреждению возникновения пучин
в местах пересечения земляного полотна трубопроводами. М., «Транспорт»,
1974. 38 с.
37. Никитепко Е. А. Станции катодной защпты магистральных газо-
газопроводов. М., «Недра», 1967. 267 с.
38. Перевозка длинномерных труб автопоездами. М., 1970. 37 с. (Все-
(Всесоюз. науч.-исслед. ип-т экономики, организации производства и техп.-зкоп.
информации в газ. пром-стн).
39. Петров И. /Л, Спиридонов В. В. Надземная прокладка трубопрово-
трубопроводов. М., «Недра», 1973. 472 с.
40. Подгорное А. С. Закрепление песков по трассам магистральных
газопроводов нэрозпном. Науч.-техн. обзор. М., 1972. 21 с. (Всесоюз. пауч.-
псслед. ин-т экономики, организации производства и техн.-экоп. информации
в газ. нром-сти).
41. Правила плавания но внутренним судоходным путям МРФ РСФСР.
М., «Транспорт», 1975. 95 с.
42. Правила техники безопасности при строительстве магистрнльпых
стальных трубопроводов. М., «Недра», 1972. 156 с.
43. Р 82^71. Рекомендации но методике расчета папряжонпо-деформи-
ровашгого состояния трубопроводов в условиях Средней Азии (Шатлык —
Центр). М., 1971. 47 с. (Всесоюз. науч.-исслед. ин-т ио стр-ву магистр, трубо-
трубопроводов).
272
44. Р 112—72. Рекомендации но технологии и организации механнзн-
|Н1[];шного строительства трубопроводов на труб диаметром 1420 мм в усло-
условиях гор. М., 1972. 47 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т ио стр-ву магистр,
трубопроводов).
45. Р 122—72. Рекомендации но проектированию подводных трубопро-
трубопроводов с использованием продольной жесткости труб. М., 1973. 32 с. (Всесоюз.
и;|уч.-исслед. пн-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
46. Р 126—72. Рекомендации но технологии укладки подводных трубо-
трубопроводов диаметром 1220 и 1420 мм. М., 1973. 83 с. (Всесою:». науч.-исслед.
пи - г но стр-ву магистр, трубопроводов).
'и. Рекомендации но утяжелению подводных трубопроводов торкрет-
oiMnitoM и сборным железобетоном. М., 19ii7. 50 с. (Всесоюз. науч.-исслед.
пн-т по стр-ву магистр, трубопроводов).
48. Рекомендации по выбору конструкции и технологии строительства
пи гьездиых и вдольтрассовых дорог для сооружения трубопроводов в усло-
условиях Северо-Западной Сибири. М., 1909. 47 с. (Всесоюз. науч.-исслед. пн-т
п.) i-rp-ву магистр, трубопроводов).
49. Рекомендации по строительству магистральных трубопроводов и гор-
горных условиях. М., 1964. 52 с. (Всесоюз. науч.-нсслед. ип-т по стр-ву магистр,
трубопроводов).
50. Скоморовский Я. 3. Свободный изгиб труб большого диаметра на
строительстве магистральных трубопроводов. М., 19E0. 54 с. (Всесоюз.
науч.-нсслед. ин-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
51. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред.
С. Ф. Ьармпна. Изд. 2-е, доп. и нерораб. Л., «Недра», 1974. 432 с.
52. Строительство газопровода диаметром 1420 мм в горных усло-
условиях. Науч.-техн. обзор. М., 1973. 48 с. (Всесоюз. науч.-псслед. ин-т
экономики, организации производства и техн.-экон. информации в газ.
iipOM-CTIl).
53. СИ 353—66. Указания по проектированию населенных мест, пред-
прпятпй, зданий и сооружений в Северной строительно-климатической зоне.
М., Стройнздат, 1907. 100 с.
54. СНиП 45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проектарова-
:птя. М., Стройпздат, 1975. 60 с.
55. СНиП П—15—74. Основания зданий и сооружешш. М., Стройиздат,
1075. G4 с.
56. СНиП II—Д.5—72. Автомобильные дороги. Нормы проектирования.
М.. Стройпздат, 1972. 110 с.
57. СНиП II—Д.11—62. Нагрузки н воздействия. Нормы проектирова-
проектирования. М., Стройиздат, 1962. 26 с.
US. СНиП III—А .11—70. Техника безопасности в строительстве. М.,
Стройиздат, 1970. 192 с.
5'J. СПиП III—Б.1—71. Земляные сооружешш. Правила производства
и приемки работ. М., Стройиздат, 1972. 54 с.
00. СНиП III—Д. 10—72. Магистральные трубопроводы. Правила произ-
производства и приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 32 с.
61. СНиП IV—10. Сметные нормы. Земляные работы. М., Стройиздат,
1065. 95 с.
02. Технологические указания производства работ при строительстве
подводных трубопроводов. М., 1971. 154 с. (Мшггазнро.м СССР).
03. ТУ 347—70. Технические условия па конструкцию, изготовление
и поставку анкерных устройств п анкеров винтовых типов АС-4-40 и АС-4П-40.
М., 1970. 24 с. (Всесоюз. ттауч.-нсслед. ин-т по стр-ву магистр, трубопро-
трубопроводов).
С4. ТУ 51—348—70. Технические условия на конструкцию, изготовление
11 t поставку анкерных устройств н анкеров винтовых типов АЛ-4-40 и
Л.,1-411-40. М., 1970. 20 с. (Всесоюз. науч.-псслед. пн-т ио стр-ву магистр.
•РУбонроводов).
05. ТУ 51—03—06—68. Технические условия на конструкцию, изгото-
изготовление и поставку анкерных устройств н винтовых анкеров тинов АС-4,
1* ::ai.-a:> ir,« 273
ЛС-Ш, ЛЛ-4 п ЛЛ-4П диаметром 100—300 мм. М., IPOS. 8 с. (Всесоюз.
науч.-нсслед. ин-т но стр-ву магистр, трубопроводов).
GO. Тихомиров Е. Л. Монтаж, паладка и эксплуатация устройств элек-
трохтшчоской защиты. Изд. 2-е, нирсраб. и дон. Л., «Недра», 1970. 123 с.
(L-i.a эксплуатационника магистр, газопровода).
67. Указания но определению категорий участков, минимальных рас-
стояпии от населенных нунктов и сооружений для газопроводов ;и1ам'Л]>ом
800, 1000, 1200 и 1400 мм, включая прокладываемые в северных районах
и районах распространения вечноморзлых грунтов. М., 1908. 13 с. (псесоюз.
науч.-исслед. пн-т ио стр-ву магистр, трубопроводов).
68. Указания ио применению анкерных устройств для закрепления
трубоироводов. М., 1968. 23 с. (Всесоюз. науч.-нсслед. шг-т ио стр-ву магистр.
трубопроводов;.
69. Указания но технологии и оргаеизацпи строительства электрозащиты
магистральных трубопроводов. М., 1960. 6'8 с. (Всесоюз. науч.-нсслед. пп-т
ио стр-ву магистр, трубопроводов).
70. Чугунов М.А., Хо.чичА.А. Справочник работника газовой про-
промышленности. Минск, «Наука и техника», 1965. 355 с.
"пава 6
КОМПРЕССОРНЫХ И
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
§ 6.1. Общие сведения по КС
КС предназначены для сжатия транспортируемого газа до давления,
• ?• почивающего его подачу от месторождения, магистрального газопровода
и других источников до ГРС потребите:!eii. Осшшными параметрами КС
?лютея: количество сжимаемою газа, давлепие па входе и выходе станции
~ом!1ература газа в тех же точках. КС делятся на две группы: голопныо,
;ч:;о размещаемые в непосредственной близости от месторождения, и нро-
:.\ 1\>чпые, располагаемые на трассе газопровода. На головных КС газ
.. 'ько сжимается, ио и подготавливается для транспорта, что регламеп-
?;.!-;iano ОСТ 51.40—74, предусматривающим требовапия к качеству газа,
' •ьаемого с месторождения или из подземного хранилища в магистральные
'Проводы (табл. 6.1). Для обоспечеппя требуемой копдпцни па головищ'1
•- предусматриваются сепарация, осушка, очистка, охлаждение, одориза-
?-. газа и замер его количества. На промежуточных КС обязательным тех-
? :';гическим процессом является очистка газа от мехапической взвеси
,шо 1ьпой жидкости и грязи), так как на участке газопровода между стан-
ыми не исключено образование жидкости, а также окислов железа н пр.
ТАЛЛИНА С.1
Характеристика природных газов, подаваемых к магистральные
газопроводы
Показатель
Нормы
для умеренных
и жарких клима-
климатических ЛA!1
ПГУ-1
ПГУ-2
для холодной
климатической
")Г1ПЫ
ПГХ-1 НГХ-'J
Температура точек росы по влаге п тя-
тяжелым углеводородам при давлении
55 кгс/см*, °С, не более:
зимний период
летали период
Чехапические примеси, г на 100 м3,
не более
->>лержаппе сероводорода, г па 100 м3,
но более
?'•>лерж ние кислорода, об. %, не более
-10
—3
0,1
—5
О
0,3
—25
—15
0,1
-20
—20
0,3
2,0
1,0
Примечания. 1. ИГУ — природный гоз умеренной и жаркой климатических
•оп, пгх — природный газ холодной климатической зоны; зимний период с 1 октября
:"> ли зяреля, летний — с 1 мая по 30 сентября. 2. Климатические яоны по ГОСТ 16350—70.
275
КС, кроме того, различают ио типу применяемых на них РИА:
— станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным
приводом (газомотокомирессорамн);
— станции, оборудованные поршневыми компрессорами о приводом
от газовых двигателей;
— станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотур-
газотурбинным 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
грашщы КС до зданий и сооружений. Расстояние между КС и теоретическое
положение КС определяют гидравлическим расчетом. Конкретное размещение '
в натуре осуществляют с учетом результатов инженерных изыскании и пали-
чпя необходимых источников инжеперпого обеспечения (строительные мате-
материалы, источники водоснабжения и пр.).
Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функциониро-
функционированием всего комплекса сооружений. Ио степени значимости все объекты
площадки КС можно разбить на две группы: основной технологии и под-
подсобно-вспомогательного назпачення. К первой группе относятся:
— узел очистки газа от механических примесей и жидкости;
-? узел компримирования газа — компрессорный цех;
— узел охлаждения газа (при необходимости).
Ко второй группе относятся:
— узел редуцирования давлеппя пускового, топливного газа н газа
собственных нужд;
— трансформаторпая подстанция при внешнем источнике электроснаб-
электроснабжения или электростанции собственных нужд;
— котельная или утилизацнопная установка тепла отходящих газов
газовых турбин;
— склад горюче-смазочных материалов (ГСМ);
— ремонтно-эксплуатацношшй блок (РЭБ);
— служба связи;
— служебно-эксплуатацпоннмй блок (СЭТ5);
— объекты водоснабжения (насосные, артекпажпны и пр.);
— очистные сооружения канализации.
При выборе проектных решеппй объектов КС следует учитывать:
назначение рассматриваемого объекта; климатологические данные места
сооружения; необходимость максимального применения блочных и блочно-
комнлектных объектов КС; предполагаемую трапенортиую схему доставки
оборудования и строительных материалов па площадку строительства.
Основным оборудованием на КС считаются ГИЛ, 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 паптетатоли — могут иметь
привод от электродвигателя или от ГТУ. Максимальная потребляемая мощ-
мощность (в настоящее время) поршпевых компрессоров 5,5, центробежных
пагпетателей с приводом от электродвигателя — 10 и цептробежных пагпе-
тателей с приводом от газовых турбин — 25 Мвт. Большинство КС Советского
Союза оборудуются ГПА, состоящими из центробежных нагнетателей с при-
привод ом^от ГТУ.
§ 6.2. Трубы, фасонные части и соединения,
применяемые на КС
Площадки КС насыщены большим количеством подземных и надземных
техпологпческнх коммуникаций (газовых, водяных, масляных и др.), име-
имеющих различные параметры. Для прокладки этих коммуникации применяют
стальные трубы. Для водопровода, систем отопления, маслопроводов, лефте-
276
лридуктоироводов и газопроводов низкого давления применяют трубы по
1'(к:Т 3262—75, изготовленные из хороню сваривающейся стали марок
Си* — СтC (ГОСТ 380—71*). Марку стали н способ производства труб уста-
IU,r, iпласт завод-изготовитель.
Для газопроводов КС (шлейфы, обвязка гитары) при Dy --- ."i7 -•- 530 мм
Л(Г,!,но применять стальные бесшовпые горячекатаные трубы (ГОСТ 8732—70*)
и йосшовные холодпотяпутые и холоднокатаиые (ГОСТ 8734—75) из стали
MiipoK Ю и 20 но ГОСТ 1050—74 при давлении до 180 кге/см2. Трубы дпа-
jjimjiom Dy —- 530 -:- 1220 мм поставляют по техническим условиям
TV 1-4—3—109—73 из сталей марок 14Г2СЛФ, 14Г1С, 14ХГС, 17ГС, 10Г2С1
Mi.iJii'niiiCKiiM трубопрокатным, Харцызским и Новомосковским трубными
заводами, /Кцановскпм металлургическим заводом им. Ильича. Применение
ci;;ipiii.ix спиралыюшовных труб иа территории КС и на участках, прпмыка-
юшнх к ннм, а также в узлах подключения газопроводов КС но разрешается.
].! связи с большим разнообразием климатических условии при строитель-
етт! трубопроводов и их эксплуатации трубы условпо делят па две группы.
К норной относят трубы в обычном исполнении (для средних и южных рай-
О1НЧ1 страны): температура эксплуатации 0° С п выше; температура стро-
строительства — —40° С и выше. Ко второй группе относят трубы, предназначен-
предназначенные для эксплуатации при отрицательных температурах (северные районы);
томпература эксплуатации понижается до —20 и —40° С, температура стро-
строите. и>ства — до —60° С. Марку стали труб выбирают по руководящим мате-
материалам по прпмепепию стальных труб в газовой промышленности
(ПСЛ—1—7—73 ВНИИСТ). Температуру строительства определяют в соот-
соответствии со СПиП II—А.6—G2 или СЫ 353—66.
Расчет обвязочных трубопроводов КС на прочность ведут по методике
предельных состояний; расчетные формулы, нормативные характеристики
стальных обвязочных трубопроводов, расчетпые сопротивления и прочий
нормативный материал по расчету приведен в «Ипструкции по расчету обвя-
обвязочных трубопроводов» ВНИИСТ.
Для выполнения проектпой конфигурации технологических трубопро-
трубопроводов в натуре применяют фасонные части — отводы, тройники, переходы
или днища, соединяемые с трубопроводом сваркой и дающие возможность
осуществить поворот оси трубопровода, сделать ответвление, изменить диа-
диаметр или сделать тупик. ГОСТ 17374—72 определяет тип и основпые пара-
параметры бесшовных приварных деталей трубопроводов из углеродистой стали
ни ру от 1 до 100 кгс/см2. ГОСТ 17375—72 — ГОСТ 17379—72 регламенти-
регламентируют соответственно конструкцию и размеры бесшовных приварных детален
(из углеродистой стали) трубопровода: крутоизогпутых отводов с углами 45,
00 и 90°, тройников проходных и переходных, седловнп врезных и наклад-
накладных, переходов копцептрических и эксцентрических заглушек.
На фасонпые части больших диаметров (от Dy — 400 до 1600 мм) раз-
разработаны ведомственные нормали (НГ 2000—71 —"НГ 2012—71 на отводы,
тройники, переходы, днища па ру от 25 до 75 юс/см2). Материал для изго-
изготовления детален трубопроводов принимают по СПиП II—45—75, раздел 13.
Флапцевые соединения прп монтаже КС употребляют при нрнсоедппе-
пиях трубопроводов к емкостям, насосам, различным аппаратам, фланцевой
арматуре и т. д. Обычпо применяют плоские приварные фланцы по ГОСТ
1255—67* па условное давлепио 6, 10, 16 и 25 кгс/см2 и фланцы стальные
приварные встык с выступом или впадиной для арматуры и соединительных
частей па давление от 1 до 200 кгс/см2 п температуру но более 450е С. При-
Применяют также фланцы литые стальные с выступом или впадиной па давление ру
от 16 до 200 кгс/см2 (ГОСТ 12822—67*), литые из ковкого чугуна с соедини-
соединительным выступом на давление ру от 16 до 40 кгс/см2 (ГОСТ 12817-07*),
литые стальные с соедшштельпым выступом на давление pv 16, 25 и от 40
.'"> 2(Ю кгс/см* (ГОСТ 12821—67*).
1> качестве прокладочного материала для низких давлений применяют
чрок.тадочпый картон но ГОСТ 9347—74 двух марок: А — пропитанный,
толщиной от 0,3 до 1,5 мм, Г> — пепропитапный, от 0,3 до 2,5 мм. Для сред-
•ч'х п высоких давлений для уплотнения плоских разъемов неподвижных
277
соединений типа «гладкие» (с давлением среды не более 40 кгс/см2), «цщL
наз>>, «выступ — впадина», сосудов и аппаратов, пасоеов, арматуры, тп»
проводов, компрессоров, двигателей впутренпего сгораппя и других ajL
гатои применяют пароппт (ГОСТ 481—71). ?
?;•
§ 6.3. Арматур
t. I
Классификация. В зависимости от назначения трубопроводную api
туру подразделяют па четыре класса: I — запорная, II — регулирую
111 — предохранительная п защптпая, IV — контрольная. В проев
документации, при'монтаже и .эксплуатации КС устанавливают труб
годную арматуру, марка и тип которой указали условпым обозпаче
Последнее определяет ее тин, материал корпуса, копструктивпую осе
ноль типа, материал уплотнителыгых поверхностен затвора.
Рабочее давлепие зависит от температуры еррды и реглпментируе
П>'.Т 356—08. Арматура, предназначенная для использования при раб
?;.и>. опии, превышающем 1 кгс/см2, должна игпытиваться на герметичн.
:l;sti.'ioiiiiCM, равным 1,25/>р. Арматура и соедппптольпые части трубопрово,
•i.iii рабочего даплепия ниже 1 кгс/см2 должпы исш.тлиатьгя на прочно
и плотность иробпым давлением, превышающим па 1 кгс'гм- рабочее',
га-ишая арматура должна испытыпаться п соответствии с тех т. и чес ними ус
iiiix.Mii на нзготовлепио на герметичность воздухом под следующим даюй*"
Кргшы па рр^ 0,4 кгс/см2 0,5 кгс/см2 ?'?*'
Краны на рр ст.*',0,4 кгс/см8 1,25 />Р • -:L*?
Краны стальные па ру :;-" 64 кгс/см3 ру .??"
Задвижки чугунные и стальные па рр с.: 12 кгс/см2 1,25 pr, : <V
Задвижки стальные на рр ^ 64 кгс/см2 ру . Щ
Вентили занорпые из серого и ковкого чугупа ру 'V
Вентили литые и кованные из углеродистой и легиро- рр ;;
ванной стали ';'..
Краны. Запорное 5гс.тронство, в котором наземная часть затвора имев*
форму тела вращоппя с отверстием для пропуска потока и при перекрыта!
потока вращается вокруг своей оси, перпендикулярной к оси трубопровода^
называют краном. Форма затвора бывает коническая, цплппдрическая и ща»"
ровая. По способу присоединения различают крапы фланцевые, муфтовые,
цапковыо и с концами под приварку. Затворы могут иметь отверстия, равны*
внутрепнему диаметру присоединяемой трубы или мепьшпе. В первом случай
кран называют нолнопроходным. Основные параметры для пробковых и Ш*
ровых кранов установлены ГОСТ 9702—67; ГОСТ 14187—69* определены
строительные длины пробковых кранов. -
Задвижки. Подразделяются но конструкции шпиндели на два вида;
с выдвижным и с певыдвижыым шпинделем. У первых гайка (резьбова"
втулка) находится вне корпуса и перемещение шпинделя осуществляете*
вращением гайки. В задвижках с невыдвижпым шпинделем гапка, переме-
перемещающая затвор, находится в корпусе и остается неподвижной. Привод ваг'
двпжек в зависимости от необходимого для открытия их усилия и условии
эксплуатации может быть ручной, пневматический, гидравлический ил»
электрический. На коммуникациях КС устанавливают все указанные типы.?.-.
Вентили. На трубопроводах КС (воздушных, водяных, масляны*/~
в осповпом используют вентили общего назначения для рабочего давлений-:.,
до рр = 25 кгс/см2 и температуры до 300 °С для жидких и парообразны*.•-_
сред, требующих применения латупи. Соедшштельлые концы — муфтою*..•-
(ГОСТ 6527—68*) или фдапцевые (ГОСТ 1235—07 или ГОСТ 4 2817—67"Ь-
Область применения, основпые техпичеекпе характеристики и массу следу**?L?
брать из «Каталога-справочпнка промышленной трубопроводной арматуры»» -
11 '?•"'?'
•П1П".
„in:v
n •?;•?"•
K.'l"i!
CO".'1'1
COi.V,1
IIIIO.V
CO !•'?
ГД« :
емос ,
а д.-и
,).;:, 1ые а предохранительные клапаны. Для предотвращения ды1л;с,:пи
,гпрусмой по трубопроводу среды в направлении, обратном зад.;:*-
. .'.цменяют обратный ];лананы. По конструкции их делят на подъемные
,.'., мыо. Па КС применяют обратимо подъемные и поворотные клапаны.
ih.ur.i предохранительные предназначены для автоматическою сброса
.i;,:i lu'iiiiiiiieiiini давления сверх установленного. Они бывают трех
!1||\"/|;нш1ыо, гидравлические и ричажно-грузовые. На КС пашлк
: . .пи' гидравлические н пружинные. В соответствии с правилами Гос-
,:,;д.!ора СССР размеры и пропускная способность предохранительных
..и! должны быть выбраны но расчету так, чтобы в сосуде не могло
,н давление, превышающее рабочее более чем на 0,5 кге/еч2 (дш
; с давлением до 3 кгс/c..i2 включительно), на i:"i% (для сосудов с даиле-
.|'г .'{ до 60 кгс/сы2) или на 10% (для сосудов с давлением свыше
см-). Пропускная способность предохранительных клапанов, кг/ч,
F.1)
G = 22QFpVM,T,
? ? — постояпньш коиффициент; F — сечение клапана, см2, определя-
. .я понюподъемных кланапов при h i? 0,25 по зависимости F -- 0,78,~й2,
неполноподъемных при h ^с 0,05 — по зависимости F — 2,22dli; d —-
< iiiiiiii диаметр седла, см; h — высота подъема клапана, см (для полно-
полночного клапана рекомендуется Л ^ 0,41); р — абсолютное давление,
:-; Т — абсолютная температура газа; М — молекулярная масса газа.
?:-.-г;ша Л/== 15).
§ 6.4. КС с поршневыми ГПА
под~>!
кгс/;1.
(•наделение иодячн компрессора л мощности двигатели
пр:'<- .фа. При нроектировапнп КС с поршневыми компрессорами в первую
очер-.,л, определяют тип и количество агрегатов, необходимых для трапенорта
зад.1.:;!но объема газа. При
типа машин предиочте-
.ается arpeiaiy, количе-
'порых на станции бу-
м.днться в пределах О—
? г)Г|(ч'нсчппает необхо-
шбкость при перемоп-
I'" л;пмах работы станции
и mi; ;::ечет за собой усложне-
"?•v.i. Для уяснения фи-
i'1'.x ;:вленП1Г, происходя-
в цилиндре компрессора
[•'•/и1.1ЯЮПП1Х процесс сжа-
:щ!гиетания), а также за-
ii.немую на это работу,
1"Д.пмо рассмотреть инди-
?iiyio диаграмму цилиндра
j «ссора (рис. 6Л). 1—2 —
? > всасывания. Всасывание
пне I..
№!'? ,.
ДСТ i.:?
ДПМ\ :
ни;
311'!
щи
И (
J|(J<
ка-
•''iin
Рис. 6.1. Индикаторная диаграмма цилиндра кии-
нрессора.
га:м иачнпается после открытия
ьс;:ч,ц:уЮ|цСГ0 клапапа (точка 1). Газ из всасывающего коллектора поступает
в и.'! индр компрессора. Давление газа р1 в цилиндре при всасывании нпи.е
дав ii'uiiH /;о во всасывающем коллекторе. Проходя через входную запорную
зад'шжку, всасывающие каналы и клапаны, газ, преодолевая сопротивление,
ер>,!'т давление. 2—3 — лилия сжатия. При обратном ходе поршня на уча-
вя' ' 1 ~ ^г происходит выравнивание давления до ро и закрытие г,<жи-
акмцего клапана. После этого газ в цилиндре сжимается и давление его
>':'':ищется до максимального (точка 5). 3—4 — лилия нагнетания. В точке 3
газ выталки-
создаваемое силами
:>79
uoi:. ищется до максимального (точка 5). 3—4 — лилия нагнетан
ьрывается нагнетательпып клапан, п С/катыН до давления рг
аечея в нагнетателышп коллектор. Сопротивление, создава
инерции нагнетательного клапана, противодействием клапанных пруэдив
и трением газа в трубопроводе, приводит к снижению давления до рк. 4—1 —.
линия расширения. В начало обратного хода поршня происходит расширение
сжатого газа, оставшегося в полости вредного пространства Кс. В точке J
давление надает посколько ниже, чем давлешю во всасывающем коллекторе,
после чего открывается всасывающий клапан и процесс повторяется.
Для оценки действительных отклонении подачи и затрачиваемой мощ-
мощности компрессора от теоретических пользуются следующими коэффициен-
коэффициентами. Коэффициент подачиХ — отношение фактически подаваемого объема Fa
за одни рабочий ход к объему V, описываемому поршнем за один ход. Коэф-
Коэффициент наполнения или объемный коэффициент ),v — отношение объема
газа, поступившего в цилиндр за время всасывания, К[ к объему, описанному
поршнем:
>.У~-Г,;Т. F.2)
Кроме того,
где С -- \\-IV — относительная величина вредного пространства, % от объ-
объема цилиндра; рг'Р 1 ~~ отношение давлении нагнетания и всасывания; К —
показатель адиабаты.
Коэффициент дросселирования Кр учитывает уменьшение объема подава-
подаваемого газа V* вследствие сопротивления при всасывании и нагнетании по
отношепшо к" У\.
V-l'2/l'i. @.4
Среднее значение Яр составляет 0,95—0,98.
Коэффициент подогрева Xf учитывает влияние подогрева газа, поступа-
поступающего в цилиндры во время всасывапня. В связи с этим уменьшается мае-,
совая подача компрессора. Средпее значение %t — 0,98 -:- 0,99. Коэффициент
герметичности /,р учитывает утечки газа через неплотности в поршневых
и сальниковых кольцах и клапанах; %Г = 0,95 ~ 0,97. Коэффициент по-
подачи А, даст общую оцопку действительного компрессора:
r- F.5)
Мехапичоский к. п. д. т]м учитывает потери от трения в деталях машины
и примерно равен 0,75—0,8. В газомотокомирессоре, состоящем из компрес-
компрессора и поршневого двигателя, он принимается совокуппо как отпошепие
индикаторной мощности компрессора к индикаторной мощности двигателя:
1]м г= Л'нил. кМ'пнд. я- ?• F-6)
Подача компрессора двойпого действия (одного цилиндра), ы:|/мин,
V = ksn BF-f). F.7)
где s — ход поршня, м; п — число ходов за 1 мин; F — площадь поршня, м2;
/ — площадь штока, м2.
В формуле F.7) V — фактический объем прокачиваемого газа, исчис-
исчисленный в условиях приема. Если на входе давление будет выше атмосфер-
атмосферного и равно pi, то при той же температуре прокачиваемый объем увеличится
в /;; раз. Нормальная подача, приведенная к 20° С и 760 мм рт. ст., м:</мин,
FII=293p1/'/'1, F.8)
где рх — абсолютное давление газа на входе, кгс/см2; Т\ — абсолютная
температура газа на входе, °К.
Мощность, необходимая для адиабатическою сжатия, л. с,
280
коночная температура
Зависимости F.0)—(С.10) дают возможность определить аналитически
д.1Я конкретпого компрессора и известных данных о составе газа, температуре
iic.-ii-ывасыого газа и давлениях в начале и копце сжатия подачу компрессора
и затрачиваемую двигателем па сжатие мощность, а также температуру газа
в конце сжатия. Количество рабочих машин в этом случае определяется
делением заданной подачи газопровода па подачу одного компрессора. Коли-
Количество резервпых агрегатов определяется расчетом исходя из неравномер-
неравномерности (сезоппости) потребления газа и необходимости обеспечепия нланово-
иррдупредителыгого ремонта оборудования. На КС, оборудованных поршне-
поршневыми газомотокомнрессорами, количество резервных машин, как правило,
должно составлять не менее 10% от расчетного количества рабочих манат.
Аналитический способ определения подачи компрессора и мощности
двигателя очень громоздок, особенпо прп проработках нескольких вариантов.
Поэтому в настоящее время определенно подачи компрессора и загрузки
двигателя ведут по графикам, составляемым заводом для различпых моди-
модификаций газомотокомпрессоров. Графики полностью охватывают диапазон
начальных и конечных давлении. В том случае, когда параметры газа па
всасывании или нагнетаппи не вписываются в имеющиеся модификации,
необходимо создавать повую. Для этого составляется опросный лист, пере-
передаваемый заводу.
Основное оборудование станции. I' а з о м о т о к о м п рессор ы.
Наиболее широкое применение па КС газопроводов с малой подачей (при-
(примерно до 5000 млп. м3/год). Сконструированы таким образом, что п одном
блоке объединены поршневой компрессор и его газомоторпый привод; ком-
компрессор и газовый двигатель имеют общий коленчатый вал. Газомотокомпрес-
соры могут иметь от одной до четырех ступеней сжатия в зависимости от
отношения давления на выходе к давлеппю па входе. Применяемые на про-
промежуточных КС газомотокомпрессоры работают при]5давлении всасывания
около 25 и конечном давлении 55 кгс/см2 в одну ступень сжатия. Преимуще-
Преимуществами этого типа машин являются: способность!'работать в широком диапа-
зопе давлений; возможность регулирования подачи за счет изменения ско-
скорости вращения коленчатого вала и измепеппя объема вредного пространства,
цилиндров компрессора; длительный срок службы; высокий к.'н. д. (около
30%).
Существенными недостатками газомотокомпрессоров являются: большая
масса установки на едипицу мощности (около 63 кг/л, с), большая неуравно-
неуравновешенность, требующая сооружеппя массивного фупдамента, пульсирующая
подача газа, нередко вызывающая расстройство коллекторов.
В конструктивном отношении газомотокомпрессор представляет собой
блок с V-образпым расположением рабочих цилиндров двигателя и горизон-
горизонтально павепюнпых цилипдров компрессора. Газомотор работает по двух-
двухтактному циклу со щелевой продувкой. Совремеппые газомотокомнрессоры
оборудуются газотурбиппым наддувом.
Газоперекачивающий агрегат 5000. Представляет собою
компоновку двух машин: газового двигателя внутреннего сгорания п порш-
поршневого компрессора оппозитной конструкции. Преимущества его следующие:
Уравновешивание масс, что позволяет подпять обороты компрессора и сни-
снизить затраты на фупдамент; удобпый подход ко всей машнпе, облегчающий
ревизию и ремонт; умепыпение высоты эдания, необходимого для установки
агрегата. В Советском Союзе освоепо производство таких ГПА на базе дизеля
марки СЛ завода «Русский дизель» и оппозитпого компрессора 6М-125 Сум-
Сумского завода тяжелого компрессоростроепия. В состав ГПА входят: ком-
компрессор с буферными емкостями, газовый двигатель, системы смазки и охла-
охлаждения агрегата и управления.
Система очистки газа. Природный газ, используемый ком-
коммунально-бытовыми потребителями, должен отвечать требованиям ГОСТ
542—50*, по которому содержание ныли и смолы в газе пе должно
281
превышать i мг/м3. Тсхшгчоскнмн условиями па поставку газомотокомпрео»
е-оров предусматривается необходимость очистки газа до содержания пыли не
Солее 10 мг/м3. Опытные даппые рекомспдугот в качестве допустимой запылен,
иостн газа принимать для поршпевых компрессоров Л—G, для цептробежных
нагнетателем 0—8 мг./м:!. Более высокие требования к очистке газа для
порпшег.ых компрессоров вполне правоморпы из-за большей чувствительности
к эрозии элементов клапанного устройства и наличия трепня в поршпевой
группе.
Для очистки газа па КС применяются три типа пылеуловителей: жидко-
гтпьго (.масляпыо вертикальные), центробежные циклошгао и мультициклов-
Hhii1. Вертикальные масляные пылеуловители выпускаются двух типоразмеров
диаметром 1000-2400 мм. Диаметр и количество пылеуловителей, устана-
плинасмых на каждой стапцпи, определяются распетом. При отключении
одного и пылеуловителей допускается перегрузка оставшихся в работе
по более чем на 33%. Расчетная нагрузка пылеуловителей в зависимости от
количества их в установке следующая:
Количество установленных аппаратов п
Расчетная нагрузка одного аппарата
2
0,75<?д
3
0,33<?д
4 и более
где Q;i — максимальный объем газа, проходящего устаповку, м3/ч, определен-
определенный для расчетных давлеиия и температуры газа па входе в пылеуловители.
Расчет пропускной способности вертикальных масляных пылеуловителей
должен выполняться в зависимости от давления газа п допустимых скоростей
в сепарационных устройствах пылеуловителей. Рекомепдуемые скорости
в пылеуловителях с жалтозийной скрубберной насадкой прнведепы в табл. 6.2,
ТАБЛИЦА 6.2
Допускаемые скорости газа в сепарационных узлах пылеуловителя
с жалюзннной скрубберной секцией, м/сек
AfiCiVlIOTHOP
давление га:;а,
иге/им'
10
20
30
40
50
60
70
Спорость наГктпшш
ra:ja па жалю;ш
0,628
0,445
0,365
0,314
0,282
0,257
0,238
Скорость га;)а
п свободном
СРЧСНМИ
1,12
0,79
0,65
0,56
0,50
0,46
0,42
Скорость таза
в контактных
Tjiyoax
3,35
2,35
1,95
1,68
1,50
1,38
1,27
В качестве промывочной жидкости применяются соляровое масло, лиг-
роип, керосип, заправляемые в емкости, расположенные около пылеулови-
пылеуловителей. Температура застываиия жидкости должпа быть пиже температуры
газа по мопео чем па 10° С. В пылеуловителях, устаповлеппых па газопро-
газопроводах копдепсатных месторождений, несмотря па периодический дрепаЖ
и унос жидкости уровень ее повышается за счет запоса с газом копденсата.
В проектах необходимо предусматривать устройство автоматической стаби-
стабилизации уровпя. Ввиду отсутствия надежпых даппых об удовлетворительной
работе центробожпыо пылеуловители пе могут быть рекомендованы для
установки па КС с поршневыми компрессорами.
Вспомогательные системы. С и <: т е м а с м а з к и. Циркуляционные
системы смазки газомотокомпрессоров п ГПА-5000 аналогичны. Опи состоят
из емкостей па складе ГСМ для чистого и грязпого масла, комплекта гоесте-
репчатых насосов III 40-18/4Б, трубопроводов, емкости для чистого масла,
.2S2
л,,, ига III 8-25Б в компрессорном цехе и маслоочистителыюй матииь:
]К'М1-3000 для регенерации отработанного масла.
Система топливного газа. Часовой расход топливного газа
,1.. агрегат определяется с учетом его загрузки но данным завода. Затем
|... вчитывается общий максимальпый и минимальный расход газа ла цех.
,1.. .ним данным, а также давлению перед редукционным клапаном и после
мм» определяется коэффициент производительности регулирующего кла-
ii|'" V/Pi sL 0,52
с ^ =?, где t-.- --1 n,4G —; <f.. 11;
ГИ4к У (р, — р,2) pl/[Yn (^73 01 Pl
lii'i: VpL>0,52
'/1/[у1. B7:5-i t)f' {U""
Но вычисленному коэффициенту С подбирается клапан.
Система пускового воздух а. Пуск газомотокомпрессоров
производится воздухом, сжатым до 18 игс/см2. Завод поставляет вместе с агре-
I. :амп пусковые баллоны емкостью 1,3 м3 из расчета один баллон на четыре
;|,|'сгата. Для закачки воздуха в баллоны и поддержания их всегда запол-
заполненными предусматривается установка иоздушпых компрессоров
т;.па ВК-25-Э с подачей 1,23 м:!/мин. Практикой устаповлопо, что двух ком-
]'-\el торов вполне достаточно для пятнадцати газомотокомпрессоров.
Т р у б о и р о в о д ы. Диаметры трубопроводов, прпмыкающих к обо-
; юнанню, следует принимать равными диаметрам соответствующих шту-
i ров или фланцев оборудования. Диаметры прочих трубопроводов расечн-
?;:.:шиот по допустимой скорости в них: для газов — 10—15, для жидкостей —
: 2 м/сок.
Расчет толщины стенок газопроводов ведут но СНиП II—Д. 10—f>2.
Г" избежапие опасных вибрации газопроводов при проектировании КС
i поршневыми компрессорами необходимо придерживаться следующих
: "ложепий:
1) колебания низких частот (работа на малых оборотах) имеют паиболь-
? ' иг1 амплитуды, поэтому трубопроводы обвязки компрессоров следует делать
:.><::мо;к!ю короче, так как чем короче трубопровод, тем выше собственные
I''.-.кч'иишя потока;
2) падежное крепление трубопровода повышает собственную частоту
М'.к'баннн трубы, однако крепление труб должно производиться с учетом
^?'зможпых тепловых изменении их длин;
•'!) следует избегать изгибов трубопроводов, если это пе диктуется ис-об-
ч>аимогтыо температурной компенсации, таи как каждый изгиб возбуждает
vivxaniiMOCKHc колебания трубопровода;
?\) при необходимости поворота трубы следует установить опору в папра-
'?? leniiif ожидаемого колебания.
С и стена о х л а ж д е н п я. В газовом двигателе при реализации
: .п'очего процесса неизбежны потери на охлаждение. Тепло должно быть
'иседено от узлов, омываемых продуктами сгорания (рабочие цилиндры, их
' рышки, выхлопной коллектор), а в компрессоре — от узлов, нагревающихся
: процессе сжатия и от трепня движущихся частой. }5 машинах с турбонад-
.'•и<1М отвод тепла необходим от нагретого в турбокомпрессоре воздуха.
'' среднем потери из-за отвода тепла у поршневых ГПА составляют окепо-
?'','., от тепла, вьтде.чяемого топливом.
Охлаждающими агентами являются вода, масло и воздух. Особо теило-
ь; пряи;енные узлы мапшпы (цилиндры, их крышки, выхлопной коллектор)
'^лаждаются подои; тепло, образовавшееся от трения, отводится маслом,
воздух применяют для конвективного охлаждения цилиндров компресгоу>а
• I ресивера нагпотателглюго трубоп]>онода.
)'>о и:1беи;ание обраяоиання накипи v коррозии в полостях рабочих
Hi', ?имдров, j,|n,:iiiei; и выхлопного коллектора к виде предъявляют особые
технические требования. Для газомотокомпрессоров типа ГКГ1 и МК8 при.
меняют конденсат или умягченную поду общей жесткостью не более 0,7 мг/л,
Для 1']1Л-ГH00, машины более теплонанряжеппой, пода должна соответство-
соответствовать ГОСТ 4151—72, ГОСТ 4381)—72 и ГОСТ 4245—72. Для защиты омыва-
омываемых водой поверхностен от коррозпоппо-кавнтационпых разрушении к ней
должны быть сделаны добавил амульсионпой прпгадки по ННИИНП—117
МРТУ J2M ,N» 21 — 015. Для отвода тепла от трущихся деталей газомотоком-
npecco]ioi! ГКН, МК8 и ГПА-5000 применяют моторное масло М-20Г по
МРТУ 12П Л'г 2-'i—Ii3, характеристика которого следующая:
Кинематическая вязкость при 100° С, ест 20 ± 0,5
Зольнссть, ','о Не более 1,45
Содержапио механических примесей, % Но более 0,03
Содержание воды Следы
Температура вспышки, определяемая в открытом Не ниже 245
тигле, °С
Температура застывания, °С Не выше —15
Коксуемость Не более 0,45
Из-за необходимости поддержаппя температурного режима агрегата
постоянным и высокой стоимости приготовления воды требуемого качества
система охлаждения делается замкнутой
4000
На действующих КС для охлажде-
охлаждения газомотокомнрессоров приме-
применяется циркуляционная система
с двумя закрытыми и двумя от-
открытыми контурами: закрытый
контур масляного охлаждения;
закрытый контур поды для охлаж-
охлаждения силовых цилиндров, кры-
крышек л выхлопного коллектора
(«горячий цикл») по схеме «рас-
«расширительный бак — насос — дви-
двигатель — холодильник — расши-
расширительный бак»; открытые циклы
(внешние контуры) для охлажде-
охлаждения масла в масляных холодиль-
холодильниках и продувочного воздуха,
для охлаждения воды «горячего
цпкла».
Охлаждение внешних копту-
ров производится в градирне.
Наиболее прогрессивный способ —
«воздушное охлаждение», которое
осуществляется в двух вариантах:
чисто воздушное, при котором от-
отдача тепла охлаждаемой жид-
жидкостью происходит через стенки хо-
лодилышка непосредственно воз-
воздуху, и воздушпоо охлаждепне с промежуточным теплоносителем. Более про-
простым и аффективным является первый вариант. Применение второго варианта
необходимо в случаях, когда имеется опасение переохлаждения холодиль-
холодильников, обычно устанавливаемых па открытом воздухе, особенно в предпуско-
предпусковые периоды. Ото опасно как для поды, так и для масла, у которого вязкость
резко возрастает с понижением температуры, в результате чего гидравли-
гидравлическое сопротивление холодильника может стать настолько высоким, что вся
установка окажется неработоспособной. В качестве промежуточного тепло-
теплоносителя для холодного периода времени применяется антифриз (смесь води
и этиленгликоля).
Рис. 6.2. Горизонтальный аппарат воздушною
охлаждении типа АВГ.
Слона —исполнение с шалюлн, справа — б''-ч.
284
Тепловой расчет холодпльппка замкнутого контура ведут на основании
к'дующпх исходных данных: количества жидкости, циркулирующей и си-
.ч'.ме замкнутого контура; предельно)'] температуры жидкости на выходе из
чингателя (па входо в холоднльпик); температуры жидкости па входе в дви-
движитель (на выходе из холодильника); допустимых потерь напора. Эти данные
•кпучают с завода-изготовителя агрегатов. После определения тепловой
нагрузки для выбранной конструкции определяют общий коэффициент
, сплопередачи при принятых температурных градиентах и скоростях жидко-
. in внутрепиего и пиеишего контуров.
Воздушное охлаждение рас-
расчитывают па максимальную темпе-
температуру наружного воздуха. В усло-
ншх Советского Союза расчетную
ютшою температуру принимают рав-
? loii 40е С. Для пормального охлажде-
охлаждения необходимо, чтобы температура
и ходящей в двигатель охлаждающей
воды была выше температуры наруж-
наружного воздуха не менее чем па 5° С.
Если но климатическим условиям
это невозможно, выбирают один из
трех вариантов: нримепепие системы
орошения холодильников воды в часы
максимальной температуры наруж-
наружного воздуха; снижение мощности;
поднятие температуры охлаждающей
/кндкостп па входе и выходе в агрегат
(нутом применения присадок).
В настоящее время в Советском
Союзе серпйпо выпускают горизон-
горизонтальные аппараты воздупшого охлаж-
охлаждения (ГОСТ 12854—72) на условпоо
давление- 6, 10, 25, 40, 64 кгс/см2
'•' коэффициентом оребрепня 9 и 14,6
для температур от —40 до .'Ю0° С
(jiiic. 6.2). Возможны следующие нс-
но.1лс1шя аппаратов: боа жалюзи;
ill — с жалюзи; И — с приводом для
работы по взрывоопасной среде (ка-
(категория аппарата Б); II — с приво-
приводом для работы во взрывобезонасной
?|1!>де (категория аппарата Л); без
механизма поворота лопастей вепти-
??итора. Кроме того, по заказу потребителей возможпы такие исполнения
.фпвода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: 'J —
i к.'кгромеханический, JI — пневматический, Р — ручной.
ГОСТ 12854—72 охватывает аппараты воздушного охлаждения поверх-
поверхностью теплообмена от 875 до 5100 м2. ГОСТ 13935—68* предусматриваются
Я'иог.иые параметры и размеры малопоточных аппаратов воздушного охла-
охлаждения поверхностью теплообмена от 160 до 600 м2. Аппараты изготавли-
изготавливаются и двух исполнениях: Г — горизонтальные и В — вертикальные,
??? жалюзи или без жалюзи (рис. 6.3). ГОСТ 13934—68* предусматриваются
?•сновные параметры и размеры зигзагообразпых аппаратов воздушпого
охлаждения.
Компоновка цеха. После определения количества рабочих и резервных
агрегатов приступают к компоновке цеха с учетом заводской примерной
установки одпого агрегата. При этом определяют таг между агрегатами
л размеры проходов с учетом прокладки коммуникаций для охлаждающей
волы, смазочного масла, воздуха, газа и т. д.; высотные отметки с учетом
жштажно-демонтажпых работ и кранового оборудования.
285
Рис. 6.8. Малопоточный вертикальный ап-
аппарат типа ЛВМ-В,
Bnn.iy — исполнение
с жа.иолн, внерху —
6o:j.
I-1
4 50 \
да? I! xj^V;
I 2000 f'f'tf \! Чистое масле dt"cO-
Полотер Воды горячего»*" ~ ~ ^pda ,,*олодного'\щла„ Щтро8ощш*е_ШУ"~
? Л" ~^T/i~"' ' ' 'из насосной du=JOOMM : и-у-э-'мм
цикла йч = 700мм \%Вода„холодного"цикла З.Таплибныи га? 2^=50ми
J400 . 50СО ^'6 нососнун! dy-WOHM fifojijlip, пускфЗ_
?госо
аи-80
Л очередь О пылеуловителей. dy~ 700
К маг,а пралиномц гг?:: ?-: *эо--
1 — гя:юмотокомпрессор 10 ГКИ-1-25/55; г — выхлопной трубопровод и обвязка во.чду^1""
й — наружная oubm:h;;i 1;омнрессора; е — расширительный баи V — 55 м3; коплеитор'и: *'
10 — Mac.ia D_ = 50 мм, 11 — воды горячею циклл, JJ — воды холодного сиилл ''у
1. Коллектор импульсного газа d,,, = 100 мм
\2.Коллектор Всась'бающий (tj<~700мм
\3. Коллектор нагнетательный d у = 700мм
/Коллектор топливного raja д.и=500ми
I очередь
Пучкт редуцироЗания тОплиВ-
?ного га,т
Компрессоры пускоСогэ
'боздуха и масляное
хозяйство
Рек. мастерская
I. вода горячего"цикла й/7
HocicHsa
2 Вода :1холодного"цукла tly'JOOMU
л насосной ' ~'
3.вода..холодного"цикла й^ЗООнн
из насосной.
' вода „ горя чего" цикла dy ЧзООмм • ?
из насосной.
^ 33510, .
Рис. 6.4. План и разрез компрессорпого цеха с агрегатами 10ГКН-1-25/55.
Г. --г-, з — обвязка компрессорных, цилиндров; 4 — обвязка масляного холодильника;
?Оу --- 700 мм, 8 — топливного газа Dy = 500 мм, 9 — пускового воздуха О,. = 80 мм,
Км,. 13 — импульсного газа; 14 — крап мостовой, ручной, однобалочный, типа А,
к Q — 5 т, t =? 10,5 м; 15 — вымораживатель.
h 287
Па рис. 0.4 представлены план и разрез компрессорного цеха с газо-
мотокомпрессорами 10ГКП-1-25/55. Компрессорный цех запроектирован для
строительства в две очереди: сличала устанавливают восемь, а по вторую
очередь — пять агрегатов. Машинный пал раздолен столон для возможности
ведения монтажа агрегатов второй очереди. Справа к машинному заду при-
примыкает двухэтажная пристройка. На ее первом этаже разметены компрессоры
пускового воздуха, циркуляциопная насоспая, ремонтная мастерская и рас-
распределительный щит, па втором — бытовые помещения, ЛИН и ртутная.
Для монтажных и ремонтных работ предусмотрены подвесные ручные кран-
балки.
§ 6.5. КС с газотурбинным приводом
Газодинамическая характеристика нагнетателя и пересчет ни новые
начальные условия. На газопроводах большой пропускной способности
(более 5000—7000 млн. м3/год) для компримяровапия газа применяют центро-
центробежные пагпетатели, подача которых в настоящее время достигает 85 X
X 10° м:1/сутки. Благодаря ряду преимуществ перед другими видами при-
приводов, из которых главные легкость регулирования производительности
и повышение мощности в осеппе-зимпий период, газотурбинный привод
имеет наибольшее распространение па газопроводах Советского Союза.
В центробежных пагнетателях вращающимся рабочим колесом газу сооб-
сообщается большая скорость с, последующим преобразованием кинетической
энергии потока в работу сжатия нагнетаемого газа.
Связь между основными параметрами рабочего процесса нагпетателя
(подачей, степенью сжатия, потребляемой мощностью и политропическим
к. п. д.) выражается газодинамической характеристикой. Характеристики
рассчитывают, спнмают с головного образца или с модели и строят для дан-
лого состава и определенного начального состояпия газа в координатах:
коммерческая подача QK, м3/суткп, — давление газа на входе в пагпетательр,,,
кгс/см2; объемпая подача Qoc>, м'/мшт, при условиях всасывапня — степень
сжатия. Связь между объемной и коммерческой подачей выражается соотно-
соотношением
24 • 00
<>20 • 7(И) '
F.13)
Для пересчета характеристик на новые печальные условия рп», R», Т„о
необходимо характеристики, составленные для начальных условий (р„, R,
Т,,), помножить па выражения, указанные в табл. 6.3.
таблица и.З
Множители для пересчета характеристик
Значение величин,
соответствующих
характеристикам
(при R, Г„ и р„)
Зпачспне постоянного
множителя для пере-
перехода к исходпым ха-
характеристикам (при
Q, П, 1B
1/ЛоГ„о
У пта
G, Уд
Рно т/ /гт„
/mi ' **0* нО
га S.
а. <
РнО
я»
V.
Рио 1 / МоТпо
р„ У хт»
со
1.0
288
Газоперекачивающие агрегаты. На рис. 0.5 приведена тепловая схема,
оищпя для ГТУ Невского машгшостроительпого завода им. В. И. Ленина.
Воздух засасывается из атмосферы через фильтры, сжимается осевым ком-
компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где подогревается за счет
отработанных в турбипе продуктов сгорания, а затем направляется в камеру
сюрания, куда подается топливо. Продукты сгорания, образовавшиеся
и камере, являются рабочим телом для турбины привода осевого компрессора
(пысокого давления) п силовой турбины (низкого давления).'После турбин
продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель и через дымовую
В
Воздих
труби
1>iic. 6.5. Тепловая схема ГТУ Невского машиностроительного аавода им. Ленина,
1 •— воздухозаборная камера; 2 — воздухоподогреватель; з — осевой компрессор; 4 —
турбина высокого давления; 5 — турбина низкого давления; 6 — камера сгорания.
трубу выпускаются в атмосферу. Аналогичную схему имеют и турбины Ураль-
Уральского турбомоторного завода им. К. Е. Ворошилова с той разницей, что
поадухолодогреватслей в них пет.
Агрегат ГТ-6-750. Состоит пз центробежного нагнетателя П-300-1,23
.Уральского турбомоторпого завода им. К. Е. Ворошилова (рис. 6.6) п газо-
газовой турбины ГТ-6-750. Нагнетатель включает в себя собственно корпус
с рабочим колесом, системы смазки и уплотпения. Транспортируемый газ
поступает по всасывающему патрубку, входному устройству, попадает в ко-
лосо, сжимается и, пройдя через безлопаточпый диффузор, выходит по нагне-
нагнетательному патрубку. Ротор, уплотпепие, подшипник, детали корпуса,
поплавковая камера и другие узлы объединены корпусом в единым блок.
Корпус имеет вертикальный разъем. Ротор консольный, с одним насадпым
рабочим колесом. Нагнетатель имеет масляпыйбак емкостью 3,5 м3, в кото-
котором установлены ипжектор, пусковой и аварийные пасосы, фильтры, клапан
пускового насоса и другие устройства. На рис. 6.7 дана приведенная газо-
газодинамическая характеристика нагпетпте.тя, а табл. 6.4 — расчетный режим
работы. Основные параметры нршюда нагнетателя — газовой турбипы
ГТ-С-75О (Уральского турбомоторпого завода им. К. К. Ворошилова) —
даны в табл. 6.5.
19 .-la.T.r! 15C 2*0
290
10000
ГТ"~ГГТ7~П
I—I—i—i—:- -f——r
itirttr^1"r'"
-^-rr T TTt 71
20 JO 40 50
Приведенная коммерческая производительность
LQh,]пр.млн. мусутки
Рис. 6.7. Приведенная газодинамическая характеристика нагнетателя Н-300-1,23.
Расчетные величины: [Тн]пр = 288° К; [Д]пр = 50 кгс-м/(кг-°К); [Z] = 0,91.
19*
201
ТАБЛИЦА 6.4
Расчетный режим работы центробежного нагнетатели тина Н-300-1,23
Параметры
Объемная подача первого нагнетателя,
мя/мнп
Начальное давление газа, кгс/см2
Конечное давление газа, кгс/см2
Начальная температура газа, °С
Температура газа на выходе пз послед-
последнего нагнетателя в группе, °С
Число оборотов ротора, об./млн
Мощность, потребляемая нагнетателем,
шВТ!
первым
вторым
третьим
Работа
одного
нагнетателя
260
44
38
0,0
—
—
Двух цосле-
доиателыю
330
36
56
15
51
6100
5,4
6,0
*~~
трех иослс-
донатегшно
370
31
С6
4,7
5,4
6,0
ТАБЛИЦА '6.5
Основные параметры газовой турбины ГТ-6-750
Параметр
Номинальная мощность на муфте нагнетателя, Мвт
Номинальное число оборотов ротора ТВД, об./мин
Номинальная скорость вращения ротора ТНД,
об./мин
Пределы измепения рабочих оборотов силовой тур-
турбины, об./мин
Температура газов перед турбиной, °С
Расход топливного газа, кг/ч
Давление топливного газа, кгс/см2
Давление пускового газа, кгс/см2
Степень сжатия в осевом компрессоре
Расход воздуха через компрессор, т/ч
К. п. д. установки, %
Масса, т:
блока регулирования
BfipxHoii половины цилиндра
ротпм компрессорной группы
оищня в объеме поставки
Числегшое значение
6,0
6300
6200
4550—6900
750
2600
10
До 30
6
168
23
2,7
5,9
4,0
07,5
Агрегат ГТ-750-6. Состоит пз центробежного пагпетг.тсля 2i'iiJ-14-l
и газовой турбины ГТ-750-6. Нагнетатель одноступенчатый, имеет коиеольно
расположенное рабочее колесо с лопаточным диффузором; спроектирован
яа давление нагнетания 7Г> пгс/см2. Всасывающий и нагнетательный патрубки
диаметром 080 мм расположены в горизонтальной плоскости и направлены
иод 90° к продольной осп нагнетателя. Ротор с подшипниками и другими
>лемептами ходовой части заключен в гильзу, которая устанавливается
;i монолитный корпус. Конструкция нагнетателя допускает его остановку
под полным рабочим давлением. Нагнетатель имеет независимую систему
маслипого уплотнения. В табл. 6.6 приведен расчетный режим нагпетателя,
8000
6000
?о
Е
I
%4000
I
74
70
-
_
У
у-
г'
"""
W
L-
г—•
^*
-
у
^-
е-
У
и
У
у
у
У1
^^
/'
/
s
у\
s
'
у
у
^ и
<.
у
*
У
S
7
'Л
у
/
—
**>
s
/
7~
/
J
*
S
V
•о
/
/
/
/
'
*
/
4
>
у
s
/
/
У
\-
S
/
?>
1
!
2^? Jff W 5»
Коммерчесная производительность Цц1ш1н.м'1/сутки
Рио. 6.8. Газодинамическая характеристика нагнетатели типа
?2С0-14-1.
Начальные условия: Т|( — 288° К, Лг = >>Ь i;ro-M/(itr-°K); К ~
= 1.31; Рк =--- 75 кгс/см1; Р = 0,68 нг/м>.
а па рис. С.8 дана его газодинамическая характеристика. Характеристика
привода нагнетателя — газотурбинной установки ГТ-750-0 — приведена
R табл. (i.7.
Л г р о г а т ГТК-10-4. Имеет нагпотатоль 370-18-1 -(Ионского машиио-
строителытго завода им. В. И. Ленина), спроектировал для сл;атвя транс-
транспортируемого газа в условиях Крайнего Севера при температуре газа и воз-
'О'ха до —50° С. На рис. 0.9 изооражеп разрез нагнетателя, в табл. 6.8
203
|>ис. 6.9. Продольный разрез центробеж-
центробежного иагнетатела типа 370-18-1.
ТАБЛИЦА С. 8
Расчетный режим работы центробежного нагнетателя 260-М-1
Параметры
Работа
трех
последо-
последовательно
двух
ПОСЛедо-
иателыю
одного
нагнета -
тел п
Подача при нормальных условиях, 1()вм3/сутки
Объемная подача одного или первого из группы
последовательно работающих нагнетателей,
М3/.\ПШ
Конечное давление газа прп выходо из пагпета-
те.Ы!('ГО патрубка одпого или последнего
из группы последовательпо работающих нагне-
нагнетателей, кгс/см2
Начал;,\и>с давление газа при входе во всасыва-
ющ.ы патрубок одпого или первого из группы
последовательно рабетающих нагнетателей,
кгс/см2
Темн/гчтура газа при выходо из нагнетательного
патрубка одпого илп последнего из группы
последовательно работающих нагнетателей (ин-
фОТ|.\(.ШИОНПО), °С
Мощно, ть, потребляемая одним или первым из
гру:г;-:.[ последовательно работающих нагпе-
тнте. ;fir. Мвт
с;г., потребляемая вторым из группы
последовательно работающих нагнетателей,
Мит
oiini-.iTb, потребляемая третьим из группы но-
носе .гвательно работающих нагнетателей, Мвт
22
330
21
258
!
4.7 ! 5,3
i
5,4 l 5,9
6.0 \ —
20
225
45,2 i 50,7 | 61,2
t !
! 1
60 I 50
33
O,'.'
npiiu ..елы его расчетные режимы, на рис. O.'i" • —газодинамическая характе-
рпст".а.
л регат ГТК-16. Состоит из пагпетателя Н-16 и турбины ГТК-.!''.
Спр'.'кгировап при одинаковой степени сжатия е = 1,25 на конечное давле-
давление :.л ?= 56 и 75 кгс/см2 (соответственно Н-16-56 и 11-10-75). Представляет
собо:г ? шоетупенчатую консольную с боковым соосным подводом и отводом
газа .;..'-кгрукцию. Ротор имеет рабочее колесо с загнутыми назад лопатками
и и[ ,::v.u4iauiiiJM покрывающим диском; опирается на два опорных подшип-
подшипник.!, которые одновременно являются уилотнительными втулками, пред-
от»|'.•??> .ющими протечку газа но валу пз корпуса нагнетателя. В табл. 6.9
чаш.: /жимы работы нагнетателя для обоих вариантов, п на рис. 0.1 1 и
'?'>.\2 ? оответетвуюише газодинамические характеристики. Турбина ГТЬ'-1С
,'т;!'" .??.;()) имеет пять ступеней, расположенных па двух валах. Трехсту-
fiein.-- ,] ТВД приводит во вращение осевой компрессор, двухступенчатая
?П1,; нагнетатель. Турбипа, компрессор и камера сгораии.ч имеют общий
;;оь! . установленный на раме маслобака. Неподвижная точка расположена
и [">. '.'.- " среднего подшипника. Ьо входном патрубке компрессора располо-
>:''•.i . ''одотандер. соединенный с ротором ТВ/!, пюстеренчатоГ] передаче]!
?!';;?'? i-асцениую муфту. Включение и выключепио муфты — автомат н-
? \ ' рог а т ГТП-16. Газовая ту])бпна ГТ11-10 компонуется с нагиеui-
;ел.-м типа 11-10-75/1.25 пли 11-16-75/1.15 (рис. 0.13). Агрегат устанавлн-
«астси на ну.-нмюп отметке, В табл. (i.11 п])нведеиы расчетные реяшмы
290
^Г'-М
-4—t—• t—>-J—r—I—1-—Г — —t—l +—
и-tfTrt:
180 200 240 2S0 J20 МО 400 4-'/О 480 д20 SLO BOO 640
/
Рис. 6.10. Газодинамическая характеристика пагнетатсля типа 370-18-1.
Начальные условия: Г, = 288° К, К — 1,31; Нг = 46 кгс-М/(кг-°К);
76 /'
p c= 76 кгс/см'.
1\
ТАБЛИЦА 0.7
Основные параметры газотурбинной установки ГТ-750-6
Параметр
Но>ганальпая мощность на муфте нагнетателя, Мвт
Число оборотов, об./мин:
ротора ТВД
ротора ТНД
Пределы изменения рабочих оборотов силового вала,
об./мин
Температура газов перед турбиной, °С
Расход топливного газа, кг/ч
Давление топливного газа, кгс/см2
Расход пускового 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, %
Расход циркуляционного масла, л/мин
Давление масла, кгс/сма:
перед маслоохладителем
на регулирование
на смазку подшипников
Количество тепла, передаваемого маслу, Мкал
Сопротивление маслоохладителя по маслу, кгс/см2
Опловыделепие, Мкал/ч
Численное
инаяепне
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
1,12
ZOO
400
еоо
800 Q.,mj/muh
Рис. 6.11. Расчетная газодинамическая характеристика нагнетателя типа
Н-16-56 (Н-800-1,25).
Начальные условия: Гц = 288° К; Rz = 47,5 кго-м/(иг-°К); К = 1,31;
рк = 56 кгс/см1.
2<O
ТАБЛИЦА 6.8
Расчетные режимы работы центробежного нагнетателя 37»-18-1
Параметр
Подача при нормальных условиях,
108 м8/сутки
Объемная подача одного или первого
из группы последовательно работа-
работающих нагнетателей, м3/дшп
Конечное давление газа при выходе
из нагнетательного патрубка одного
или последнего из группы последо-
последовательно работающих нагнетателей,
кгс/см*
Начальное давление газа при входе во
всасывающий патрубок одного пли
первого из группы последовательно
работающих нагнетателей, кгс/см2
Температура газа при выходе из нагне-
нагнетательного патрубка одного или
последнего из группы работающих
нагнетателей, °С
Потребляемая мощность нагнетателя,
Мвт-
первого
второго
третьего
Работа
последова-
последовательно грех
38
540
44
66
О 7
О,'
9,3
10,0
цослодопа-
телыт двух
37
456
75
50,7
• 49
9,3
9,8
—
иагп>.:'челя
зс
370
62
33
9,9
—
112 \
?.t!O
1000
I'tu:. B.12. Расчетная гааодииамическаи характеристика игапета-
телл тппн Н-1Й-75.
а
в.1.Ч.
Продольный разрез нагнетателя H-1G-75 (ааттрихоиавнмс де-
детали — унифицированные).
а — JM0-75/1,25; б — Н-16-75/1,Ю.
ТАБЛИЦА 6.9
Режимы работы центробежного нагнетателя типа 11-1A-56 и Н-16-75
Hapavrrp
Н-1С-56
один
два последо-
последовательно
II
H-1R-75
один
два последо-
последовательно
II
Коммерческая подача, ы3/сутки
Начальное давление газа, кгс/см2
Начальная температура газа, °С
Конечное давление газа, кгс/см2
Конечная температура газа, °С
Скорость вращения ротора, об./мин
Объемная подача, м3/мпн
Потребляемая мощность, Мвт
Адиабатический к. п. д., %
Максимально допустимая объемная
подача при п = 4875 об./мин,
м8/мин
Минимально допустимая объемная
подача, м3/мин:
при п = 4600 об./мин
при п = 3500 об./мпн
45
36
15
56
35
45
33
800
16,0
950
15,0
84
51-
45
33
56
53
10»
60
75
35
4600
800 | 600
16,0
48
15
60
33
710
15,0
83
1180
400
270
60
33
75
53
600
16,0
пагпетателей, а па рис. 6.14 и 6.15 — их совместные
характеристики. В табл. 6.12 приведена техническая
газовой турбины ГТН-16.
р*, кгс/см '?
970
300
200
с газопроводом
характеристика
Характеристика
газопровода
ю го jo
Рис. 6.14. Совместная
40 Qh,mmh.i
характеристика «агнетателя
Н-16-75/1,45 в газонровода.
Агрегат ГТК-25. Нагнетатель 650-21-9 агрегата представляет собой
двухступенчатую машину с тангенциальным подводом и отводом газа.
;soo
ТАБЛИЦА 8.10
Техническая характеристика газовой турбины ГТК-16
иараметр
Поминальная мощность на муфте пагнетатсля, Мвт
Помпналыгоо число оборотов, об./мин:
ротора ТВД
ротора ТНД
Диапазон рабочих оборотов силового вала, об./шш
Температура газов перед турбпшш, °С
Расход топливного газа, кг/ч
Расход пускового газа на один пуск, кг
Дашгепие пускового газа, кгс/см2
Степень сжатия в осевом комирессоро
Расход воздуха через компрессор, т/ч
К. н. д. установки, %
Давление масла, кгс/см2:
перед маслоохладителем
на смазку подшипников
Масса агрегата в объеме поставки, т
Численное значение
16,0
4900
4600
3700-4785
810
5488
5000
12
7,5
360
25
4
2,5
150
ТАБЛИЦА 6.11
1'сжим работы центробежного нагнетателя типа
II-16-75/1,25 и Н-16-75/1,45
Параметр
Коммерческая подача, 10« м3/сутки
Начальное давление газа, кгс/см2
Начальная температура газа, °С
Конечное давление газа, кп'/см2
Конечная температура raja, °C
Скорость «ращения ротора, об./млп
Объемная подача, м3Д\шп
Потребляемая мощность, Мвт
Адинбатичоский к. п. д.. %
Максима;!|,п<> допустимая объемная по-
подача при к ?-= 4875 ои./мип, и'/ш
минимально допустимая объемная по-
подача при п -- /,000 об./мин. м'/мнн
J'<> ;ке, при ?! = 35(Ю об./илп
один
G0
75
35
600
10,0
—
—
—
Н-16-75/1
два пос
I
51
1 48
15
ВО
;?з
4600
710
15,0
83
970
300
200
,25
едователмю
II
60
33
70
53
ЫH
16,0
—
—
—
[^
I1-1G
32,5
52,2
15
76
6500
16,0
82
—
—
—
ТЛГ.ЛИЦЛ В.12
Техническая характеристика газоыои 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. /шш
Температура газов перед турбиной, °С
Расход топливного газа, кг/ч
Степень сжатия в осевом компрессоре
К. п. д. установки, %
Масса в объеме поставки, т
16,8
6850
6500
5200-6850
900
5000
11,5
29
130
ТАБЛИЦА 0.13
Расчетный режим работы нагнетателя типа 650-21-1
Объемная подача при условиях всасывания, м3/мин
Начальное давление, кгс/см2
Начальная температура, °С
Конечное давление газа, кгс/см2
Скорость вращения ротора нагнетателя, об./мин
Критическое число оборотов, об./мин
Потребляемая мощность, Мвт
Масса нагнетателя^с рамой, т
640
51,14
15
75
3700
4800
25.0
55
ТА ПЛИЦА П. 1-1
Техническая характеристика rauouoii турбины ГТК-25
Параметр
Номинальная мощиость па муфте нагеетатоля, Мвт
Скорость вращения, об./миы:
ротора ТВД
ротора ТНД
Температура газов перед турбиной, °С
Расход 1 тминного газа, кг/ч
Степень сжатия в осевом компрессоре
Pacxi).', ноздуха через компрессор, т/ч
К. и. л. установки, %
Масса н .объемо поставки, т
Расход циркуляционного масла, л/мин
Количество тепла, передаваемого маслу, Мкал
25.0
3550
3700
830
7500
12
030
28,0
237
1600
025
302
Присыпающий и пагпетатсльпый патрубки (внутреннш'Гдиаметр 960 мм) рас-
рпложены сооспо. Ходовая часть (ротор, диффузоры, лабиринтные уплотне-
1П1Я, концевые уплотнения и
) заключена во вну-
корпус с горпзопталь-
?ii.iM раз7.емом, устанавлива-
.?м1,1 i'i i) цплшгдр, выполняющий
о п. оболочки. Цилиндр аа-
!.-;ч.тается неразъемной крыш-
i.'iii. В табл. 6.13 нриведепы
? игчетные параметры работы
|.ппетате.я 650-21-1, а на
? не. 0.10—его газодинампче-
кая характеристика. Приво-
:.i\i нагнетателя является га-
оная турбина ГТК-25 мощ-
чнгыо 2о,0 Мвт (табл. в.14).
Агрегат ГПА-Д-6,3/56.
представляет собой блочшлй
• .?iiMij.'icKTnuii автоматизпровап-
мп агрегат мощностью 6,3 Мвт,
??'"с почивающий нормальную
лйотоспособность на открытом
:.-'1.чду.\е с температурой от —40
..о Зйс С и относительной
? .!.'|>кностыо от 60 до 100%, а
•?яки;е при наличии осадков
шждь, снег, туман). Номи-
на.и.ные технические дан-
п1!р ГПЛ-Ц-6,3/56 приведепн
Характеристика
газопроЕиЗа
-сцтки
Совместная характеристика нагнета-
телн Н-10-75/1,25 и гашаровода.
Области работы: i — одного нагнетателя; 2 —
двух нагнетателей.
Коммерческая подача, м3/сутап
Объемная подача, м3/мин
Давлеппе, кгс/см2:
всасывашш
нагнетания
Мощность па муфте пагпетателя, .Мвт
Скорость вращения нагнетателя, об./мин:
поминальная
максимальная
минимальная
К. п. д. на. муфте нагпетателя, %
Тип Kojrnpoccopnoii машины
пи нррводного двигателя
'jibi, мм:
длина
rnupinia
10е
196
38,6
56
6,3
8200
8500
0150
21
Двухступенчатый, цент-
центробежный нагнетатель;
степень сжатия е =
= 1,45
НК-12СГ авиационный,
газотурбинный, со сво-
свободной турбиной
12 350
5000
!>ч:!дух<).;:!.'|-|рньнъ устройства и глушители шума. Техническими усло-
:;!!:v;> F!ii но( тлпку 1'ТУ д.чя КС обусловлеио, что запыленность воздуха,
:'0i мучающего is ocenoii компрессор, ие должна превышать 1—5 иг/м3. В раз-
?'iii'inbix puiioiiiix ел раны ь зависимости от климатических и метеорологических
у"'?> -ur-'i со.к.ри.'ншр мрулгнчр'-кнх прпмесей (песок, пыль и т. д.) в воздухе
303
может быть от 0,005 до 0,14 г/м3. При проектировании воздухоочиститель-
воздухоочистительного устройства необходимо учитывать следующие возможные условия:
п) температура наружного воздуха может быть п пределах от 50
до —1M° С;
!____L__J J
0,30 i CJO j 052
j0,76 10.65 0,80 J-0
I....J .
Krr-rv
Рис. в.16. Газодинамическая характеристика нагнетателя 050-21-1.
Начальные условия: Bz = 40 игс-ы/(кг-°К); К ~ 1,31; Гн
288° К; рк =
в 76 гас/см*.
С) относительная влажность воздуха до 100%;
в) средняя копцентрация пыли к воздухе при пылевых бурях до 140 мг/м8;
г) обледенение в интервале от 5 до —10° С;
интервале
"-нежные заносы.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации воздухозаборное
устройство может иметь следующие осповпые элементы:
а) приемные клапаны (жалюзи);
б) воздухоочистительное устро1ютво и воздуховод до всасывающего
латруика осевого компрессора;
в) устройство для регулирования температуры циклового воздуха;
г) шумоглушащее устройство.
К воздухоочистительным устройствам предъявляют следующие техпи-
,i" кие требования:
1) пропускная способность воздухоочистительных устройств должна
in''i-встствовать расходу воздуха через компрессор газовой турбины;
2) остаточная запыленность воздуха после очистки должна составлять
?... мг/мЗ;
3) максимальный размер частиц иыли после фильтрующих элементов
.о 1я;о0 быть не более 15 мкм;
4) допускаемое гидравлическое сопротивление воздухозаборной системы
;о входного патрубка комирессора не должно превышать 100 мм вод. ст.;
5) поступление воздуха в воздухоочистительное устройство должно быть
пганизовапо так, чтобы предотвратить засасывание выхлопных газов н ныли
поверхности почвы;
0) высота забора воздуха определяется по данным запыленпости района
Расположения турбипы;
7) камера фильтров должна иметь предохраиитольиое устройство, от-
?.?рммш'нцееся при гидравлическом сопротивлении в воздухоочистительном
чтропство свыше 70 мм вод. ст. и обеспечивающее возможность поступления
:»?:: г-л"ц непосредственно в компрессор;
Я! воздухоочистительное устройство должно быть оснащено системой
•иломлтического управления работой всех его элементов, согласованной со
ш пи пой системой автоматики;
'Л вопросы очистки воздуха газовой турбины должны решаться в ком-
w.'irKco с вопросами тумоглушения.
15 качестве первой, предварительной ступени очистки воздуха исполь-
используют шгерциопные пылеуловители конструкции ЦКТИ (рис. 6.17). Схема
установки пылеуловителей в воздухозаборпой камере по ОСТ 24.022.10—73.
И первой и второй зонах, характеризуемых слабой и повышенной зависи-
зависимостью, могут устанавливаться фильтры III класса (эффективность улавли-
улавливания — частицы ныли более 10 мкм). К ним относятся ячейковые фильтры
<• иг теми Рекк.
Нолео совершенным фильтром, работающим по тому же принципу,
является самоочищающийся фильтр завода «Кондиционер» (Харьков)
типа КГ. В самоочищающихся фильтрах пыль задерживается на непрерывно
движущихся сетчатых панелях, смачиваемых всретеппьш маслом при про-
прохождении панели через масляную ванну. Воздух, обрабатываемый в филь-
чрпх, должен поступать равномерно по всему сечению фильтрующей поверх-
поверхности со скоростью, по превышающей 3 м/сек.
Конструкция воздухозаборных камер предусматривает возможпость рабо-
работы I ТУ без фильтров. Для этого после фильтров но ходу воздуха па воздухо-
зибсчрном тракте устанавливаются приемные жалюзинные клапапы с дпетан-
анолным управлением, сообщающие всасывающий тракт с паружным воз-
чу.'сом.
III у м о г л у ш е н и е. Основная полоса частот — полоса, в которой
?;грхняя граничная частота в два раза больше нижней. Средпяя геомстри-
iiVk,ih частота активной полосы, гц,
f=V/Jl, F.14)
•?'?,'-' Л -- нижняя, /2 — вс])хняя граничная частота, т-
Звуковое давтенне Р — избыточное давление в данной точке среды по
"p.iBMiпню с, давлемнем при отсутствии звукового поля. Уровепь звукового
^'И ii'liilll. ;|б,
L- -20 In- (/'//'„), F.15)
?:? :;:,,•;,:?. I,; . 305
где Р — средпес квадратическое значение звукового давления в заданной
полосе частот в точке измерспия, н/м2; Ро — пороговое значение срелнего
киадратичеекого звукового давления, равное 2 • 10" 5 н/м2.
Рабочий процесс газовых турбин КС требует значительного количества
атмосферного воздуха, который затем в виде продуктов огорашш выбрасы-
выбрасывается и атмосферу. Шум при работе ГТУ распространяется в атмосферу
через воздухозаборник тракт, трубопроводы от нротпвономнажиых кяяг.-чюв'
п газоходи отработанных гпзов. Основными источниками шума является
компрессор, противопожарные клапаны — на всасывании ГТУ, г,1 ;.м;ая
турбина низкого давления — н<> выхлопе ГТУ, а также корпус ГТУ в случае
П~
Очищенный.
Зоздух
Рис. в.17. Инерционный пылеуловитель ЦКТИ.
недостаточно)! ого 'звукоизоляции. Нормируемыми параметрами шум. яв-
являются уровни звукового давления в октавпых полосах частот со ере. :? ими
изометрическими частотами IYA, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000, 80'- -?? гц.
Урошш звукового давления, создаваемые на территории жилой ласт; ,>лки
«?•?точ'.'пками iirvMti (машнпами, оборудованием, установками), дб.
где /.;,—- yjiOBTin звуковой мощности, излучаемой источниками шу:,\ пт;
г — расстояние от источника шума до территории ншлон постройки, м. '? —
затухание шума в атмосфере, дб/км.
Акустически!! расчет проводится в восьми октавпых полосах со ере ими
юометрнческимн частотам)! 03, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000, Ьи- гц.
Расчет включает: 1) пыявлешю шумовых характирпсти); ociiojinoro ой.-- удо-
ваппи (по данным завода-изготовителя); 2) определенно расчетпыл -шк
;>. пимещопнях и на территории (например, диспетчерская и грани.i . за-
стройлн города); 3) определение допустимых уровней звукового давление для
{.'нечетных точек и соответствии с таблицей; 4) определение ожидаемых ? ров-
ровней звукового давлении /. в расчетных' точках до осуществления мероприятий
30G
но снижению шума; 5) определение требуемого снижения уровней звукового
даь. с-.ши в расчетных точках; 6) выбор конструкции глушителей шума.
На КС основные источники шума находятся внутри компрессорных
цех./- . Наибольший шум создает осевой компрессор. Шум распространяется
ло •. . ывающему воздуховоду и через выходное отверстпе (жалюзи) воздухо-
.;аГ' ..ой камеры проникает в атмосферу. Для снижения шума необходимо
ам[ ,. лельное проведение расчетов и инструментальных заморов акустических
^арлЧ'Л'ров, в связи с чем проект шумоглушепня рекомендуется выделить.
;ы\.ю1шой тракт и использование тепла отходящих газов. Назннчепт1
;-.ы.\ .iihoio тракта ГТУ заключается в отводе дымовых газов турбины в атмо-
,.)'! . . В табл. 6.15 приведепы дапныо о количество дымовых газов для рнч-
..нч'. ...а агрегатов; также приведены температуры, постоянному воздействию
м1|ц.1ч.:.\. подвергаются газоходы.
ТАГ.ЛИЦА '; 1 Г)
Количество дымовых глзои, подлежащих отводу, и их ге.мнерш ур i
11 мгатате-'П.
Mai -Mibte единицы, кг/сок
Ггмт.'т>атура, °С
Об7.см!ше единицы, м3/сек
—
и,
43,3
67,2
1-
О
г i
45,2
270
70
—
54
83,5
ГТК
86
268
133
46,7
115
Гг.
-
F
82
420
208
—
'?г
Г
110
280
топ
?Ч'новпыо требования, предъявляемые к газоходам:
1 ? плотность — газоход работает под избыточным давлением, прошп;-
!иш дымовых газов в помещение недопустимо;
.':; долговечность, коррозионная стойкость — газоход подвержен постоян-
? Боздействию высоких температур;
? безопасность — из-за неплотности стопорных клапанов возможно
ние в газоходе взрывоопасной смеси;
. доступность ревизии и ремонта опор, компенсаторов, изоляции:
умереппое гидравлическое сопротивление.
;.;отпость достигается тщательной сваркой с последующими испытанием
; еркой мыльпым раствором всех сварных соединений. Долговечность,
чонная стойкость обесцечиваютвя выбором металла для газохода.
? ' "дуемый металл: сталь углеродистая марок 10 и 20, сталь лептронаи-
? "ок 15М, 20М, 12МК, 15МК; толщина стенки не меньше 5 мм. Безома;.-
•. должна быть обеспечена естествеппо11.ве.чтиляцне]т во время стоянки
•I. Наличие тягп должно быть проверено. Если она отсутствует, тп
?има установка па газоходе взрывных клапанов но правилам Гсеп.р-
>ора СССР. П соответствии с техническими условиями па ГТУ полно'1
пчеекое сопротивление газохода, в к почая трп.чообменные аппараты,
м'ио превышать 100 мм вод. ст. Учитывая жесткие требования но нелм-
?протпвления, необходимо избегать в конструкции газохода резких
?ов и изменелн!! сечения, скорость потока газов по должна нррнмит',.
:. После состак-юпия схемы газохода, включая дымовую трубу, ivuvyi'!
и гидравлический расчет, руководствуясь данными о ко:>ффш!,и<!па\
членпя. Гязоход должен быть рассчитан па компепсацию.
' II о л ь а о в а н и с тепла отход я щ их г а а о и. I'ea.iii-. ?-
"очего процесса газовых турбин неизбежно связана с певозвратнымп
?.и тепла. Лучшие образцы газовых турбин полезно используют 27--
лла, получаемого при сгорании топлива; остальные 70% бесполезно
. .-лютея во внешнюю среду. Наибольшем1 вппмлппе вызывают потер;:
< с уходящими газами, которые составляют основную частг. потерь и
:;?•• 31 »7
пмогот относительно высокий температурный потенциал, что оилсччмет полез-
полезную передачу тепла источнику с более низкой температурой. Существует два
основных способа использования тепла уходящих газов. Первый способ
заключается в подогреве воздуха, поступающего из компрессора в камеру
сгорания. Таким образом экономится топливо па подготовку рабочего тела
в камере сгорапия для газовой турбины. Установка воздухоподогревателя
повышает к. п. д. ГТУ на 4—5%. Однако целесообразность применения ГТУ
с регенерацией пеобходимо проверить технико-экономическим расчетом,
так как вместе с экономией газа растут капитальные затраты и эксплуата-
эксплуатационные расходы. При распределении типов агрегатов по трассе следует
руководствоваться принципом установки безгепораторпых машин на голов-
головных КС.
Второй способ заключается в подогреве воды в утилизационных тепло-
теплообменниках, устаиавливаемых во внешнем коптуре для теплофикации близ-
близлежащих объектов. В пастоящее время разработаны теплообменныо аппа-
аппараты для следующих ГТУ: ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-10 и ГТК-16 па давление
20 кгс/см*, что позволяет транспортировать теплоноситель на расстояние
до 10 км. Теплопроизводителытость отдельного пучка теплообменника подо-
подобрана таким образом, чтобы можно было варьировать теплосъомом в зависи-
зависимости от потребности стапцпи. В табл. 6.16 приведены данные, характеризу-
характеризующие теплообмоиные аппараты.
ТАБЛИЦА С. 16
Характеристика утилизационных теплообменников
для различных ГТУ
Пиказателн
Теплосъем с ГТУ, Гкал/ч
Количество греющпх га-
газов, т/ч
Температура газа, °С:
на входе
на выходе
Температура воды, °С:
на входе
на выходе
Давление воды, кгс/см2
Сопротивление по газу.
мм вод. ст.
Количество теплообмен-
теплообменников
Количество пучков па тен-
лообменпике
ГТ-6-750
6
202
420—310
300—185
170
114
4
ГТ-75 0-6
1,3
218
270—214
189
48,6
70
150
20
1
2
2
ГТК-10
4
310
268
—
—
ГТК-16
12
396
420—380
274
170
62
4
Для прилития тепла из теплообменников и йодами его потребителям
на станции необходимо сооружать утилизационную станцию установкой
на пей сетевых циркуляционных л ггодпиточнь'х пасосоп, систем хнмводо-
подготовки и деаэрацноншш установки. Производительность этих установок
определяется по каждой КС в зависимости от конкретных условий, характера
потребителей, дальности их расположения и графика потребления. Однако
для всех станции должна быть предусмотрена возможность ввода в экс-
эксплуатацию теплофикационного оборудования поэтапно, по мере пуска ГТУ,
объектов потребления тепла и т. д.
Всасыв.чкнцие ппздухоиодм и выхлопные газоходы. ,т1ля уменьшения
расхода металла и затрат труда на изготовление воздуховоды п газоходы
следует по возможности проектировать круглого сечения. Прямоугольное
308
сечение можно предусматривать при значительных компоновочных затруд-
затруднениях, и мостах примыкания и прямоугольным элементам оборудования
и т. п. В проектах должно быть предусмотрено разделенно на отдельные,
1Г!горн1влнваемые па заводо блоки для возможности перевозки пх жглезпо-
;№!'ои-"ным транспортом и удобства монтажа на станции. Воздуховоды круг-
круглого сечения с В,, =s: 2020 мм проектируют из листовой стали толщипой 3,
с /)„ ^ 2220 мы — 4, короба прямоугольного сечения — 3 мм: газоходы
:: [тестируют из листовой стали толщиной 5 мм.
При проектировании газоходов и воздуховодов следует примепять про-
к;п следующего сортамепта: уголки равнобокие 36 X .'SO X 4, 50 X 50 X 5,
i;:1. X 63 X С, 75 X 75 X 6, 90 X 90 X 8, 100 X 100 X 10 мм
ПОСТ 8509—72, ГОСТ 535—58*); швеллеры 10, 12, 16, 20, 24,
.4A мм (ГОСТ 8240—72, ГОСТ 535—58*); сталь топколпетовуго толщипой 1,5
(только для линзовых компенсаторов), 2 и 3 мм (ГОСТ 19903—74, ГОСТ
1<!904 — 74, ГОСТ 16523—70*); сталь топколистовую (ГОСТ 19903—74,
ГОСТ 19904—74, ГОСТ 14G37—69*); сталь полосовую 5X50, 0X60,
ь X 70, 8 X 90, 10 X 45, 12 X 56 и 16 X 63 (ГОСТ 103—76, ГОСТ 535—58 *).
Для болтовых соединении элементов газоходов и воздуховодов с обору-
оборудованием необходимо применять следующие крепежные изделия: болты
диаметром 12, 16, 20 мм класса прочпости 3,6 в нерасчетных и 4,6 — в рас-
расчетных соединениях (ГОСТ 7798—70*); ганки диаметром 12, 16, 20 мм
класса прочности 4 в нерасчетных и 5а — в расчетпых соединениях (ГОСТ
5015—70*).
При проектировании воздуховодов в качество прокладочного материала
следует примепять картоп 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
(ТОСТ 16523—70*). Для газопроводов, работающих при расчетпой темпе-
температуре выше 400° С, марка стали выбирается проектпой организацией но
согласованию со специализированным институтом.
Для сварки газоходов и воздуховодов и опорпых конструкций рекомен-
рекомендуются: при ручной сварке — электроды Э-42 и Э-4С (ГОСТ 9467—70); при
полуавтоматической сварке в среде углекислого газа — сварочпая проволока
марки Св-С8Г2С или Св-08ГСА (ГОСТ 2246—70*); при полуавтоматической
сварке — порошковая проволока ПП-АН1— ПП-АИЗ. Расход электродов
при ручной сварке принимается по даппым табл. 6.17.
ТАБЛИЦА E.17
Расход электродов при ручной сварке
иа изготовление и. монтаж газоходов
п воздухопроводов, % от массы узла
У.-1С Л
Воздуховоды
Газоходы
Опоры и подвески
Изготовление
1,55
1,55
1,30
Монтаж
0,78
0,78
0,80
Воздуховоды и газоходы должны быть простыми но конструкции. Для
придания им необходимой жесткости следует предусмотреть ребра жесткости:
на прямоугольных секциях — продольные и поперечные, а па круглых трубо-
трубопроводах Dy ^э Ю20 мм — поперечные. Для предотвращения деформации
краев секции газоходов и воздуховодом при транспортировке п удобства
монтажа на концах секций должны быть запроектиропапы'флатшы или нри-
юночиые плитки. В последнем случае ребра жесткости размещают на рас-
расстоянии 100—150 мм от края секции. На прямоугольных секциях поперечные
3';:;
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 стопки (табл. E.18). Про-
Продольные ребра жесткости стыкуемых деталей должны совпадать.
Профили поперечных ребер жесткости для прямоугольиых секции вы-
выбирают по таблицам (при четырех » шести) в соответствии с предельными
размерами стороп сечения (Ь : а) и толщиной стенок C и 4—5 мм) секций,
находящихся под давлением (разрежением) 100, 200, 300 и 400 мм вод. ст.,
с учетом массы секции и тепловой изоляции. Продельные размеры сторон
подсчитаны для соотношении Ь:а — 0,fi; 0,7 и 1. Продольные ребра жесткости
выполняют ия полосовой стали 5 X оО мм. Для коробов круглого сечения
профиль ребер жесткости в зависимости от диаметра секции можно выбирать
по табл. 6.10.
ТАБЛИЦА 6.18
Расстояние между
продольными ребрами
жесткости
ТАГ.. ЛИДА 15.19
Профили ребер жесткости для коробов
круглого сечения
Давление
(разрежение)
в секции,
мм вод. ст.
Расстояние,
мм
Наружный
лчаметр
(-Г-1ГЦ1Ш,
мм
Толщина
ск'нки
еекшш,
мм
100
200
300
400
1500
500/1500
500/1000
300/1000
1020—2020 3
I
2220—3220 ! 4—5
I
3420-4020 I 4-5
Профиль
Полосовая сталь
6 X 70 мм
Уголок равнобокий
75 X 75 X 6 мм
Швеллер № 10
И р ч м с ч а и и с. В числителе
приведены доимые для секции <;
телщиной стенки 3, в знаменате-
знаменателе—4—5 мм.
Вспомогательные системы. М а с л о с п п б ж е л и е. Па ГТУ с центро-
центробежными нагнетателями для смазки, регулирования и уплотнения нагнета-
нагнетателей применяется турбинное масло марки 22 (турбинное Л) по
ГОСТ 32—74* (разрешается применение турбишгого масла марки Ткп-22
по ТУ—38—1—01—100—71). Система маслоспабжения включает в себя:
емкость и пасоспые установки на складе ГСМ (насосы Ш8-25Б-5,8), пасосные
установки (маслоолок) в цехе для отработанного масла, маслоочисштельную
машину ПСМ-1-3000 для периодической очистки масла, обвязку ^вышеука-
^вышеуказанных агрегатов, масляные баки у агрегатов и наружные трубопроводы
с арматурой. Обвязка маслоблока должна позволять перекачку масла из
маелосистемы одпого агрегата в маслоблоки другого.
Каждый компрессорный цех имеет самостоятельную систему маслосмаб-
жеиия, 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 меппе 10 м. На трубопроводе аьярнйпого слива от каждого агре-
агрегата устанавливается задвижка с электроприводом. Схема внешних техно-
технологических трубопроводов приведена па рис. E.18.
Узел р е д у ц и р о в а и и я т о н л и иного п п у с к о i: о г о
г л :! а. Прсдпязнапаетгк для снижения высокого давления газа до заданного
рабочего давления топливного и пускового газа ГТУ и поддержания его
с онределепиоп степенью точности при изменении расхода и давления газа
на 1'ходе в ГРС. В большинстве случаев в ГРС происходит также редуциро-
редуцирование газа для собственных нужд станции (химлабораторнн, отопптельпой
котельной, топливного газа для электростанции собственных нужд в случае
отсутствия внешнего электроснабжения).
i tl/j.-.-t 1-
?' FcJcpEiii.с -нагто. 'Резервноемеспю\
i для pescptyopa | | для резервуара |
L.
I flui.'n:уловители j
:\ с мир t: с сорный
цех /V-' 2
11 Турбинное отработанное
2\.'цпь :м-08 чистое
i ;.-:-:::i:C(ZjpM'J-
I; торнов -+Lft'
f подстанц
w Tl j-.p--iii"?? .члм: j--п зрялс, п канале; 2—в
Е 7 — lid. И>ДО1|.
-4 —в—з —to+—e О ^ —
Рис. 6.18. Схема внешних технологических трубопроводов.
канале, на галерее; .? — п земле: 4 — залпижка; я — и-'н'агн .iii 'к.пшац: 6 — е.шниой фильтр ;
Из-за различных условий работы ГРС, зависящих от расположения КС,
тина, мощности и количества ГПА, устанавливаемых на станциях, не пред-
представляется нозмоишым создать единую блочную ГРС для всех случаев.
Однако для КС, имеющих одипаковое или аналогичное оборудовапие, можно
и целесообразно ^запроектировать блочную или блочно-комплоктную ГРС.
Примером такой ГРС может служить блок топливного и пускового газа
БТПГ1-ОО-НЭ, спроектированный для КС, оборудованный авиационными
агрегатамтт типа ГПЛ-Ц-6-3. Бдок топливного и пускового газа состоит из
двух самостоятельных частей: блока редуцировапия и подогревателя газа
модели Г1ГА-5.
Подогреватель газа может lie входить в комплект поставки БГТТГУ1
в случае его эксплуатации в условиях, исключающих гпдратообразонапие
при редуцировании газа. Блок ПТ11Г1 может быть использован но всех
климатических зонах страны, за исключением Крайнего Севера. В районах
Крайнего Севера эксплуатация Г5ТП1 допускается при условии размещения
его технологического оборудования в отапливаемом несгораемом помещении.
В табл. (i.2O и В.21 даны технические характеристики блоков редуциромаиия
для комплексного решения ГРС в блочном пеполнонлп для КС с агрегатами
JTH-G. ГТ-7ГH-6 F агрегатов), ГТК-10 и ГТК-16 C агрегата) с учетом газо-
газоснабжения для собственных нужд (РЭБ, котельная, электростанция, жилой
поселок).
ТАБЛИЦА 6.20
Техническая характеристика блока редуцирования
пускового и топливного газа
Показатель
Пропускная способность, м3/ч
Давлеппо, кгс/см2:
па входе
на выходе
Плотность газа, кг/м*
Температура па входе, °С
Расчетный коэффициент пропускной
способности С
Клапан
Загрузка клапана, %
Скорость газа, м/сек:
па входе
в расходомерных нитках и па
выходе
Пусковой газ
17 000/2500
',
9
10
0.
375
20
24,4/3,3
РД-80-6
37,5/5,5
15,9/2,3
25/3,7
Топливный газ
22 000/2000
39/2,64
\
65 4,4
20,6/1,9
32,4/2,8
Примечание. I! числителе приведены гмьа.«стели ttami.va.-ii.miro, в пнам"на-
геле — минимального режима.
Компоновочные решеимя компрессорных цехов. Установка ГИЛ с лрп-
водом от газовых турбин весьма разнообразна и зависит от типа агрегата
(с регенератором или без него), принятой системы охлаждепия масла (водяное
пли воздушное), климатических условий месторасположения станции, опре-
определяющих исполиепио агрегатов (открытое, закрытое или полузакрытое).
Однако при всем многообразии причин, затрудняющих осуществление еди-
единого компоновочного решения, директивно регламентированы общие для всех
цехов следующие положения.
1. Машинный зал газовых турбин отнесен но противопожарным нормам
к категории Г, разрешающей установку всего оборудования в нормальном
исполнении. Помещения, и которых устанавливаются нагнетатели дли неро-
М?,
ТЛГ.ЛИЦЛ 6.21
Тохпнчоска» характеристика блок-бокса ррдуцпрокпипя газа для еобс.прииых ну.кд
Показатель
Пропускная способность, м3/ч
/^аплопио. кгс/см4:
на входе
па выходе
Плотность гала, кг/м3
Температура на входе, °С
Коэффициент пропускной способности кла-
клапанов С
Принято к установке (тин клапана)
Коэффициент расхода
Загрузка клапана, %
Скорость газа, м/сек:
па входе
п раеходоморных нитках
на пмходе
Электро-
станция
собственных
нужд
470/205
Котельная
РЭГ>
м могло й
ПоСОЛОЬ*
2600/220
39
10 | 3
20
0,73/0,32 4,0/0,35
РД-25-64
(седла 10 ц 20 мм)
1,8
40/17,8
18,4/5,6
18,4/5,6
6,4/3,0
7
57/5
11/0,8
14/12
14/12
Котельная и P9IJ
(максимум)
2200
3
1,05
0.675
14
1800 (пропзкодптель-
иость регулятора)
РДУК-2-50/35
—
73
И
—
10
РЭБ котельных отключ.
I ступень
i
10
2
II ступень
0
2
1,05
15
0,12
У КС
0,1
12
—
РД-32М
—
70
II )' 1] у с ч о н и е. В числителе приведены иш'платслн для максимального, » :!намгцате.-ге - для мпштма.'и-ппги
2050
Л-
-1 -ЦТ'
1150
Qf20/5г; L= 10,5м
~^Ш
С
/.да
\Q=20/5t; L= 13,5m
Гасо.пурбинныа агрегат
ГТК-10
I Коллектор то пли b ни го газа By--S00 мм Кабельный канал
\1.Колле::)пп1) пускового газа Пу -.-400мм 12 Вода горяча» прямая и
r j обратная Ну SO мм
'.j'1 я-;у - Х1п-' iii-i:'v' :gp**a/iu_
Рис. 6.10. Разрез комиресоорноп.
314
2050
m
.20,62
\]9,0
\15,0
Й/7/2
Воздухоподогреватель \ и Утилизационный
\У теплообменник
\1 Масло со склада ГСМ н масло5лс*у Ду~30мм
2.Масло л сгрвгатам от маслоблана. 2
3. Масло на склад ГСМ от масло5лона Ву=8Стн
ч. Масло отработанное я маслоблсху 2у=
\5.Аварийный слив масла Uy=JOCv>-i
цеха на 12 агрегатов ГТК-10.
;из
качки природного газа, относятся к категории Л; соответствеппо этому
;>лектрооборудование должно удовлетворять порма.м 11У0 по категории В-1а,
т. е. иметь взрывоиезопасное исиолпенне. Различно в категорийпости поме-
помещении предопределяет рспюпие компрессорного цеха в два пролета с раздели-
разделительно:1! непроницаемой стеной между залами турбогрушт л иагнетателей.
В месте прохода через разделительную стопку промежуточного вала привода
•нагнетателя должно быть установлено уплотнение, защищающее от проник-
проникновения нриродпого газа из помещения пагпетателей в машинный зал газовых
турбин.
2. Но 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-
компрессорная для снабжения воздухом при ремонтных работах, мастерская КИП
и автоматики, щптовая и трансформаторная, операторная, административные
п бытоиые помещения. В случае большого количества агрегатов A0—12)
их устанавливают в двух цехах (А и Б), сблокиропаппых в один корпус,
с- размещение!! вспомогательных служб в центре, симметрично относительно
двух цехов.
Проведенная таким образом унификация объемно-планировочного реше-
решения комнрессорпого цеха позволила упростить проектирование, заказ стро-
строительных конструкций. На рис. 6.19 представлен разрез цеха па 12 агрегатов
ГТК-10. Предлагаемую компоновку имелось в виду распространить па КС
газопровода с минимальной зимней температурой до —00° С, что побудило
расположить регенератор, утилизационные теплообменники и аппараты
воздушного охлаждения в специальном третьем пролете. Унификация ком-
компрессорных цехов магистральных газопроводов четко отражепа в разделении
низкой и высокой стороны давления газа. Воздухозаоорная камера, масляные
холодильники, регенераторы и дымовые трубы располагаются с фасадной
стороны здания, а пылеуловители, ГРС и технологическая обвязка нагнета-
нагнетателей — по фронту здания с противоположной стороны цеха.
В связи с повыми разработками — приспособлением ГТУ для установки
па нулевую отметку — представилось возможным найти решения по компо-
компоновке агрегатов и объемпо-плашцювочпые, нрнпципиальпо отличающиеся
от традиционных (комиоповка агрегатов в общем цехе). Разработан вариант
компоновки блочной КС с агрегатами ГТН-6 мощностью G Мит в индивидуаль-
индивидуальных зданиях. Станция имеет общую установленную мощность 3G Мвт и рас-
считапа на пропускную способность 42,2 млн. м3/суткп. Все сооружения,
за малым исключением, представляют собой унифицированные блок-боксы
заводского изготовления, оснащенные технологическим оборудованием в со-
соответствии с их назначением. Такое прогрессивное решение комплекса соору-
сооружений позволит сократить сроки ввода КС в оксплуатацию до минимума.
§ 6.6. НПС: основные сведения
и технологические схемы
НПС магистральных трубопроводов разделяются на головные и про-
промежуточные. Головная НПС предназначена для приема нефти с установок
но со подготовке пли нефтепродуктом с нефтеперерабатывающих заводов
и перекачки их из емкости в магистральный трубопровод. В состав техно-
технологических сооружений головной НПС входят: насосная станция с совме-
совмещенной пли отдельной подпорной насосной, резерлуарный парк, установка
счетчиков жидкости, площадка с предохранительным!! устройствами, поме-
помещение с регулирующими устройствами и технологические трубопроводы.
Промежуточные Г1ГГС нрелилзпачрпн :и<п повышения давления нерекачпва-
? o:i жидкости в магистральном трубопроводе. В состав технологических
<окружений промежуточной станции входят: пасоспая станция, площадка
? .: и i [.трами-гризеуловнтелимп, помещепио с регулирующими устройствами
л ^мю логические трубопроводы. Для обеспечении достаточно надежпого
, ;.:i!int синхроиной работы смежных 1ШС магистральные трубопроводы
1..'|.,чи1шют на эксплуатационные участки, средняя длина которых иршш-
%•;. ч.'я u пределах 400—500 км.
'1'ехнологпческне схемы трубопроводов головных и промежуточных III 1С
-[.;., ,ь'иы предусматривать возможность выполпепия технологических опера-
!и ,:, вытекающих из назначения станций, условий приема нефти или нефте-
нефтепродуктов, их хранения и перекачки но магистральному трубопроводу.
I, II. i ичоство трубопроводов для подачи нефти или нефтепродуктов в резервуп р-
iji-iii парк головной станции и приема из резервуаров подпорной насосной
><т<шаиливается в зависимости от числа источников поступления, количества
:! гортпости перекачиваемой жидкости, а также наличия требований по
:-(..\ранению сортности при дальнейшей перекачке. Разрешается перекачка
в (нмериуарных парках головных станций пефтеи различных сортов по одним
i ;>>бопроводам без опорожнения. Допускается перекачка следующих сортол
нефтепродуктов по одним трубопроводам при условии обязательного опорож-
;ич!11Я труб:
а) тракторного керосина и дизельного топлива;
б) тракторного керосина и автомобильного бепзипа (пе этилироваппого).
Перекачка автомобильного этилированного бензппа и топлива для реак-
реактивных двигателей осуществляется по отдельным трубопроводам. В отдель-
отдельных случаях, когда по условиям нрокладки трубопроводов пе представляется
возможным обеспечить полное оиорожпепие труб, по одним трубопроводам
можно перекачивать последовательно большими партиями тракторный керо-
керосин, дизельпое топливо и автомобильпьш бензин (не этилированный). Трубо-
Трубопроводы, подлежащие опорожнению при перекачке по ним нескольких сортов
нефтепродуктов, а также всасывающие трубопроводы для пефти и нефтепро-
нефтепродуктов должны быть уложены с уклоном не менее 0,002.
Кроме основных операций по приему и откачке техпологическая схема
цп.1жна позволять выполнение вспомогательных операции, связанных с за-
зачисткой резервуаров, опорожнением трубопроводов, сбросом через пред-
предохранительные устройства п резервуары, размывом (в случае необходимости)
о'пдков в резервуарах. Предохранительные устройства от цовышепия давле-
давления должны устанавливаться на приемных линиях, а также па трубопроводе
?и'-,кду подпорной и перекачивающей пасоспыми.
Обвязка головной НПО, как правило, должна обеспечивать перекачку
• <<>фти или нефтепродуктов через емкость (для удобства приемосдаточных:
•uiepnuiu'i) и в отдельных случаях — с подключенной емкостью. Техпологп-
?M'cuoii схемой головной НПС эксплуатационного участка должна предусма-
предусматриваться возможность перекачки по трубопроводу минуя станцию в случае
"с остановки, а для пефтепродуктонровода — также и для прохождения
?"ЧП1-Ц. Примерная технологическая схема головной НПС огсеплуатацношюго
vi н-тка нефтепровода приведем па рис. 6.20.
Технологические схемы промежуточных ИПС магистральных ы?фте-
?| ^"Фп'продуктонроводоп должны предусматривать, как правило, их работу
>' iincoca в насос. При соответствующем тохпнко-экопомнческом обосновании
|г:^укнется работа промежуточных НПС с подключенной емкостью.
При проектировании магистральных трубопроводов диаметром 720мм
' !!i.ii;.() на промежуточных НПС предусматриваются устройства для защиты
||,!1пцдоводов от крутых волн повышения давления, возникающего при впе-
; ни )! остановке станции. Необходимость применения «тон защиты на трубо-
•\'-'|!пдмх меньшего диаметра обосновипается расчетом. Сброс должен нре-д-
>' ' || г.'ивптыя в снеципчьную емкость, рассчитанную пн двукратиьп'1 объем
;'•;?'•??». IГа промежуточных НПО должна предусматриваться возможность
! Г1 i-ачкн по мягистральпому трубопроводу мниуя станцию при ее оста попке.
'':?:!чорипя темипогическпя схема промежуточно!'! ТТПС Marju"r[iirni!inro
??;??!!•!';•.i]jn;i:> припечена ни [шс. 0.21.
Рис. 6.20. Технологическая схема
1 — перекачивающая насосная; 2 — резервуар сбора утечек; а — наземный
подпорная насосная; в — подпорный насос с электродвигателел!; 7 — эачист-
9 — узел подключения станции с устройством для приема и пуска скребка;
ройствами; 12 — помещение счетчиков; is — установка для проверки счетчи-
318
ю п
п л?
головной 1ШС.
металлический резервуар; 4— магистральный насос с электродвигателем; 5 —
ной пасос с электродвигателем; 8— по мощение с регулирующей заслонкой;
10 — магистральный яефтенровод; 11 — площадка с предохранительными уст-
ков.
Рис. 6.21. Технологическая схема промежуточной Ш1С.
/ — резервуар для сбора уточен; г — погружной насос; з — паясмш.ш металлический резервуар для сброса волны; 4 — маслоохлади-
маслоохладитель; 5 — насосная; в — цснтроПежныл насос с электродвигателем; 7 — .магистральный напое с электродвигателем; S — узел подключе-
luiii станции с yoT|ioiiCTu;iMii д i:t пропуска справка; 9 —магистральный нефтепровод; 10 —помещение с регулирующими устройствами I'
клапанами дли спроса во.ти; 11 — площадка с фильтрамн-грнзеуловнтелнлш.
§ 6.7. Насосные станции
Насоспые для псфти и нефтепродуктов относятся к взрывоопасным поме-
помещениям класса В-la, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопас-
взрывоопасных смесей горючих паров с воздухом быть не должно; их появление воз-
можпо только в результате аварий или неисправностей. Оборудование насос-
насосных делится на основное и вспомогательное. К осповпому оборудованию
относятся лшгнстральпые и подпорные насосы и электродвигатели к ним,
к вспомогательному — системы, предназначенные для обслуживания основ-
основного оборудования: смазки подшишшков насосов, оборотного водоснабжения
для охлаждепия масла в маслоохладителях и воэдушпого пространства
электродвигателей при замкнутом цикле вентиляции, вентиляции, отвода
перекачиваемой жидкости от разгрузочпых устройств насосов и отвода утечек
от торцевых уплотпепий, а также грузоподъемные механизмы.
На головпой НПС жидкость от разгрузочных устройств насосов отводится
по напорной линии во всасывающий трубопровод подпорпой насосной,
а утечки — самотеком в резервуар-сборник, располагаемый вблизи. Опо-
Опорожнение резервуара-сборника осуществляется во всасывающую линию
насосной погружным насосом.
На промежуточной НПС отвод жидкости от разгрузочпых устройств,
как правило, должен производиться во всасывающую линию насосной,
однако с учетом возможности повышения давления на всасывании выше
допускаемого разгрузочными устройствами должна предусматриваться воз-
возможность отвода разгрузки в резервуар-сборник. Откачку из последнего
следует вести во всасывающую линию насоспой либо иогружным насосом,
либо системой последовательно работающих насосов — погружного и цен-
центробежного, развивающих суммарный папор, превышающий максимальпо
возможпое давление во всасывающей линии насосной. При головной НПС ма-
магистрального нефтепровода устанавливается один резервуар-сборник, при
промежуточной — два (один резервный). Количество резервуаров-сборников
при головпых и промежуточных НПС магистральных пефтепродуктопроводов
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 мощпость 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 расчетпого
рабочего давления насоспой, характеристики пасосов, характеристики
перекачиваемой жидкости и режима перекачки. Все насоспые оборудуются
одпотиппыми насосами. На каждой станции предусматривается один резерв-
ный/насос, в том числе и при одном рабочем пасосе.
Магистральные насосы. Для перекачки нефти и нефтепродуктов по маги-
магистральным трубопроводам применяются центробежные магистральные пасосы
типа НМ с параметрами по ГОСТ 12124—74 (табл. 6.22; поля подачи и па-
пора — на рис. 6.22). Они предназначены для нефти и нефтепродуктов с тем-
температурой до 80° С и кинематической вязкостью не более 3 см2/сек, содержа-
содержащих пе более 0,05% механических примесей. Магистральные насосы по
конструкции делятся па две группы: секционные (с подачей до 1250 м3/ч,
многоступенчатые) и спиральные (с подачей 1250 м3/ч и выше, одноступен-
одноступенчатые).
Спиральные пасосы типа НМ выпускают марок НМ 1250-260,
НМ 2500-230, НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210 и ИМ 10000-210.
Насосы состоят из корпуса, ротора, узлов торцевых уплотнений и подшип-
подшипниковых опор. .Корпус рассчитан на рабочее давлепие до 64 кгс/см2, что
обеспечивает возможность последовательного соединения трех одновремепно
работающих пасосов. Привод — от электродвигателя через зубчатую муфту.
21 заказ 156 321
марка
Подача,
м'/ч
Папор,
м ст.
жидкости
Диаметр
рабочего
колеса,
мм
Скорость
враще-
вращении,
об./мин
Допус-
Допускаемый
кавити-
цпоннын
запас, м
ст.
ЖИДКОСТИ
К. п.
ИМ 125-550
НМ 180-500
НМ 250-475
НМ 360-460
НМ 500-300
НМ 710-280
НМ 1250-260
НМ 1800-240
НМ 2500-230
НМ 3600-230
НМ 5000-210
НМ 7000-210
НМ 10000-210
НМ 10000-210
(на повышенную
подачу)
125
180
250
360
500
710
1250
1 800
2 500
3 600
5 000
7 000
10 000
12 000
550
500
475
460
300
280
260
240
230
230
210
210
210
210
300
300
—
440
430
450
450
475/455
495
530
.
2970
2970
—
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
4
5
с
8
12
14
20
• 25
32
40
42
52
65
89
68
70
72
76
78
80
Сп
80
83
86
87
88
89
89
87
Примечания. 1. К. п. д. и допускаемые кавитационные запасы даны при ра
барометрическом давлении 760 мм рт. ст. 2. Для НМ 7000-210 в знаменателе дан д
ЪТ я ю к <1
8НДсНм
14НДс11
НМЛ 2500-74
НМП 3600-78
НМЛ 5000-115
Подача,
м»/ч
360—600
800-1200
2500
3600
5000
Напор,
м ст.
жидкости
28-42
30-42
74
78
115
Диаметр
рабочего
колеса,
мы
—
—
690
725
840
Скорость
враще-
вращения.
об./мин
960
990
1000
1000
1000
Допускае-
Допускаемый кави-
тационный
яапас
(при работе
на воде).
м ст.
жидкости
3,8-6,5
5
3
3
3,5
К. п. д
(при
работе
на
воде).
%
79
87
72
83
85
322
ТАБЛИЦА li.22
Техническая характеристика магистральных насосов
ЛПНЦНОСТЪ
па
нефти),
Мит
"Масса,
кг
Электродвигатель
Тип
Скорость
вращр-
шш,
об./мин
Напря-
Напряжение,
ни
Масса,
Hi1
Масса
aiрегата,
кг
опные
0,483
0,435
льпыо
0.96
1.57
2,23
2,80
3,87
5,54
3240
30G0
2865
4657
5112
4870
6600
8680
8760
азп-6зо
ЛЗП-500
0,63
0,5
СТД
СТД
СТД
стд
стд
стд
стд
1250-2
2000-2
2500-2
3200-2
5000-2
6300-2
8000-2
1.25
2.0
2.5
3,2
5,0
6,3
8,0
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
I
6 ii.ni 10
били 10
6 или 10
6 или 10
6 или 10
бчлп 10
6 или 10
4690
4410
7 156
8 156
10 300
12 470
1 Г, 000
20 600
21 470
8272
7510
10 342
13 024
15 620
17 006
22 320
20 400
тс насосов на воде с кинематической пязкостью 0,01 см'/сск и температурой 25 "С при
метр для рабочего колеса с косым срезом.
ТАБЛИЦА 6.23
Техническая характеристика нефтяных подпорных насосов
М ощ-
ность
(при
работе
на.
нефти),
Мит
—
0.602
0,792
?i .590
_
Масс
735
1554
75
7775
9321
Тип
МЛ36-51/6
МА36-61/6
ДСП 8/44-6
ДСП 8/44-6
СДН2-16-59-6
или
СДТ-15-49-6
гость,
о я
0,10
0.16
0,80
0,60
1,60
Электродвпгател ь
Сиорость
враще-
вращения,
О")./МИН
960
960
1000
1000
1000
Напря-
Напряжение,
кв
0,38
или 0.66
0,38
или 0,60
6,0
6,0
6,0
или 10,0
Масса,
Ь'Г
1250
2050
8540
8540
6750
пли
9250
Масса
агрегата,
в г
—
15 637
15 637
17 235
или
19 735
323
Насосы оснащены системой автоматического управления, контроля, защиты
и сигнализации.
Для магистральных пасосов с нодпчен от 2500 до 10 000 м3/ч примеияют
сменные роторы па подачу 0,5 пли 0.7 от номинальной, что обеспечивает
экономичную работу насосов на нервом стадии освоения нефтепроводов. Для
насоса ИМ 10000-210 дополнительно изготавливается ротор па подачу
12 500 м3/ч; насос ИМ 1250-260 комплектуют одним сменным ротором на
подачу 900 м3/ч. Допускается изменение подачи и напора в пределах рабочей
зопы,Чказанпой па графической характеристике насосов. Допускается также
изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по
наружному диаметру, но не более чем па 10% из-за возможного значительного
снижения к. п. д.
Н,м
i j ? : I i : ? ' ! i
. i — J ^ . — ,- —J- -J— -4 — » —т -- Ч-- 4- ^
-280 i _ I _ \_ I J _! : H
1 1 I HM25OO-2Jo\ [MM Ш0-_2!0 [ [_ |J_
7 Ю 1,5 2 J 4 S 7 W Q,ttf4
100
8 Ю' 1,5 2
Рис. 6.22. Поля подачи и "напора магистральных нефтяных насосов (по ГОСТ 12124—74).
Секционные насосы типа ИМ выпускают марок 1JM 3G0-4U0 и ИМ ."МО-30.0
(цептробежные горизонтальные многоступенчатые, с односторонним рас-
расположением рабочих колес). Насос ИМ 360-460 — четырех-, НМ 500-300 —
трехступенчатый. Конструкция пасоса НМ 360-460 обеспечивает последова-
последовательное соединение двух, ИМ 500-300 — трех одновременно работающих
насосов. В этом, случае давление на входе в первый насос должно быть не
более 25, на пмходе из последнего насоса — пе более 100 кгс/см2. Допускается
уменьшение подачи и напора в пределах рабочей зоны, указанной па графи-
графической характеристике насосов.
Подпорные насосы. Предназначены для перекачивания нефти от емкости
к магистральным пасосам; создают необходимый подпор для' обеспечения
бескавитациопнон работы магистральных насосов; работают но параллельной
схеме; центробежные горизонтальные спиральные одноступенчатые. Под-
Подпорные насосы выпускают марок 8ИДсНм, Ш1Дс11, ИМИ 2500-74, ИМИ
3600-78, НМП 5000-115. Техническая характеристика насосов нрнпедепа
в табл. 6.23, графическая — п [20].
Нсномогатрлыюс насосное оборудование. К последнему относятся:
тгефтяпые насосы для откачки утечек основного оборудования; насосы оборот-
оборотного водоспабжепия и охлаждепия; насосы масляпого хозяйства; вакуумные
насосы для подпорных насосов. Для откачки утечек из резервуаров-сборников
применяется горизонтальный пасос секционного типа марки Щ1СТ1-60-330
(подача 60 м3/ч, напор'330 м вод. ст.) с количеством ступеней от двух до
десяти. Насос приводится но вращение электродвигателем ВА002—2
324
(|1||цс( vi.io ПК) кит через пластичную муфту. Диапазон рабочих тс-.млсра г\ p
'?('.фти 0 ---^0° С, кинематическая вязкость ]—0,1 см'-Л'ек. Нефть подается
н 'и»!1"!' с подпором от 0,15 до 0,7 ктс./см2 (в зависимости от температуры
ш.(ь'п')- •>'. и. д. насоса 70%, масса 580 кг. Скорость вращения ;>лектродвпга-
те id 3000 об./мин,масса — 737 кг. Графическая характеристика насоса при-
лечен;] и12('|- И маслоустановках основного оборудования для подачи масла
'подшипникам п зубчатым муфтам применяют роторно-зубчатые насосы
Tiiiia'i'3 (РЗ-За, Р3-4,5а и РЗ-ЗОи) (табл. 0.24). Для привода насосов РЗ
^пользуются аеипхрошшо короткозамкпутые :>лектродвпгателп трехфазного
токи взрывобезонаспого исполнения марки'КОМ. Графическая характери-
характеристика насосов приведена в 120J.
тлг.. шца г..::-'.
Техническая характеристика насосов типа РЗ
Tiiiia
Показатели
Подача, м3/ч
Давление нагнетания, кгс/см2
Шкуумметрическая высота всасыва-
ппя, м ст. жидкости
Частота вращении, об./мин
1 Готребляемая мощность, квт
('еь'омепдуомая мощность электродви-
электродвигателя, КВТ
РЗ-За
1.1
1'|.Г)
•~>,0
1,7-2,8
3,3
3,3
3,0
1450
3,0
Р."! 31I1
18.0
3.0
0.5
"i.O
с.о
§ 6.8. Резервуарные парки
Резервуарнын парк го.'ювных ШТС предназначается дтя создания опре-
определенного запаса нефти и нефтепродуктов на случай непредвиденного прекр;:-
?цепня их поставки, т. е. для бесперебойной работы трубопровода и обосие
чепия приема нефти в случае аварийной остановки перекачки по трубопро-
трубопроводу. При последовательной перекачке резериуарпьш парк служит дли
иакпплпвания отдельных сортов нефтепродуктов с долью создапия крупны>
партий. На промежуточных НПС резорвуарпые парки являются буферными
емкостями и служат для компенсации неравномерности подачи.
Па головных НПС при перекачке одного сорта нефти или нефтепродук-
нефтепродуктов предусматривается строительство резервуаров и размере от двух- до
трехсуточной подачи трубопровода. При последовательной перекачке лефтей
или нефтепродукта вместимость резервуаров определяется размерами нако-
накопления каждого сорта в соответствии с принятой в проекте цикличностью
перекачки п графиком погтуилеггпя нефти пли нефтепродуктов. При исполь-
использовании резервуаров одновременно для магистрального трубопровода п сбор-
сборного промыслового пункта или нефтеперерабатывающего завода вместимость
резервуаров определяется с учетом совмещенного графика работы. Па про-
промежуточных НПС, расположенных на границе гжеплуатацпоннглх участков,
и пределах которых обеспечивается независимость работы насосного обору-
оборудования, предусматриваются резервуары вместимостью и размере 0.3 — 0.Г>
суточной подачи трубопровода. Па промежуточных ИКС, расположенных,
на разветвлепии или соединении магистраit.iji.ix трубопроводов, должны
предусматриваться резервуары вместимостью в размере 1,0—1,5 суточной
подачи основного трубопровода.
Для храпеппя нефти и нефтепродуктов применяют металлические и же-
железобетонные резервуары, как наземные, так и подземные. Наибольшее
распространение в настоящее время получплп стальные вертикальные ци-
?лппдрическио резервуары. При строительстве применяют типовые проекты
Основные данные по ст;
Номнналь-
выестимоеть
резервуар!!.
100
200
300
400
700
1000
20 00
зиио
5A0A
ю поп
15 000
20 000
Снеговая
пагру.чьа,
кгс ,'м2
До 20,)
Д о 100
10 0—150
150—2 ПО
До Ни)
10 0—20 0
До 100
100-200
До 150
150-200
До 100
100—150
150-200
До 100
100—150
150—200
До 100
100-150
150—200
Ветровая
нагрузка,
кгс/ы2
До 100
До 70
7!)—ТОО
До 70
70— 1Г-0
Д.. 55
5 5—100
До 85
85—100
До 70
70—100
До 35
35—100
До 1ПП
До 55
55—100
До 45
45—100
До 45
45 — 100
До 100
До 85
85-100
До 45
45-100
До 100
До 70
70 — 100
До 45
45—100
До 100
До 5 5
55—100
Вместимость геомет-
геометрическая, м*
105
206
336
426
704
loot;
2157
3370
48C6
10 95 0
14 900
10 450
Диаметр резервуара!
м
4,73
6,A3
7,5 8
8,53
10,43
12,33
15,18
18,98
22,8
34,20
39,90
45,60
Высота стенки, м
5,96
5,9«
7,45
7,4 5
8,94
8,94
1 1,92
11,92
11,92
11,92
11,92
11,92
I
4
4
4
о
4
5
•
7
9
13
11
13
Толщина
II
4
4
5
4
5
4
5
5
6
5
6
•
11
10
10
10
10
11
и
11
11
11
12
Ш
4
4
5
4
5
4
5
6
5
6
\)
7
10
9
10
10
10
11
10
11
н
11
12
сте
Г
4
4
4
5
4
5
5
6
5
6
Г)
6
6
6
7
6
7
8
9
9
9
10
9
10
10
10
11
10
11
11.
11
12
326
ii.im
ТАБЛИЦА 6.25
вертикальным цилиндрическим резервуарам для нефти и нефтепродуктов
iinm-av, мм
V
1
/,
'i
4
4
4
5
f:
и
г.
i;
7
i;
7
s
iii
1 1!
1 A
l:
Hi
И
i •
12
VI
k
5
<;
к
6
6
7
6
7
8
9
SJ
<)
10
!)
i 'I
11'
10
11
! io
11
и
и
1 2
VII
-
-
li
ti
5
ti
ti
В
7
6
7
8
SI
!!
! 1!
10
10
10
11
10
11
1!
1 1
12
VIII
-
-
6
6
5
6
6
6
7
fi
7
8
У
Я
9
10
9
10
10
10
11
10
11
11
11
12
Толщина днища, ми
4
•'.
4
4
г.
-,
й
t;
Количество
рулоноп,
шт.
Е
5
1
1
1
1
1
о
3
3
Щ
5
1
1
1
1
1
1
2
2
Масса, т
§
0,59
1,14
1,48
1,87
2,78
3,78
7,07
11,72
19,50
41,70
64,92
84,04
9
ъ
2,83
3,96
5,06
6,37
9,34
11,04
13,80
11,04
13.80
11,04
13,80
23,21
27,17
23,21
27,17
31,14
34,68
34,68
45,86
50,10
4 5,86
5 0,10
94,26
100,63
100,63
100,63
1 ОН, 119
111,45
120,36
120,36
120,36
130,76
142,67
152,83
152,83
152,83
164,73
§
о
с
0,70
1,44
2,00
2,61
3,81
5,9A
5,90
6,74
7,45
7,80
К!,15
13,15
13,87
20,83
20,83
23,35
23,35
48,72
4?,s:i
71,27
72,8!)
72,89
99,21
101,57
103,01
га
&
га
^*>
rZ ^*
О CL
с а
Г., 4 4
7,9 4
10,57
12,36
17,75
2 2,91
25,67
23,С9
26,4 5
23,69
26,45
44,25
48,21
44,60
48,5 6
62,84
66,38
67,10
93,4 4
97,68
95,96
100,20
200,34
211,11
2 13,82
212,''2
220,18
268,52
283,1H
285,52
282,10
295,92
353,81
375,15
377,43
371,27
.490,77
Номер
типового
проекта
704—1—49
704-1-50
704-1-51
704—1—52
704—1 — 53
704—1—54
704—1—55
704—1—56
704—1—57
7 0» —! - :> s
704 — 1 — :>'.«
704-1 -60
327
Основные данные но стальным вертикаль»
Поми-
IlMCCTii-
VOCTb
нуарн,
м»
100
-0A
ЗпП
'.00
1 пин
50 ОН
10 000
1а 000
20 000
Снсгошш
нагруака,
ИГГ/м'
До 20 0
До 10 0
100 — 150
1511—200
До 1«Ч1
:оо—2ои
До 100
1AA-2AA
До !()!'
100 -200
до ню
100—1511
IS 0—200
До 100
100—150
150—2 00
До 100
10 0—1511
150—200
Петрова я
шируака,
кгс/м*
До 100
До 7о
70—100
До 70
70—100
До 55
55—100
До 70
70—100
До ГM
5 5 -100
До 35
3 5-1СО
До 8"'
85 — 1U0
До Г>5
55—ИЮ
До ',5
4 Г)-- HHI
До 100
До 70
70—100
,' U) »">
55- 100
До 100
До 70
70-100
До 4Г)
45—100
До юо
До 70
70—100
До 4 5
45 — 100
га
f 9
||
55
02
; 82
.4115
704
OS 4
2010
.4150
43 SO
0590
13 050
17 050
и
си
n
с.
1
4,73
7!:)8
8,5 3
10,43
12,33
15.KS
18,08
22,80
34,20
зо.оо
4 5,f>8
Высота стопки, м
5,96
5,9U
7,45
7,4 5
8,94
8,04
1 1,92
11,U2
11,92
1 1,92
11,92
11,92
I
4
4
5
5
{;
u
7
9
13
11
13
II
4
4
5
5
4
5
fi
8
11
10
11
T(
III
4
?'l
Г)
;')
4
Г»
7
10
9
10
чщпна
IV
4
5
5
/t
5
4
5
4
5
5
0
(i
8
8
S
S)
s
о
9
10
'1
10
сте
'-
-
4
5
4
5
4
5
4
5
4
5
4
5
5
0
5
G
5
6
7
7
8
7
8
8
8
9
8
9
9
9
10
9
10
328
ц|1.1И'1ДР"ЧеСКПМ
ТЛЬ.'ШЦЛ «.26
резервуарам с понтоном для нефти и нефтепродукток
.—?—
VI
—
4
5
',
7
s
к
К
ч
сам, мм
VII
-
-
4
?I
Г)
6
Г)
7
7
h
м
-S
'.1
я
1-1
к
1-1
VIII
-
-
4
5
4
5
Г)
(>
ti
7
S
7
8
s
8
и
8
Я
Толщина днища, мм
4
4
4
?'i
5
5
6
б
Количество
рулонов,
тт.
с
1
1
1
1
1
-
3
3
а
1
1
1
1
1
1
2
-
Масса, т
0,5 9
1,14
1,48
1,87
2.78
3,87
7,07
1 1,72
11V40
41,70
64,02
S/,,04
о
Н
С
2,83
3,0 В
5,66
6,37
В, 34
11,04
13,87
11,04
13,87
11,04
13,87
20,38
23,21
20,38
23,21
28,30
31,14
31,14
31,68
42,46
45,86
42,46
4 5.86
80,11)
89,К!
80,16
104,02
111 * 4 Г
10 4,02
111.4Г
134,16
134,11-
142.1Я-
134.li
112,iii
покрытия
0,70
1,44
2,00
2,61
3,81
5,06
5,96
6,74
6,74
6,74
6,74
9,12
9,12
10,36
10,36
15,27
15,27
17,40
17,46
23,80
23,80
26,7 5
26,75
48,72
4 0,83
4!. .S3
71.27
72,80
72,8!)
72,80
? '—>??';
1П1.Г.7
; '???'•"'
ГС
о
н
1,57
1,44
2,60
3,49
4,71
5,03
8,36
12,64
18,40
4 С, .-?-',
61,70
70,61
CZ
||
cl
7,01
9,38
13,26
15,85
22,4В
28,84
31,60
29,62
32,38
29,62
32,38
51,44
54,27
52,68
Г) 5,51
74,89
77,73
70,92
83,46
111,86
115,26
1 14,81
118,21
246,1 К
25.ЧИ>0
2 4 4,77
322,SS
327,55
338,41
3 2 4,50
338,40
428,0!
4 22,7 7
Номер
типового
проекта
704-1-40
704 — 1 — 50
704-1-51
704 — 1—52
704 — 1-53
704-1- 5 4
7и'. -1-55
70/,- 1 56
74'.- 1- 57
7ч 1 i- 5S
704 1--Г.Я
329
Ocuon
Номи-
Номинальная
вмести-
вместимость
резер-
резервуара,
»i*
100
200
300
400
700
1000
2000
3000
5000
10 000
20 ООП
Снеговая
шгрузка,
кгс.'м1
До 200
До 200
До 200
До 100
150—200
До 150
150-200
До 150
До 200
До 100
100- 150
150—200
Ветровая
in грузка,
i:rc/H»
До 150
До 55
55—150
До 55
55—150
До 55
55-100
100-150
До 35
35-ЮО
100 — 150
До ЗГ.
3 5 — 10 0
10A -150
До 55
55-100
100-150
До 55
55-1О0
100-15U
До 5 5
п5- Ю0
100-150
До 35
35 — 100
100-150
До 55
55—ЮО
100—150
До 55
55-100
100-15A
До 55
55-100
10A -150
Полезная
вмести-
вместимость,
ы"
99,7
20f>,0
338,0
427,0
761,0
1000,5
2034,8
3370,0
4573,3
10950,0
21000,0
с:
ft
С
с
гэ
3.
t
ее
4,73
К,ИЗ
7,58
8,53
10,',3
12,33
15,18
18,08
22,79
.34,20
47,40
?.
5, «С
7,4 5
3,94
S,!»4
11, У 2
И,'.B
11,02
11.94
11,94
Толщина ст!
I
4
4
5
4
5
6
6
7
1!
Г,
7
С,
6
7
7
8
0
7
8
!)
9
9
10
<|
11
10
13
II
4
4
5
4
5
В
В
7
5
G
7
В
7
7
8
а
7
8
ii
8
11
10
8
ii
10
12
III
4
4
5
4
5
5
С
7
5
В
7
5
В
7
7
8
>1
7
8
У
8
9
10
8
10
10
11
12
И
11
12
11
12
12
I
1
i
h
5
5
С
7
5
6
7
5
Г,
7
7
8
9
7
8
9
8
У
10
8
9
10
10
11
12
И
11
12
11
12
12
по стальным резервуарам,
ТЛВЛИЦА 6.27
предназначенным для .эксплуатации
is условиях низких температур
во и .
VI
VII
VIII
s
I
Количество
рулонов,
шт.
Пасса, т
в
й
Номер
типового
проекта
0,02
1,00
1,60
1,90
2,80
2,80
2,80
4,00
5,66
6,40
а.зо
11,(И)
0,66
1,35
2,52
3,3'.)
5,20
5,20
5,37
7,82
10,92
12,91
20,59
22,90
704-1-19
704-1—20
704-1--21
704—1—22
704-1-23
4.00
10,Я0
13,70
5,35
25,45
28,27
704-1-24
6,80
23,40
20,80
31,30
8,3 5
45,37
48,1) 1
52, вй
704-1-25
10,52
21),01
33,97
39.Й2
29,41
33,97
ЗЯ.62
12,49
13,05
58,12
63,08
68,73
58,08
«3,64
69,29
704 — 1—26
6,7
17,60
47,40
54,40
58,40
47,40
54,40
58,40
20,38
21,74
03,62
100,78
104,89
95,00
102,09
106,24
704 -1—27
8
9
il)
S
!1
10
8
9
10
9
10
9
10
9
10
9
10
10
5,8
40,90
82,79
91,71
101,89
82,79
91,71
101,89
40,04
47,70
181,96
193,00
208,31
181,36
196,6Р
211,97
704-1-25
KI
1 1
12
1 1
1 1
12
1 !
12
10
11
12
11
11
12
11
12
12
10
11
12
11
11
12
11
12
12
10
11
12
11
11
12
II
12
12
91,54
150,37
160,97
171,КО
1A0,97
10 0,97
171,GO
1 п о, а 7
171,(И)
171,ПО
' 99,00
103,75
10!),53
363,25
377,00
31L,02
378,60
381,81
309,37
384,37
401,02
4 08,3A
7 04—1—29
331
см iM.i.tx ii железобетонных резервуаров, ра.г![)аботанныо ЦНИИ Проект-
стачькоиструкцня и Союзводоканалпрооктом. ЦНИИ Проектстальконструк-
н,!1-я разработаны тшюные проекты стальных резервуаров пместимостью
от 100 до 20 000 м11. Проект оборудования резервуаров разработан Гннро-
трчбоиринодо-м. Tiinonue проекты резервуаров от 100 до 5000 м3 введены
в действие 1! 10E9. 10 000, 1п 000 и 20 000 м3 — в 1970 г. Конструкция резер-
резервуаров раа читана с учетом технической характеристики хранимого нро-
дм.та, внутреннего избыточного давления в газовом пространстве
BA0 мм под. ст.), вакуума {-'> мм вод. ст.), снеговой и ветровой нагрузки,
расчетной температуры наружного воздуха и сейсмичности района.
Псе части резервуаров изготавливают на заводе. Стенкп и днища пзго-
Tan.4itn.iioT и виде нолотвнш, и транспортируют к месту строительства свер-
свернутыми ii рулонах. Покрытие резервуаров от 100 до 1000 м* — сборное,
ра< порно:'; конструкции, из плоских щитов, укладываемых па центральное
кольцо л стоику резервуаров. Покрытие резервуаров от 2000 до 5000м3
состоит нз плоских щитов, укладываемых на центральную стойку и стенку
резервуара. Покрытие розервурров от 10 000 до 20 000 м3 решено в виде
сферического купола. Для храпения нефти и светлых нефтепродуктов раз-
разработан вариант проекта резервуаров, в которых предусматривается раз-
размещение понтонов. Разработка проектов основания и фундаментов под резер-
резервуары, грозозащиты и заземления, а также технологическая обвязка
выполняются орпиишацпнмп. привязывающими резервуар к конкретным усло-
условиям. Основные данные резервуаров приведены в табл. 6.25 н 0.20.
Типовые проекты стальных резервуаров для эксплуатации при низких
температурах разработаны ЦНИИ Проектстальконструкцпи применительно
к условиям строительства в районах с расчетной зимней температурой от —40
,чо —A5е С («ведены в действие в 1969 г.). Проект оборудования резервуаров
разработан Южпшротрубонроводом. Основные данные по резервуарам при-
приведены 1; iuo.i.. 0.27. ЦНИИ Проектсталькопструкцня разработаны также
стальные резервуары траншейного тина 2000 м3 (введен в действие в 1969 г.)
для хранения минеральных масел и светлых нефтепродуктов плотностью
до 1,0 ч м:) 1! 5000 м" для хранения нефти и светлых нефтепродуктов при
избыточном давлении до 2A0 мм вод. ст. пли при вакууме 40 мм вод. ст.
(ине.!'Н в действие в 1970 г.). Основные данные приведены в табл. 6.28.
ТАБЛИЦА С.28
Основные данные стальных резервуаров
траншейного тина на 2000 н 5000 м:*
Показатели
Полезная вместимость, м3
1'азмер в плане (по осям), м
Общая масса стальных конструкций, т
Расход стали ца 1 м:!, кг
2000 м*
2310
18 X 24
90
39
5000 м»
4040
18 X 51,2
1С0
34,5
Резервуары железобетонные прямоугольные, заглубленные, для мазута,
из сборных унифицированных конструкции заводского изготовления раз-
разработаны Сотозводоканалнроекто.м на 100, 250, 500, 1000 и 2000 м3 (введены
в действие в 1905 г.). Проект оборудования резервуаров разработан Гипро-
трубонронедом. Стены и покрытие запроектированы из сборных элементов.
Стеновые напели, а также фундаменты под колоппы приняты по номенклатуре
унифицированных сборных железобетонных изделий. Проекты разработаны
для строительства резервуаров на площадках без грунтовых вод и с групто-
вмми i;n,ia?.u;. Основные данные по резервуарам приведены в табл. 6.29.
332
ТЛГ.ЛИПЛ '?.2U
Огнопныс данные по железобетонным прямоугольным заглубленным
резервуарам из сборных унифицированных конструкции
зиводского изготовлении для мазута (на 100—201H мЗ)
Показатели
Полезная вместимость,
и3
,'i.uin 1 и ширина, м
высота, м
количество колопп
Общин расход железо-
железобетона монолитного
и сборного, м3
Общий расход метал-
металла, т
Расход на 1 м3 полез-
полезном вместимости:
железобетона, м3
стали, кг
Помер типового про-
проекта Союзводоканал-
проекта
Условная пместчмость, м*
100
110
(i X ('?
3,62
—
32,7
4,5
0.298
41,33
7-02-311
2J0
22G
1 2 X (i
3,62
—
58,0
6,6
0.20
29,30
7—02—312
5 0 0
491
12x12
3,75
1
82,8
11,6
0,17
21,71
7—02-313
1000
981
18X12
5,00
2
154,6
20,5
0.158
20.90
7_02—'И 4
:ооо
1085
2-1 X 18
5,00
0
257,8
32,5
0,13
16.38
7-02-315
Примечание. Показатели приведены для строитольстка релирнуаров на пло-
площадках без грунтовых вод.
ТАБЛИЦА G.30
Основные данные по сборным железобетонным заглубленным
цилиндрическим резервуарам на 5000 и 10000 м3
Пымзятрли
5000 м«
10 D00
Полезная вместимость, м3
Дламетр, м
Высота от верха дпттща до
низа плит покрытия, м
Количество колопп
Общин расход железобе-
топа монолитного и
сборпого, м3
Общий расход металла, т
Расход на 1 м3 полезной
вместимости:
железобетона, м3
стали, кг
Помер типового проекта
5320/5330
30,0
13
389,9/393,29
53,40/37,70
0,073/0,074
10,04/7,1
8,02/7,98
10 490/10 510
42,0
28
652,6/670,6
88,36/07,04
0,062/0,1 iC-'»
8,48/6,42
704-1-70/7-02-295 | 704-1-77/7-02-296
Примечание, В числителе даппые для мазута, п знаменателе — для нефти.
333
Типовые проекты сборных железобетонных заглубленных цилиндри-
цилиндрических резервуаров для мазута на 5000 и 10 000 м3 разработапы Союзводо-
кашлпроектом (введепы в действие в 1973 г.). Оборудование резервуаров
разработано Теплоэлектропроектом. Резервуары можпо применять па всей
территории СССР с нормативной снеговой нагрузкой до 150 кгс/м2, за исклю-
исключением райопов мпоголетней мерзлоты и районов с сейсмичностью более
7 баллов. Стеновая папель — плоская с внутренней стороны и криволиней-
криволинейная снаружи; плиты покрытия — ребристые сборные; колонны — прямо-
прямоугольного сечепия. Осповпые данные по резервуарам приведены в табл. 6.30.
Типовые проекты железобетонных цилиндрических заглубленных резер-
резервуаров для пефти из сборпых унифицированных конструкций заводского
изготовления па 5000 и 10 000 м3 разработапы Союзводокапалироектом
(введены в действие в 1964 г.). Оборудование резервуаров разработано Гпиро-
трубопроводом. Резервуары можно строить на всей территории СССР, за
исключением райопов многолетней мерзлоты и райопов с сейсмичностью
выше 6 баллов. Стены и покрытие запроектированы из сборных железо-
железобетонных элементов, днище — из мополитпого железобетона. Основные дан-
данные по резервуарам приведены в табл. 6.30.
Резервуары для храпения нефти и нефтепродуктов оснащают комплексом
соответствующего оборудования по типовым проектам. В зависимости от
назначения резервуара и условий эксплуатации нримепепие полного ком-
комплекта оборудования, предусмотренного типовым проектом, подлежит уточ-
уточнению при привязке проекта.
§ 6.9. Подогрев нефти и нефтепродуктов
Для придания нефти и нефтепродуктам подвижности (спижения вяз-
вязкости) применяют нодогрев. Наиболее распространенный теплоноситель —
водяной нар, обладающий высоким теплосодержанием и большим коэффи-
коэффициентом теплопередачи. В зависимости от технологических операций разо-
разогревают или все хранимое количество нефти и нефтепродуктов одновременно
(при отпуске большими партиями), или часть его (при отпуске малыми пар-
партиями).
Подогреватели. В резервуарах применяют секционные подогреватели
из углеродистой стали, которые укладывают на опорах как можно ближе
к днищу. Подогреватели комплектуют из узлов: подогревательных элемептов
типов ПЭ-1—ПЭ-6 (табл. 6.31); коллекторов для монтажа подогревательных
элементов типа К-1— К-4; стоек для крепления подогревательных элемептов
труб, подводящих пар и отводящих конденсат. Подогревательные элементы
при помощи муфт соединяют с соединительпьш коллектором, в результате
чего образуются отдельные секции, из которых комплектуют подогреватель.
ТАБЛИЦА 0.:П
Размеры подогревательных элементов
Поверхность
нагрева.
1,70
2,06
2,42
3,14
3,86
4,58
Тип
элемента
ПЭ-1
ПЭ-2
ПЭ-3
ПЭ-4 .
ПЭ-5
ПЭ-6
Длина
полная
(с муфтамп)
2440
2940
3440
4440
5440
6440
, мм
трубки подогре-
подогревателя (в осях
между кол-
коллекторами)
2000
2500
3000
4000
5000
6000
Масса, кг
50.9
60,5
70,5
90,1
109,3..
12A,3
Примечание. Размер труб 60 х 3,75 мм; в каждом элементе по четыре трубы.
ЗУ!
Бес подогревательные элементы и трубопроводы монтируют с уклоном
по ходу пара и конденсата. Распределение пара по секциям и сбор конденсата
обеспечивают устаповкой паропускного и кондепсатного коллекторов с яа-
порнымн вентилями для регулирования и отключения секций. Удельные
нормы поверхности нагрева подогревателей в зависимости от вязкости хра-
хранимых нефтепродуктов приведены в табл. 6.32 (для лодземпых резервуаров
нормы уменьшаются па 15% против указанпых). Из подогревателышх эле-
mi'iitoii могут быть смонтировали и местные подогреватели, которые разме-
размещают в зопе раздаточпых устройств. Площадь поверхности нагрева сек-
секционных подогревателей для резервуаров от 100 до 5000 м3 приведена
и табл. 6.33.
ТАБЛИЦА й.32
Удельные нормы поверхности подогревателей, м2/м3,
наземного металлического резервуар;!
Н'-ирнуар»''/ м»
100
200
300
400
700
1000
2 000
3 000
5 000
10 000
Кинематическая
2 -3
0,14
0,12
0,10
0,08 ?
0,06
0,05
0,030
0,028
0,025
0,025
вязкость
4—G
0,16
0,14
0,12
0,09
0,08
0,07
0,036
0,034
0,030
0,030
С51«/ССК
0-8
0,18
0,16
0,14
0,12
0,10
0,08
0,046
0,040
0,030
0,034
Теплообменники. Наиболее сопершешшми подогревателями нефти и неф-
нефтепродуктов в резервуарах являются теплообменники. Основные параметры
и размеры кожухотрубчатых теплообменников с плавающей головкой и
с U-образными трубами приведены соответственно в ГОСТ 14246—69 * и
ГОСТ 14245—69 *.
Расчет подогревателей. Площадь ионерхпости нагрева подогревателей, м2,
/?' —-
F.17)
где q — расчетная теилопроизводительность, ккал/ч; ф — коэффициент,
учитывающий переохлаждение конденсата до 100" С (табл. 6.34); К„ — коэф-
коэффициент теплопередачи от пара к пефти или нефтепродукту, ккал/(ма-ч-сС);
«1 — начальная температура пара, °С; tz — копечпая температура пара, °С;
<ср — средняя расчетная температура нефти и пефтецродукта, "С.
Средняя расчетная температура нефти или нефтепродукта для всех слу-
случаев подогрева и охлаждения, СС:
при (tn — *о)/(*к — to) ^ 2
/ep^0,5(i:1 —*к); F.18)
Е=ТГ' F.19)
при (*„ — to)/(tK — to) > 2
где tH и tK — соответственно пачальпая и конечная температура нефти или
нефтепродукта, "С; 10 — температура окружающей среды, °С.
33.)
ТАЬЛИЦА 6.3
Основные данные по подогревателям для стальных
вертикальных цилиндрических резервуаров
Вместимость
резервуара,
м»
100
200
300
400
700
1000
2000
3000
5000
Температура
наружного
воздуха, °С
—20
-30
-40
-20
-30
-40
-20
-30
-40
-20
-30
-40
-20
-30
-40
-20
—30
-40
—20
-30
-40
—20
—30
-40
—20
—30
-40
Поверхность
нагрева
подогревателя,
м*
9,4
11,8
22,7/11,8
22,7
12,8
23,5/12,8
23,5
24,2/13,3
24,2
24,2
28,9
31,0
51,8
42,9/27,9
54,0/42,9
54,0
51,0
73,0/51,0
101,0/73,0
77,1/52,1
77,1
103,0
105,5/53,0
206,0/105,5
206,0
Время
разогрева, ч
60/24
63/26
66/27
145/54
44/56
46/20
256/86
70/91
73/31
94/120
98/41
102/42
189/74
191/75
81/35
160/108
118/75
122/30
270/105
162/109
115/75
250/168
270/106
138/85
312/295
135/130
138/61
Расход пара,
кг/ч
87/140
88/146
220/146
220/360
90/150
225/150
225/365
227/160
227/370
227/370
230/300
240/400
440/700
380
450/540
450/730
440/700
660/700
890/1020
665/710
665/1000
890/1200
895/720
1780/1460
1780/2920
Примечание. В числителе приведены данные для высоковязких нсфгенродуи -
гов, в знаменателе — средней вянкости.
336
ТАБЛИЦА 6.34
Значения коэффициента ф в зависимости от температуры
До 20
30
40
50
60
Давление (температура) пара, кгс/см* (°С)
1,0 A20)
1,01
1,01
1,02
1,02
1,02
2,0A33)
1,02
1,02
1,02
1,03
1,03
3,0 A43"»
1,04
1,04
1,05
1,05
1,06
4,0 A51)
1,06
1,06
1.06
1,07
1,08
5,0 A58)
1,07
1,08
1,08
1.09
1,10
G.0.A64)
1,08
1,09
1,09
1,10
1,11
Примечания. 1. При расчете подогревателей без переохлаждения конденсата
следует принимать <р =il- 2. Для обеспечения переохлаждения конденсата до температуры
не свыше 100° С следует принимать значение Ф при температуре нефти и нефтепродукта
в конце подогрева.
Расчетная теплопроизводителыгость, ккал/ч,
в— <7пГ?пот.
F.20)
где дп — полезная теплопроизводительпость, ккал/ч; дпот — потери тепла
при подогреве, ккал/ч.
F.21)
где G — количество пефти или нефтепродукта, подлежащих подогреву, кг;
с — теплоемкость пефти или нефтепродукта, ккал/(кг-9С); определяется по
графику на рис. 6.23 при средней за период подогрева температуре; т —
время подогрева, ч; а — количество парафина в нефти или нефтепродукте, %;
а — скрытая теплота плавления парафина, ккал/кг;
G = V(), F.22)
где V — объем, м3; р — плотность, кг/м3 (рис. 6.24), нефти или нефтепродукта
при температуре залива их в резервуар.
F.23)
где SkF — сумма произведении площадей ограждающих поверхностей
резервуара па соответствующие коэффициенты теплопередачи от нофти или
нефтепродукта.
А1/' ? А'ст/ ст "Т" ^"к-
д/' Д
F.24)
где кСт — коэффициент теплопередачи через боковую стенку резервуара,
ккал/(м2-ч-°С); Fct — поверхность боковой стенки резервуара, м2, соответ-
ствугощая уровпю нефти или нефтепродукта (поверхность выше уровпя
жидкости по коэффициенту теплопередачи следует отпосить к крыше); кК —
коэффициент теплопередачи через крышу резервуара, ккал/(м2 -ч -°С); FK —
поверхность крыши резервуара и части боковой стенки выше жидкости
п резервуаре, м2; кА — коэффициент теплопередачи через днище резервуара,
<;кал/(м2-ч-°С); Fa—поверхность днища резервуара, соприкасающаяся
;? груптом, м2.
22 закал 156
337
Средняя температура окружающей среды, 'С:
для паяемных вертикальных резервуаров
0
Л»
F.25jj
где <гр — температура групта, °С; и — температура воздуха, °С; Н — высоту
адлииа нефти или нефтепродукта, м; D — диаметр резервуара, м;
Рис. 6.23. График аависииости теплоемкости с нефти и нефтепродуктов oi тем-
температуры ( и плотности р (при 20° С).
для наземных горизонтальных резервуаров
/ * .
для подземпых резервуаров
> = '»; F.26).
го='гр- F.27)
Для вертикальных назомпых цилиндрических резервуаров
"СТ=/а1 + 2(^!) + 1/(«2 + «з)"' F<28>
резоотуГпГЙбГкТ; теплоотДачи от иефти или нефтепродукта к стенке
Г rnn? ( ): SiIZ Т0ЛЩииа стенки резервуара, изоляции и т. д.;
~яшш ТтТВГЩИ° коэФ*"«^нты теплопроводности степки резервуара^
иции и т. д., а2 — коэффициент теплоотдачи копвекцией от стенки ре- '
в окружающую cdriiv. VKa-,n«».4.oC). Кз _ коэффициент тепло- ^
F.29)
^тстеЗГТад
При w sg 5 м/сек
где и» — скорость ветра.
338
7Б0
74-0 -
720
7П0 Ьг
8G t. °C
Рас. 6.24. График завасамоота плотноота р нефти и нефтепро-
нефтепродуктов от температуры 1.
339
ТАБЛИЦА I
Коэффициент теплоотдачи «^ от нефти и нефтенроду
к стенке р< зорнулрои. ккал/(>:'- • ч • СС). при различной нысотс резериуа
'-'
ст.
С
Кинематическая вязкость нефти и нефтепродуктов, сы'/сек
0,01
10
20
30
5С
10
20
30
40
50
10
20
30
40
50
10
20
30
40
50
А= 4 м
18,5
23,4
26,8
29,4
31,5
8,7
10,9
12,6
13,8
14,7
4.1
5,1
5,7
6,4
6,9
3,2
4,1
4,7
5,1
5,5
2,4
3,0
3,4
3,7
4,1
1,9
2,4
2,7
3,0
3,2
1,5
1,9
2,2
2,4
2,6
1,3
1,7
1,9
2,1
2,2
Л = 8 м
19,0
23,9
26,8
29,4
32,3
8,9
11,1
12,5
13,8
15,1
4,2
5,2
6,0
6,6
7,0
3,4
4,2
4,8
5,2
5,5
2,4
3,0
3,5
4.1
4|2
2,0
2,4
2,8
3,0
3,2
1,5
1,9
2,2
2,4
2,6
1,3
1,7
1,0
2,1
2,3
h = 12 м
17,7
22,3
25.7
28.1
30,0
8,3
10,3
12,0
13,2
14,1
3,9
4,9
5,6
6,2
6,6
3,1
3,9
4,5
4,9
5,3
2,3
2,9
3.2
3,6
3,9
1,8
2,3
2,6
2,9
3,1
1,4
1,8
2,1
2,3
2,4
1,3
1,6
1,8
2,0
2,1-
1,1
м
1,6
1,7
1,9
1,2
1,4
1,6
1,8
1,9
1,0
1,3
1,5
1,7
1,8
Примечание, «—температура пефти или нефтепродукта, "С; tCT — температур
етепкп кап средняя температура нефти или нефтепродукта и воздуха, °С; Л — уровен
валивй нефти.
-273L ~(*,Н-273L
-in
F.31
где А •= 4,0 для резервуаров, окрашештых темной краской, и 3,7 ккал/(м2 X
X ч-°С) для резервуаров, окрашенных алюминиевой краской.
По упрощенной формуле
F.32)
где at — коэффициент теплоотдачи от нофтп пли нефтепродукта к боковой
< топке резервуара, ккал/(м2>ч-сС); а2 — кооффицлепт теплоотдачи от боко-
боковой стопки резервуара в воздух; принимается равным 23 ккал/(м*-ч-°С).
«1=^1 ]r(tcp— <cT)/vn. с
F.33)
где Ai =? 39,5 — 0,0267р20; U.t — температура степки резервуара, "С, кото-
которой следует задаться и которую пеобходпмо проверить по формуле
'«?~*сР—^(/ср-Л,); @.П4)
_• кинематическая вязкость пофтп или пефтепродукта, см2/сск, при
т,'.:у!юрптуро пограничного со степной слоя tn.c = 0,5 (ггр + <ст); Рг<> ~
|(''п1О<т1. нефти или пефтепродукта при 20° С, кг/м3.
1
@.35)
о к - ? коэффициент теплоотдачи от зеркала пефтп пли пефтепродукта в газо-
пог npocTj)aucTBO резервуара; принимается по табл. С.36 в зависимости от
ТАБЛИЦА 6.30
Коэффициент теплоотдачи а1к от поверхности
нефти и нофтепродукта к газовое пространство
резервуара, ккал/(м2•ч • °С)
t - tTt °с
2
5
10
15
20
25
И1К
1,7
2,0
2.4
2,7
2,8
'-'г, °с
30
35
40
1 45
1 50
«1К
3,0
3,2
3,4
3,5
3,0
I иостн температуры нефти или пефтепродукта п газового пространства;
толщина слоя газа над нефтью и нефтепродуктом; s/ ?— толщипа листа
м-:11алла, теплоизоляции и т. д.; hi — коэффициент теплопроподности листа
м'чплла, теплоизоляции и т. д.; ?,ЭКр — эквивалептпый коэффициент тепло-
прщюдпостп газовоздуитой смеси; а2 — коэффициент теплоотдачи от
i"-!'cрхиостп покрытия в окружающий воздух.
1
F.36)
1Д|'}.., — коэффициент тснлонроводности групта, ккал/(м2-ч-сС); d — дпаметр
;iinsiiia резервуара, м; а,д — коэффициент теплоотдачи от пефтепродукта
к лншцу резервуара (принимается по табл. 6.38 с уменьшением па 30%).
Для заглубленных вертикальпых цилиндрических резервуаров полный
коэффициент теплопередачи через степку
к = (к F —/? F YKF -4 F ^ (G 37Ъ
);;f /гст.в и ^"ст. гр — полные коэффициенты теплопередачи через степку
11 воздух и грунт; Fn и /'Vp — поверхность ставки резервуара, сопрпкаса-
I'liM.djicH с воздухом и груптом.
Коэффициент теплопередачи
1
1дс // — глубина погружения резервуара в грунт; лгр — коэффициент тепло-
теплопроводности грунта, окружающего стенку резервуара; сс2П — коэффициент
теплоотдачи от поверхности групта в окружающий воздух; а2„ = 10 +
+ 1"» ккал/(м2-ч-°С).
Для подземных горизонтальных резервуаров полный коэффициент
теплопередачи к я« кСт-
Коэффициент теплоотдачи от поверхности рпзерпуара через грунт в атмо-
атмосферный воздух
где // — глубина ааложешш оси резервуара в грунт; D — диаметр резервуара.
Коэффициент теплопередачи от пара к нефтп или нефтепродукту
*?»"?" 1/а + Л* F1)
где а — коэффициент теплоотдачи от стенок труб подогревателя к нефти или
нефтепродукту, ккал/(м2-ч-сС); В — дополнительное термическое сопро-
сопротивление, принимаемое для нефти равным 0.003, для нефтепродуктов
0,002 м»-ч-°С/ккал.
Коэффициент теплоотдачи
t-^V-
где At = 26,1 — 0,0172р2о; гСт. и — температура наружной стенки труб
подогревателей, °С, которой следует задаться и которую необходимо про-
проверить по формуле:
«ст. ,,--/ср ; ~(ln-tcp), F.43)
*ср — средняя температура за период подогрева, СС; dH — наружный
диаметр труб подогревателя, м; vCT — кинематическая вязкость нефти или
нефтепродукта, см2/сек, при температуре наружпой стенки.
Общая длипа труб подогревателя при принятом диаметре d змеевиков, м,
L = F/(nd), F.44)
Число секций подогревателя равпо п = LII. Длина отдельных секций
парозмеевикового подогревателя и общее число секций определяется тепло-
тепловыми и гидравлическими режимами подогревателей. Предельная длина
отдельных параллельных ветвей подогревателя, м, по формуле В. И. Чер-
никина
lk(tn
-tcp)
где da — внутренпий диаметр труб подогревателя, м; с я=» 0,00005 м~х; р, —
давление пара при входе в подогреватель, кгс/см2; р2 — давление пароводя-
пароводяной смеси при выходе из подогревателя, кгс/см2; Хсм — коэффициент тепло-
теплопроводности смеси; g — ускорение свободпого падения, м/секг; гп и iK — сред-
среднее теплосодержание пара и конденсата, ккал/кг; к — коэффициент тепло-
теплопередачи от пара к нефтепродукту, ккал/(смг-ч-°С); („ — средняя темпера-
температура пара в секции подогревателя, °С; гСр — средняя температура нефте-
нефтепродукта, °С.
Расход пара на работу подогревателей, кг/ч,
где q — расчетная теплопроизводительность подогревателей, ккал/ч.
342
Расчет теплообмеппиков. Поверхность нагрева теплообменника, м2,
/"-•-«/[М'т-'ср)Ь F.47)
i.it' q — расчетная теплопронзводптольность теплообменника, ккал/ч; /ст —
коэффициент теплопередачи от тоилопосителя к нефти или нефтепродукту,
кк-!.|/(м2'Ч-°С); t-t — расчетная температура теплоносителя. °С; /ср — сред-
средняя температура иефти или цефтепродукта в теплообменнике, СС; гср = 0,5 X
!'? "*" 'a^i где <i —температура нефти или нефтепродукта перед тенлообмен-
!i i• !,? i.M, ГС; 1г ?— то же, после теплообменника, °С.
Расчетная теплонроизводитольпость теплообменника, ккал/ч,
д = (?рс(*2-«1), F/48)
"Ло Q — расход нефти или нефтепродукта, м3/ч; р — плотность нефти или
нефтепродукта, кг/м3, при средней температуре; принимается по графику
•??м. рис. 6.24); с — теплоемкость нефти или нефтепродукта, ккал/(кг-сС),
i-iiii средней температуре; принимается но графику (см. рис. 6.23).
При расчете теплообменника определяют ориентировочно его поверх-
поверхность, затем по ней выбирают теплообменник из числа выпускаемых нро-
.М1.!ш.епностью и выполняют поверочпый расчет выбраипого аппарата. Коэф-
Фмцпепт теплопередачи от теплоносителя к нефти и нефтепродуктам можно
<'|р.<ть по табл. 6.37. В качестве теплоносителя примепяют нар и воду. Обычпо
ил трубам теплообменника движется нефть или нефтепродукт, в межтрубпом
пространстве — теплопоситель.
ТАБЛИЦА 6.37
Значение коэффициента теплопередачи Ат
от теплоносителя к нефти и нефтепродуктам, ккал/(м2 • ч • 9С)
Теплоноситель
Продукт
Пар
Нола
150
230
200
180
100/75
160/130
130/110
120/90
Нефть
Автомобильный бензин
Тракторный керосин
Дизельное топливо
Примечание. В числителе приведены коэффициенты при
<т > 50" С, в знаменателе — при tT < 50° С.
Поперечный расчет теплообменники, работающего на парс. Поверхность
?|'п.'юобмеипика определяется но формуле F.47). Коэффициент теплопередачи
сч пара к пефти или нефтепродукту
/.•т=-1/A/а ! II). @.49)
Значения R припимаются те же, что и для подогревателя. Коэффициент
з'.•!!.юотдачи а определяется в зависимости от числа Рейнольдса
Не = -^-•10-1, F.50)
где w — скорость движения пефтн или нефтепродукта в трубах, м/сек; da —
инутрепний диаметр трубок, м; v — вязкость нефти или нефтепродукта,
'?м'-.'еек, ири средпей температуре нефти или нефтепродукта в теплообмен-
теплообменники.
При Re < 2200
а = Д„0 Н...0.33 V°"M(<^;,;7" /ср)°Л (v/vCT)o-«-\ F.51)
343
где Вп = 2,75—0,0012р20; коэффициент р определяется по табл. 6.38; <Ст. в —
температура впутрепней стенки труб, °С; задается и затем проверяется по
формуле fcT. в = icp + (^т/а) (*т—'ср); -Vci — вязкость нефти или нефте-
нефтепродукта, см2/сек, при температуре стенки <Ст. п-
ТАБЛИЦА 6.38
Значение коэффициента р
'ст.в 'ср
0
20
40
60
В
1,00
0,99
0,98
0,97
ст. в" ср
80
110
120
140
Р
0,96
0,95
0,94
0,93
При 2200 < Re <3 10 000
где Kq npj
габл. 6.38.
V0.43
(V/VCT)O.25,
F.52)
где Ко принимается по табл. 6.39; Вп = 3,45—О,ОО1р2о; Р определяется по
таб 638
ТАБЛИЦА 6.311
Значения коэффициента Ко
о
ю
(О
t
7-
i
10-6
ю-*
ю-*
1,<
)
Ко
2300
3,6
4,7
7,0
10,7
2500-
4,9
6,9
9,1
11,4
3000
7,5
9,2
11,0
13,0
ЗГ>00
10,0
11,4
12,9
14,2
4000
12,2
13,3
14,6
16,0
г> ооо
16,5
17,5
18,5
20,4
еооо
20,0
20,7
21,3
24,0
7000
24,0
24,5
25,0
25,5
8000
27,0
27,3
27,7
28,0
9000
29,5
29,6
29,8
30,0
При Re > 10 000
V-0.43
(V/VCT)O.25,
F.53)
где B-t = G,15—0,002p2o)-Ю-2.
При малых скоростях нефти и нефтепродукта в трубках теплообменника
необходимо проверять зпачения коэффициента по формуле
@.54)
где А2 = 26,1—0,0172р20.
Из двух зпачений а следует принимать большее. Расход пара па работу
теплообменника определяется так же, как для подогревателя.
Поверочный расчет теплообменппка, работающего на воде. Поперхность
теплообмепника определяется по формуле F.47). Коэффициент теплопередачи
?от воды к нефти или нефтепродукту, ккал/(м2-ч-°С),
344
где п.\ коэффициент теплоотдачи от воды к наружном стене труб тепло-
теплообменника, ккал/(м2-ч-°С); а2 — коэффициент теплоотдачи от внутренней
стойки труб теплообменника к пефти или нефтепродукту.
Расход поды в теплообменнике, м;!/ч,
(Л,—д/[рн (/щ — th2)], (C.5G)
где q — расчетная теплопроизводителыюсть теплообмеппика, ккал/ч; р„ —
плотность воды, кг/м3, для средней температуры; 1к1 и <В2 — температура
воды соответственно на входе в теплообменник и на выходе из него, °С, чис-
численно равная теплосодержанию воды, ккал/кг.
= 0,5
F.57)
Коэффициент теплоотдачи от воды к наружным стенкам труб теплообменника,.
ккал/(ма-ч-°С),
"V
F.58)
где 11 и В — коэффициенты, принимаемые по табл. 6.40 (В в зависимости от
(„. Ср, 1> — от *ст. н); и>Мтр — скорость воды в межтрубном пространстве,
м/сек; йэкв — эквивалентный диаметр межтрубного пространства, м; st и «2 —
ТАБЛИЦА 6.40
Значения коэффициентов В и Б
Расчетная
температура,
"С
20
30
40
50
60
70
80
в
2550
2640
2730
2780
2860
2910
2960
в
0,614
0,654
0,644
0,730
0,764
0,794
0,820
Расчетная
температура,
90
100
НО
120
130
140
150
в
3000
3020
3050
3060
3080
3120
3120
Б
0,848
0,870
0,885
0,910
0,926
0,944
0,961
расстояние между осями трубок, м; <Ст. и — наружная температура стенок
теплообменника, еС, которую следует задать и проверить по формуле
к
кт. н = *в. ср-"^ («в. cP-icp). F.59)
и>мтр = <?в/(/мтр-3600), F.60).
где /ытр — площадь сечения межтрубного пространства теплообменника, м2.
где у. — смоченный периметр межтрубпого пространства, м.
и = л(В« + ^,), F.62)
где DK — внутренний диаметр кожуха теплообменника, м; п — число трубок;
dH — наружный диаметр трубы, м.
345
При"оченъ малых скоростях воды в межтрубном цространствс необхс
димо проверять коэффициент теплоотдачи но формуле
u, cp —'ст.
F.63
где А3 определяется по табл. 6.41; Б определяется в зависимости от <Ст.
по табл. 6.40.
ТАБЛИЦА 6.41
Значения коэффициента As
li.Cp
20
30
40
50
60
70
80
A,
142
167
177
185
192
198
202
J
j
|i
i!
i|
l|
'i
ii
i!
'в.ср
90
100
110
120
130
140
л,
211
214
217
221
224
226
Из двух значении а следует принимать большее.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Андреев Г. С. Запорная арматура. Изд. 2-е, иерераб. и доп. Л.,
«Недра», 1974. 143 с. (Б-ка эксилуатационника магистрального газопровода).
2. Бармин С. Ф., Васильев II. Д., Магазаник Я. М. Компрессорные
станции с газотурбинным приводом. Л., «Недра», 1968. 278 с.
3. Ваясапов Д. В., Керимов 3. А. Автоматизация газорегулнторных
станций магистральных газопроводов. Л., «Недра», 19G9. 240 с.
4. BCII 1—7—73. Указания по применению стальных труб в газовой
промышленности. М., 1973. 26 с. (Всесоюз. науч.-псслед. ип-т по стр-ву
магистр, трубопроводов).
5. Герасимов Б. Я., Шавкин II. К. Перекачивающие агрегаты для маги-
магистральных 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 газорегулирующпх систем. М., 19И7.
75 с. (Всесоюз. науч.-нсслед. пн-т организации, управления и экономики
нефтегазовой пром-сти. Серия «Газовое дело»).
8.{Имбрицкий М. И. Краткий справочипк по трубопроводам и арматуре.
Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Энергия», 19G9. 352 с. ?
9. Инструкция по определению категорийпостн. контролю качества
сварных соединений, очистке полости и иснытапию газопроводов, нефтепро-
нефтепроводов, нефтепродуктопроводов компрессорных и газораспределительных
станций, станций подземпого храпения газа, установок комплексной под-
подготовки газа, насоспых перекачивающих станций и насосных станций для
перекачки сжиженных углеводородов. М., 1974, 11 с. (Мингазпром СС.СЛ*.
Гос. газовая инспекция).
10. Кондратьева Т. Ф. Предохранительпые клапаны для компрессорных
установок. М. — Л., Машгнз, 1963. 179 с.
11. Лебедев-Цветков 10. Д. Конструкции оборудования и рабочие про-
процессы газотурбинных компрессорных станций. Л., Гостоптехиздат, 19(;3.
112 с. (Б-ка эксплуатационника магистрального газопровода).
346
12. Методика теплового п аэродииамичсского расчета аииаратов воз-
lyniuoro охлаждения. М., 197J. 102 с.
13. Машин Б. В., Шпотакооскии М. II. Краткий справочник по обору-
допишю нефтебаз. Л., «Недра», 19C5. 280 с.
14. Промтов А. И. Технологическое оборудование компрессорных стан-
uiiii магистральных газопроводов. Учеб. пособие. М., Гостонтехиздат, 1962.
327 с
15. Промышленная трубопроводная арматура. Каталог. Ч. 1—3. М.,
1.4,0—1972. Ч. 1, 1972. 189 с; ч. 2, 1969. 186 с; ч. 3, 1970. 127 с.
16. Рис В. Ф. Цептробеяшые компрессорные магапны. М. —Л., Машгиз,
I'.i.M. 248 с.
1 7. Сборник правил и руководящих материалов но котлонадзору. Изд.
3-е, нерераб. и дои. М., «Недра», 1974. 559 с.
18. Соколовский С. М. Компрессоры и компрессорные станции. Учеб.
пн'ооие для учащихся пефт. техникумов. М., 1968. 163 с.
10. Справочник работника газового хозяйства. Ияд. 3-е, иерераб. и доп.
JJ.. «Недра», 1973. 360 с. Авт.: М. Л. Нечаев, А. С. Иссерлип, Б. П. Млодок,
Л. 11. Плотникова.
20. Центробежные нефтяные магистральные и подпорные пасосы. Ката-
Каталог. М., 1973. 20с.
21. Чаицын Г. А. Эксплуатация газораспределительных стапций маги-
lipii.ibnux газопроводов. М,, «Недра», 1971. 166 с.
22. Шавкин Н. К. Очпстка природного газа на магистральных газопро-
кс.чах. Л., «Недра», 1973. 96 с.
23. Шавкин Н. К. Использование тепла отходящих газов на компрес-
компрессорных станциях газопровода Ухта — Торжок. — «Экспресс-информация.
Вгрсоюз. науч.-исслед. ип-та экономики, организации производства и техн,-
зкон. информации в газ. пром-сти», 1970, № 19, с. 10—18.
24. Шмеркович В. М. Аппараты воздушного охлаждения для укрупнен-
укрупненные и комбинированных технологических устаповок. М., 1966. 131 с.
i Всесоюз. науч.-исслед. dh-т организации, управления и экономики нефтегаз^
пром-сти. Серпя «Нефтезавод, оборудование»).
Глава 7 ИНЖЕНЕРНО!
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОБЪЕКТО!
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДО1
§ 7.1. Газораспределительные станци»
Назиачсинс. ГРС сооружают для снабжения населенных нунктои, пред
приятии и других объектов газом с заданным давлением и ноддержапия этоп
давления постоянным при изменении расхода н давления перед ГРС. Пр]
снабжении населенных пунктов газ должен быть одорирован. Качество газа
подаваемого коммунально-бытовым потребителям, должно отвечать требова
шшм ГОСТ 5542--50.
ГРС можно условно разбить на группы малой (до 10 тыс. м3/ч), средне]
(до 80 тыс. м:|/ч) и большой (до 170 тыс. м:(/ч и выше) пропускной способ
ности.
В таил. 7.1 приведены характеристики серийно изготовляемых промыш
ценностью блочных автоматических ГРС с пропускной способностью д(
10 тыс. м:'/ч с одним выходом на потребители. Блочные АГРС с двумя выхо
дамп образуют путем установки па общей площадке двух блочных АГР(
с одним выходом на потребителя. При этом такие элементы блочных АГРС
как блок сигнализации, снеча, молниеотвод, запасная емкость для одоранта,
являются общими. В настоящее время находится на испытании блочпая
автоматическая станция ЛГРС-50, имеющая следующие параметры: давление
газа, кгс/см2, на входе 12—55, на выходе 3—12; пропускную способность,
м3/ч, минимальную (при р„х = 12 н р.,Ых = 3 кгс/см2) 48 800, максимальную
(при phx = 55 и р...ых — 1^ кгс/см2) 180 000.
На ГРС средней и большой пропускной способности в настоящее время
действует типовой проект 402—2—8/71 дли автоматизированных ГРС в блочпо-
ко.чплектном нсполпошш. В состав таких ГРС входят блоки отключения,
очистки, редуцирования 1-го потребителя, редуцирования 2-го потребителя.
.Максимальная пропускная способность ГРС при давлении газа па входе
20 кгс/см2 составляет 100—150 тыс. м3/ч (соответственно для одного и двух
потребителей). Пылеуловители в них приняты батарейные диклонпые па
Dy= 400, 700 и 800 мм; регуляторы — прямого действия ВНИИгаза тина
РД-64 или клапаны с обогреваемым корпусом; число ниток для одного по-
потребителя — две, одна из них резервная. В заводском исполнении но ука-
указанному типовому проекту выпускают БК-ГРС-1-30, БК-ГРС-1-80 я
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 но типовому проекту
402—2—8/71 составляются из условиых диаметров труб, выбранных узлов
и характеристик регуляторов (по ходу газа). Так, шифр блока редуцирова-
редуцирования 200-С110-200 составлен из диаметра входной нитки B00), характеристики
клапана (С110) и диаметра выходной нитки B00), а шифр 200-2 X 700 узла
ихода и очистки газа составлен из диаметра входной нитки B00) н диаметра
двух мультициклоиных пылеуловителей B X 700).
На рис. 7.1 представлена технологическая схема ГРС с регуляторами
давления прямого действия типе. РД-G'i на два потребителя. Технологическая
часть ГРС состоит из следующих основных узлов: входа и очистки газа,
348
Рис. 7.1. Технологическая схема ГРС на двух потребителей.
1 — узел редуцирования 2-го потребителя; II — узел редуцирования 1-го потребителя; III — строительный блок п закрытом
исполпешш; IV — узел входа и очистки газа; V — узел расходомерноп нитки 1-го потребителя; VI — одоризацпонная угтл
ТАБЛИЦА
Техническая характеристика блочных А]
11;ч .интр
Давлепне газа, кгс/см2:
на входе
на выходе
Пропускная способность,
м3/ч:
максимальная
минимальная
Отклонение давления газа
на выходе, %
Температура газа на вхо-
входе, °С
Темпепатува окгужаюше-
АГРС-1
0,02—0,05
100
100
±20
-10
АГРС-1/3
АГРС-3
12—55
3-10
5828
1400
3-12
11200
2750
±10
ч- 20
-20 -> 40
-40-50
АГРС-1
3-12
38 300
10 000
-10 +
окр
го воздуха, °С
Температура нагрева-таза
в подогревателе при мак-
максимальном расходе га-
газа, °С
Расход газа на подогрев,
м*/ч
Количество выходов на
потребителя
Масса подогревателя газа, j
кг
Масса с подогревателем
и фильтром, кг
15
20
700
2500
2550
3455
Притча
н и е. Для АГРС-3 и -10 максимальная пропускная способность д(
ых = 12 кгс/см'; минимальная — при рьх = 12 и рвых = 3 кго/см1
при pBJ["=. 55 и рЕЫХ
подогрева газа (в случае необходимости), редуцирования 1-го потребите!
редуцирования 2-го потребителя, отключающих устройств с расходомерньс
нитками, одориаационной установки (при снабжепип населенных пункте:
Оборудование ГРС (по ходу газа). На ГРС магистралышх газопроводе
работающих при максимальпом давлении 55 кгс/см2, все оборудован!
установленпое до предохранительных клапанов, должно быть на ру
— 64 кгс/см2. Арматура в сборе подвергается испытанию на герметичное
гидравлическим давлением, равным 1,25рр. Кроме того, вся газовая армату
па ру = 64 кгс/см2 должна подвергаться пневматическим испытаниям :
давлепие, равное ру.
Отключающие устройства. Для перекрытия ochobhi
потоков газа на ГРС примепяют стальные крапы, проходные, со смазко
па ру = 64 кгс/см2, с пневмоприводом, выпускаемым Мышегским заводо
Газ, используемый для управлепия краном, берется из входного газопрово;
и проходит очистку в селикагелевом или цеолитовом фильтре высоко:
давления.
Очистка газа от пыли. Висциыовыс фильтры применяют д-
очистки газа паГРСдо пропускной способности50тыс. м3/ч. Эти фильтрыотн
сят к Ш классу (но классификации СГТиП I—Г.5—62, табл. 5), который хара
теризуетг-л следующими данпыми: эффективное улавливапие частиц взве(
размером больше 10 мкм; скорость газа при фильтрации при гидравлнческс
сопротивлении фильтра 10 кгс/м2 — метры в секунду; усредненная эффе
тивность f — не мснео 00%. Ч'нльтры выпускают елсдуго'днх диак^тро
H(), .000, 700 и 1000 мм. Пропускная способность висциповых фильтрон
а яапнсимогтп от давления может быть принята по табл. 7.2. При большей
иропускной способности ГРС применяют вертикальные масляные батарейные
или циклонные пылеуловители.
Подогрев газа. Как известно, гидраты природного газа вызы-
вызывают частичпуго или полную закупорку дросселирующих устройств. Опас-
Опасность гидратообразовапия возрастает с увеличением давлепия и понижепием
температуры. При дросселировании газа происходит спижепие давления
-30 -20 -10 0 ~10 20 30 40 50 ВО С
Рис. 7.2. График температура — энтальиия для природного ra38t
и температуры. Для практических расчетов снижение температуры в резуль-
результате дросселирования можно принимать равным 0,55' С па 1 кгс/см2 или
определять по графику (рис. 7.2).
Пример. Газ дросселируют с ри = 56 до рк= 7 кгс/см2.
Определить конечную температуру газа tK, если начальная
1Я = 8° С.
Решение. Задачу решаем графическим путем, по рис. 7.2.
От точки а (8° С) проводим прямую, параллельную оси ордипат,
до точки Ь E6 кгс/см2), затем прямую, параллельную оси абс-
абсцисс, до точки с G кгс/см2) и снова возвращаемся па ось абсцисс,
где получаем искомую температуру: —23° С (точка d).
Основным мероприятием для предупреждения гидратообразоваппя па
ГРС является подогрев газа перед редуцирующими клапанами, который
осуществляется в кожухотрубчатых теплообменниках ВНИИгаза (табл. 7.3).
1 асход тепла, необходимого для подогрева газа, ккал/ч,
Q<=cpBAt, G.1)
гдо с -- уде.и.ная теплоемкость газа, равная 0,5 кка.ч/(кг-°С); (> — нлотност
газа, кг/м:!; В — расход газа, м3/ч; At — необходимое приращепие темпе
ратуры при подогреве газа, принимаемое равным 4—5° С (зависит от темпе
ратуры п дпплепня, при которых эксплуатируется ГРС).
ТАБЛИЦА 7.:
Пропускная способность нисциновых фильтров,
тык. мв/ч, в записимости от давление
141II (!:И.!1.Тр:>
2 X 500
3 X 500
2 X 700
2 X 1000
3 X 1000
Дпплоиие, кгс/см1
1U
10,0
16,7
40,0
80,0
133
20,0
33,3
80,0
160
266
30
30
50
120
240
400
40
40,0
66,6
160
320
533
50
50,0
83,4
200
400
—
E0
60
100
240
480
ТАБЛИЦА 7.3
Характеристика кожухотрубчатых теплообменников ВШШгаза
Тип
ЗПГ-64
9ПГ-64-1М
Поверх-
Поверхность
нагрева,
м«
3
9
Число
ходов
(по газу)
со to
Вид циркуляции
воды
Естественная
»
Рааиеры, мм
Диаметр
273
426
Длина
1550
1880
Поверхность нагрева теплообменника, м2,
F = Q/(AtCpk),
G.2)
где Д?ср — средняя логарифмическая разность температур; к — общий коэф-
коэффициент теплопередачи от воды к газу [200 ккал/(м2-ч-сС)].
iH)/[2,31g(tB/t.i)]
G.3)
где U — высшая разпость температур, т. с. разность температур воды па
входе и газа па выходе из теплообменника; *н — низшая разпость темпе-
температур.
Для нагрева воды, являющейся теплопосителем в системе подогрева
газа и отопления помещепия расходомеров на ГРС, примепяют водогрейные
котлы типа ВНИИСТО-Мч (табл. 7.4).
Во избежание замерзашш воды в системе при аварийпой остановке
котла в зимнее время в воду добавляют 40% диэтилепгликоля, спижающего
точку замерзания воды. Прогрев корпусов регулирующих клапанов горячей
водой с принудительной циркуляцией широкого распространения пе полу-
получил. В табл. 7.5 приведена техническая характеристика автоматических
подогревателей ПГА5 и ПГА10, работающих по радиациопно-конвективпому
принципу.
I! л о к р е д у ц и р о в а п и я. Осповпым органом узла редуцирования
является регулятор прямого действия типа РД-64 (табл. 7.6).Оп относится
к астатическим регуляторам, т. е. к таким, в которых заданное давление
352
ТЛГ.ЛПЦЛ 7..',
Техпнческая характеристика иодогройных котлоп
ННИИСТО-Мч, работающих на газе
Параметр
Поверхность нагрева, м2
Тенлопропзводитвльность,
i.KiU/Ч
i'исход газа на котел, мя/ч
Т^нлопроизводительность го-
]юлок, ккал/ч
Давление газа перед горел-
горелками, мм вод. ст.
1!|<елс;ш настройки терморе-
терморегулятора, СС
1
4
18
9600
1
11
,4
900
1
14
2
17
Количество секции
5
50
400
,1
850
G
1,82
17 920
2,6
23 400
8
2,46
25 600
3,8
32 000
130
45-85
10
3,10
34 560
5,0
43 000
12
3,74
42 240
6,2-
52 800
ТАБЛИЦА 7.5
Техническая характеристика радиационно-коипективных
подогревателей газа ПГА5 и ПГА10
Параметр
Номинальная тепловая производительность, Мкал/ч
Габочее давлешю подогреваемого газа, кгс/см2
Номинальный расход подогреваемого газа, м:'/ч
Перепад температур подогреваемого газа при номи-
номинальном расходе A0 000 м:!/ч), °С
Давление топливного газа па входе, кгс/см2
('исход топливного газа при (?,,_ „ = 8575 ккал/ч,
напряженно питания электромагнитного клапана
и блока контроля пламен» и зажигания, в:
постоянный ток
переменный ток
Максимальная потребляемая мощность блоков кон-
контроля и зажигания пламепи, вт
??"абарптные размеры, мм
Масса, кг
Ш'АГ)
29
5000
15
4,5
2250 X
2500
ПГА1У
80
12—55
10 000
20
3-12
11
12 ± 10%
220 ± 10о'„
24 '
1580 X 1836
2550
поддерживается ипе зависимости от нагрузки. При прекращении подачи
'?мпульса от регулируемого параметра астатический регулятор перемещает
регулирующий орган, пока не восстановится заданное значение параметра.
Это перемещение происходит за счет непосредственного воздействия про-
проходящей через кланап среды. Регуляторы типа РД-64 выполнены с пневма-
пневматической нагрузкой задания регулируемого давления, устанавливаемого
•??- _ помощью редуктора давления в пределах, кгс/см2: для регуляторов
!'Д-2Г)-о<1 и РД-40-64 — 3—25, для регуляторов большего диаметра — 1,5—50.
Автоматические регуляторы РД-32М и РД-50М (табл. 7.7) являются
См уляторамп прямого действия низкого давления E0—800 мм вод. ст.)
малой пропускной способности. Их широко используют на ГРС для уста-
установки в узле редуцирования к водогрейным котлам.
2..1 ."аназ 156
353
ТАБЛИЦА 7.6
Техническая характеристика регуляторов прямого действия РД-64
Параметр
Диаметр условного прохода
Z)y, мм
Условное давление ру, кгс/см2
Рабочее давление газа на вхо-
входе в регулятор, кгс/см2
Диапазон настройки регуля-
регулятора, юс/см2
Коэффициент регулирующей
настройки
1 коэффициент пропускной
способности
Гемпература газа, "С
Температура окружающей
среды, "С
Присоединение к трубопро-
трубопроводу
Габаритные размеры, мм:
длила
высота
Масса, кг
Тип регулятора
f
i
25
3-25
90
1,8/7
260
340
28
40
3—25
95
17,5
340
428
54
-
50
~
о
ОС
80
64
До 55
1
127
22
165
06,5
±40
±41
Фланцевое
200
540
106
345
598
135
-г
100
,5—50
104
110
385
704
215
-а*
О
О
150
129
314
485
790
390
О
О
О
200
120
424
595
816
436
Примечание. Коэффициент пропускной способаостя для РД-25-64 в числителе
цап при диаметре седла Вс = 10 мм, в знаменателе — 20 мм.
Регулирующие клапаны являются приборами непрямого действия.
В них для поремощешия регулирующего органа используется посторонний
источник анергии. Они различаются но типу унлотпеиня, привода, движения
потока, конструкции корпуса и плунжера, внутренней характеристики
и материала осповпмх деталей. Буквы в типах клапанов означают, что корпус
и крышка изготовлены: К — из углеродистой стали, ЬЯ- из стали
1Х18Н9Т, КР —из углеродистой стали и имеют ребристую рубашку.
Для регулирующих клапанов, работающих в комплекте с пневматиче-
пневматическими регуляторами давления, разработано 43 типоразмера модбрапных
лсполнптольпых механизмов (МИМ) с диаметрами заделки мембраны от 125
до 500 мм и ходом штока от 6 до 100 мм. На ГГС магистральных газопроводов
применяют в осповпом двухседельные регулирующие клапаны на ру —
= 64 кгс/см2 с илупжерами пробкового (К, КЯ, КР,. КРЯ, МРК) и юбоч-
пого B5с48пж, 25с50нж) типа.
По действию регулирующие клапаны делят иа клапаны «ВЗ» (воздух
закрывает) — при повышении давлепия в МИМ происходит закрытие кля-
папа — и клапаны «ВО» (воздух открывает) — с новиптепиея давления
воздуха (газа) в МИМ происходит открытие клапана. Перепад давления па
клапане не должеп превышать 12—15 кгс/см2. Характеристика применя-
применяющихся регулирующих клапанов приведена в табл. 7.8.
Для обеспечения нормальной работы регулятор должен быть выбран
но размеру так, чтобы при режиме максимального расхода газа оставался
:;апас хода 10—15%;'до полпого открытия, а при режиме мпнпмальпого рас-
расхода — 10 -15% до полпого закрытия. Выбор необходимого размера рогу-
ЗУ»
ТАБЛИЦА 7.7
Характсристнка регуляторов тина РД-32М и РД-50М
РД-32М
РД-50М
Диаметр
клапана, мм
Площадь про-
прохода клапана,
сма
Давление
па входе,
кгс/см2
Давление
на выходе,
кгс/см2
Пропускная
способность,
м3/ч, при
Ар =
= 1000 кгс/см3,
р = 1 кг/м3 и
Риых ==
= 1,01 кгс/см*
Колебание вы-
выходного давле-
давления с измене-
изменением расхода
от 5 до 100%
при номиналь-
номинальном давлении
200кгс/м2, %
Встроенный
предохрани-
предохранительный
клапан:
даачение под
мембраной,
мм вод. ст.
пропускная
способность
при настройке
на начало
сброса
1Ь0 мм вод. ст.,
м3/ч
Масса, кг
0,126
10-16
0
6
.282
-10
10
0.785
0,05 -3
90—200
200-350
7.8
±5
180
0,006
±7-
1,6
12
200 220
3,3
8
0.524
10 16
11
0.9ГH
0—10
15
1,700
3- 6
30
90—150
150--2.0
51
20
XI 4.0
1- 3
78
±7—14
25
4,900
0.05—1
ЮС
240
4,9
20
260
6,6
20
280
8,2
20
300
9,8
20
лнругощего клапана сводится к определению коэффициента пропускной
способности С для данного типа клапана. Определение его ведут в зависимости
от режима истечения газового потока через клапан:
при р2 5а 0,5r>i
С — ?
Q
514* V (Pi-ft)Pi/[p<273+*)J
2'л*
G.4)
355
Регулирующие клапаны 25с48нж и 25с50нж на
ТАБЛИЦА 7.8
у = 64 кгс/см*
Услопный
проход, .мм
15
20
25
32
40
50
70
80
100
125
150
200
250
300
Строительная
длина, мм
180
190
210
240
260
300
340
380
430
500
550
050
780
900
Коэффициент
пропускной
способности С
4
6,3
10
16
25
40
63
100
160
250
400
630
1000
1600
Ход
плунжера, мм
10
16
16
25
25
25
40
40
60
60
60
100
100
100
Масса, кг
25,4
31,5
31,5
43,5
48,5
51,5
104
105
165
218
346
522
644
978
лри р2
Q
где Q — пропускная способность клапана, мЗ/ч; z — коэффициент сжима-
сжимаемости; р,. рг — абсолютное давление газа до и после клапапа, кгс/см2;
р — плотность газа при 0° С и 760 мм вод. ст.; t — температура газа. °С.
При (/>! — Р-гI Pi Щ 0,08 коэффициент сжимаемости 2=1; при
(р, —Pi)/Pi iS= 0,08 коэффициент сжимаемости
z = 1-0,46 (Pi-P2)/Pi.
G.6)
Коэффициент пропускной способности для ГРС с большой неравномер-
неравномерностью газопотребления определяется для максимальной и минимальной
погрузок. При этом необходимо иметь в виду, что коэффициент регулирова-
регулирования газа Qmas /Qm\n Для клапапов К и 25со0пж равпяется 20.
Предохранительные клапаны на ГРС служат для предотвращения повы-
повышения давления газа па выходе к потребителям и рассчитываются на полную
производительность ГРС с тем, чтобы в газопроводе после нродохрапитель-
пых клапанов ire могло создаться давлепие, превышающее рабочее более чем
на 15%. При большой производительности ГРС, когда по расчету необходимо
установить три и более предохрапительных клапанов, устанавливаются
два клапана максимального размера. При это.м должны быть предусмотрены
устройства для передачи на нупкт обслуживания сигнала о повышении
давления газа на выходе ГРС.
Перед нродохрапителыгамн клапанами устанавливают трехходовые
фланцевые крапы КТС на Dy = 100 и 150 мм с ру = 25 н 16 кгс/см2 и КТСЦ
па Dy = 50 и 80 мм с ру — 25 кгс/см2. Для защиты от повышепия давления
в газовых липпях, идущих в отопительных котлах ГРС, могут устанавли-
устанавливаться гидравлические затворы; они применяются при давлении газа не
более 1000 мм вод. ст. Для предохранения ГРС в комплексе от блуждающих
токов на входе н выходе ГРС устанавливаются изолирующие фланцы.
Р а с х о д о м с р н о е устройство. Учет отпускаемого потреби-
потребителю газа производится при помощи сужающего устройства, моптируемого
356
п раеходомернуго нитку, п дпфманометра. В качестве сужающею уст]Ю|"ц-тва
на ГРС применяются стандартные камерные диафрагмы но ГОСТ 14321—73.
По установившейся практике проектная организация производит заказ
сужающего устройства и дпфманометра по опросному листу завода-изгото-
питс.тя, который и производит расчет устройства по данным проектной орга-
организации. Основные данные для расчета, методика и формулы расчета уста-
установлены «Правилами 28—E4», п альбомо графиков которого приведен пример
расчета сужающего устройства для природного газа. Следует отметить, что
расчет расходомерного устройства достаточно громоздкий и его целесооб-
целесообразно проводить на ЭВМ.
О д о р и л а ц и о и н ы с у с т а и о в к и. Важнейшим условием
безопасной эксплуатации магистральных газопроводов и городских сотен
является своевременное обнаружение утечки газа. Наиболее простым спо-
способом обнаружения газа и воздухе является определение его по запаху.
С этой целью на головных сооружениях пли на ГРС добавляют в газ сильно
пахнущие жидкости — одорапты. В Советском Союзе в качестве одоранта
используется яти л меркаптан.
Количество одорапта, необходимое для введения в поток газа, соста-
составляет 1% но объему. Норма расхода одорантп — 1C г на 1000 м3 газа. Наи-
Наиболее распространенное устройство для ввода одоранта в ноток газа — ка-
.к'льпый автоматически!! дозатор, работающий от перепада давления па
диафрагме, установленный в газопроводе, пли универсальный одоризатор
газа УОГ-1 конструкции ВНИПИгаздобыча по проектам блочных автомати-
автоматических ГРС-АГРС-1; ЛГРС-1/Л; ЛГРС-3: ЛГРС-10; ЛГРС-50.
Борьба с m у м о .м и а Г Р С. К мероприятиям по борьбе с шумом
следует отнести:
1) снижение скорости газа в дросселирующем органе за счет уменьшения
черепада давления на клапане, увеличения его проходного сечения и уста-
установки последовательно с ним дросселирующих камер постоянного сечения;
па больших ГРС — разгрузкой регулирующих клапанов путем параллель-
параллельной прокладки липни с постоянным дросселем;
2) обваловку линии редуцирования;
•Ч) применение звукозащшцающей мастики Л» 579, которой покрывают
трубопровод (слоем 8 мм). На мастику накладывают дна слоя минерального
войлока, пропитанного битумом. Войлок обматывают мешковиной, которую
: рунтуют олифой и окрашивают масляной краской.
Общие указания. При проектировании ГРС должны быть учтепм
технические требования ВНИИгаза к системам регулирования, защиты,
контроля и сигнализации автоматизированных ГРС с безвахтенным обслужи-
обслуживанием. Обязательным является проектирование ГРС в блочном пли блочпо-
комплектпом изготовлении. Па перспективную пкюнередачу следует рас-
рассчитывать все технологическое оборудование, кроме регулирующих клапанов
? I замерных устройств, которые следует рассчитывать на максимальное газо-
ютробленне ближайших трех лет.
§ 7.2. Электроснабжение КС и НПС
Электроснабжение, силовое г>.К'ктрооборудовипис и электрическое осве-
целие предприятий, зданий и сооружений газовой и нефтяной промышлен-
промышленности следует проектировать в соответствии с требованиями «Привил устрой-
устройства электроустановок» (ПУО) в части разделов, согласованных с Госстроем
СССР. «Указаний по проектированию электроснабжения промышленных
предприятий», «Указаний но проектированию силового электрооборудования
чромышлеппых предприятий», «Указапнн по проектированию электрического
освещешш производственных здапий», главы СНиП но проектированию
искусственного освещения, «Указапий по проектированию и устройству
молниезащиты зданий л сооружений, главы СНиП по монтажу электро-
электротехнических устройств и «Указапий по строительному проектированию
предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности».
ТАБЛИЦА 7.9
Категории потребителей (электропрпешшкок) к отношении обеспечения
надежности электроснабжении (C1I 433—71)
Станции, установки
Оборудование
Категории
Газокомпрессорные станции ма
гистрал ьпых газопроводов
Газораспределительные стапцш
Головные насосные стапции пе
рекачки нефтп и пефтепро
дуктов
Промежуточные станции пере
качки нефти и нефтепродук-
нефтепродуктов
Головные сооружения газопро-
газопроводов
Газовые промыслы с установка-
установками низкотемпературной сепя-
рацшг газа или с холодиль-
холодильными установками
Станции подземного хранения
газа
Газовые промыслы без устано-
установок низкотемпературной се-
сепарации газа и без холодиль-
холодильных установок
Насоспые станции по перекачке
конденсата на газовых цро-
мыслах
Буровые установки для буре-
бурения скважип глубиной менее
3000 м
Установка подготовки пефти
Компрессорные станции попут-
попутного нефтяного газа, располо-
расположенные на нефтепромыслах
Центробежные нагнетатели, мас-
масляные пасосы, циркуляцион-
циркуляционные пасосы, пожарные насосы
канализационные насосы, ме-
механическая вентиляция
Насосы для перекачки пефти
и нефтепродуктов, механиче-
механическая вентиляция, воздушные
компрессоры
Нагнетатели газа, циркуляциоп-
ные водяные насосы, масля-
масляные насосы, нефтяные пасосы,
насосы для 'перекачкп инги-
ингибиторов гидратообразования,
канализационные насосы, ме-
механическая вентиляция
Насосы для перекачки ингиби-
ингибиторов гпдратообразования,
нефтяные пасосы, компрессо-
компрессоры холодильных устаповок.
механическая вентиляция,
ачектроприводпая арматура
Насосы для перекачки ингибито-
ингибиторов гплратообразопапня, неф-
нефтяные насосы, компрессоры
для закачки газа в пласт и
отбора газа, механическая веп-
тпляция
Насосы для перекачкп ингибито-
ингибиторов гидратообрялопанпя, ме-
хапическая вептпляция
Насосы для перекачки газового
конденсата
Водяные пасосы, пасосы для зп-
качкн глинистого раствора.
буровые станки, буровая ле-
лебедка, глипомешалка, воздуш-
воздушный компрессор,ептовибратор
Нефтяные пасосы горячие и хо-
холодные, пасосы для реагентов,
пасосы для воды т
Масляные пасосы, циркуляцион-
циркуляционные водяные насосы, механи-
механическая вептиляцпя, нагнета-
нагнетатели газа
358
Станции, установки
Глубиннонасоспые устаповки
эксплуатационных сквяжип
Промысловые пефтенасоспыо
стапцни по сбору нтрапсиорту
нефти
Насосиые станции внутрппро-
мыслового водоснабжения
Очистные установки
Насосныо станции центрального
водоснабжения, обслужива-
обслуживающие потребителем 1-й кате-
категории
Насосные станции производст-
производственной канализации
Пожарный насосные стапцни
Насосные станции перекачки
уловленной нефти или шлама
Насосные станции для заводне-
заводнения пефтяных пластов
Станции радиорелейной; связи
Ремонтно-механическне н авто-
авторемонтные мастерские, гара-
гаражи, склады материалов и обо-
оборудования, вспомогательные
вдапия и др.
ПРОДОЛЖЕНИЕ
Оборудование
Станки-качалки, электропогруж-
электропогружные пасосы, водяпые и неф-
нефтяные насосы
Нефтяные пасосы, механическая
вентиляция
Водяные пасосы
Водяные насосы пластовых и
сточных вод, механическая
вентиляция
Водяпые насосы
Пасосы по перекачке сточных
вод, мехапическая вентиляция
Пожарные насосы
7
| Насосы
!
Радиорелейная аппаратура
.—
ГАБЛ. 7-9
Категория
2
о
1
о
9
1
3
Категории потребителей электроэнергии. В отношении обеспечения
надежности электроснабжения потребители (электроприемшпш) делятся
на три категории. К 1-й категории относятся потребители, нарушение элек-
трогнабя;еппя которых может повлечь за собой опасность для жизни людей,
значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования,
массовый брак продукции, расстройство сложного технологического про-
процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства. Ко 2-й ка-
:егории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых связан
: массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и про-
промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значитель-
значительного количества городских жителе]'"!. К 3-й категории относятся все остальные
потребители (например, электроприемники цохов песершптого производства,
::<-иомогатслышх цехов, небольшие поселки и т. п.).
Потребители (электронрпомпики) 1-й категории должны обеспечиваться
электроэнергией от двух независимых источников питания. Перерыв их
электроснабжения может быть допущеп лишь на время автоматического
ввода резервного питания. Для потребителей 2-й категории допустимы пере-
перерывы электроснабжения на претя, необходимое для включения резервного
питания действиями дежурного персонала или выездной онеративпой
бригады. Допускается их питапие от одной воздушной линии напряжением
'> mi и ш.тте. Для потребителей 3-й категории донустпмы перерывы алектро-
•?пабя;епня на время, необходимое для ремонта или замены поврежденного
элемента системы электроснабжения, по не более суток. Категорпнность
потребителей принимается в соответствии с ПУЭ, СН 433—71 [10], а также
359
по их отношению к основному технологическому процессу. При отсутств
специальных требовании категорию надежности электроснабжения мож
прилить по шил. 7..У.
И.ч практики проектирования и строительства КС вытекает, чю потреб
телл электроэнергии 1-й и 2-ii категории отличаются по установленной мо:
ностн от прочих электропрпемников, поэтому условно молшо считать, ч
КС в целом относится к t-ii категории улектроспабжения. Этот же иризп.
лежит в основе деления всех олектроприемннков но группам. К особо отве
ственным относятся следующие группы: ллектроприешшки собственнь
нужд ГИЛ; электроприемпнки собственных нужд компрессорного цех
плектроириемпнкп систем ценного пожаротушения, оборотного нодоснабжени
ТАБЛИЦА 7.J
Коэффициенты для расчета электрических нагрузок (СН МЗ—7:
У.:<'ктр<.приемники
Осповиыо агрегаты газо-
компрессорпых станции
и станции перекачки
нефти с электроприво-
электроприводом
Циркуляционпые насосы
газокомпрессорных
станции и станции пере-
перекачки пефти
Масляные насосы ком-
компрессоров и насосы для
перекачки диэтнлентли-
коля установки осушки
газа
Вентиляторы систем веп-
тиляцнп взрывоопас-
взрывоопасных помещении газо-
газокомпрессорных станций
и станций нерекачки
нефти:
приточные системы
вытяжные системы
Вентиляторы систем вен-
вентиляции:
двигателей маги-
магистральных насо-
насосов
вспомогательных
помещении
Вентиляторы градирен
спроса 1<с
0,9-1
0,75—0,85
0,8-0,9
0,75—0,85
0,75-0,85
0,75-0,85
0,65—0,75
0,65—0,75
Коэффициенты
использова-
использовании К.,
и
0,8-0,9
0,7-0,8
0,75—0,85
0,65-0,75
0,65—0,75
0,65-0,75
0,0
0,6
мощности
0,85
0,8—0,85
0,8—0,85
0,8—0,85
0,8—0,85
0,8-0,85
0,8
0,8
Годопое
кол-во часо!
использова-
использования макси-
максимальных
еилоных
нагрузок
6500
6500
6500
4000
6500
6500
3000
3000
Примечания. 1. Годовое количество часов использования максимума электри-
электрических нагрузок дапо из расчета 350 рабочих дней в голу 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
И!1']КУ.'1мцнош10го ir пожарного водосмаоженпя". ;».n4i;ipoii j>iiom 1111 к is пппара-
Ti'ii'i воздушного охлаждения. Все остальные алектропрнемнпки (пносятся
,; ^-ответственным.
;>.1октрическнр нагрузки, 1'асчст электрических м.п ру.:п;; ь<дуг в сомиет-
^-1111111 <? «Временными руководящими указаниями по онргдрлрншо ;>.-ектро-
p.ii |iv.!Oi; промышленных предприятий». Основные потребители 1<С. имеют
м.1 hi изменяющуюся по времени нагрузку, поэтому максимальная расчетная
мощность принимается раиной среднеемсчшой. Необходимые коэффициенты
i -м расчета электрических нагрузок даны в табл. 7.10.
Ныоор схем электроснабжения, :)лектрос1;аб;крппе КО и НПО должно
ог\ щеетнлятьсн от двух незаппепмых псточппкоп электропитания по двум
!М1пям: одпоценпымп воздуншымн, кабельными пли кабельной п воздушной.
1\\1марная потребляемая мощность электроэнергии газотурбинных КС
i,.! та ил нет от 1,5 до 5 Мит. Поэтому напряжение на первой ступени линий,
иишющих КС с турбинным приводом, лашнит чаще всего от технических
\. ЮПИij энергосистемы и может быть 6, 10, 35 и 110 кн, а в отдельных слу-
м.-.их -- при кооперировании с другими, сторонними потребителями — 220 кв.
.1. in :>лектроприподных КС и НПС, мощность kotojjhx составляет от 30 до
^iiii Мит (в зависимости от числа, мощности агрегатов и числа компрессорных
?\ насоспых цехов на площадке), напряженно питающих линий па первой
!-|\-пени может быть 110, 220 и 330 кв.
Схемы электроснабжения и папряжепия таких КС н IITIC определяются
''иергосетьпроектоы в зависимости от развития электросети соответстпутощпх
piiiioiion страны и задаются энергосистемам. При выборе вариаптов значепин
и,!Н])я;кения предпочтение следует отдавать более высокому, даже при не-
>'о 1Ы1ШХ экономических преимуществах (не иревьииающнх 10—1-"°,',V На
iiuipoii ступени, как правило, рекомендуется папряжргше 10 кв.
Практика показывает, что при расстояниях от 50 км и более от возмож-
возможного источника электроснабжения до КС и НПС при собственных нуждах
Ч" 2 Мвт предпочтение отдается вариапту электроснабжения от электростан-
электростанции собственных нужд. Напряжение ее генераторов принимается в зависи-
зависимости от нагрузки и расстояния до элеитроприемипков. Прпблпжгппо выбор
напряжения дюжет быть сделан по табл. 7.11.
ТАБЛИЦА 7.11
Ориентировочные значения передаваемых мощностей
(на одну трехфазную цепь линии) и расстояния передачи
при разных напряжениях
11 мппплыте
"'ШМЧЖОПИР,
кн
0,380
0,0
0,0
10,0
ю,о
•45
110
220
C.IIofiOfi
выполнения линии
Кабельный
Воздушны и
Кабельный
ВОЗДУШНЫ!!
Кабельный
Воздушный
JГереданагмьи" мощности,
. пит
До 175
До 2000
До ЛООО
До ЗООО
До 5000
2 000-10 000
10 000-50 000
100 000—150 000
0[1]]РНТИроц.|Ч!1п С
РЖ'Р'!ОЯ HHt"
1ГР[1РД!1Ч1!. I; М
0,35
3—10
До 8
5-15
До 10
20-50
50-150
200—300
§ 7.3. Электростанции собственных нужд
?Ъектростанцнн собственных !:у:кд 1\С п[1')(ч;тнр>1от как исключение,
г. случае отсутствия в ближайшей перспективе возможности получать элек-
ч'роэш'ргню на централизованном) нсточнпь'а электрпспаГ'И.еиия. II этом
случае проект электростанции помимо потребностей собственно КС должен
также предусматривать снабжение электроэнергией промышленных, сель-
сельскохозяйственных и других потребителей независимо от их подчиненности,
если оин находятся is пределах экономически целесообразного радиуса пере-
передачи электроэнергии от проектируемой электростанции КС.
Нагрузка электростанции собственных нужд складывается из нагрузок
внутри- и внеглненлощадочпых потребителей. Крупными потребителями
энергии па площадке КС являются масляные насосы ГТУ, аппараты ьоздуш-
пого охлаждения масла и гона, система вентиляции компрессорных цехов,
система водоснабжения и освещение. Внешними потребителями являются
жилой поселок, очистные сооружения, артезианская скважина и т. и. Мощ-
пости внешних и внутренних потребителей примерно равны. Суммарные
нагрузки электростанции собственных нужд составляю! в среднем от 1,5
до 5 Мвт.
Расположенно электростанции на КС должно быть по возможности
в центре предполагаемых нагрузок с учетом прокладки минимальных длии
инженерных коммуникаций и допустимых разрывов (табл. 7.12). Территория,
отводимая для сооружения электростанции, должпа предусматривать воз-
ыожпость дальнейшего ее растпрспия при росте нагрузки не менее чем на
100%.
ТАБЛИЦА 7.; 2
Допустимые разрышл, м, между зданием электростанции
и прочими сооружениями
Степень о! не-
нестойкости
здания :>локтро-
СТННЦШ1
I И II
III
IV и V
11 iUH'MH fill' С К 'J ililil
mjuonirx мате-
материалов нмоитц-
м остью. :*??
о
16
20
24
._
1.-3
см
20
24
30
—
г;
к
ЕС
?_?
16
20
24
?~
в
«
—? 5 -
К S Ё
Р pi "-J
Р 5 Й
16
20
24
-
"Г
^ Я
г- ^
20
20
20
ш
ГС 3<
2|
16
18
20
1
6
(;
6
Примечание. Для ci.m
fin";., а полуподземпого — па 21
in подземного хранения рамрьшы умсмй.шаются
Основное оборудование электростанции. Количество устанавливаемых
агрегатов должно быть не менее двух, а количество резервных агрегатов
должно быть предусмотрено из расчета одни резервный на одну — четыре
рабочие машины. Колнче'-тво и мощность агрегатов должны быть выбраны
аакимн, чтобы при выходе из строя одного агрегата остальные могли обеспе-
обеспечить электроэнергией потребителей 1-ii категории. Агрегаты, устанавлива-
устанавливаемые на электростанции, должны быть автоматизированы. Ниже приводепы
технические характеристики мотор-генераторов, применяемых в пастоящее
время в качестве основных агрегатов па ялектростанциях собственных
иу;кд КС.
Газовый двтатель ГЧШ6/4Г) (Г-68)
Двигатель четырехтактный, рядпьш, вертикальный, с форкамерно-факель-
ным уажипшием, с турбона/ijiyBOM и охлаждением наддувочного воздуха.
Мощность, э. л. с.
Частота вращения коленчатого вала, об./мип
Среднее эффективное давление, кгс/см3
302
950
375
8,3
1 Гнело цилиндров
Диаметр цилиндров, мм
Ход портпя, мм
Удельный расход тепла, ккал/(а. л. с.-ч)
Удслышй расход масла, г/(а. л. с-ч)
Стонет, автоматизации
Система охлаждения
Система пуска
Генератор к двигателю:
марка
частота, гц
мощность, квт
напряжение, в
Габаритные размеры мотор-генератора, мм
Масса, кг
О
300
450
1850
2,5
II
Двухконтурная
Сжатым воздухом
ОГД-15-31И6У15
и СГД--15-5И6УН
переменного тока
50
030
400 и 6000
7750 X 1050 X 3395
36 400 .
Двигатель
Генератор
Мощность, квт
Напряжение, в
Мощность двигателя, э. л. с.
Частота вращения колепчатого вала,
об./мии
Удельпыи расход тепла, ккал/(э. л. с. -ч)
Удельный расход масла, г/(:>. л. с.-ч)
Степень автоматизации
Система охлаждения
Система пуска
Габаритные размеры мотор-генератора, мм
Масса, кг
Мотор-генератор МГ-3500
10 ГДПН 23/2 X 30 F1ГЛ) газовый,
двухтактпый, тронковый, с противо-
противоположно движущимися поршнями,
с двухрядным расположением цплип-
дров, со встроенным редуктором,
с газотурбинным поддувом, с про-
межуточпым охлаждением воздуха
СТД10-69-0 и СТД 16-84-В в обще-
общепромышленном исполнении,перемеп-
пого тока, частота 50 гц
3500
6300 и 10 500
5000
710
1850
2,6
II
Двухконтурыая
Сжатым воздухом
11 705 X 2500 X 3300
59 000
Нпшмогателыгос оборудование. II о д а ч л т о и л и и и о г о г а з а.
Для обеспечения равномерной подачи газа перед электростанцией необхо-
необходима установка ресивера, который выполняется в виде коллектора увеличен-
увеличенного диаметра; па каждом ответвлешш газопровода к двигателю — уста-
нош;а фильтра для отделения влаги и механических примесей. Кроме того,
па ответвлении предусматривается установка ремонтного и отключающего
sJjiaiia и свечи безопасности, крап которой должен быть сблокировал с от-
'Мючающим краном. Давление газа па ГРС для питания алектростаицпп
поддерживается на уровне, предписанном техническими условиями на дви-
двигатель.
'Г охпическоо в о д о с н а б ж е п и г. Система водоснабжения
избирается и согласовывается с заводом-изготовителем двигателей. 15 па-
стоящее время в большинстве случаев принимается двухкоятурноо охлажде-
охлаждение для масла и одпоконтурпое — для воды, с применением воздушпых
холодильников. В дпухконтурной системе промежуточным тсплопосителем
является вода, охлаждаемая в воздушном холодильпике. Насосы циркуля-
циркуляционном системы могут быть индивидуальными, навешенными па двигатель,
36:5
или общестанцшмпшмп. 13 последнем случае количество и подача насосов
выбираются так. чтобы поступление необходимого количества йоды было
обеспечено при выходе из строя любого из имеющихся насосон. Насосы,
подающие «оду в одну систему, должны иметь характеристики, допускающие
их параллельную работу. Насосы должны быть установлены иа отметке,
обеспечивающей их работу под заливом. Количсстпо охлаждаемой воды
должно соответствовать техническим условиям на поставку двигателей. При
двухконтурной системе охлаждения потери воды следует пополнять умяг-
умягченной подои, получаемо]! из дистиллятора или катиопитового фильтра.
Система с ж а т ого воз д у х а. 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 внутреппего
сгорания. Воздушные баллоны отдельных двигателей должны быть соеди-
соединены трубопроводами между eo6oii и с пусковым компрессором так, чтобы
сжатый воздух мог подаваться в любой пусковой баллон, а также перепу-
перепускаться из одного баллона в другой. Проектирование системы сжатого воз-
воздуха должно производиться в соответствии с «Правилами устройства и без-
безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». В качестве
воздушных компрессоров пускового воздуха применяется компрессор марки
АВШ-1,5/45 с подачей 1,5 м3/мшг, с конечным давлением 45 кгс/см2, ком-
комплектуемый с электродвигателем Л2-71-4 мощностью 22 квт. Агрегат имеет
размеры 1600 X 1010 X 1150 мм и массу 730 кг. Кроме того, можно исполь-
использовать компрессор марки Bill с подачей 3 м3/мнн, с конечным давлением
40 кгС;СМ2, имеющий электродвигатель мощностью 40 квт. Размеры агрегата
2150 X 1375 X 1675 мм, масса — 1600 кг.
М а с л я н о с х о у я г с т в о :> л е к т р о с т а н ц и и. Снабжение
электростанции смазочным маслом производится со склада ГСМ пасосом
РЗ-7,5 по межцеховому маслопроводу непосредственно в картеры дгнгателей
или в расходным бак, вместимость которою не должна превышать 1 м3.
Отработанное масло шестеренчатым пасосом направляется обратно па склад
ГСМ. где оно очищается в установке ПОМ-3000.
Т р у б о и р о в о д ы электростали; и и. Трубопроводы впутри
станции водяные, паровые, горячей воды, воздушные н масляные проекти-
проектируются из стальных водопроводных труб по ГОСТ 3202—75, а в случае р-у^-
is 16 кгс/см2 — из бесшовных но ГОСТ 8732—70* или ГОСТ *87.V«—75.
'Трубопроводы паровые, горячей воды, масляные и воздушные при прокладке
в непроходпых каналах пли непосредственно в ipyino проектируют из бес-
бесшовных труб но ГОСТ 8732—70 * или ГОСТ 8734—75; наружные техни-
технического водоснабжения, прокладываемые в грунте и напорные — из аебесто-
пемеитных или чугунных труб, самотечные — из керамиковых, бетонных
или железобетонных труб.
Газопроводы проектируются пз 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-
разъемные соедипения (фланцевые и другою типа) возможны только для уста-
установки арматуры, аппаратуры, а также на участках, которые долиты раз-
разбираться при ремонтах. Все трубопроводы долиты быть уложены с уклоном
(желательно в сторону движения жидкости, газа), обеспечивающим опорож-
опорожнение. Уклоны для масла не менее 0,005, а для псех остальных не менее 0,002.
На всех трубопроводах для жидкостей в низших точках должны быть уста-
установлены спускные крапы. Трубопроводы для воздуха, газа и пара в низших
точках также должны иметь краны — для спуска воды. Трубопроводы, рас-
расположенные в пределах электростанции, должны быть окрашены в соответ-
соответствии с. их назначением (тлбч. 7.13).
А I! а р и ii ir ы ii с л и и м а с л а. Расходные масляные баки, мокрые
картеры двшателей, имеющие вместимость свыше 250 л, долиты быть снаб-
снабжены сливными трубопроводами н аварийный подземный резервуар. Вме-
Вместимость аварийного .масляного резервуара долита быть равна суммарной
ТЛГ.ЛИЦА 7.13
Цвет окраски трубопроводов
Назначение трубопровода
Газовые
Рубашки выхлопных труб
Масляные
Воздушные (сжатого воздуха)
Пар насыщенный свежий
Техническая вода
Водяная теплофикация:
линия напорная
линия обратная
Дпет
Желтый
Темно-серый
Коричневый с желтыми
кольцами
Голубой
Красный с желтыми коль-
кольцами
Черный
Зеленый с желтыми коль-
кольцами
Зеленый с коричневыми
кольцами
вместимости соединенных с ним блоков. Аварийный резервуар располагается
на расстоянии не менее 1 м от глухой стеньг адектросташиш и не менее 5 м
при наличии в степе проема. Диаметр аварийного сливного трубопровода
рассчитывается на опорожнение масла в течение не более J0 шш.
Компоновка электростанций. Наиболее прогрессивным решением элек-
электростанции является компоновка оборудования в блоках на один агрегат
и поставка блоков заводского изготовления, монтаж которых заключался бы
в установке на выровненную площадку с подсоединением блоков к впешпим
коммуникациям. В исключительных случаях, когда по каким-то условиям
необходимо запроектировать общее здание для пескольких агрегатов, следует
р\ ководствоваться следующим:
J) между двигателями впутрепиего сгорания должпы быть обеспечены
площадки необходимых размеров, допускающие удобное обслуживание,
а также размещение частей двигателей во время ремонта; минимальное рас-
расстояние между агрегатами должно составлять 2500 мм;
2) проход между торцом автоматизированного двигателя со стороны
управления и стеной должен быть в чистоте не менее 1500 мм;
.'!) проход между агрегатом или его фупдаменто.м и алектрпческим щитом
управления должен быть не менее 2 м;
4) грузоподъемный кран должеп располагаться па высоте, допускающей
выемку поршней с шатуном;
5) вспомогательное оборудование должно быть расположено так, чтобы
были обеспечены проходы ширипой пе 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
ii[i;iiiii."io, проектируются в зданиях I и II категорий огнестойкости.
§ 7.4. Отопление
Системы отопления зд.чпнй и сооружений должны обеспечивать:
— равномерное нагревание воздуха помещений в течение всего отопи-
отопительного периода;
— безопасность в отношении пожара и взрыва;
— возможность регулирования;
— упязку с системами вентиляции:
— удобство в эксплуатации и при ремонте;
— использование мостпого пли пазпаченпого для места строительства
рода топлива п тшда теплоносителя с учетом перспектив централизованного
теплоснабжения;
— технико-экономические л эксплуатационные показатели на уровни
современных тробопаний, а также экономию металла.
При проектировании отопления температуру воздуха помещении и хо-
холодны!] период года следует принимать: 1E° С для производственных поме-
помещении при постоянном пребывании обслуживающего персонала (машинные
залы компрессорных или насосных цехов и т. д.); 10° С для производственных
помещений при кратковременном пребывании обслуживающего персонала
(нагнетательный залы компрессорпых цехов и т. д.): J8°C для помещений
КИП, операторных, административных и т. д. При автоматизированном
технологическом процессе, а также при кр пковременпом периодическом
обслуживании процесса (ГРС и т. д.) температуру воздуха следует назначать
с учетом технологических требований, но по ниже 5е С, а для вспомогатель-
вспомогательных помещений в соответствии со СНи11 II—М.З—G8 [16].
В качестве теплоносителя для систем отопления и вентиляции, я том
числе и взрывоопасных, рекомендуется, как правило, применять горячую
воду. Температура теплопосителя для систем отопления и вентиляции не
должна превышать ISO" С, а для взрывоопасных помещении, кроме того,
80% значении температуры самовоспламенения. Необходимо *-читывать
также, что температура теплоносителя должна Сыть не бол ?>? !.Ю~ С для
взрывоопасных помещений с постоянными температурами зинлоноситсля.
т. с. когда имеется только количественное регулирование, при отсутствии
ножаро- и взрывоопасной пыли; нри наличии ее — 110° С; не более 150° Г
для взрывоопасных помещений с иеремепными температурами, т. е. когда
имеется качественное регулирование, при отсутствии пожаро- и взрывоопас-
взрывоопасной пыли, при наличии се — 100° С.
Во взрыво- и пожароопасных помещениях местпые нагревательные
приборы должны быть гладкими, разрешается устаповка'рздиаторов тина АО,
и то же время размещать пагревательные приборы в нишах не допускается.
Во всех взрывоопасных помещениях следует предусматривать ограждение
экранами местных пагревательных приборов отоплепия с температурами
теплоносителя более 130° С. Наиболее благоприятной для взрывоопасных
помещений следует считать систему воздушного ^отопления, совмещенного
с приточной иептиляцией. Рециркуляция не допускается. В помещениях
нагнетателей при объеме более 300 ms при двух- и трехсменной работе следует
проектировать только системы воздушного отопления, совмещенные с при-
приточной вептиляцией без рециркуляции воздуха.
Не следует допускать совмещенпую прокладку или пересечение в одном
общем канале трубопроводов теплопосителя с трубопроводами, по которым
транспортируются горючие жидкости с температурой вспышки 120° С и
менее, а также горючие и агрессивные нары и газы. Допускается'нрокладка
трубопроводов систем отоплепия в каналах сечением 400 X 400 мм у дверей
и ворот во взрывоопасных помещениях при условии засыпки"[пх песком и
перекрытия съемными плитами. Места прохода систем отопления €через
внутренние стены взрыво- и пожароопасных помещений должны быть тща-
тщательно уплотнены, а по обе стороны степы предусмотрено свободное тепловое
удлинение трубопроводов.
Во всех электрощитовых и помещениях КИП системы отопления должны
быть выполнены на сварке с выпосом регулировочной арматуры в соседние
помещения. Наилучшим для дапных помещений будет подогрев приточного
воздуха, подаваемого в них для поддержапия соответствующего подпора.
Во всех остальных помещениях отоплепие следует проектировать в соответ-
соответствии с требованиями саггнтарпых и противопожарных норм.
Олектроотоплепие допускается проектировать только при соответству-
соответствующем экономическом обосновании и получении разрешения Госстроя СССР.
При соответствующем обосновании и согласования с ГУПО МВД СССР
п санитарными органами-для безводных райопов следует внедрять системы
366
газоного и газовоздушного отопления. Для взрывоопасных помещений мояшо
применять только инжекциошшо автоматизированные каталитические го-
горелки.
§ 7.5. Вентиляция
Производственные помещении должны оборудоваться естественной,
механической или смешанной вентиляцией, создающей требуемые условия
воздушной среды в соответствии с СН 245—71 19], СП 433—71 [10],
СИлП II—33—75. Рекомендуемые системы вентиляции ириведеиы
в СН 433—71. При проектировании вептнляцип следует учитывать харак-
характерные для технологических процессов виды производственных вредностей:
— газовыделепня через неплотности в соединениях оборудования, арма-
арматуры и коммуникаций (машинные залы нагнетателей компрессорных цехов,
П'С, пункты замера газа);
— тепловыделения от компрессорного оборудования, газовых турбин,
электродвигателей, обвязочных трубопроводов, коммуникации, газоходов
и т. д.
Поступление вредных выделении в помещение и их распроетрапегше-
в рабочей воне должно предотвращаться в первую очередь проведением
технологических мероприятий за счет рационалышй организации произ-
производственного процесса (герметизация, теплоизоляция, вывод продувочных
линий пасосов за пределы помещений и др.).
Тепловыделения от компрессорпого оборудования и газовых турбин
следует принимать но даппым заводов-изготовителей. При наличии в поме-
помещениях газов и паров, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные
смеси, надлежит выполнять проверочный расчет воздухообмена. Последний
должен быть таким, чтобы концентрации :>тих газов и паров в воздухе поме-
помещений пе превышала 5% нижнего предела взрываемости при параметрах
наружного воздуха, прилитых в расчете системы.
Ввиду отсутствия абсолютных значений газовыделений в производ-
производственных помещениях кратности воздухообмена в машинных залах нагне-
нагнетателей компрессорных цехов, ГРС, узлов замера газа и т. д. необходимо
брать согласпо нормам технологического проектировании или указаниям
в технологической части проекта. Разрешается в зависимости от выделяемых
вредностей пользоваться табл. 1 СН 433—71. Категорийность и класс взрыво-
и пожароопасное™ производственных помещений следует брать только иг.
технологической части проекта.
В магпшшых залах газовых турбин и электродвигателей в нормальном
исполнении, располагаемых за разделительной стеной от взрывоопасных
помещений, следует предусматривать создание избыточного давления с пода-
подачей воздуха в размере не менее однократпого воздухообмена в час. При нали-
наличии в отих залах значительных тепловыделений необходимо предусматривать
аэрацию, и поэтому подпор в них делать пе следует, но в смежпом взрыво
опасном помещении в этом случае вытяжка должна быть больше приток»
па 5% производительности вытяжпых систем, по пе менее однократного
воздухообмена или, если иомещепие нагнетателей имеет высоту более 6 м.
из расчета 6 м3/ч на \ м2 его площади.
Плотность газовыдслений, как правило, меньше, чем плотность воздуха
в рабочей зоне, поэтому следует предусматривать, что 2/з воздуха будут
удаляться из верхней зоны, т. е. выше 2 м от иола, причем из этого количеств;.
не менее объема одпократпого воздухообмена за 1 ч — непосредственно под
покрытием пли перекрытием помещения или не ниже 0,4 м от них, считая
до верхнего края приемника (отверстия); V» воздуха — из нижней зопы чере:.
воздухолриемники, расположенные па уровне 0,3 м, по пе ниже 1 м от пола
считая от верхпего ирнемпика (отверстия). Для иомещопин высотой более 6 м
минимальное количество удаляемого из нижней зоны воздуха допускается
определять из расчета 6 м3/ч на i ма площади помещепия.
На КО, компримирующпх газ, содержащий сероводород, должна бы-п.
устроена (преимущественно в нижней зоне) механическая общеебмошиш
вентиляция согласно расчету но выданпым технологами данным, а в неоохо-
димых случаях — также и местная вентиляция непосредственно у очагов
выделения вредностей.
ГРС должны оборудоваться вентиляционными устройствами, обеспечи-
обеспечивающими трехкратный воздухообмен в помещении регуляторной и приборов
КИП и десятикратный — в помещении одорпзациошшй (с удалением воздуха
из нижнем и ш'рхпей зон помещения).
Местные отсосы и укрытия должны являться неотъемлемой частью техно-
технологическою ашшрата или машины. Количество воздуха, необходимое для
удаления вредных или пожаро- и взрывоопасных веществ системами местных
отоосоп, или необходимые скорости движения воздуха, пли разреженно в укры-
укрытиях, отверстиях и неплотностях производственного оборудования следует
принимать по данным технологической части проекта. Системы местных
отсосов и системы общеобмешюй вентиляции должны проектироваться раз-
раздельными. И технологическом задании па проектирование должно быть ука-
укапало о допустимости п порядке присоединения местных отсосов п.чрыво-
и пожароопасных веществ к вытяжным системам.
Все системы местной вытяжной вентиляции должны быть сблокированы
с технологическим оборудованием. Системы общеобмепной вытяжки из нон
взрывоопасного оборудования, размещаемого в помещениях с производ-
производствами В, Г и Д, должны проектироваться отдельными от общеобменных
систем вытяжной вентиляции этих помещений. Системы аварийной веитиля-
ции должны проектироваться в соответствии с требованиями технологи-
технологической части проекта и ведомственных нормативных документов, утвержден-
утвержденных в установленном порядке, причем производительность аварийной веп-
тиляцнн должпа определяться расчетом в технологической части проекта
или устанавливаться но требованиям ведомственных нормативных докумен-
документов, утвержденных в установленном порядке. Если в ведомственных порма-
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-
используемых для аварийной вентиляции, должна определяться в технологической
части проекта. Аварпйпая вептиляция должна быть предусмотрена из верх-
верхней зоны, непосредственно под перекрытием помещении или ле ниже 0,4 м
от них, считая до верхиего края проема. Для выброса удаляемого аварпппой
вентиляцией воздуха падо предусматривать вытяжные трубы и шахты без
зонтов с клапанами, автоматически открывающимися при пуске аварийных
вентиляторов. Устья аваршшой вентиляции пеобходимо располагать на
высоте не менее 3 м от уровня прилегающей территории, не ближе 20 м но
горизонтали и не ниже 6 м по вертикали от воздухонриемных отверстий,
а также выше рабочих площадок открыто расположенных производственных
установок, если площадки размещены ближе 20 м от моста выброса.
Взаимное расположение вытяжных и воздухозаборных тахт должно
быть выполнено в соответствии с требованиями сапитарпых норм и должно
исключать засасывание отработанпого воздуха. При этом учитываются
господствующее направление ветров, степень обдувания вентилируемого
здания и разрывы между здапилми на площадке. Приемпые устройства для
наружного воздуха следует размещать в местах, где исключена возможность
или предусмотрена защита от попадания в пих искр, а также горючих газов
и паров, выделяющихся в воздух при оксплуатацип пли аварии емкостей,
аппаратов п трубопроводов. В газовых КС место забора приточпого воздуха
должно быть расположено со сторопы воздушных фильтров па расстоянии
пе менее 1G м от выхлопных труб пли на 6 м ниже их при горизонтальном
расстоянии между ними не менее 16 м.
Для электрощитовых, расположенных смежно со взрыво- и пожароопас-
пожароопасными помещениями, следует проектировать приточную вентиляцию с гаран-
гарантированным избыточным лаплепием, зпачепие которого устанавливается
в пределах до 1 кге.'м2, а для камер трапсформаторных подстанции — при-
368
точную псптилнцшо с гарантированной подачей приточной) i:o;;;iyxa
в количестве, обеспечивающем пятикратный воздухообмен. При атом следует
предусматривать дне вентиляционные установки или одну с резервным
вентилятором, включаемым автоматически при остановке работающего.
Подачу воздуха н тамбуры, отделяющие взрывоопасные помещения
(цех нагнетателей от машинного зала и т. д.). следует проектировать от само-
стоятелт.пой приточной установки с резервным вентилятором, обеспечива-
обеспечивающей подачу в каждый тамбур не мепее пяти объемов воздуха в час, по не
менее 250 м3'/ч, а для тамбуров более 100 м3 — не менее 500 м*/ч. В тамбуры-
шлюзы, имеющие более двух дверей, па каждую дополнительную следует
увеличивать воздухообмен на 250 м3/ч. 13 тамбуры-шлюзы воздух надо по-
подавать над дверью, ведущей во взрывоопасные помещения, на высоте пе
более 3 м от пола. Давление воздуха в тамбуро-пт?тюзе но отношению к по-
мещышю, для входа в которое он предназначен, пе должно превышать
Л кгс/м2 или 5 кгс на любую дверь.
Производственный процесс в помещениях, предназначенных для уста-
установки вытяжных систем, следует приравнивать по взрыво- и пожароопасное™
к производствам, которые они обслуживают, а установки местных вытяжных
спехом — к категории веществ, выделяемых производственным оборудова-
оборудованием, независимо от категории осповного технологического процесса.
Класс иожаро- и взрывоопасное.™ среды но ПУЭ и типы отопнтелыю-
вонтнляционпого оборудования, кондиционеров, клапанов и арматуры
должны устанавливаться в технологической и электротехнической части
проекта. Помещешш приточпых камер с масляными фильтрами относятся
к категории В. В помещениях, предназначенных для оборудованпя приточных
камер, обслуживающих взрывоопасные помещения, допускается устройство
только вводов теплоносителя, бойлерных и водяных пасоспых. Не допу-
допускается использование их для других целен, и для ремонтных работ и реге-
регенерации масел из масляных фильтров следует отводить дополнительную
площадь. Кратность вентиляции приточпых камер — но менее двух.
Как правило, вытяжные установки необходимо размещать в "специально
отведенных для них помещопиях. Допускается размещать вытяжное вепт-
оборудование, в том числе и взрыво-, пожароопасное, в обслуживаемом
помещении, предусматривая меры, препятствующие возврату отсасываемых
веществ. Размещать вытяжные системы взрывоопасных производств в под-
подвалах по допускается.
Вытяжные камеры, обслуживающие взрывоопасные помещешш, должны
иметь естествеппуго вытяжку или отдельпую систему с механическим по-
побуждением, обеспечивающую воздухообмен в размере кратпостен воздухо-
воздухообмена ироизводствеппых помещений с превышением вытяжки над притоком
п объеме не мепее одпократпого воздухообмепа. Размещение приточных
и вытяжпых камер диктуется приближением их к обслуживающим поме-
помещениям с учетом вышеизложенных и архитоктурпо-конструктивпых требо-
требований. Последние определяются архитекторами-строителями после выпол-
выполнения проектировщпками-сантехпиками требовапий, изложенных выше,
т. е. после определения катогорийпости помещений вентиляционных камер.
При этом пеобходимо учитывать, что папорпые воздуховоды, транспортиру-
транспортирующие взрывоопасные смеси, пе должны проходить через другие помещения.
Высоту помещения для вентнляциоппого оборудования следует при-
принимать но менее чем на 0,8 м больше высоты оборудования. Ширина прохода
лиг обслуживающего персонала между выступающими частями оборудова-
оборудования, а также между оборудованием и стенами или колоннами дотжиа нред-
У< матрппаться не мепее 0,7 и.
И системах вентиляции с механическим побуждением, в зданиях без
^тес-гнойной вентиляции (проветривание), в системах местных отсосов,
11 «истомах общеобмепнол вептиляцшг помещений с производствами кате-
1 'iiii Л, I) и К, в системах аварийной вентиляции, а также при расположении
11('н I итнциогшого оборудования в труднодоступных местах должпа пред-
предусматриваться установка приборов контроля для сигнализации о действии
вентиляционного оборудования. Вентиляционные системы, обслуживающие
-'' .'Jab-аз 1ГN 369
взрыво-, пожароонасиыо помещения, обязательно должны быть сблокированы
с автоматическими газоанализаторами, с устройствами световой и звуковой
сигнализации о наличии концентрации в обслуживаемых помещениях, до-
достигающей 20% нижнего предела варываеыости.
Кроме автоматического включения систем аварийной вентиляции следует
также предусматривать дистанционное включение, располагая нусковые
устройства у одной из основных входных дверей снаружи помещения, обо-
оборудованного аварийной вентиляцией. Дистанционный или автоматический
цуск вентиляторов специальных систем аварийной вентиляции надлежит
блокировать с приводами клапанов (заслопок, открывающихся при помощи
механизмов проемов), обеспечивающих доступ воздуха и помещение.
Воздуховоды всех видов следует проектировать отдельными для каждого
из помещений производств категорий Л, Б, Е. Воздуховоды систем, обслу-
обслуживающих взрывоопасные производства, не следует прокладывать чероз
помещепня любой категории взрыво-, пожароопасности. Допускается про-
прокладывать всасывающие воздуховоды при соответствующем обосновании
только при условии цельносварных воздуховодов с асбоцементной или асбо-
шлаковои штукатуркой толщиной 25 мм. Расходы воздуха в воздуховодах
местных тштяжпых систем следует рассчитывать так, чтобы концентрация
взрывоопасных газов не превышала 50% нижнего предела взрынасмости.
Вытяжпые воздуховоды взрывоопасных систем должны прокладываться
в местах, доступных наблюдению. Нельзя размещать воздуховоды взрыво-
взрывоопасных систем в подвалах. Арматуру и клапаны па воздуховодах взрыво-
взрывоопасных систем необходимо устанавливать и соответствии с требованиями
СНиП II-Г,-75 [18].
§ 7.6. Теплоснабжение
Выбор системы теплоснабжения должен определяться техвико-оконо-
мическим расчетом с учетом качества исходной воды и степени обеспечен-
обеспеченности ею. Р> системах теплоснабжения в качестве теплоносителя должна
приниматься вода. Также должна проверяться возможность применения воды
как теплоносителя для технологических нужд. Температура воды в подающем
трубопроводе двухтрубпых водяных тепловых систем при расчетной темпе-
температуре наружпого воздуха для проектирования отопления должна при-
приниматься равной 1й0° С. Допускается при обосновании применение воды
с более высокими (до 200° С) или низкими (до 95° С) температурами. Водяные
тепловые сети должны приниматься двухтрубными, циркуляционными, по-
подающими одновременно тепло на отопление, вентиляцию, горячее водоснаб-
водоснабжение и технологические нужды. Допускается также применение трехтруб-
трехтрубных циркуляционных тепловых сетей для раздельной подачи тепла на ото-
отопление и технологические нужды.
Технологические аппараты, от которых могут поступать в общие тепло-
тепловые сети вредные примеси, должны подсоединяться к тепловым сетям через
водонагреватели с дополнительным промежуточным циркуляционным кон-
контуром между аппаратом и водонагревателем. Отдельные водяпые тепловые
сети (одпотрубпые или двухтрубные) для подачп тепла на технологические
процессы допускается примепять в том случае, если качество или параметры
воды отличаются от лрипятых в сетях, подающих тепло па отопление и вен-
вентиляцию, а также в случаях использования вторичных энергетических ресур-
ресурсов. Непосредственпый водоразбор из двухтрубных водяпых тепловых сетей
для горячего водоснабжения (открытые системы теплоснабжения), а также
тепловые сети горячего водоснабжения допускается предусматривать при
обеспечении источника тепла исходпоп водой для подпитки из системы хозяй-
ствепно-питьевого водопровода.
Подогрев воды для горячего водоснабжения водой тепловой сети в водо-
пагревателях центральных или индивидуальных тепловых пунктов потре-
потребителей (закрытые системы теплоснабжения) должен предусматриваться
преимущественно при качестве питьевой воды, не требующем дополнительной
обработки в тепловых пунктах потребителей (деаэрации, умягчепия и пр.).
Д.1Я КС, получающих тепло от внешних псточнпков, должны предусматри-
предусматриваться тепловые нуикш на вводе тепловых сетей.
Для двухтрубных водяных тепловых сетей должно приниматься цен-
центральное качественное регулирование отцуска тепла но иагрузке отопления
1'оглпсно графику изменения температуры воды и зависимости от температуры
наружного воздуха. При одновременной подаче тепла по двухтрубным водя-
водяным тепловым сетям на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжении
поляшо приниматься центральное качественное регулирование отпуска тепла
'но совместной нагрузке отопления и горячего подоспабжепия.
Статическое давление в системах теплоснабжения не должно превышать
допускаемое давление в оборудовании источника тепла, в водяных тепловых
сетях п в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения потре-
потребителей, непосредственно присоединенных к тепловым сетям, н должно обес-
обеспечивать заполнение их водой.
Давление воды в подающих трубопроводах при работе сетевых насосов
цолжно приниматься исходя из условий певскинапия воды при ее макси-
максимальной температуре в любой точке подающего трубопровода, в оборудова-
оборудовании источника тепла и в приборах систем потребителей. При этом давление
не должно превышать пределов прочности последних. Допускается как
;.'од:)емная, так и надземная прокладка тепловых сетей. Условия прокладки
полнены соответствовать СНиП II—36—73.
§ 7.7. Водоснабжение
Системой водоснабжения называют комплекс сооружений, в который
пходят водоприемные п водозаборные сооружения, насоспые станции, очи-
гтпые сооружения, регулирующие емкости, водоводы и сети. В ряде систем
подоспабжепия некоторые сооружения отсутствуют. В схеме общего водо-
водоснабжения объектов газовой и нефтяной промышленности обычно применяют
следующие системы: раздельную (водопроводы, имеющие различное пазпа-
чение, устраиваются обособленно друг от друга); комбипировчпную (не-
(некоторые из водопроводов, имеющие различное назначение, совмещаются
в один); объединенную (все водопроводы различного назначения объеди-
объединяются в один).
Производственные водопроводы подразделяют па прямоточные со сбро-
сбросом в канализацию или с повторным использованием отработаппой воды,
оборотные (циркуляционные) с искусственным охлаждепием воды в градир-
пях испарительного охлаждепия (холодный цикл) или радиаторных «сухих»
градирнях (горячий цикл).
Нормы хозяйственно-питьевого водопотребления и коэффициенты не-
неравномерности расхода воды для населенных мест и для рабочих во время
пребывания па предприятии, а также расчетпые расходы воды на наружно»
пожаротугаепие в паселенпых местах и для промышленных предприятий
ирпппмают по СНиП II—31—74 [11]. Соответствующие нормы существуют
и для различпых отраслей промышленности (табл. 7.14). Коэффициенты
изменения нормы производственного водонотребления в летний и зимний
сезоны: Ктт — 1,15; Я3им = 0,9. Большие расходы воды требуются для
систем охлаждения газокомпрессорных станций, причем вода должпа быть
определенного качества (табл. 7.15). Охлаждается вода обычпо пропусканием
ее через градирню. Теплотехнические расчеты градиреп выполняются методом
подбора удельного^расхода воздуха при заданном температурном перепаде.
Некоторые данные по градирням приведены в табл. 7.10.
Источники водоснабжения. Требования, предъявляемые к подл источни-
источников централизованных хоолйствепно-питывых водопроводов, регламепти-
Г'Овапы ГОСТ 2761—57*, а в случае использования поды из скважин без
'•"нгтки и без обеззараживания — ГОСТ 2874—73. Техническое водоенаб-
•Kf iiTio может быть обеспечено водой как из подземных, так и и:: поверхпо-
г'пи,гх источников. При оборотной системе водоснабжения особое внимание
Уделяется вопросу предотвращения образования лающи в системе трубопро-
Iif>:ioB, в связи с чем иоду при необходимости подвергают специальной
Г.* ьй .-S71
ТАБЛИЦА Т.Щ
Ориентировочные удельные расходы воды на производственные нужды [27J
Потребитель или
прщпшидстшчшпн операции
Компрессорный цех
Котельная или устаповка утилизации
тепла
Электростанция собственных нужд
Бурепие скважин с промывкой 80%
водой и 20% глинистым раствором
Приготовление бетона консистенций:
жесткой
пластичной
литой
Кирпичная кладка
Бутовая кладка
Приготовление известкового раствора
Мытье грузового автомобиля
Мытье легкового автомобиля
Кузнечные мастерские
Слесарно-механические мастерские
Столярные мастерские
Единица
измерении
100 000 м3 газа
»
»
1 м глубипы
1 м3 бетона
»
»
1000 шт. кирпича
1 м3 кладки
1 м8 раствора
1 помывка
»
1 горн/ч
1 станок/ч
1 верстак/ч
Удельный расход
на единицу, м*
0,006
• 0,205
0,0039
1,0
0,18—0,22
0,19-0,23
0,20-0,24
0,7—1,0
0.18—0,25
1,2-1,4
0,7
0,4
0,005
0,1
0,025
ТАБЛИЦА 7.15
Требования к качеству воды систем охлаждения
газокомпрессорных станций [10, 27]
\\у.'Л |>хлаждешш
Охлаждение газомото])ных
компрессоров (закрытая
система)
Охлаждение масляных холо-
холодильников и холодильни-
холодильников газа (открытая система)
?
а
о 5 ~-*
- ~ ~
Яви
1,5
5,6
с -
IS
50
150
Поь'а.чате.чп, не более
о.
1-
0,3
0,3
f
с:
1000
1000
ле.чо
S
0,1
0,1
'5.
7,2-8,5
7,2—8,5
si
он
4
4
обработке: огпетлепшо, хлорированию, умягчению, иодкпглепню или фосфати--.
рованию. Санитарная охрана псточннкоп хозяйственно-питьевого нодоспаб-"
ялчшя, подоводов и узлов водопроводных гооружений осуществляется путем
создания ;ioui>i санитарной охраны. Последнюю долят па три пояса: первый
пояс - • зона строгого режима, второй пояс -?? зона ограничения, третий
пояс - зона наблюдения. Проект зоны ганитарпой охраны источника входит
составной частью в проект водоснабжении объекта. Зона санитарной охраны
устанавливается решением местного Сонета депутатов трудящихся.
Водозаборные сооружения. Различают сюдумщпе основные типы водо-
водозаборных сооружении из открытых источникои: с самотечными линиями,
372 •*?
ТАБЛИЦА 7.16
Некоторые показатели градирен
? и охл;1н;д('пня грядирпи
111'ИТИЛЯТОрНЫЙ
естественной тягой
Средине
нагрупк;г,
и*/иг
7-11
4—7
Потери, % от циркуляционного
объела
Унос
нетрпм
0,2-0,5
0,5-1,0
Испарение
при 10° с
(летом -
:Щ.МОЙ
1,4-0,7
1,4-0,7
Попарите
при 15° С
(летом -
:жхнй)
2,2—1,0
2,2-1,0
•'ч'реговые раздельного типа, береговые совмещенного типа, ковшовые. При
1!<гдоенаб/КРнш1 из открытых источников водопрпемиые устройства рекомеп-
.|уются единого тина в виде фильтрующего ряжевого оголовка по
I'll 001 — 1 — 5. Водоприемные устройства итого типа удовлетворяют требо-
требованиям, предъявляемым к водозаборам санитарными и рыбохозяйственными
инспекциями. Проектирование сооружений для забора подъемных вод вы-
выполняется в соответствии с требованиями СПиП 11—31—74. Трубчатыми
колодцами (водозаборными скважинами) эксплуатируются водоносные гори-
:oim,i глубиной от 5 до 1000 м. Шахтные колодцы устраивают при глубине
модоносного гортопта до 10 м, а горизонтальные водозаборы (дренаж, трубы,
i -vicpen) — при залегании водоносного горизонта па глубине до 8 м. Ин-
Фильтрационные водозаборы могут быть: береговые, расположенные вдоль
?"I'peroii поверхностных водоемов, и подрусловыо, расположенные под их
руслом. Расстояние от берега до водозабора при песчаных грунтах должно
'"'Ытъ не менее 5 м, для пород более крупных фракций — большим. При рас-
?п'те производительности инфнльтрационного водозабора учитываются следу-
следующие коэффициенты на кольматапию: 0,8 для источника, имеющего незначи-
?м'.!bnyio мутность воды, 0,6 — средпюю и 0,3 — высокую.
Кодоноды и водопроводная сеть. Выбор материала и класса прочности
Ч'Уб для водоводов и водопроводных сетей ведут на основании расчета с уче-
><>м гидрогеологических, санитарных и рабочих условий трубопроводов.
Для водоводов и водопроводных сетей рекомендуется принимать неметал-
неметаллические трубы: железобетонные и асбестоцементиые. Применение стальных
> губ допускается для переходов под железными и шоссейными дорогами, при
i;<'j4>\o;nix водных преград п оврагои, в районах горных выработок.
Па поворотах трубопроводов в вертикальной или горизонтальной нло-
? '.ости в необходимых случаях должны предусматриваться упоры. В ло-
'? -inтонных точках профиля водовода необходимо предусматривать установку
'?iiin-узов для автоматического выпуска воздуха. Глубина заложения иодо-
!'|ро!1од|ц,рх труб, считая до низа, должна быть на 0.5 м больше глубины про-
'?'•'i:;uiiiiiff грунта.
Гидравлическое давление, которым следует испытывать напорные трубо-
трубопроводы до и после засыпки траншеи, назначается г. проекте в соответствии
??• СНпП П—81— 74 [11|.
Гид1)авлический расчет водоводов, определение экономически выгодных
?:на.метроп и толщины стенок стальных трубопроподов выполняют по спе-
специальным таб.'!нпам и noMOijiaMjtav [19, 20, 22, 2'i. 211. Нодонромодпыс сети,
i;.pi; нрамп.ю. должны быть кольненымп. Т.м.ш.'оиые линии разрешается
!'|'HMi'i!jiTi> при ус.'овнп иода'Ш воды на пронзводсин-ппые ну;кды — при
.'."иуешмости iiei't'iibina v, нодос пабжонпн на громи ликвидации аварии, на
Mi:iHiic-i!?!'i!ii(i-iim 1,с]',1,!о п\я;ды - lijui диаметре труб не более 100мм, на
! ; "'niri)iii>'/Ka]ii:i>!c iwi.vii.i - iifii длине ч yi;iii;oi:<;i- лшчч! не Голсе 200 м.
Пожарпыо гидранты па водопроводной сети располаыют но далее 2.Г) м
от края проезжей части дороги, не блни;о 5 м от стен здания и по далее 1"iO м
друг от друга.
Свободный напор пад поверхностью земли в сети хозяйственно питьевого
водопровода па вводе в одноэтажное здание и у водоразборных колонок
должен быть пе менее 10 м, при большей этажности на каждый утая; следует
добавлять 4 м. Для отдельпых высоких зданий, а также для зданий пли
группы их, расположенных и повышенных местах, допускается устройство
местных установок для увеличении напора.
Гидростатический напор и хозянственпо-нитьевом водопроводе у потре-
потребителей не должеп превышать 60 м. Свободный напор в сети производствен-
производственного водопровода должен прпппматься по технологическим характеристикам
оборудования. Свободный напор в сети противопожарного водопровода
низкого давления должен быть не .мопсе 10 м па уровне поверхности земли,
а в сети высокого давления — из расчета обеспечения высоты компактной
струи по мепее 10 м при расположении ствола на уровне самого высокого
здания.
Переходы трубопроводов через железные п автомобильные дороги могут
быть под дорогами (но ТП 901—9—(!), но 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 жолезобетоппых элементов по TJT901--9—8, вы-
выпуск 1. Применение колодцев из монолитного бетона может быть рекомендо-
рекомендовано при малых объемах строительства и отсутствии возможностей изгото-
изготовления сборных железобетонных элементов.
Насосные станции проектируют в соответствии с требованиями
СНиП II—31—74 [11]. В системах водоснабжения объектов газовой и неф-
нефтяной промышленности обычно применяют насосы пептробежпые — типов К,
НД, МС (консольпые, с двусторонним подводом воды, многоступенчатые),
вихревые (разновидность лопастных типов В, ЦВ и др.), артезианские с по-
погружным электродвигателем. Марки и основные технические данные пасосов,
подачу воды, напор, допустимую вакуумметрическуто высоту всасывания,
мощность двигателя и другие данные выбирают по каталогам пасосов. Диа-
Диаметры всасывающих и напорных труб в насосной станции, а также фасопные
части и арматуру подбирают но скорости движения воды в трубопроводах:
Диаметр трубы, Скорость воды в труПопроводе, м/сек
мм всасывающем напорном
До 250 О'7—1,0 1,0-1,5
250—800 1,0—1,5 1,2—2,0
Более 800 1,5—2,0 1,8—3,0
По надежности действия пасоспые станции подразделяют па три класса:
I, II, III; но расположению в общей схеме водоснабжения — па станции 1-го,
2-го и 3-го подъема; по назначению — хозяйствепно-питьевого и производ-
производственного водоснабжения, противопожарные, циркуляционные. Противо-
Противопожарные насосные стапции и циркулнциоппыо газокомпрессорных стапций
относятся к I классу надежности действия. Насосные станции только хозяй-
ствеппо-питьевого водоснабжения, насосные с пневматическими установками
для хозяйствешю-питьевого, производственного и внутреннего пожаротуте-
ппя — ко II классу надежности действия [10].
Резервуары, водонапорные блиши и баки пневматических установок.
Для регулирования неравномерности водопотребленпя по часам суток и для
хранепня пожарного и аварийного запасов воды на площадках КС и в посел-
поселках обслуживающего персопала, как правило, применяют полузаглубленные
железобетоппыо резервуары но типовым проектам. Необходимые запасы
поды в резервуарах, водоггапорпых баганях и баках следует определить расче-
расчетом. Регулирующую емкость Wper обычно принимают в пределах 8—10%
от суточного расхода воды. Нообходимые'объомы воды 1га"случан*аварни П'ав
374
i водоводе л па 3-часовоо пожаротушение И-'гож определяют ис
НиП II—.'И—74. Общая вместимость резервуара
И-'р-'Ирег + ^пож+^ап. G.7)
Обыеи всей воды ч в~ резервуарах хозяйствепно-питьевою назначения
ил жен быть обеспечен ие более чем за 48 ч.
Очистка воды и водоподготоика. Метод обработки воды л необходимый
ля этого состав очистных сооружений надлежит устанавливать пи
.НиП II—31—74 в зависимости от качества воды в источниках водосиаб/ке-
ил, санитарных требований п тех, которые предъявляют к иоде потребители.
!,!Л большинства объектов источниками водоснабжения являются реки.
? ;ера и подземные воды. Воды из открытых источников чаще всего требуют
чистки от взвешенных и коллоидных примесей, придающих воде капах
! привкус. При количестве взвешенных веществ до 150 мг/л п цветности
)'ды до 150° применяют одпоступепную схему очистки на контактных
) пстлнтелях без отстойников. При повышенном количестве взвешенных
ччцеств или большей цветности воды примепяют двухступенную схему
.чистки: сначала п отстойниках, затем в контактных осветлителях. Дозы
реагентов устанавливают в процессе эксплуатации сооружений. Ориенти-
Ориентировочно пх допускается определять ло таблицам и формулам
ГНиП II—31—7/i.
Помещения, предназначаемые дли заготовки раствора реагентов, должны
|">ыть оборудованы местной вентиляцией, обеспечивающей по менее чем пятп-
I.ратный обмен воздуха. Хлорная вода и водный раствор сернистого газа,
получаемые в газодозаторах, следует подавать к месту их введения в обра-
обрабатываемую воду по резиновым шлангам, аммиак п аммиачную воду — по
? тыльным трубам. При укладке хлоропроводов вне здания применяют вппп-
лластовые трубы с укладкой их в стальном кожухе.
Обо.ккелезив.шие поды. Выбор способа обезжеле:шва,чпя воды зависит
от формы, в которой железо содержится в воде, рП воды и других факторов.
П артезианских подах обычно находится закиспое железо в виде 17е(НСОз)...
Г< поверхностных водах содержится трехвалентное железо преимущественно
п виде коллоидных органических соединений, удаляемых обычно путем
коагуляции, известкования, хлорирования. Обезжелезгванпе подземных вод
«л уществляется аэрацией с применением катализатора — пиролюзита илп
омаргапцоваиного песка.
При выборе метода обезжглезнвашгя подземных вод необходимо руко-
руководствоваться тем, что применение аэрации допустимо при щелочности воды
более 2 мг/л, рН — пе менее 6,8, окисляемое™ (пермангапатпой) — пе более
10.15 (Fc2t) + 5] мг/л О2, содержании аммопиГшых солей — менее 1 мг/л,
< одержанип 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-
ваппо. При*рН]воды более 7 и небольшом содержании железа обезжолезива-
нпе допускается без градирен с обогащением воды кислородом воздуха npi;
Н'.липе с, высоты 0,5 м или путем подачи воздуха в трубопровод перед напор-
напорным фильтром. Расход воздуха в этом случае 2—3 л па 1 г лвухвалептного
я-'елезя.
Обезжелезииание и напорных фильтрах широко применяется для ко-
'ьльных и тепловых сетей. Размер зерен еульфоугля 0,8—1,2 мм, скорость
Фильтрования 25 м/ч, высота слоя еульфоугля'1,3 м. При возрастании потерь
'шпора в слое загрузки до 10 м проводят взрыхленную промывку фильтра
' интенсивностью 4л/(сек-м2) в течение 20—25 мин. Необходимый объем
'-ми для промывки фильтров, м3,
F=-'»/?'• 60 ?гоа/ЮОП, G.8,
где 4 — интенсивность промывки, л/(сек-м2); F — площадь сечения филь-
фильтра. ма; 25 — продолжительность промывки, мни; а — коэффициент запаса
емкости.
375
Умягчение поды. I! системах водоснабжения объектов газокомпр.чеор-
ных стапцпй для умягчения подземных под и под поверхностных источников
с содержанием взвешенных веществ не более Г>—8 .мг/.ч и цветности но пре-
превышающей 30° П|)нмст1яют патрпй-катионнтовмй метод. При одноступенчатом
умягчотш жесткость воды может быть снижена до 0,0.'}—0,05 мг-икв./л, при
дпухступепчатом ?— до 0,01 мг-экв./л. Метод расчета и расчетные параметры
фильтров принимаются но Cllull П—31—74.
Обеззараживание коды. Выбор метода обеззараживания поды недуг
с учетом качества воды источника водоснабжения, эффективности очистки ее,
условий эксплуатации системы и надежности обеззараживания. 13 настоящее
время распространенным способом обеззараживания воды открытых источни-
источников водоснабжения является хлорирование ее водным раствором газообраз-
газообразного хлора. При этом полагают, что хлорноватистая кислота подвергается
диссоциации на ноны водорода П+ и гшюхлорнстые ионы ОС1" но уравнению
НОС1 = Н+ -т ОС1".
Большое влияние на активность хлора свободного и и виде соедипеппй
оказывают температура и рН: с повышением температуры химические, и бакте-
бактерицидные реакции ускоряются, с повышением рН — замедляются. Дозы
активного хлора и расчетные параметры сооружении системы обеззаражива-
обеззараживания воды принимают но CHuII II—31—74.
§ 7.8. Канализация
Виды сточных вод. При эксплуатации КС и 1ШС и друшх объектов
газового н нефтяного хозяйства образуются следующие виды сточных под:
бытовые — от санитарных узлов и душевых установок в жилых, обществен-
общественных и промышленных зданиях; производственные — загрязненные нефте-
нефтепродуктами, щелочью п другими компонентами, поступающие от цехов,
станции, лабораторий, гаражей и моечных эстакад; производственные не-
незагрязненные (условно чистые) — от продувки оборотной п отопительной
систем; переливные — от резервуаров для воды и градирен; атмосферные
(дождевые) — от незагрязниемых территории; дренажные.
Системы и схемы канализации. На площадках КС и НПС, как правило,
проектируют следующие системы канализации: бытовую — для отвода сто-
стоков от санитарных приборов, производственную загрязненных стоков, произ-
производственную незагрязненных стоков.
Система канализации поселков обслуживающего персонала в- большин-
большинстве случаев решается по раздельной схеме, яри которой предусматривается
укладка двух сотен: одна для отвода бытовых, другая — дождевых и не-
незагрязненных под.
Система внутренней канализации зданий включает в себя приемники
сточных вод, отводящие трубопроводы, канализационные стояки, гидравли-
гидравлические затворы, задвижки, ревизии, выпуски до первого смотрового колодца,
п также насосные станции и местные установки для очистки сточных иод,
расположенные внутри здания или в непосредственной близости от него.
Параметры горизонтальных участков внутренних канализационных сетей —
уклоны, расстояние между прочистками, допустимые наполнения и др. —
принимают i.o CHirll II—Г.4--7О [13].
Схема впеплошадочной канализации промышленной площадки или на- .
соленного iiyiiicia определяется в основном рельефом местности, местополо-
местоположением 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-
отводятся на одни очистные сооружения. Применение децентрализованной схемы
канализации должно иметь экономическое обоснование.
Водоотводами1. Нормы водоотведеппя хозлйстионно-бмтовых и душевых
иод принимают равными нормам «одопотреблепии. Расходы производственных
сточных вод следует принимай, по нормам н заданиям темююгпчеекпх
отделов. Ориентировочные расходы приведет.! в табл. 7.17.
376
ТАБЛИЦА 7.17
Ориентировочные удельные расходы сточных код
от объектов промышленных площадок КС
Наименование цехов и лроп.икастн
КС с газомоторными компрессорами,
охлаждаемые водой
То же, с иарообра.шым ох.чаждепием
КС с портпевы.мн ц газотурбинными
нагнетателями
То же, с центробежными пагнетателя-
мп с электроприводом
Продувка циркуляционной системы
водоснабжения (градирпн)
Единица
измерения
100 000 ms
газа
»
»
1 продувка
Количество стонов
па единицу, м3
Хозяпстпен-
но-Сытовые
0,2
0,09
0,4
ОД
—
Производ-
Производственные
загрязнен-
загрязненные.
0,1
од
од
0,05
3-6%
оборотной
Производственные сточные воды, поступающие в бытовую сеть, должны
удовлетворять определенным требованиям по концентрации ядовитых ве-
веществ, опасных для обслуживающею персонала и нарушающих процессы
очистки сточных вод, а также но оказывать разрушающего действия па мате-
материал труб и стыковые соединения, но содержать изрывоопаспых веществ
или ядовитых газов. Отвод смывных вод с полов и технологических агрессив-
агрессивных растворов в канализационные колодцы или нейтрализаторы должен
производиться ио специальным сточным каналам, лоткам и другим устрой-
устройствам, доступным для осмотра и ремопта.
Нозагрязнепные производственные сточные воды могут сбрасываться
в хоаяйствешю-бытовую канализацию только после соответствующего око-
но.чнческого обоснования, а в городскую канализацию — по особому раз-
разрешению управления канализации. При наличии в производственных сточных
йодах только минеральных загрязнений выпуск этих вод в хозяйстнеппо-
бытовую сеть капализацин нецелесообразен.
Канализационная сеть. Глубина заложения лотков труб (при отсутствии
опыта работы канализации в даппом районе) ирипимается для труб диа-
диаметром до 500 мм иа 0,3, а при больших диаметрах па 0,5 м менее наибольшей
глубины лромерзапия грунта, по не мепее 0,7 м от поверхности земли до
Ж'рха трубы. Начальная глубина заложения дворовой и внутриквартальпой
сети точно не установлена. По условиям промерзапия грунта начальную глу-
глубину заложения рекомендуется принимать, м:
Район
Без
Для средней полосы СССР
Для Восточной Спбнри
Для южных райопов
утепления
1,2-1,5
2,5
1,0
С утеплением труп
1,0—1,3
1,5
Температура производственных сточных вод, поступающих в капализа-
iiino, как правило, выше температуры бытовых стоков. Поэтому начальная
'Мубина укладки труб производственной канализации определяется пе глу-
глубиною промерзания, а глубппою заложения выпусков, и в отдельных случаях
обосновывается расчетом.
Рекомендуемая продельная глубина заложения коллекторов, м: для
f лабых грунтов с высоким уровпем грунтовых вод но более 5,0—5,5, в более
благоприятных условиях (суглинки, глина при отсутствии грунтовых вод)
377
не более 0—6,5. В скальных грунтах трубы укладываются па песчаную
подутку толщиной не менее 100 мм.
Проектирование самотечпых и напорных трубопроводов, прокладыва-
прокладываемых иа торфяных и илистых груптах, производится с учетом специфических
свойств этих грунтов. Защита инженерных коммуникаций от повреждений
при деформациях торфяного и илистого основания предусматривается в за-
виспмости от вида коммуникаций, грунтовых условии и технико-экономиче-
технико-экономической целесообразности, при зтом могут применяться следующие меры защиты:
— укладка труб на искусственные основания, не подвержопные осадкам
торфяного грунта;
— увеличение гибкости трубопровода пли коллектора;
— увеличение прочности трубопровода или коллектора;
— увеличение глубитл заложения труб для укладки их на минеральный
грунт, подстилающий торфяплк;
— специальные мероприятия, предохраняющие существующие коммуни-
коммуникации па свайном фупдамепте от горпзонтальпых подвижек.
Материал труб для внутри- и виеплощадочпых сетей капалнзадии ори-
ориентировочно можно выбрать по табл. 7.18. Сортамент труб принимается по
СПиП II—:S2-71, прнл. 2 [12].
Т.\Г,.'ШТТЛ 7.18
.Материал труб для сетей канализации
Система
Самотечная
канализации
хозяйствеппо-
Г|)У!:ты
обычные
Керамические
торфяные иили-
иилистые мо1|;нпс"гью
ст " ;in S м
МНИГПЛОТШ1-
Х('));:лыс.
присадочные
оная
Железобетонные
Лг <>,'.•? :'iil.O.MCLlTniJO
! Стальные
Пластмассовые •- | Пластмассовые
MvivnHt.io
Стоки, загрязненные тетра-
птилевпнцом
'Jvrvinibio
Стаи.иыо
'; Ч\т\иныо
Выпуски нл лдапнн
Иолостокн
xIvrviiHi.ie
(сальные
I
?'(Ко чезобетонные
Лсбосто-
цемеитпые
совые
i ЦОМО11ТЦЫ
I fl.iac-TMiicco
Дренаж
Керамические
Напорпые i рубопроводы
|'/Ке :е.чобетопньте
Асбестоцементпые
Стальные
Чугупные
Птастмассовые !
378
Канализационные коллекторы ирн пересечении с линиями хозяйствеппо-
лъового водопровода укладываются, как правило, ниже последпих с рас-
оянием между трубами в свету по вертикали пе менее 0,4 м, с другими нод-
миымч коммуникациями —• не менее 0,2 м. Если при пересечении капалп-
ция расположена выше водопровода, последний укладывается в защитном
ккухе.
При надземной прокладке па эстакадах или отдельно стоящих опорах
спускается совместпая прокладка всех категории трубопроводов с техио-
)гичсскпми трубопроводами различного назначения (за исключенном газо-
роводов), кроме прокладки в галереях эстакадного типа, а также случаев,
:>гда такая прокладка противоречит требованиям других правил безоиас-
остн.
На улицах с сильно развитым подземным хозяйством допускается про-
просадка кабе;и>ш>1х сетей над водостоками, капализациеп и дренажем. При
иамотре дворового водопровода ыеиео 150 мм допускается укладка его без
>утляра ниже капалнзации в том случае, если расстояние по вертикали
южду трубами пе мепее 0,5 м. Расстояпие в свету по вертикали до верха
рубы от подошвы рельса и от верха проезжей части должно быть 1 м.
Переходы трубопроводов через железнодорожные пути п автомобильные
юроги могут проектироваться под дорогами, по эстакадам и по путенрово-
uim. Прп проектировании переходов под дорогами следует руководствоваться
:Пн11 II—.'{2--74.
Смотровые колодцы на капализациопных трубопроводах сооружают
по ТП 002—9—1, выпуск 1 (для дюкеров выпуск III), из сборных бетонных
II железобетонных элементов. Расстановка колодцев на сети производится
в соответствии с требованиями СПпП II—32—74.
Перепадные колодцы устраиваются для уменьшения глубины заложения
трубопроводов, для уменьшения скорости движения сточпых вод, при пере-
пересечении с подземными сооружениями, при затопленных выпусках па послед-
последнем перед водоемом колодце. Конструкция перепада принимается в зависи-
зависимости от высоты перепада, диаметра трубопровода и от требований
СНпП II -32-74.
При проектировании дюкеров следует предусматривать пе менее двух
рабочих линий диаметром не менее 150 мм с расчетом пропуска полуторпого
расхода, приходящегося на одну трубу. Расстояпие в свету между трубами —
но менее 0,7—1,5 м в зависимости от давления. При незначительных расходах
(до 500 м3/с утки) допускается одну трубу считать резервной. Глубина зало-
жепня подводной пасти трубопровода от верха трубы до дна реки согласовы-
согласовывается с органами водного транспорта, но должпа быть не менее 0,5 м, а в пре-
пределах фарватера на судоходных реках — не мепее 1 м. На участке подхода
сточных вод к дюкеру скорость движешш жидкости должпа быть пе более
скорости в дюкере. Наибольшая скорость движения сточпых вод принимается
для металлических труб 8, для пеметаллпческих 4 м/сек. Колодцы дюкера
( затворами размещаются выше на 0,5 м горизонта высоких вод 3%-ноп
обеспеченности.
Насоспме станции для перекачки сточпых вод оборудуют в основном
центробежными насосами, которые работают периодически, включаясь в ра-
работу по мере накопления стоков в приемпых резервуарах. Приемные резер-
пуары и помещение решеток должпы быть отделены от машинного зала глухой
водонепроницаемой перегородкой. При проектировании насосных станций
необходимо руководствоваться требованиями СНиП II—32—74. Вместимость
приемного резервуара, а также требуемое количество насосов и их производи-
производительность определяются расчетом по притоку сточных вод, по должны быть
не менее 5-мипутпой подачи одного насоса. На подводящем трубопроводе
пород насосной станцией необходимо устройство затвора с приводом, упра-
управляемым с поверхности земли.
Для объектов с расходами сточных вод до 500 м3/сутки проектируется
один напорный трубопровод. В атом случае' в проекте необходимо предусма-
предусматривать условия аварийного режима эксплуатации самотечной и напорпой
капализации> Проектпрование двух напорпых трубопроводов у васоспой
379
стапцип, как это рекомендуется СНнП II—.42 7't, должно иметь экономи-
экономическое обоснование.
На панорных трубопроводах, транспортирующих сточные воды со зна-
значительным содержанием взвешенных частиц, следует предусматривать реви-
ревизии в виде тройников с заглушённым отростком, устанавливаемых в колодце.
Дождевая канализация. Па промышленных площадках КС отвод атмо-
атмосферных осадков от незагряяняемых площадей, как правило, рекомендуется
но открыто!: системе (лотками, дорожными канавами и др.). Дождевые воды
от загрязняемых площадей (стояпок автомобилей, автозаправочных станций
и др.) после соответствующей обработки на локальных сооружениях сбра-
сбрасываются в бытовую сеть. В благоустроенных районах поселков и городов
предусматривается закрытая уличная дождевая сеть. Определение расчетных
расходов дождевых под производится по методу предельной интенсивности
в^соответствии го CIInII II— 32—74.
Дождеприемники в благоустроенных районах устраиваются без осадоч-
осадочной; части, в районах малоблагоустроенных, в парках и на газонах —? с оеа-
дочпой частью ыубипой 0,5—0,7 иг; диаметр колодцев 1000 мм. Глубина
дождеприемника принимается на 0,3 м меньше глубины промерзания грунта,
а при нучшшетых грунтах — не менее глубины промерзания. 11а одпом
присоединении к смотровому колодцу могут последовательно располагаться
несколько дожденриемпиков. Присоединение к системе дождевой канали-
канализации коллекторов незагрязненных производственных сточных вод, в которые
при неисправности технологической аппаратуры могут поступать вредные
вещества, должно предусматриваться через «мокрый» колодец, позволяющий
осуществлять постоянный коптроль 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-
решеток может уменьшаться на 50% и более.
Выпуск дождевых вод пе допускается в непроточные пруды, в размыва-
размываемые овраги, в замкнутые лощипы и низины, подверженные заболачиванию,
в водоемы — в местах, специально отведенных для пляжей, выпуск дожде-
дождевых под в заболоченные поймы рек не рекомендуется.
§ 7.9. Очистка сточных вод
Для очистки сточных вод применяют различные методы: механические,
сорбционные, химические, биологические, а также комбинированные. Меха-
Механический метод (примонепне решеток, ловушек, отстойников и т. д.) исполь-
используют для очистки стоков от грубодпепереиых примесей, нефтепродуктов
и активированного ила. Сорбционпый метод позволяет очищать сточные воды
от минеральных и органических продуктов. На эффективность очистки влияет
ряд факторов, из которых основными можно считать: состояние среды, нали-
наличке взвешенных частиц, вид органических и минеральных соединений и пх
концентрации. При химическом методе очистки в стоки вводятся различные
реагенты, вступающие по взаимодействие с. теми или инылш примесями,
присутствующими в стоках. Биологический метод применяется в том случае,
когда точно известны состав стоков и токсическое действие разрушаемых
веществ па биохимические процессы, а также тогда, когда установлена воз-
возможность биологического окисления находящихся в них органических
соединений. В настоящее время па объектах газовой и нефтяпой промышлен-
промышленности для очистки сточных вод примепяют комбинированный метод: сочетание
механического, химического и биологического.
Расчетные параметры очлетных сооружений. Биологическую очистку
сточных вод в искусственно созданных условиях следует применять в том
случае, когда по местным условиям, санитарным требованиям или техпико-
жономическим соображениям пе представляется возможным очистку сточных
вод осуществлять в естественных условиях. Размеры и типы очистных соору-
сооружений определяются" расчетом. Основные расчетные параметры но отделышм
380
сооружениям и системе очистки приведены в соответствующих таблицах.
При определении иараметрои и режима работы сооружений по биологической
очистке стоков рекомендуется учитывать, что эффект очистки стоков на био-
биофильтрах, аэротепках, компактных устапопках и других сооружениях ухуд-
ухудшается при температуре сточных вод пиже 9° С за счет снижепия скорости
нитрификации, которая почти прекращается при 5—6° С. При температуре
паружпого воздуха пиже —B4 ~- 25)° С и периоде аэрации стоков 7—8 ч
в сооружениях, размещаемых на открытом воздухе, температура сточной
жидкости в процессе очистки снизится до 3—4° С. В табл. 7.19—7.21! при-
приведены различные характеристики, касающиеся сточных вод л работы очи-
сооружений.
ТАБЛИЦА 7.19
Качественная характеристика производственных сточных под
от отдельных цехов и производств КС
Объект
Хвмлаборатория
Бак для закалки (кузнеч-
(кузнечный)
Наина для промывки дета-
деталей аккумуляторов
Ванна электролита
Котельная:
катионитовая уста-
установка
непрерывная и пе-
периодическая про-
Мойка грузовых автомо-
автомобилей
Мойка легковых автомо-
автомобилей
Склад ГСМ:
контора с комнатой
апалпзов
подтоварные воды
из резервуаров
Режим
водонотроб-
ления
Непрерыв-
Непрерывный
Периоди-
Периодический
То же
»
»
Непрерыв-
Непрерывный
Периоди-
Периодический
То же
Непрерыв-
Непрерывный
Периоди-
Периодический
Концентрация загрязнений, ли-/л
Я
г ге пз
sSs
III
100
20
25 000
—
—-
-
5 000
1 000
—
—
с
с
b
!=В
12
—
—
—
—
-?
500
100
500
500
о
Y. ?
50
—
100 000
—
—
0,3-0,5
о
от
120
_
—
10 000
—
—
__
ЕЗ
___
—
-
—
250
0,1
_..
1
-
—
Примечание. Концентрации загрязнений уточняются по техп <л<-л ическим
паданиям ва проектирование.
Обеззараживание сточных вод. В настоящее время распространенным
"пособом обеззараживания сточных вод является хлорирование водным рас-
торо.м газообразного хлора, хлорной извести или гшюхлоридом натрия,
получаемым па месте в электролизаторах (табл. 7.23). Дозы активного хлора
-ля обеззараживания сточпых вод, мг/л: а) после полной биологической
'чистки — 3; б) после неполной биологической очистки — 5; в1 поело от-
• гопников перед нолями фильтрации, орошения — 10; г) после септиков перед
выпуском в водоем — 50; д) загрязненных тетраэтилевппцом — 400.
Кок правило, для дезипфекции сточных вод должен применяться газо-
? "'разный хлор. Хлорная известь для дезинфекции сточных вод принимается
ТАБЛИЦА 7.20
Снижение загрязпенпм, бытовых сточных вод отдельными сооружениями,
% от начальной концентрации
Сооружение
Сита п решетки с прозорамп 12—18 мм
Песколовка
Двухъярусный септик
Отстойник (горизонтальный, верти-
вертикальный)
Капельный биофильтр
Нысоконагружаемый биофильтр
То же, с рециркуляцией
Аэротенк обьпшый
Аэротенк продленной аэрации
Хлорирование осветленных сточных
вод
То же, после биологической очистки
Песчаные фильтры после биологиче-
биологической очистки
Озонирование в дозах 35—38 мг/л
Фильтрование биологически очищен-
очищенных сточных вод черев слой активи-
активированного угля со скоростью 5 м/ч
ВПК»
5
5
75 -80
25
80—85
70—80
85
90
90
15
50
50
90
Взвешенные
вещества
5
5
95
40
-
....
_
50
50
99
Бактерии
10
10
87
25
90
90
90
90
90
90
99
—
—
—
ТАБЛИЦА 7.21
Снижение загрязнений производственных сточных вод
отдельными сооружениями, % от начальной концентрации
Сооружение
Мазутол овуттша
Нефтеловушка
Флотационная установка
Пруд отстаивания
Песчаные фильтры
Фильтры па кокса и дре-
весшш стружки
Максималь-
Максимально допусти-
допустимая кон-
концентрация
нефтепро-
нефтепродуктов, мг/л
15 000
250
100
60—80
10 000
Остаточное
содержание
нефтепро-
нефтепродуктов, мг/л
20-40
50—100
25—15
25—30
—
—
Снижение загрязнений, %
Взвешенные
вещества
75-80
—
50—95
—
—
—
Нефтепро-
Нефтепродукты
95-98
90-70
95—99
50—70
80—85
99,5
II р и м е ч а н и с. Содержание растворенные газов в стоках (метана, сероводорода
сероуглерода) при отстаивании в открытых прудах в течение 5—6 ч снижается эа счв!
естественной аэрации на 50—60% от начальной концентрации.
как исключение на станциях с пропускной способностью до 500 м3/сутки.
Для технических целей хлораторпой требуется 0,5 мЗ воды па 1 кг жидкого
хлора. При этом давление в сети перед эжектором должно быть не менее
1,5 кгс/сы» (при расходе хлора до 4 кг/ч). Помещение для хлораторов должно
382
ТАБЛИЦА 7.22
Основные расчетные параметры сооружений для
механической очистки сточных вод
Сооружение
Скорость
движения
СТОЧНЫХ ВОД
0,8—1,0
м/сек
0,8-1,0
0,3-0,15
1,0-0,6
2 мм/сек
Не более 0,5
Не более 0,5
7—8 м/ч
4 —8 мм/сек
2.4-1,1
Продолжи-
Продолжительность
протекания
пли отстоя
_
—
.40 сек
—
1,5—2 ч
1—1,5 ч
.—
—
6—48 ч
1,0-25 ч
т
ОрШ'ППГро-
ВОЧ11ЫС
потери
напора, см
10-30
10-30
10-25
10-20
10 -30
40-00
10-25
Д-f- 20
\г..":пцл 7..,ч
Решетка с ручной очисткой
То же, при механической очистке
Песколовка горизонтальная
Песколовка щелевая
Двухъярусный отстойник
Вторичный отстойник после биофиль-
вортпкальнып
горизонтальный
Песчаный фильтр после вторичных от-
отстойников
Пруд дополнительного отстаивания
Нефтеловушка ^зависимости от илот-
ностп нефтепродукта, равной 0,76—
0,96 г/см8;
Свойства реагентов для обеззараживания коды п стоков
Плотность, кг/м3
Содержание ангинного хлора, %
'>доржашю влаги, мае. oj,, пе
Полое
!'<|Строрнмость при 15—20° С и
атмосферном давлении п прес-
пресной воде, г/л
~1<'.>ффнцпснт кинематической
пянкостп
"йпффициент динамической вяя-
костн при 38° С. пз
Температура кипения при атмо-
сфорпом давлепии, °С
ЖидкнИ х;юр
(ГОСТ «718-68)
1554—1114
Гашобра i-
iibMi x.'iop
12.8—20,05
09,5 (по объему)
0,06
Нерастворим
@,314 ?:• 0,255)-10 о
0,005
—:?>'»,о
2-
0,94—0,65
—
il.'WIPCTI.
(ГОСТ
1200
H2—3,
(но массе)
10
-1
—
—
"югь обязательно на 1-м этаже, а количество хлораторов — up mimioo 2; вен-
вентиляция — 12-кратпый обмен воздуха за 1 ч с отсосом на уровне пола п место,
противоположном входу в помещение. Для исключения взрывоопасной ситу-
ситуации, которая может создаваться в результате накопления треххлористого
!аота в грязевике и трубопроводе хлора, необходимо производить их продувку
383
азотом при замене баллона пе реже рала ь уесяц. Продукты нродувю
отводятся 1! нейтрализатор, где обезвреживаются путем продувки черв!
слой водного раствора кальцинированной соды C%) и гипосульфита на
трия F%).
При хлорировании хлорной известью в затворпнх баках получают 10—
15%-ный раствор активного хлора, а в растворных — 2—3%-ный (не более)
Время контакта хлора с жидкостью 30 пин, поело чего в воде должно был
не менее 1,5 мг/л остаточного хлора. Ввод хлора необходимо предусматривал
после сооружений биологической очистки.
При доочпетко сточных вод па посчапых фильтрах хлор вводится перед
фильтрованием, чем обеспечиваются минимальная частота обратной промывк!
ТАБЛИЦА 7.24
Ориентировочные площади, га, для канализационных
очистных сооружений
Сооружение
Механическая очистка с полями
фильтрации:
на суглинистых грунтах
па песчаных грунтах
Станция биологической очистки
стоков на биофильтрах, азро-
тенках и других сооружениях
с иловыми площадками вне
здания
Расход стоков, м1/сутки
12
0,25
0,07
25
0,6
0,25
0,3
50
1,1
0,5
0,35
100
2,2
1,0
0,7
200
4,0
1,7
0,7
500
10,5
3,1
1,7
1000
20,5
5,5
1,0
1500
—
—
1,6
ТАБЛИЦА 7.25
Удельные расходы актнвпого реагента и водного раствора
Концентра-
Концентрация вред-
вредности
в стоках,
г' м*
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Хлорная
известь (обез-
(обеззараживание
Пиана)
3,5/0,07
7,0/0,14
10,5/0,21
14,0/0,28
17,5/0,35
21,0/0,42
24,5/0,49
28,0/0,56
31,5/0,63
35,0/0,70
Бисульфит
натрия (обез-
(обеззараживание
хрома)
7/0,14
14/0,28
21/0,42
28/0,50
35/0,70
72/0,84
49/0,98
56/1,12
63/1,26
70/1,40
Известь
(нейтрализация
кислот и под-
щелачивапис
стоков)
0,67/0,013
1,34/0,027
2,01/0,04
2,68/0,05
3,35/0,07
4,00/0,08
4,67/0,09
5,36/0,11
6,03/0,12
6,70/0,13
Сорилп кислота
(повышение
К]!': ЛОТНОГ/П1
Х| ?••ЧИСТЫХ
стоков)
1,75/0,035
3,50/0,07
5,25/0,11
7,00/0,14
8,75/0,18
10,50/0,21
12,25/0,24
14,00/0,28
15,75/0,31
17,50/0,35
Примечания. 1. В числителе дан расход активного реагента, г/.м8, в знамена-
знаменателе — водного раствора крепостью 5%, л/м» обеззараживаемых вод. 2. Активность то-
товарного реагепта, мае. %: хлорная известь — 25, бисульфит натрия — 30, известь — 50,
сериал кислота — 50%. 3. При увеличении или уменьшении крепости активного реагента
в водном растворе объем раствора для нейтрализации соответственно уменьшается иле
увеличивается.
ТАБЛИЦА 7.26
Кратность воздухообмен:), температура воздуха в помещении,
категория пожароопасное™ и категория надежности
электропитания сооружений канализации [10]
Сооружение
ТI ефте ловушка
Резервуар для стоков, загряз-
загрязненных нефтепродуктами
Насосные, перекачивающие сто-
стоки, загрязненпые нефтепродук-
нефтепродуктами. Забор стоков из отдель-
отдельно стоящего резервуара
Колодцы на сети стоков, загряя-
пеппых нефтепродуктами
Насоспые станции перекачки бы-
бытовых стоков с резервуаром,
отделенным от машинного от-
отделения водонепроницаемой
стеноп:
приемный резервуар
машинное отделение
Насосная станция для перекач-
перекачки по закрытой схеме пласто-
пластовых вод подяемпых газохрани-
газохранилищ. Фильтровальные стан-
станции, работающие позакрытой
схеме. Забор воды из отдельно
стоящего резервуара:
резервуар
помещение фильтроваль-
пой и насосной станции
смежные помещения с
мнппптпым залом
Стащил очистки пластовых под
п стоков, загрязненных нефте-
нефтепродуктами (без установки
в станции насосов, перекачи-
перекачивающих уловленные нефте-
нефтепродукты)
< •чистныесооружения с биофиль-
биофильтрами, аэротепками, размещае-
размещаемыми в помещении
Х.юраторная
Иловые насосные станции и ре-
оервуары
Флотационные с установкой в
стапцни. насосов, перекачи-
перекачивающих уловленные нефтепро-
нефтепродукты
3
о
IOCTI
1р
_
5
1
-—
5
1
10
—
8
5
12
3
5
Темпера-
Температура в по-
помещении.
°С
_
5
5
—
5
5
5
5
—
На 2° С
выше, чем
у стоков
То же
18
—
5
Класс
пожаро-,
взрыво-
оцаености
В-1г
В-1г
В-1а
В-1г
В-1о
Невзрыво-
Невзрывоопасное
В-1г
В-16
Невзрыво-
опасныо
В-16
Д
—
—
В-1а
о|
а *^
«I П о
о л 3
^1 р =
н q"
К t, о
2г
г
г
г
1а
—
—
—
—
—
—
—
.
к я s
атег
;ежн
[ЮПИ
3
—.
—
2
3
—
3
2
2
3
3
25 заказ 156
385
фильтров н предотвращение зарастания водорослями распределительных
капалов и трубопроводов.
Обезвоживание осадков сточных иод. В настоящее время для объектов КС
и НПС обезвоживание сброженного осадка производится на иловых площад-
площадках с бетонным основанием и искусственным дренажем. Осадок па 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 колффициепты для определения величины
нагрузки и продолжительности периода памораживашш на иловых площад-
площадках в днях необходимо принимать по СНиП II—32—74.
Выпуск очищенных сточных вод в водоемы. Отвод очищенных и обезза-
обеззараженных сточных вод от очистпых сооружений до водоема осуществляется
up трубопроводу или но открытому каналу. При атом учитываются зимние
условия эксплуатации выпуска. Для ускорения смошепия сточных вод с во-
водами водоема выпуск рекомендуется располагать в местах повышенной тур-
турбулентности потока воды (в суженных местах, у порогов и др.). Расстояние
от выпуска сточных вод в водоем до расчетного створа назначается в соот-
соответствии с требованиями правил. Обычно для малых расходов стоков A5—
20 л/сек) расстояние от выпуска до рпечотпого 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 сооружении,
удельные расходы реагента для обеззараживания сточных вод, загрязненных
цианом и хромом, и другие параметры для расчета канализащюпных соору-
сооружений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абрамов II. П., Гениев Л. П.. Павлов'В. И. Водоснабжение. Изд. 3-е,
нерераб. М.. Госстройнздат, 1958. 578 с.
2. A3-69I. Временные рекомендации по подбору вентиляторов для вен-
вентиляционных систем взрывоопасных производств. М., 1975. 67 с. (Гос. про-
проектный ин-т Сантехпроект).
3. Кожипов В. Ф. Очистка питьевой п технической воды. М., 195Г>. 124 с.
4. Лапицкая М. II. Очистка сточных вод. Минск, «Вышейтая школа»,
1969. 16E с.
5. Молоков М. П. Дождевая канализация площадок промышленных
предприятий. М., Стройпздат, 1964. 181 с.
0. Правила безопасности в газовом хозяйстве. М., «Недра». 1970. 161 с.
7. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.
М., «Недра», 1974. 253 с.
8. СП 262—67. Указания по проектированию антпкоррояпопной за-
защиты строительных конструкций. М., Стройпздат, 1968. 41 с.
9. СП 245—71. Санитарные нормы проектирования промышленных
предприятий. М., Стройиздат, 1972. 97 с.
10. СИ 433—71. Указания ни строительному проектированию пред-
предприятий, зданий и сооружений нефтяной и, гаяовон промышленности. М.,
Стройиздат, 1972. 81 с.
11. Cllnll II—31—74. Водоснабжение. Наружные сети п сооружения.
М., Стройилдат, 1975. 149 с.
12. ClIvII 11—32—71. Канализации. Наружные сети и сооружения.
М., Стройиядат, 1975. 88 с.
13. Cllufl /1 — Г.1—70. Внутренний водопровод зданий. Нормы про-
проектировании. М., Отроии.члат, 1971. 31с.
14. CIIu.II II Г.4—70. Внутренняя канализация н водостоки зданий.
Нормы проектирования. М., Стройпзлат, 1970. 17 с.
15. СНиП II — Г.7—62. Отопление, вентиляция п кондиционирование
воздуха. Нормы проектирования. М., Стронпядат, 19П4. 01 с.
386
1(>. СНиП 1I—M.3—68. Вспомогательные здания и помещения нромыш-
.'нчшых предприятий. Но]>мы проектирования. М., Стронпздат, 1970. 25 с.
17. С Hull II—М.2—72. Производственные здания промышленных пред-
предприятий. Нормы просктиронанпя. М., Стройиздат, 1972. 19 с.
18. Сборник пунктов проекта главы (Ши11 1]—33—75 «Отопление, вен-
вентиляция и кондиционирование воздуха», определяющих требования но
оГюспечению взрывной и пожарной безопасности в системах отопления,
вентиляции и кондиционирования воздуха. М., 1975. 73 с. (Гос. проектный
ии-т Сантехнроект).
10. Трошпев II. П. Номограммы для определения опасности гидравли-
гидравлического удара в водоводах. — <<Стр-во трубопроводов», 1965, № 10, с. 25—26.
20. Трошпев II. II. Номограмма для определения толщины стопки сталь-
пых водоводов. — «Стр-во трубопроводов», 1966, J\" 7, с. 31—32.
21. Трошпев II. П. Графический метод расчета теплопотерь в наземных
водоводах. — «Стр-во трубопроводов», 1970, № 2, с. 20—21.
22. Трошпев Н. II. Номограмма для гидравлического расчета стальных
водопроводных труб. — «Стр-во трубопроводов», 1970, Л» И, с. 26.
23. Трошнев II. П. Номограмма для гидравлического расчета водопро-
водопроводов из чугунных и асбестоцемептпых труб. — «Стр-во трубопроводов»,
1972, № 10, с. 21.
24. Трошпев II. П. Номограмма для гидравлического расчета пластмас-
пластмассовых водопроводных труб. — «Стр-во трубопроводов», 1975, Л° 3, с. 37.
25. Трошнев П. П., Захаров II. М. Факторы, которые необходимо учиты-
учитывать цри расчете канализационных трубопроводов. — «Стр-во трубопрово-
трубопроводов», 1971, № 7, с. 28—29.
26. Трошнев И. П., Захарова Г. 11. Повытепие 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.
307 с.
Глава 8
ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ
§ 8.1. НПС, подъездные автодороги к ней
и подготовка территории
Гепералышй план НПС разрабатывается в соответствии с требованиями
СНиП II— М.1—71 [5], СНиП П-П.3-70 [4] и СН 433-71 [2]. Он должен
быть увязан с проектами районной планировки, планировки промышленного
района того паселенпого пункта, в котором НПС будет расположена, а также
с планировкой и застройкой
ближайших микрорайонов на-
геленпого пункта, с ближай-
ближайшими магистралями, проезда-
проездами, в нем должны быть уч-
учтены 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 здапий и сооружений
санитарных и противопожар-
противопожарных требований. При разбивке
территории НПС на зопы сле-
следует учитывать очередность
строительства и сроки ввода
в эксплуатацию первоочеред-
первоочередных объектов. Территория НПС
условно может быть разделена
па зоны производственных зда-
здапий и сооружений; резервуар-
ного хранения; подсобных зда-
зданий и сооружений; админи-
административно-хозяйственных зда-
зданий и сооружений.
Площадка для НПС раз-
__ . „„„ мещается, как правило, в про-
Рио. 8.1. Ситуационный план расположения НПС. ШIтлешшх районах насе-
населенных пунктов с соблюдением
необходимых противопожарных
разрывов, с учетом возможности скооперироваться с соседними предприяти-
предприятиями и объектами для строительства общпх сетей тепло-, электро- и водоснаб-
водоснабжения, канализации и других инженерных сетей, а также объектов жилищно-
граждапского строительства и производственной базы. Головные НПС нефте-
нефтепроводов необходимо располагать па территории нефтяного промысла, на
одной площадке с установкой подготовки нефти. Па прибрежных участках
рек планировочная отметка площадки для НПС прппимается не менее чем
на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизопта воды, с учетом подпора
388
и уклона иодотока, а также расчетном высоты и нагона иол им с вероятностью
превышения один раз в 100 лет. Насосные станции желательно располагать
но одну сторону от магистрального нефтепровода (рис. 8.1).
При проектировании складов пефти и нефтепродуктов при НПС необ-
необходимо соблюдать требования соответствующих глав СНиП и других норма-
нормативных документов. Склады подразделяются па две группы: к первой отно-
относятся склады при НПС магистральных нефтепроводов (табл. 8.1); ко второй —•
расходные (табл. 8.2).
ТАБЛИЦА 8.1
Категории складов первой группы
Категория окладов
I
II
III
Общая вместимость,
тыс. м3
Более 50
10—50 включительно
До 10 включительно
П р и м с ч а п и е. В общую пуггтпмость склада вклю-
включается вместимость резервуаров и нефтепродуктов в таре.
Вместимость промежуточных резервуаров у слипо-наливных
железнодорожных эстакад и водных причалов, а также рас-
расходных резервуаров при котельных и дизельных электро-
электростанциях собственных нужд » общую вместимость склада
не включается.
ТАБЛИЦА 8.2
Вместимость складов второй группы (в резервуарах или
зданиях и на площадках хранения нефтепродуктов в таре)
Нефтепродукты
Легковоспламеняющиеся (температу-
(температура вспышки паров 45° С и ниже)
Горючие (температура вспышки паров
>45°С)
Вместимость, тыс. м1,
резервуаров
подземных
4
20
наземных
2
10
Примечание. При совместном и смешанной хранении в на-
аемных и подземных резервуарах или здапиях и на площадках хранения
нефтепродуктов в таре общая приведенная вместимость склада не должна
превышать указанной в табл. 8.1. При этом приведенная вместимость
определяется иэ расчета, что 1 м8 легковоспламеняющихся нефтепро-
нефтепродуктов приравнивается к 5 м8 горючих, а 1м1 при наземном хранении
приравниваете» к 2 м* при подземном.
Минимальные расстояния от здании и сооружении склада с технологи-
технологическими процессами, относимыми по пожароонаспостп к категориям А, ]) и В
(в том числе резервуарпых парков и сливо-наливпых устройств), до зданий
и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий пасе-
депных пунктов приведены в табл. 8.3; от наземпых резервуаров до ближай-
ближайших зданий и сооружений складов пефти и нефтепродуктов — в тябл. 8.4;
от сливо-наливпых устройств железподорожпых и автомобильных цистерп.
морских и речных судов до зданий и сооружении (кроме резервуаров) —
в табл. 8.5.
389
ТЛПЛИЦЛ 8.3
Мкнммйлъныс расстояния от зданий и сооружений
категорий Л, Б и В по пожароопасное™ до зданий
и сооружений предприятий, жилых и общественных зданий
пг™,
Здания и сооружения соседних промышленных пред-
предприятий
.Массивы хвойных лесов
Склады лесных материалов, торфи, волокнистых ве-
веществ, сена, соломы,а такие участки массово! о за-
залегания торфа
Границы полосы отвода железных дорог общей сети
па:
станциях
разъездах и платформах
перегонах
Границы полосы отвода автомобильных дорог в за-
зависимости от их категории:
1-Ш
IV—V
Жилые и общественные здания
Раздаточные колонки АЗС общего пользования
Иондушные линии электропередачи напряжением
выше 1 кв
Категория
I
100
50
100
100
80
50
50
30
200
30
Не менее
• Г)
опоры от oci
Ь'ЛЯДОП
И, ! 11
40
50
50
80
СО
40
30
20
100
30
высоты
трассы
Примечания. 1. При смежном расположении двух складов пефтн и нефтепро-
нефтепродуктов расстояния до здании и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных
здании следует принимать такими, как от одного склада, определив категорию склада
но суммарной вместимости обоих складов. 2. ]) пределах расстояний, указанных в таб-
таблице, вне территории складов допускается насаждение садов, деревьев лиственных пород,
разведение огородов, а также размещение открытых складов несгораемых материалов.
,'i. При размещении резервуарных парков на площадках, имеющих по сравнению с насе-
населенными пунктами, промышленными предприятиями н железнодорожными путями (рас-
(расположенными в радиусе 200 м от парка) более высокие отметки, а также при расширении
или реконструкции резервуарных парков и невозможности соблюдения указанных в таб-
таблице расстояний должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органи-
организациями мероириятия, предотвращающие при авариях наземных резервуаров разлив
нефти и нефтепродуктов на территорию населенного пункта, промышленного предприятия
или на железнодорожные пути.
Ш1С с резервуариымн парками должны размещаться не менее чем в 100 м
ниже (по течению) пристаней, речных вокзалов крупных рейдов, и мест
постоянной стоянки флота, гидроэлектростанций и гидротехнических соору-
сооружений, судостроительных и судоремонтных заводов. Допустимо располагать
11ПС выше по течепию роки 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 остальлых
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 храпепии
легковоспламеняющихся и 120 тыс. м3 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 м; с понтонами (),(>5 диаметра, по не более 30 м;
390
ТЛВЛИЦЛ 8 4
Расстояние от наземных резервуаром
до ближайших зданий и сооружений ск л а до it
Слнво-иалнвимс устройства на причалах и пирсах
То же, на железнодорожных путях; здания для хране-
хранения нефтепродуктов в таре
То же, для автоцистерн; продуктовые насосные, поме-
помещения или площадки узлов задвижек насосных, ка-
канализационные насоспые производственных стоков,
разливочные, расфасовочные и раздаточные, площад-
площадки для хранения нефтепродуктов в таре, для хране-
хранения тары, как бывшей в употреблении, так п чисто
деревянной, пластмассовой и т. д.
Здания и сооружения складов (в которых, размещаются
производственные процессы с применением открыто-
открытого огня) при храпении в резервуарах нефтепродуктов
и нефтеп:
легковоспламеняющихся
горючих
Водопроводные насосные (розе"] вуары) и водоемы для
противопожарного запаса воды (до места забора воды
из водоема или люка резервуара или водозаборного
колодца)
Канализациопные очпетпые сооружения (вместимостью.
м3):
пруды дополнительного отстоя и испарители
нефтеловушки открытого (независимо от вмести-
вместимости) и закрытого типа A50 и более)
то же, закрытого типа E0—150)
то же (до 50)
Прочие здания и сооружения склада
Воздушные ЛОТТ напряжением выпи.1 1 кв
ПО
20
20
id
го
30
15
•10
20
1,5
высоты опоры
от осп трассы
II р м м с ч а н и я. 1. Для складов I категории расстояния от наземных резервуа-
iob до зданий и сооружений, указанных в таблице, следует принимать, м: в и. i—7Г>,
?1 нп. 2, .1 и 4 — 30. 2. Расстояния для подземных резервуаров можно сократить, "„:
ю п. 'i — на 25, по остальным пунктам (кроме п. 8) — на 50. Л. Разрывы между подзем-
подземными резервуарами и заглубленными продуктовыми насосными, если в обращенных к ре-
к'рпуарам стенах насосных пет проемов, допускается уменьшить до 1 лт. Погружные bsjim-
мбезопасные электронасосы можно устанавливать непосредственно на подземных \\о-
"•рвуарах. 4. Резервуары-сборники, а также площадки для подсушивания осадим,
удаляемого из пефтеловуппш или пруда дополнительного отстоя, располагаются no:i.ie
.мазанных сооружений. 5. Расстояния от наземных резервуаров до площадок для spane-
luii чисто металлической тары не нормируются.
?<> станнонарнымп крышами 0,75 диаметр», по ме Г>о:ее ЛО м при хранении
? 'мкопоспламеияющихся жидкостей и 0.5 диаметра, но но "Олро 20 м мри
хранении горючих жидкостей.
Расстояние между степами ближайших ррзррвуаров. parno.io;NPu:n. \;
? '?оердннх группах, м: для наземных 40, для подземных 15.
Ул-;т несколько групп наземных резервуаров размещены в ot;hvii,hi >\
?.отлонапах, вмещающих B(vi, оГп.ем жидкостсч! резервуаров группы. '!"
?ьчг'стошше между вс^рхнимп внутренними кромками котлованов прнмпмг.гь-я
ТАГ.ЛИЦА 8.5
Расстояния от уетронстк для слипа и налива железнодорожных ;;
и автомобильных цистерн, морских и речных судов До здании
и сооружении складов (кроме резервуаров)
II. IJ.
1
2
3
Объекты
Продуктивный насосные, помещения шш площадки узлов
задвижек насосных, канализационные насосные произ-
производственных стоков, здашш и площадки для хранении
нефтепродуктов в таре, разливочные, расфасовочные и
и раздаточные, площадки для хранения тары (бывшей
в употреблении, чисто деревянной, пластмассовой и т. п.)
Здания и сооружения, в которых размещаются производ-
производственные процессы с применением открытого огня
Прочие здания и сооружения складов
1'асстоянис,
м
15
40
15
II р II м е ч а н и я. 1. Насосные для перекачки нефти и нефтепродуктов из налив-
наливных судов разрешается располагать непосредственно на несгораемых причалах. 2. При
проектировании сливо-нали* нмх устройств только для горючих жидкостей расстояния
до оОърнтсв. укапанных в пи. 1 и 3, допускается сокращать до 10 м, а в п. 2 — на 25%.
ТАБЛИЦА 8.
Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, м 3J
Сч !;? : 1. Ы'Н'ч' Tuii кип и .',;!;! iim'i
ii.ni сооружений
I-ll
III
IV—V
(/rrni'llb (?; ncnvH кпстП
I 11
Ыо норми-
нормируется
9
12
m
9
12
15
IV-V
12
15
18
П p и меча и и я. 1. Наименьшим считается расстояние в свету между наруж-
наружными стенами или конструкциями. При наличии выступающих более чем на 1 ми выпол-
выполненных и.) 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-
сооружений III V степени огнестойкости не превышают величин, допускаемых между иротиво-
пожарными стенами, считая по наиболее пожароопасному производству и низшей степени
огнестойкости зданий и сооружений; б) стена более высокого здания пли сооружения,
выходящая в сторону другого здания, удовлетворяет требованиям, предъявляемым к про-
противопожарной стене по пределу огнестойкости; в) здания и сооружения III степени огне-
огнестойкости независимо от пожароопасное™ разметаемых в них производств имеют проти-
противостоящие глухие стены или стены с проемами, заполненными стеклоблоками или армиро-
армированным стеьлом с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. 3. Расстояния от здании и
сооружений любой степени огнестойкости до зданий и сооружений IV и V степени огне-
огнестойкости в местностях СССР, находящихся за Северным полярным кругом, на береговой
полосе Берингова пролива, Берингова и Охотского морей, Татарского пролива, на п-ове
Камчатка, на о. Сахалин, на Курильских и Комапдорских островах, увеличиваются на
25%. Ширина береговой полосы принимается равной 100 км, но не далее, чем до бли-
ближайшего горного хребта.
15 м, а при расположении нескольких групп наземных резервуаров или всего
резервуарного парка в одном котловане или выемке расстояние между груп-
группами резервуаров — 40 м. Каждая группа наземных ренервуаров ограждается
сплошным земляным валом или степей. Высота внешпего ограждения должна
быть на 0.2 м выше расчетного уровня разлившейся жидкости, по пе менее
1 м, ширина земляного вала (по верху) 0,5 м.
392
Объем между откосами обвалования или ограждающими стоиками для
отдельно стоящих резервуаров должен быть равен полной вместимости ре-
эервуара; для группы резервуаров — вместимости большего из mix. В пре-
пределах одной группы каждый резервуар вместимостью 20 тыс. м3 и более,
Рис 8.2. Схема гене;алыюго плана головной НПС.
1 — резервуар; з — насосная станция; з — подпорная насосная станция; 4 — установка
счетчиков; 5 — площадка с предохранительными устройствами; в — помещение с регули-
регулирующими устройствами; 7 — открытая часть подстанции; 8 — закрытая часть подстанции;
• — котельпая; Ю — насосная при котельной; 11 — конденсатная пасосная; 12 - резер-
резервуары для топлива; 13 — служебный корпус; и — корпус подсобных помещений; 15 —
санпропускник; 16—склад нснопорошка; 17—склад масел; 18—? автозаправочные
колонки; 19 — навес для машин со склад.м; го — ремонтно-эксплуатациошшй блок; 21 —
эстакада для мойки машин; 22 — водонасосная со скнажиной; г.? — водонапорная башня;
24 — резервуары для воды; 25 — нефтеловушка с очистными сооружениями; 26 —• камеры
для задвижек.
а также несколько резервуаров суммарной вместимостью 20 тыс. м* необхо-
необходимо разделять внутрепнимп земляными валами или стенами высотой 0,8 м.
Расстояния между зданиями и сооружениями НПС, не перечисленными
нише, рассчитываются с учетом степени огнестойкости зданий и сооружений
(таол. 8.6).
Здапия и сооружения с производствамп повышенной пожароопасное™
следует располагать с подветренной сторопы.
39.4
о та
Рис. 8.3. Схема генерального плана промежуточной НПС нефтепровода.
1\— насосная станция; 2 — помещение с регулирующими устройствами; 3 — площадка
с фнльтрамн-грязеуловптелями; 4 - резервуары для сброса волны; S — резервуар-сборник;
6 — узел подключения насосной; 7 — мастерская связи; 8 — узел связи; 9, 14 — склады
ГСМ; 10 — склад; и — проходная; 12 — подсобный производственный блок; 13 — за-
закрытая стоянка для машин; 15 — топливозаправочный пункт; 16 — открытая стоянка
с материальным складом; 17 — ремонтно-оксплуатадионный блок; 18 — эстакада для
мойки машин; ю — котельная; 20 — топливная насосная; 21 — резервуары для топлива;
22 — закрытое РУ; 23 — резервуар для воды; 24 — водопроводная насосная; 25 — водо-
папорная башня; 2в - - насосная пенного пожаротушения; 27 — резервуары для раствора
пенообразователя; 28 — градирня; 29 — канализационная насосная; 30 — блок осветле-
ши сточных вод; 31 — хлораторная; 32 — площадка подсушивания осадка.
Торрптория ИПС должна иметь ограждение иысотоп но менее 2,1 м,
-находящееся в 5 м от зданий и сооружении (кроме административного).
Схемы генеральных планов ИПС приведены па рис. 8.2 и ИМ.
§ 8.2. КС, автодороги
и инженерные коммуникации
Выбор площадок для КС. .Местоположение площадок КС но трассе газо-
газопровода определяется гидравлическими расчетами. Как правило, их следует
располагать вблизи промышленных центров, иаселоппых пупктов (за грани-
границами их перспективного развития), соблюдая противопожарные и санитар-
санитарные разрывы. Нормы противоножарпых и санитарных разрывов зависят
от диаметра газопровода, давления газа в пом и метода прокладки (паземпый
или подземный) — см. СНиП II—45—75 [7, табл. 4].
Под строительство КС, как правило, должны отводиться участки, не-
непригодные для жилого строительства и для использования в сельском хозяй-
хозяйстве. При определении размера участков под комплекс сооружений (КС,
водопроводные и канализационные сооружения, траисформаторпые под-
подстанции, дороги, инженерные сети) следует соблюдать нормы отвода земель-
земельных участков под строительство и эксплуатацию и указания по восстановле-
шпо нарушенных земель, а также учитывать перспективы развития КС.
При размещении площадок КС па прибрежных участках планировочные
отметки следует припимать не менее чем на 0,5 м пылю расчетного наивысшего
горизонта с учетом подпора и уклона водотока, а также расчетной высоты
и пагона волны с вероятностью превышения один раз в 100 лет. Площадки
КС должпы быть ориентированы но розе ветров таким образом, чтобы пре-
преобладающие ветры были нанравлепы от компрессорпого цеха в сторону газо-
газовой 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
цлапов КС следует исходить из следующих основных припципов:
1) зонирование объектов в соответствии с их технологической взаимо-
взаимосвязью;
2) максимальное блокирование объектов (в целях сокращения территории
и коммуникации), т. е. объединение вспомогательных объектов в блоки но
припципу нх функционального назначения: энергоблок, служебно-экенду-
атационный (СЭБ), ремоптно-экенлуатацпопный (РЭБ), склад ГСМ. Компо-
Компоновка пе должпа зависеть от того, будут ли указапные сооружения строиться
на месте по типовым или повторно нримепяемым проектам или набираться
из блок-боксов заводского изготовления. При строительство КС в условиях
северпой и северо-восточной климатической зопы для удобства обслуживания
необходимо соединять объедштешгао блоки пешеходной галереей, проложен-
проложенной на отметке но ниже 4,5 м от уровня планировки;
3) соблюдения минимальпых противопожарных разрывов;
4) возможности подъезда автотранспорта к любому объекту:
5) возможности расширения КС.
В соответствии с технологическими расчетами и требованиями эксплу-
эксплуатации различают два тина КС: базовые и промежуточные, отличающиеся
друг от друга размерами ремонтпых служб, а следовательно, размерами
и количеством вспомогательных сооружений. Компоповка генеральных
планов КС с однотипным компрессорным цехом должпа быть едипой для
данного газопровода и иметь два варианта: для базовой и промежуточной КО.
При сооружении компрессорпых цехов с различными видами газопере-
газоперекачивающих агрегатов (например, газотурбинные п электропринодные)
Унифицированные генеральные планы должны быть разработаны дли каж-
каждого типа цехов. Отклонение от типового решения допустимо лишь в исклю-
исключительных случаях и может быть оправдано только естественными условиями
(стеспсппостью, большим количеством косогоров и т. п.). Схемы геппланоп
приведены в гл. 9 настоящего справочпика.
:!!>.?>
Ксргикальнаи планировка н 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 размещать площадку в насыпи порядка
0.5—0,6 м, что облегчит отвод поверхностных вод от сооружений и с терри-
территории площадки. На косогоре площадку следует планировать в виде террас,
располагая на них вытянутые (вдоль горизонталей) сооружения. При стро-
—гч1—
Узел подключения и , N.
пункт замера газа L__
pe-TlJ Посадочная
площади а для
вертолетов
водопроводные
очистные
сооружения
Рис. 8.4. Ситуационный план района КО
птолытве на участках с низком несущей способностью грунтов желательно
делать защитную подсыпку территории дренирующими груптами на высоту
0,0—0,7 м. Необходимость такой подсыпки должна быть обоснована инже-
норно-геологической характеристикой. Поверхностный водоотвод, как
правило, должен решаться системой открытых лотков и канав. На тех ж©
площадках, где предполагается закрытый сброс условие чистых производ-
производственных вод, он может быть совмещен с ливпевой капализацией.
Разрывы от площадок КС до пкюпроводов и других объектов. Расстояние
от оси магистрального газопровода до площадки КС регламсптируется
СНиП II—45—75 [7, гл. 3, п. 3. 12, табл. 4|, а минимальные расстояпия
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 IIIIC. Между зданиями и сооруже-
сооружениями, расположенными на ГНС, они принимаются в соответствии
с СП 433 — 71 [2] и должны быть не меньше приведенных в табл. 8.7.
Подъездные и внутрннлощадочные автодороги, инженерные коммуни-
коммуникации. Г5 комплекс сооружений КС входят (см. рис. 8.4) собственно компрес-
компрессорная станция, водозабор (из открытого или закрытого источника), очистные
подолроподпые и канализационные сооружения, поселок для обслужива-
ТАБЛИЦА 8.7
Расстояния между зданиями и сооружениями ГКС, м
Номер
пояи-
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Объекты
гСомнрессорные цехи
Устаповки очистки газа от
ныли (открытые); осушки
газа (открытые); воздуш-
воздушные холодильники газа
(открытые)
ГРС (ГРН)
Воздушные холодильники
воды
Градирни вентиляторные
Склады масел и горючих
жидкостей вместимостью
до 1000 м3 (наземные)
Емкости для сбора конден-
конденсата (наземные)
Склады метанола (подзем-
(подземные)
Ремонтно-мехапические и
авторемонтные мастер-
мастерские, склады материалов
и оборудования, вспомо-
вспомогательные здания и дру-
другие аналогичные здания
I и II степени огнестой-
огнестойкости с производством
категории Д
1
10
10
10
10
15
20
30
50
50
30
2
10
10
10
10
15
20
30
50
50
30
]
3
10
10
10
Я (I
10
10
15
Л L
1о
20
20
30
20
50
пи
50
50
30
15
Jompi
4
30
30
30
30
10
20
24
30
30
10
) ПОЗИЦИИ
5
20
20
30
20
20
15
20
20
20
20
6
30
30
30
20
24
20
50
24
7
50
50
50
50
30
20
50
50
50
8
50
50
50
50
30
20
50
50
9
30
30
30
15
10
20
24
50
50
10
Примечания. 1. В поз. 3 в числителе даны разрывы до ГРС, в знаменателе —
до ГРП. 2. В поз. 6 для подземных резервуаров разрывы следует сокращать на 50%.
3. 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 ипые из вышеуказанных
объектов могут отсутствовать. В целях сокращения коммуникаций все пере-
перечисленные объекты должны располагаться возможно ближе к площадке КС
(см. СНиИ II—45—75 [7]).
Площадка КС соединяется подъездной автодорогой с общей сетью авто-
автомобильных дорог. Если указанпая 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
4,5 м. В случае же, когда проектируемая дорога или часть ее будет дорогой
общего пользования, ширина ее проезжей части устанавливается по согласо-
397
f
вапиго с заинтересованными организациями, но не менее 6,0 м. Дорога к КС
проектируется с твердым (цементе- пли асфальтобетонным) покрытием;
к остальным объектам узла КС дороги проектируются только в том случае.
когда подъезд транспорта необходим по технологическому процессу. Ширина
нроезжей части этих дорог —? не более 4,5 м; тип покрытия — низший. До-
Дороги для подвоза оборудования или ремонтной техники не проектируются.
П связи с возможностью движения на территории КС ремонтной техники
па гусеничном ходу виутрнплощадочные автодороги следует проектировать
с жестким покрытием (монолитный цементобетон или из сборпых железо-
железобетонных плит), причем выбор типа покрытия должен быть экопомнчгски
обоснован. Ширина проезжей части впутринлощадочных дорог должна быть
не более 3,5—4,5 м и кратной размерам дорожных плит. Кроме тою, эти
дороги должпы быть закреплены бордюрными камнями.
Способ прокладки сетей (наземная, надземная, подземпая) следует ны-
бирать на основании технико-экопомических расчетов и в соответствии с грун-
грунтовыми условиями. В целях экономии территории и удобства при обслужи-
обслуживании внешние инженерные сети должны проектироваться по кратчайшим
расстояниям (обычно вдоль автодороги), с минимальными разрывами ;\\лт
от друга.
При определении расстояний между инженерными сетями, прокладыва-
прокладываемыми но территории КС, следует руководствоваться СНиП II—М.1—71 [5],
а при определении расстояний между внеплощадочными сетями, кроме
того, — и СНиП II— 45—75 [7].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. Изд. 4-е, уточи, и доп. М. -
Л., «Эпергпя», 1965. 464 с.
2. СП 433—71. Указания но строительпому проектированию предпри-
предприятия, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности. М., Ст|юн-
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.3—70. Склады пефтп и нефтепродуктов. Нормы проек-
проектирования. М., Стройиздат, 1971. 17 с.
5. СНиП II—М.1—71. Генеральные планы промышленных предпри-
предприятий. Нормы проектирования. М., Стройпздат, 1972. 23 с.
6. CHulIIl—M.2—72. Производственные здания промышленных пред-
предприятий. Нормы проектирования. М., Стройиздэт, 1972. 19 с.
l.CIIulIII—45—75. Магистральные-трубопроводы. Нормы проекти-
проектирования. М., Стройиздат, 1975. 61 с.
Глава 9 АРХИТЕКТУРНО-
ПЛАНИРОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ
И СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ КС И НПС
§ 9.1. Принципы архитектурно-планировочных
решений цехов КС и НПС
Проекты производстиенных и вспомогательных здании н сооружений КС,
THIC, а также внеилощадочных объектов нефтяной и газовой промышленности
должны отвечать требованиям соответствующих глав CHuIl и других норма-
тивпых документов, утвержденных Госстроем СССР или согласованных с ним
!•">, 7, 13, \А, 18]. Производственные здания или отдельные сооружения
должны иметь минимальные габаритные размеры, удовлетворяющие требо-
требованиям технологии. В проектах необходимо учитывать эффективность и эко-
экономическую целесообразность строительных конструкций для конкретпых
условии строительства, а также наличие соответствующих производственных
("аз и материальных ресурсов у заказчика и генподрядчика.
Производственные здания следует проектировать только в том случае,
когда но условиям технологического процесса размещение производств па
открытых площадках недопустимо. Перечень технологического оборудования,
подлежащего установке на открытых площадках, разрабатывается, уточ-
уточняется и утверждается А1ипгазпромом СССР и Мтшефтепромом СССР.
При проектировании наружных технологических установок следует
предусматривать (в случае необходимости) как устройство местных съемпых,
с'орпо-разборпых пли передвижных укрытии из несгораемых {пли трудно-
сгораемых) конструкций, так и мероприятия, обеспечивающие защиту обо-
оборудования, аппаратов, приборов и т. ц. от влияния внешней среды (атмосфер-
(атмосферных осадков, спежных и пылевых бурь, ингаляции) и надлежащие условия
труда обслуживающему персопалу: обогрев покрытия площадки (открытой
стоянки) или кранов и задвижек в северных районах, солнцезащитные уст-
устройства в районах пустыпь Средней Азии и другие. При проектировании
наружных этажерок под открытое оборудование с легковоспламеняющимися
и горючими жидкостями следует применять, как правило, железобетоппьн»
конструкции. В случае использования стальных конструкций нижняя часть
металлических этажерок (па высоту 1-го яруса, включая перекрытие) должна
иметь покрытие с пределом огнестойкости не мепее 0,75 ч. Применение от-
открытых стальных незащищенных конструкций с пределом огнестойкости
И.25 ч возможно лить при оборудовании этажерок стационарными автома-
автоматическими установками ножаротутепия.
Производственные неотапливаемые здапия или отдельные помещения.
где не требуется поддержания положительных температур, постоянного
пребывания обслуживающего переопала, где размещается оборудование,
не включенное в перечни оборудования, подлежащего установке на открытых
площадках, должны проектироваться из облегченных конструкций (асбе-
стоцемептные волнистые листы, стальной профилированный штампованпый
настил и др.).
При разработке проектов производственных здании и сооружений следует
руководствоваться утвержденной Госстроем СССР «Унификацией объемпо-
п.панировочных и конструктивных решений промышленных зданий газовой
и нефтедобывающей промышленности» [29]. Допустимый пролет между зда-
зданиями ГКС — 15 м. Длина здапия должна быть кратной 6 м, в соответствии
с тагом колонны. Причем для небольших зданий, объединение которых
0| 7)
Рис. 9.1. Схема генерального плана БККС-в.
I — аданвя и сооружения; 11 — автопроезды; 111 — пешсходиые дорожки; IV — техно-
технологические площадки; V—ограждения; VI — озеленение.
В вависимооти от местных условий для обеспечения КС электроэнергией может строиться
электростанция или Г1Ш.
Технико-экономические показатели
Наименование
Площадь в ограждении, га
Площадь застройки, м*
В том числе:
зданиями и сооружениями
технологическими площадками
Площадь под аптопроездами, м2
Площадь тротуаром, м'
Площадь озеленения, га
Коэффициент застройки
Коэффициент использования территории
БККС
2,02
4025
1895
2130
4100
500
1,16
0,20
0,43
KG-12
Г) ,70
9400
«700
2700
7200
960
3,9
0,16
0,30
400
^ 5
Я с
1
2
3
4
5
в
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
23
24
25
?2«
27
28
29
Экспликация зданий
Наименование
Газоперекачивающий агрегат
VTTT-fi
1 1 XX О
Уста1говка очистки газа
Блок вымораживателя газа
Блок-бокс редуцирования газа
на электростанцию собствен-
собственных нужд с помещениями
расходомеров и щитов КИП
Блок-бокс топливного и пус-
пускового газа
Резерв
Блок-бокс операторская
Блок-бокс элентрощитовая
Блок-бокс аккумуляторная
11 П1ТТ'ГГ^НЯ fT
Блок-бокс объемная трансфор-
трансформаторная подстанция
Блок-бокс насосная масел
Блок емкости масел
Блок емкости слива масел
Блок-бокс узел связи
Блок-бокс ремонтная мастер-
мастерская
Блок-бокс материальный
склад
Блок-бокс котельная
Блок маслосборника
Блок сепараторов топливного
газа
Блок емкости для конденсата
газа
Грязесборник
Резервуар для воды
Насосная II подъема
Насосная станция перекачки
Блок ПАЭС-1250
Проходная
Прожекторные мачты
ГПП-10-35/6-10 кв
Свеча
я-во
Ко;
6
1
1
1
1
1
1
3
1
1
1
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
4
1
1
и сооружений
ощадь
тройки,
git
120
170
4
27
27
17
108
27
81
72
27
27
36
288
27
36
54
4
10
10
3
30
72
3
во
18
900
Автор проекта
Проектнсфтегаяспенмонтаж
»
Центр, конструкт, бюро неф-
нефтеаппаратуры
Проектнефтегазспсцмпнтаж
»>
Сиб. лауч.-исслед. и проект.
ин -т нефтегазопромыслового
стр-ва
—
Гипроспсцгаз
Прогитнефтегазспенмонтаж
»
—
Гипроспецгаз
Проектнефтегазспецмонтаж
—
Центр, конструкт. Оюро неф-
нефтеаппаратуры
То же
—
Гипроспецгаз
»
Сиб. науч.-исслед. и проект.
ии-т иефтогазопг-омыслового
стр-ва
—•
—
с другими нецелесообразно, допустимы размеры в плане, кратные 3 м (при
условии минимальпого использования унифицированных сборных элементов
? деталей, пригодпых для других зданий, строящихся на той же площадке).
Важнейшим требованием Госстроя СССР является максимальная блоки-
блокировка зданий, применение блочно-комплектных устройств и блок-боксов.
Из разработок блочно-комплектной КС (БККС-6), КС газопровода Тор-
Торжок — Минск — Ивановичи видно, насколько компактнее становятся пло-
гцадкп (рис. 9.1, 9.2), хотя они и выглядят норой состоящими из большого
числа блок-боксов и блочно-комплектных устройств. (Площадь застройки
БККС-6 сократилась по сравнению с КС-12 газопровода Ухта — Торжок
более чем в 2 раза).
При проектировании КС и НПС следует максимально применять блоч-
оо-комплектпые устройства, блок-боксы и сборно-разборные здания и
26 ;;ai;a.i Ifio 401
' I ffl \Пррспетвпр '
I 'ffl \Пррспектив!<пр '-,
| v5|_ ! рпLширенир_ i
-i1 Tni'Ol "
72. 5__ J
Рис. 9.2. Схема генерального плана базовой КС с агрегатами СТД-4000-2.
Усл. обозначения см. на рис. 9.1.
Местоположение канализационных НС уточняется при привязке генплана н конкретным
условиям.
Технико-экономические показатели
Наименование
Кол-но
Площадь территории в ограждении, га
Площадь narrjioiimi, м2
В том числе:
зданиями и сооружениями
открытым" проияводстненнымп и складскими площлдями
Площадь иод автоцросздами и инженерными иоммуиниацпями, м'
Площадь озрлеиенин, га
Коэффицш'н г вас i jjoiiKii
Коэффициент исиользонания то]|рнторин
4,10
11 100
874G
2379
11 НО 0
1,70
0,27
0,55
402
Экспликация сооруженп й
Ё
а
с.
с с
М- н
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
IB
17
18
19
20
21
22
23
24
25
2ii
27
28
Л!)
Наименование
Компрессорный цех на 10 агрегато]
ОТД-4000-2
Установка аппаратов воздушного охлажде
11 If ГТ tiq^i
1111I I dii(i
Установка очистки газа
АГРС:
а) блок отключающих устройств
б) подогреватель газа
в) блок редуцирования
г) емкость для одоранта G = 1 м*)
Шкафная регулирующая установка
РЭБ
СЭБ
Узел связи
Гараж
Открытая стоянка машин с установкой для
предпусковой подготовки
Насосная склада масел
Резервуары для масла G=10 и3)
Клок маслорсгенерацни
Топливозаправочный пункт
Моечная эстакада
Проходная
Заглубленный склад инвентаря и оборудо-
Резервуар для воды G=250 м»)
Градирня двухсекционная
Блок емкости для конденсата газа
Склад метанола
Котельная
Канализационная насосная станция
Насосная станция оборотного водоснабже-
водоснабжения с установкой иодоумягчения
Объединенная насосная станция хозяйствен-
хозяйственно-питьевая, производственно-противопо-
производственно-противопожарная
Нламосборник
;иеча
"Уяаяотстойнмк с бензоуловнтелем
1асоенля станция дренажных вод
Кол
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
I
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Примечай»'"
Гннросиецга:,'
-
_
—
—
—
ШРУ —ЧИП
В блок-боксе
»
»
Открытая площадка
В блок-боксе
В блок-боксе
—
В блок-боксе
—
—
Центр, конструкт, бюро
нефтеаппаратуры
—
В блок-боксах
В блок-боксе
»
.'ицроспецгаз
сооружения. На отдельных объектах, где использование указанных типов со-
сооружений невозможно, следует применять здания из унифицированных секций
с металлическими каркасами и облегченными ограждающими конструк-
конструкциями, разработанными ЭКБ Мипнефтегазстроя СССР.
Основными здапиями КС являются компрессорный цех (КЦ), энергоблок,
^УЖебпо-эксплуатационный блок (СЭБ) и ремоптно-эксилуатацпонный блок
(I ЭБ), а основными зданиями НПС — нофтенасоеные и производственный
блок.
С учетом технологических требований и типа агрегатов рекомендуется
следующее размещение агрегатов, КЦ, машинных залов (блоков Л и Б) п
служебно-веномогателыгых помещений (табл. 9.1).
С учетом автоматического пожаротушения, со значительно уменьшив-
уменьшившейся возможностью распространения пожара за счет ограждения агрегатов
степами и покрытием, а также того, что укрытие имеет длину 6—7 вместо
обычных 100—132 м, представляется целесообразным снизить требования
к огнестойкости_Граздолителыюй стены с 2,5 (ПТУСП 01—63, п. 133) [7|
2fi* ',0,ч
ТАБЛИЦА 9.1
Схема компоновка компрессорных цехов
Тип агрегата; завод-,
изготовитель
Рекомендуемая схема
компоновки
Шаг
между
агрега-
агрегатами, м
Поперечный
разрез
Высота до
низа кон-
конструкции, м
Отметка
установки
агрегата, м
Предельное
кол-во агре-
агрегатов в од-
одном крыле
В двух
крыльях
Тип крана; грузо-
грузоподъемность, т
ГТ-6-750;
Свердловский турбо-
моторный
ГТ-750-6;
Невский машинострои-
машиностроительный им. В. И. Ле-
Ленина
ГТК-Ю;
Невский машинострои-
машиностроительный им. В. И. Ле-
Ленина
ГТК-16;
Свердловский турбо-
моторный
СТД-4000-2
блок А
\ ,. /
блок S
Служебно ~ всломогатель -
ные помещения
12
18
18
12
15 :6
14
4,8
14
4.8
ii
4,8
4,8
7,2
0,00
12
12
12
12
8
Зб
Мостовой; 20/5
Кран-балка; 5
Мостовой; 20/5
Кран-балка; 10
Мостовой; 20/5
Кран-балка; 5
Мостовой; 20/5
Крап-балка; 3
Мостовой; 20/5
Кран-балка; ""
СТД-12500-2
00
18
14
4,8; 0,00
Мостовой; 1Г>
Кран-балка; 8
ГТН-6;
Свердловский
моторный
турбо-
ГТН-6;
Невский машинострои-
машиностроительный им. В. И. Ле-
Ленина
12
9.6
0.00
12
6.00
0,00
12
Мостовой; 5
Кран-балка
То же
10 ГКН**
Л—
12
Крап-балка; 5
ГТН-40
18
~]
9,6
0,00
12
ГТН-25;
Невский машинострои-
машиностроительный им. В. И. Ле-
Ленина
ODD'
18
/S
9,6
0,00
12
Мостовые; 12,5;
5_?B шт.), Ю
* На схеме для ГТН-0 не показаны служебно-вспомогательные помещения, они размещены в блок-боксах.
** Размещение агрегатов в цехе в основном однорядное. Агрегаты типа ГКН могут быть установлены я по двухрядной схеме.
При таком размещении агрегатов здание КЦ более экономично (меньше периметр наружных стен). При соотношении сторон 1 : 4 и'пртт
количестве агрегатов более 8 предпочтительна двухрядная схема размещения.
*** В последнее время в проектной практике получил распространение новый тип укрытия для ГПА— индивидуальное. Ими
укрыпяют каждый агрегат, располагают их с разрывами, допустимыми для зданий II степени огнестойкости (в соответствии с СН'433-71
[14]) и ранными 10 м. Укрытия представляют собой сборные сооружения каркаспо-панельной конструкции: несущий металлический кар-
каркас-поперечные складные рамы; ограждающие конструкции — алюминиевые З-елойные панели с выносным каркасом. В качестве утеп-
утеплителя исцользуют маты из стекловолокна или минеральной ваты (для отдаленных и труднодоступных районов возможны сгораемые
утеплители типа ПСБ-С и ФРП-1).
до 0,75 ч (в соответствии со СНиП II—М.2—72 [20, п. 2. 14, прим. 2]). Кон-
Конструкция степи 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-
плитами.
Для монтажа агрегатов предусматривается крановое оборудование.
И одном здании с НЦ (в пристройке, вставке или в одном объеме под
общим покрытием) за противопожарной преградой могут быть рапмсщепы
следующие служебпо-вспомогателмше и подсобпые помещения: диспетчер-
диспетчерская с аппаратными, циркуляциоипая водопасоспая, масляное хозяйство,
вентиляционные камеры, аккумуляторные, щитовые-, трансформаторные
подстапции, теплоцонтр, помещение противопожарных задвижек, компрсс-
сорпая пускового воздуха, бытовые, обслуживающие КЦ. Указанные поме-
помещения доляты компоноваться с учетом расширения компрессорного цеха
(пристройки блока Б). Опи могут быть расположены на любом этаже, по-
поскольку этажность блока вспомогательных помещений по ограничена.
Высоту блока вспомогательных помещений следует назначать не меньше
высоты машинных залов из-за возможности образования снегового мешка
и певыразительпости объемного решения. При установке турбин па отметке
4,8 м обычно сооружают блок в три этажа, при отметке 0,00 — в два этажа.
Но рекомендуется растягивать вспомогательные помещения в длину
вдоль машинных залов, так как в этом случае диспетчерская — общая для
блоков Ли Б—получится чрезмерпо длинной и неудобной при обслуживании
одпим оператором. Вставку между блоками А и Б целесообразнее принимать
не длиннее 18 м л развивать ее поперек машипного зала. Выступ объема блока
вспомогательных номещепий за плоскость главных, часто очепь протяженных
фасадов блоков А и Б — желателен.
Компрессорную пускового воздуха из-за большого давлеппя B0 кгс/см2,
что больше допустимого 8 кгс/см2 при производительности менее 10 мя/ч)
в соответствии с требованиями Госгортехпадзора и технической инспекции
Центрального Совета профсоюза работников газовой промышленности реко-
мепдуется размещать в отдельно стоящем одноэтажном здании или в одно-
одноэтажной части здания за глухими стенами и с самостоятельным выходом
наружу. Проемы в компрессорной пеобходимо выполнять из расчета 0,0") м2
на 1 м3 объема здапия. Ресиверы должны быть установлены на открытой
площадке и обнесепы сетчатым ограждением высотой 2 м.
При размещении компрессорной пускового воздуха в двухэтажпой части
здания междуэтажные перекрытия пе делают, так как его необходимо рас-
рассматривать как одноэтажное двухсветпое помещение.
В состав энергоблока, как правило, входят электростанция собственных
нуя^, котельная, водо- и противопожарные пасосные, маслоохладители
(для компрессорпого цеха), щитовая, трансформаторные и бытовые помеще-
помещения. Причем первые две составляющие обязательны. Они размещаются,
как правило, в одноэтажном здании с двух- или трехэтажными (встроенными
или пристроенпыми) помещениями служобно-вспомогательпого или подсоб-
подсобного пазначения.
В СЭБ размещают помещения управления, узел связи, лаборатории КИП
и химическую. Все указанные службы обычно компонуются в одпо-трех-
этажном здании и часто примыкают к РЭБ, составляя с ним едштое целое.
РЭБ состоит из следующих служб и помощеппй: ромонтпо-мехаппчоской
мастерской, гаража со стоянкой спецмашин, помещений пожарного иипеп-
таря, оборудования (как правило, для мотопомпы) и иногда котельной.
СЭБ и РЭБ при сравнительно поболыпом наборе помещений породно
размещаются в одпо-двухэтажном с общей конструктивной схемой здании
(рис. 9.3) или состоят из блок-боксов (рис. !).4 и 9.5).
В одпом здапии с насоспой для перекачки нефти и нефтепродуктом или
в пристройке к пей за глухой противопожарной стопой могут располагаться
следующие помещения: трансформаторная подстанция напряженном до 10 кв,
распределительные устройства, операторская КИП, подстапция катодной
защиты, пептиляционные каморы, ремоптно-мехапичесшш пункт собственных
•106
лужд, бытовые помещения для обслуживающего персонала, нефтегазомерпый
и гапорегулировочный пункты. Допускается устройство нефтегазомсрного
и ia;ioj)ery.iiipoiiO4Horo пунктов в общем помещении (без разделительной
н"рсгородки).
В насосной с, числом насосов пе более трех, производительность которых
иг превышает 2000 м3/сутки, могут размещаться отопительные котельные
на 1—2 водогрейных котла с поверхностью нагрева до 4 м2 каждый- На трубе
котельной должен быть установлен искрогаситель. Размещать отопительную
котельную в одном помещении с пасосиоп нельзя, их необходимо отделить
друг от друга противопожарной стеной.
За глухой стопой пли в одном помещении с насосной, где установлено
и'' более пяти насосов, могут размещаться также узлы задвижек. В нервом
случае помещение задвижек должно иметь самостоятельный выход наружу.
Производственные блоки на пефтебазах включают следующие помещения:
управления, кузиечно-сварочпое, ремонтную к столярпую мастерские, хими-
химическую лабораторию, помещение ВОХР, проходпую, бытовые помещения,
шчпнляцнонные камеры, прачочпукГили химчистку. В зависимости от зада-
задания на проектирование и конкретных условий площадки состав блоков может
быть и ипым. Нередко в пих размещают операторские с аппаратными для
вычислительных машип и др. Нередко конторы и лаборатории занимают
отдельные здания.
Проектирование производственных блоков, как правило, должно ве-
вестись но типовым проектам. Бытовые иомещошш для работающих на откры-
открытом воздухе, папример па слпво-наливных эстакадах, распола1ают в отдельно
стоящем здании или, если это не противоречит требованиям СЫиП, — в иро-
нчводствонпом блоке. Расстояпие от рабочих мест до бытовых помещений
по должно превышать 300, а до санузла — 75 м.
Состав и площади вспомогательных здапий и помещении следует при-
принимать р соответствии с требованиями СНпП II—М.3—68 [21].
При расчете бытовых помещений и санитарпых устройств необходимо
учитывать санитарную характеристику производственных процессов для
с отношения числа мужчин и женщип 70/30% .
На основании СНиП II—М.3—68 [21, п. 1.7], а также Правил и норм
техники безопасности [5, § 6-14] при расчете бытовых помещений (площади
трдеробных, количество душевых сеток, умывальников и др.) к численпости
работающих списочного состава, пользующихся бытовыми помещениями,
должеп приниматься коэффициент К, учитывающий дополнительные кате-
герпи работающих в цехах (учащиеся, ремонтные бригады, практиканты
и др.), которые пе входят в эту числеппость; непостоянные соотпошепия числа
мужчин и женщин в штатах при списочном составе работающих во всех
смепах:
Списочный состав, чрл., пользую-
пользующихся 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 помещепиям относятся пункты питания, здравпункты
(при количестве работающих более 500 чел.), бытовые, кроме пунктов кормле-
кормления грудных детей, в том числе: гардеробные, душевые, умывальные, убор-
уборные, фотарии (если опи необходимы, например при размещении объектов
?)а Северным полярным кругом или в помещениях без естественного освеще-
освещения, а также на участках с естественным освещепием, где коэффициент есте-
естественной освещенности ]> 0,1), прачечные, химчистка, сушильни, помещения
обезвреживания и ремонта рабочей одежды и обуви, курительные, помеще-
помещения для обогревания работающих, комнаты отдыха, устройства ножных
панн, помещения для личпой гигиены женщнп (при количестве 15 и более
407
Фасад
зло
?0,15-Зг.
ЕГН
БГН
10.20
HIH IHIH IHIH IHIH IHIH IHIH IHIH IHIH IHIH
X
X
X
®
План на отм.4,80
План на отм> 0,00
I 6000 6000 6000Ч\ 6000
®
;-
10,20
6,00_
2-2
7,20\
5.40 :
10,20
7~
_SOOL_\300^6000\
5 ©"© ©
6000 \ 6000
\
4,80
±0,00
JOO
Риг. 9.3, Схема размещения РЭБ, СЭБ, узла оиачи, гаража и котельной Пазовой КС is двухэтажном здании.
?L-
?I
- \
I
о
1200U
Кузнечно-сбороч уч-к
-е-
-е-
-i !
Ре мант но -
механическая
? о
D а
мастерская
в. п.
бойлерная
Г
г- -I
Ma meри. а льны и.
ООП
О D О
склад
-&-
-fl-
-е-
Стомярн уч-к
на J2 од шк
1
D
а
а
_
F
—
__
—1
j
i
D
?
D
D
D
D
D
D
D
0
a
D
D
г.
о
yjiillL-ЗД
М. гард.
РпБТГл
Аккумуляторная ,
кат А Г
—
—
—
—
1—
и
D
0
D
D
D
D
D
и
D
D
D
D
—-J
Фасад
inn
Фасад (вид Б)
2-2
3200 3200
i : i «: с
э с з с
РЭБЛ
План на отм.-0,00
i>
Нладо/
ч
?м' '?
I
Краснь/й уголок
рия\КИП
миче
ла5 орат
СЭБ
32000
екая
ория I
РМ> 9^. Схема размещения РЭБ, СЭВ и JS
412
(вид А)
m
ппгпгп
4,00
1-1
6000
1 6000
J
.3200 3200 3200
—г
яа связи промежуточной КС в блок-боксах.
413
работающих женщин » наибольшую слону), а также помещепия и устройства
культурного обслуживания (красные уголки, кабинеты политпросвещения,
площадки для отдыха и спорта, помещения управлении, конструкторских
бюро, учебпых занятий, кабинетов по технике безопасности и общественных
организаций).
Список специальных бытовых помещепий и устройств приведен
в СНиП—М.З—68 [21, табл. 4]. Гардеробпые оборудуются одинарными
закрытыми шкафчиками для рабочей одежды и двойными закрытыми шкаф-
шкафчиками для уличной и домашней одежды.
По санитарной характеристике производственных процессов работа-
работающие па КС относятся к грунпе 1-6; ла открытом воздухе (ремонтпые рабочие
на линии) — к группе 11-е; на переработке нефтепродуктов — к группе Ш-б,
шгженерпо-техничеекпе работники — к группе 1-а.
Рекомендуются металлические или деревянпые шкафчики в гардеробных
серпи 1—472—1 -н 5 [28], размеры нх должпы соответствовать требованиям
СНиП II—М.З—68 [21]. Буфеты на 16, 20 и 24 посадочных места, обычпо
проектируемые на КС и нефтебазах, оборудуются црилавками типа ПВШ,
электрокипятильником КНД-20, производственными столами, мойками в со-
соответствии с оборудованием, разработанпым Гинроторгом и планировочными
репгепиями буфетов, разработанных ЦЫИИпромздапий.
При составлении технического или техпо-рабочего проекта расчет необ-
необходимого количества бытовых помещений, сапитарно-технических устройств,
помещепий общественного питапия и медицинского обслуживания рекомен-
рекомендуется представлять в пояснительной записке в табличпой форме, приведен-
приведенной ниже (см. с. 415).
При проектировании системы магистральных газопроводов, строитель-
строительство которых будет осуществляться в песколько очередей, следует компоно-
компоновать площадки таким образом, чтобы при их расширении можно было без
особых затрудпепий пристроить спачала блок Б, охватив одпим зданием
предельно допустимое число агрегатов, затем через галорею или без нее по-
построить параллельпо ему еще один цех и т. д., не нарушая общей структуры
зонирования, принятой в проекте. При этом площади диспетчерской, слу-
жебпо-вспомогателышх помещений и РЭБ следует предусматривать па полное
развитие или с учетом возможного расширения.
При необходимости объединения основных зданий (как правило, в север-
северных районах) галереями следует совмещать их с коммуникациями, причем
если число работающих во всех зданиях не превышает 30 чел. в смену (но
не более 15 чел. в одном здании), теплые переходы между производственными
зданиями и вспомогательными помещениями допускается не предусмат-
предусматривать.
Здавия'или индивидуальные укрытия КЦ п IIIIC должны быть не нише
II степени огпестойкости. Отдельные конструктивные элементы должпы иметь
группы возгораемости и пределы огнестойкости, соответствующие
СНиП II—А.5—70 [18, табл. 2]. Согласно СНиП П-Л.5-70 (табл. 2,
прим. 1 а и б) допустимо применять незащищённые стальпые конструкции
как в одноэтажных производственных зданиях (независимо от категории
пожароопасности), так и в многоэтажных категорий Г и Д. В соответствии
с прим. 6 к той же таблице для здаппй II степени огпестойкости. возводимых
в трудподостуиных районах, можно использовать паружные ограждающие
конструкции (степ и 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 взрывпой волной.
Конструкция считается легко сбрасываемой, если ее объемная масса
не превышает 120 кг/м3. К легко сбрасываемым относят заполнения окопных
проемов обычным оконным стеклом, двери, распашныо ворота, фонарные
переплоты, конструкции из асбестоцемептных алюмппиовых и стальных
листов с легким утеплителем. Перечень проектов облегченпых конструкций,
широко применяемых в ертоитпльстве ГК'С в настоящее время, и тех, что
планируется использовать в ближайшем будущем, приведен в табл. 9.2.
,v
П- 1!.
1
mrr ш')Ъ(м"тAц
Объент
Шифр
Штаты
Рабочих, служащих
С'лщсочнып состав
Муж
чип
л
Жен-
Женщин
?\
Всего
г,
Наибольшая смена
Муж-
чип
(;
Жен-
Женщин
7
Всего
К
Б том числе пользу-
пользующихся душем
Всего
Муж-
Мужчин
П
Жен-
Женщин
1A
Наибольшая
смена
М уж
чин
1 1
•
Жен ?
ппш
1:'
Санитар-
Санитарная
группа
по СНиП
11—М. 3
68
Hi
Всего листов
Лист № 1
Бытовые
Гардеробные
Вешалки,
крючки для
муж-
мужчин
1'|
же.н-
Щ1П1
15
Одинарные
шкафы
33x50 см для
м уж-
чин
1С
жен-
жнн
17
Ш'.'Пфы
И!.- ,')l! ем л л Я
муж-
мужчин
i S
1H1IH
Напптарно те>
Душег.ые
рожки для
муя;-
чп и
жен-
женщин
2 1
пнчегкпе устройстна
Уборные
Ушгглли для
муж
чип
:>?:.
жен-
женщин
'' Л
1IHC-
суары
L14
помещения
Умыплльные
iqiaii
муж-
мужчин
ы для
жен-
женщин
Liti
Ком-
Комната
при •
ем а
ПИЩИ,
м«
L'7
Кури-
Курите. п>нан
ь'омната,
м2
Комната
обогре-
' м'
L' I1
Камеры
сушки
и обес-
пылива-
пыливания, мг
,4 0
пункт,
Я1
Объект, II кото
ром размещены
ОЫТОЦКИ ЛЛЯ
и пс.пацлпил-
емом помещении
и на открытой
территории
Л 2
В
3 4
ТАБЛИЦА 9.2
Перечень действующих проектов ограждающих конструкций,
разработанных ЭКБ Миннефтсгазстроя СССР
Номер проекта
11-3023
11-3025
11-3032—11-3041
3078И
3080
3098
3130
Ограждающая конструкции
Каркаспые асбестоцементпые панели для отеп и по-
покрытий промышленных зданий
Панели покрытия с вьшосным каркасом
Каркаспые алюмшшевые наисли, стеновые и кар-
карнизные
Лрхггтектурные детали и узлы зданий с примене-
применением стеновых алюминиевых папелей и панелей
покрытия с выносным каркасом
Панели покрытия с применением стального оцин-
оцинкованного гофрированного профиля для безру-
лоншлх кровель промышленных зданий
В случае сочетания трудно и легко сбрасываемых конструкций, площадь
последних по расчетпым данным должна быть не .менее 0,05 для категорий А
и Е и не менее 0,03 м'2 для категории 13 на 1 м3 взрывоопасного помещения.
В соответствии со Ciltill II—М.2—72 [20, § 2. 14, прим. 2] помещепия
нагнетателей и пефтенасосных категории А следует отделять от машиппых
залои н других помещении нылегазонепроницаемыми перегородками с огне-
огнестойкостью не менее 0,75 ч (требование к пределу огнестойкости этой пере-
перегородки 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 проникпове-
пия опасных концентраций паров и газов должны быть тщательно заделаны
в узлах панель — панель, панель — покрытие, а также панель — диафрагма.
В случае, когда перегородка изготовлена из кирпича, пеобходимо пере-
перегородки и степы толщиной 120 и 250 мм оштукатуривать с двух сторон (при
тщательном заполнении швов). При оштукатуривании с одной сторопы дру-
другую достаточно выполнять с расшивкой швов; стены толщиной 380 мм можно
не оштукатуривать. Степы и перегородки во избежание неравномерной
осадки и появления в пих трещин должны опираться на фундаментные балки
или па фундаменты, расположенные на непросадочном основании.
Взрывоопасные помещения, в которых могут образоваться газы с плот-
плотностью > 0,8 г/емз, а также помещепия с оборудованием, транспортирующим
нефть или нефтепродукты, могут иметь капалы и незасыпанпые приямки,
если без пих нельзя обеспечить требования технологического нроцесса. При
этом нрпямки 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 па 1 м ниже уровпя пола
1-го этажа.
Полы трансформаторпых подстанций до 10 кв, помещений для распре-
распределительных устройств и операторской должпы быть расположены па 0,5,
а дно кабельных каналов на 0,15 м выше поверхности земли и полов при-
примыкающих смежных помещений со взрывоопасной средой, где могут образо-
образоваться газы плотностью более 0,8 г/см3.
Помещения категорий А и Б могут сообщаться с другими помещениями,
в том числе служебно-вспомогательными, через тамбур-шлюз огнестойкостью
416
не мепео 0,75 ч. Огнестойкость дверей тамбуров-шлюзов со стороны иомеще-
ш!Й категорий А и Б должна быть 0,0 ч. Двери со стороны помещений кате-
1 opuii Г, Д и Е следует выполнять из сгораемых материалов (без остск.чс-
ния) [21] (рис. 9.0).
Рис. 9.В. Огнестойкость разделительных стен и две-
дверей-шлюзов 11 иависшюсти от категории производств
(или помещений).
/ — разделительная степа огпестойкостыо 0,75 ч;
2 — стены тамбура огнестойкостью 0,75 ч; ;; — дверь
из сгораемых материалов (бел остекления); 4 — две-
двери огнестойкостью 0,6 ч с латунными скобяными
приборами (или накладками).
§ 9.2. Выбор ограждающих конструкций и материалов
При выборе ограждающих конструкций и материалов исходят из все-
сторопнего учета следующих дапных:
1) разработанных и согласованных с заказчиком, генподрядчиком и геп-
нроектировщиком технических условий на осповпые строительные конструк-
конструкции и материалы (технические условия составляются с учетом совместного
анализа транспортной схемы, паличия местных строительных материалов
и изделий, возможностей строителей и заказчика, сроков сдачи в эксплуата-
эксплуатацию и др.);
2) иожаровзрывоопасности техпологического процесса, предела огне-
огнестойкости и группы возгораемости применяемых изделий и конструкций;
3) райопа строительства объекта (Крайний Север, труднодостуштые,
бездорожные или обжитые);
4) метеорологических условий внутри помещений (температура, влаж-
влажность воздуха), допустимых для данного техпологического процесса п работы
обслуживающего персонала;
5) звукопоглощающей способности конструкций;
6) стоимости.
Условия применения навесных панелей в каркаспо-панельвых зданиях
КС и НПС в зависимости от температурно-влажпостпого режима приведены
в табл. 9.3.
По металлическим каркасам рекомендуется применять, как правило,
легкие ограждающие конструкции, в том числе стальпой олипкованпый
профилпроваппый настил, отвечающий ТУ 34—5831—71; по железобетон-
железобетонным — еборпые железобетонные плиты с песгораемым и сгораемым, в том
числе полимерным, утеплителями (типа ПСБ-С, ФРП-1).
Для заполнения окопных проемов в трудподоступпых районах рекомен-
рекомендуется использовать панели окоппые с алюминиевым каркасом типа КПО
и АПО (см. табл. 9.2, проекты П-3032 и 3098), каркас этих панелей изгота-
изготавливается из алюминиевого профиля, аналогичного степовым и кровельным
панелям марок КСП и КПП. Глухие участки панелей типа КПО обшиваются
плоскими асбестоцементпыми листами, панелей типа АПО — тиснеными
алюминиевыми. Разбивка импостов принята с условием заполнения дере-
деревянными переплотами с сечением по ГОСТ 12506—67 [2].
Окоппые панели могут иметь двойпое или одипарное остекление.
При перепаде температур внутреннего п паружного воздуха до 35° С
и при относительной влажпости 60%, а также при отсутствии рабочих мест
в зданиях групп I, II, III следует предусматривать одипарное остекление;
при паличпи рабочих мест — двойпое на высоту 2,4 м от иола, выше —
одинарное; при перепаде до 35—49° С — во всех случаях двойное па высоту
2,4 м от пола, выше — одинарпое; при перепаде 50° С и более — двойное
27 ::;;,•.,; ,-,,, 417
ТАБЛИЦА 0.3
Типы ограждающих панелей
Марна
панелей
Толщина,
мм
Термиче-
Термическое сопро-
сопротивление
R, м2?ч X
X -"С/икал
Район при-
применении
пи CIlnII
.1. 11-62
Температура
наружного
воздуха, °С
Группа 1
(fB«:it5°C;
<р<50%)
Группа II
(tB<l0° С;
Группа III
«„=18° С;
<р до 60%)
Группа VIII
(*в=18° Г.;
<р до ео%)
Асбостоцементные панели (масса 1 м2 • 50 кг)
кси
КСП-У
KCII-V
КСНУ-V
КПП
КПНУ
KIIII-V
KllITV-V
123
143
123
143
123
143
123
143
I —-11X
1-Ш
IV—V
IV-V
1—III
I—V
IV—V
—30
-40
-30
. -40
--30
--40
-30
-40
г
+
-ь
Алюминиевые
A1IC1
AIIG1-V
АПС1С
АПС1С-У
I5ti
156
176
176
I—111
IV—V
1—III
IV—V
—40
—50
-50
-50
_l
Панели с выносным каркасом
* llflli
liOS
ПСЛ
ПСЛ
300
0,.Ч7
0,37
240
240
240
240
300
300
300
1.1 Г)
12OD
1.1 Г>
1A01
1.23
900
80A
1.41
1200
1.41
low
800
Т—III
IV—V
I-V
I-V
I -V
I ..у
I-V
I- -V
[—V
—г,о.
Легкоботонныо
—30
-Но
- 40
40
? 40
- -50
4-
4-
4-
од
Примечания. 1. Расчетные температуры наружного воздуха следует брать по наиболее холодным суткам, так как нес
приведенные конструкции, кроме легкобетонных, считаются немассивнымм (легкобетонные — панели средней массивности), н для пидГ>чр;>
взять температуру наиболее холодной трехдневкл. 2. ралдолонне на группы заимствовано из работы [23]. 3. Данные по панелям ил
проектов ЭКБ Миннефтегаястроя СССР As 3078И, 3080, 11-3023 см. табл. 9.2, а панелям сер. 1-432, выпущенной взамен еер. СТ-02-3 1.--
см. [26]. 4. Дли панелей ШШ и ППВ-V в числителе — толщина панели без выносного каркаса, в знаменателе — общая высота (с вынос-
выносным каркасом). 5. Панели с индексом V рассчитаны на ветровую нагрузку для IV—V районов и снеговую, равную 150—200 кгс/гм-'.
6. В таблице приведено несколько типов панелей. Полный перечень наиболее часто встречающихся и рекомендуемых в стронтелытг.е
объектов нефтяной и газовой промышленности панелей дан СПнП. 7. В таблице не приведены панели серии ИИ-04, так как изготои.и—
ние их на предприятиях Миннефтегазстроя СССР ограниченно.
о стек, i pit no па лею высоту или, если это не противоречит условиям эксплу-
эксплуатации, двойное па высоту 2,4 м от пола, выше — одинарное. За паружную
температуру принимается температура наиболее холодной пятидневки.
При выборе двойного или одинарного остекления необходимо учитывать
также категорию взрывопожароопасности технологического процесса. В по-
помещениях категорий Л и Г> рекомендуется ирипиматъ, как правило, одинарное
остекление.
В зависимости от конкретных условий могут применяться также другие
тины заполнения оконлых проемов: деревяшгае панельпыо [24], алюмини-
алюминиевые из гнутых профилей, разработанных институтом Нроектстальконструк-
ция, и из стеклопрофилита, а также металлические [25]. Заполнение стекло-
стеклопрофилитом следует сочетать с открывающимися переплетами и легкими
ограждающими конструкциями покрытий или степ.
На газопроводе Ухта — Торжок, например, в КЦ на КС-10 в г. Ух го
применялись следующие конструкции: для окоп деревянпыо панельные
переплеты серии ПР--05—47 [24], для стен и покрытий — асбестоцемент и we
панели. Па Северном газопроводе иа объектах КС-4 в Ссйде (Тюмепскгш of. i.)
для окон использовали стеклопрофилит, в сочетании с деревянными пере-
переплетами по ГОСТ 1250G-67 [2], для степ — керамзитобетоппые напели,
для покрытия — асбестоцемеитные панели с выноспым каркасом. Па газо-
газопроводе Пуша — Вуктыл — Ухта для окон применяли панели типа КПО
с двойным и одинарным остеклением, для стен — алюминиевые напели типа
АПСУ, для покрытия — напели с иыноспым каркасом типа ППВ.
В целях эффективного использования естественной вентиляции в летнее
и зимпсе время (особепно в помещениях с большими тепловыделениям и1
часть переплетов должна быть открывающейся как в нижней, так п верхней
зопах.
В помещениях с взрывоопасной средой световые проемы площадью
7,2 ма (ианель 1,2 X 6 м) должны оборудоваться механическим автомати-
автоматическим прибором открывапия, сблокированным с газоапализатором. Осталь-
Остальные переплеты могут открываться вручную.
При выполнении конструкций служебпо-вспомогатольпых помещении
КЦ из сборпого железобетопа рекомендуется применять серию ИИ-04 v.yn
высоте этаже 4,2 и 3,3 м. Для нагрузок более 400 кгс/см2 рекомендуется
серия ИИ-20 при высоте этажа 4,8 м. На верхнем птаже, где требуется поме-
помещение без колонн, возможно устройство покрытия пролетом 12 м в обоих
случаях.
Наиболее предночтитольпы металлические конструкции, разработанные
Лонппградским филиалом ипстптута Проектсталькопструкцпя (песущие кон-
конструкции КЦ для Северного газопровода), а также ЭКГ> Мшшефтегазстроя
СССР. Преимущества конструкций Проектстальконструкции в'экономич-
в'экономичности, так как конструкции из гнутых и гпутосварпых профилей всегда легче
и экономичнее прокатных или прокатпо-сварпых. Однако стыки в конструк-
конструкциях из гпутых и гпутосварных 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"'зстетика
площадки КС или НПС». Иа стадии рабочих чертежей (если возникает необ-
необходимость) должны разрабатываться:
1) дендрологическая часть проекта (озеленепие площадки);
2) иптерьеры отдельных помещений (машинных залов, помещении опе-
операторских, диспетчерских, залов заседаний, красных уголков, студий в у:пах
связи и др.^;
3) сигнально-предупреждающая окраска элемептоп строительных кон-
конструкции, опасных п отпошеппи аварий п травматизма, цветовое репичше
420
опознавательных знаков, устройств и средств иожнрогупюннн н обеспечения
безопасности, внутрицехового трапелорта и др.;
А) цветопое решение фасадом и оборудования, размещенного на открытом
иоздухе и в цехе;
5) естоствешюо п искусственное освещение;
A) средства наглядной агитации, доски Почета, нрлздинчное оформление
фасадов или площадки в целом и др.
Предлагаемые в проектах отделочные материалы и отдельные конструк-
1'шшмс элементы, качественная окраска с учетом общего архнтектурно-
компознциошюго решения и физиологического воздействии на человека
должны способствовать улучшению освещения помещения н гигиены труда
и производственных помещениях, снижению утомляемости, повышению про-
производительности труда, обеспечивать безопасность производственных процес-
процессов, а также повышать эстетический уровень промышленных предприятии.
Проекты цветового решепия производственных помещении должны
составляться с применением эффективных строительных отделочных и лако-
краеочпых материалов, с учетом требований технологии, условий эксплуата-
эксплуатации, экономической целесообразности, технологии и трудоемкости выполне-
выполнения отделочных работ.
Па стадии технического проекта в спецификациях должны указываться
пнет оборудования и средств транспорта, применяемых в проектируемых
но цвету интерьерах. При цветовом решении производственных помещении
и оборудования следует исходить из требований действующих нормативных
документов по проектированию естественного и искусственного освещении,
утвержденных Госстроем СССР, а также- учитывать:
- общий характер работ;
- - степень точности работ;
• - климатические и местные особенности строительства, характер и ни
тсмеивпость освещепии (в том числе спектральный состав света, зависящий
от тина источпика или ориентации помещении но странам света):
-- сатштарно-гигпепические условия в помещении;
- - особенности объемпо-иланировочнон и пространственной структуры
интерьера, пропорции и абсолютные размеры помещении, степень насыщен-
насыщенности оборудованием или коммуникациями, характер конструктивною
решения и др.;
- требования техники безопасности (сигнальпо-предулреждагоптя и
онозпаватсльпая окраска, знаки безопасности):
- наличие поверхностей, которые ие подлежат цветовой отделке
л окраске или цвет которых назначается по функциональному признаку
и определен действующими нормативными'документами (например: опокма-
мтельиая окраска, енгнально-нредупреждающая и др.).
Различают цвета осповцые, вспомогательные и акцентные. К основным
?относятся цвета, применяемые для больших поверхностей (потолки, стены,
фунногабаритпое оборудование); к вспомогательным — для поверхностей
< родней шющади (колонны, полы, вспомогательное, средней величины обо-
оборудование); к акцентным — обычпо насыщенные, применяемые для поверх-
поверхностей малой площади. Их выбирают но принципу коптраста с основными
'нотами. Чаще всего их используют в функциональной окраске.
При решении интерьера или экстерьера в цвете или окраски открытых
установок необходимо ответить па следующие вопросы: какой цветогой
i аммы придерживаться; какими должны быть цветовой контраст и количество
"Юго или нлого цвета; с каким коэффициентом отражения должны быть ie
или иные поверхности?
Выбор цветовой гаммы — совокупности цветов, принятых для мветовот
? iciiioHHH, осуществляют в соответствии с требованиями 181—70 |1 2, та'.л. 4|,
? учетом характера психофизиологического воздействия цветов [12, при.;. IV|.
Кроме того, по CTI 181 — 70 |12, табл. \\ определяют допустимыii цветовой
< онтраст и количество цвета в зависимости от категории и степени точности
работ, характера освещения и санитарно-гигиенических условий в прон»-
:юдетпеппых помещениях.
Коэффициенты отражения различных поверхностей определяю1!
по СИ 181—70 A2. табл. :\]. Гак, коэффициент отражения ворхпей зоны
интерьера ранен E0 90, сродней 40—90 п нижней 20—45; оборудования,
размещаемого в средней :юпе. 25—55%. Коэффициенты отражения некоторых
паиболее распространенных красок, пигментов п материалов нрнпедопы
и СИ 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 20—23
Кобальт золепый светлый 21—19
Марганцевая голубая в смеси с кадмиом жел- 18—10
тым светлым
Охра красная 13—11
Окись хрома 13
Марс коричневый светлый 8
Кость жжопая 2
13 нроизводствентгах помогцениях, где нет естественного света, при люми-
люминесцентном освещении рекомендуется применять цветовые гаммы зеленовато-
зеленоватого.чубые и голубые. В том случае, когда необходимо создать впечатление
большого пространства, следует отдавать предпочтение холодным и отступа-
отступающим цветам.
В узких длинных помещениях (при отношении длипы к ширипе более 2),
например в машиппых залах, в помещениях цагпетателей в КЦ и насосных
нефти и нефтепродуктов, для торцевых степ рекомендуется применять теплые
выступающие цвета.
Поверхности строительных конструкций следует окрашивать под мато-
матовую или полуматовую фактуру. Гляпцевую фактуру могут иметь поверх-
поверхности неширокие, например оконпые переплеты.
Цвет серийно выпускаемого, а также окрашиваемого на месте оборудо-
оборудования, 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 (пе?считая сигпального и отличительного). Для
крупногабаритного оборудования рекомепдуются светлые топа с, коэффи-
коэффициентом отражения не менее 50%. Яркостями и цветовой контраст между
кнопками и органами управления на панелях, пультах управления и фоном
рекомендуется принимать большим или средпим.
Сигналыю-предупреждающая окраска элементов строительных коп-
струкцнй (опасных в отношении травматизма и несчастных случаев), обору-
оборудовании, внутрицехового транспорта, устройств и средств пожаротушения
и обеспечения безопаспости, а также знаков безопасности должна отвечать
требованиям ГОСТ 15548—70 [4], а опознавательная окраска трубопро-
трубопроводов — требованиям ГОСТ 14202—69 [3]. При большом количестве трубо-
трубопроводов опознавательную окраску можпо выполнять на отдельпых участках.
§ 9.4. Особенности определения
нагрузок на КЦ и НПС
Определение нагрузок па КЦ и НПС ведется но действующим норма-
нормативам |15] и пе вызывает каких-либо затруднений. Классификация нагрузок,
методика их сочетаний полпостыо охватывается нормами, за исключением
нагрузок, действующих на каркас и фундаменты КЦ при блочном монтаже
турбоагрегатов.
422
Стремление обеспечить блочный моптаж турбоагрегатов, поставляемых
<• заводов-изготовителей на несущей металлической раме, вызывается но
столько желанием сократить сроки монтажа (хотя и ото достаточно важно),
сколько нерациональностью в условиях стройки разборки агрегатов, про-
прошедших заводскую балансировку, ходовые испытания и т. п. Масса блока
турбоагрегата, поставляемого с завода, значительно превосходит грузо-
грузоподъемность постоянного мостового крапа, устанавливаемого в КЦ для
эксплуатации в послепостроечпый период (табл. Я.4). Для возможности
подъема блока и перемещения его вдоль цеха ТШИИСТ разработано при-
приспособление, позволяющее использовать ходовую часть крана для блочного
монтажа.
ТАБЛИЦА 9.'i
Нормативные нагрузки на колесо мостового крана
при подъеме турбоблока приспособлением, разработанным во ВНИИСТ
1 Гоказатели
Пролег цеха, м
Грузоподъемность мосто-
мостового крапа,т
Нагрузка на колесо мос-
мостового крана, тс
Ьазп мостового крана, м
Масса турбоблока, т
Нагрузка па колесо при-
приспособления, тс
Тип турОчягрргата .
ГТК-5
12
10
11,5
4,4
42
19,5
ГТ(!-7Г>0
15
15/3
16,5
4,4
4E
20,8
ГТ-750-6
15
15/3
16,5
4,4
52
22,7
ГТК-Id
15
20 Т)
20,9
4,4
50
27.4
Обязательный учет нагрузок при блочном монтаже турбоагрегата, рег-
регламентируемый указаниями Технического управления Мингазнрома CCCf,
приводит к необходимости усиления конструкций подкрановых балок, колонн
и фундаментов. Увеличение нагрузки от турбоблока не требует значитель-
значительного усиления фундаментов, так как оно обычно не превышает 10 — 15%
суммарной пагрузки от элементов здания и спега. Учет монтажных нагрузок
(в данном случае от блочпого турбоагрегата) производится при этом как
дополнительное сочетание с коэффициентом А' = 0,9.
Полный учет монтажных нагрузок возможен без других временных
нагрузок (спего;'ой, ветровой, временной на перекрытиях), что также не
является наихудшей комбинацией нагрузок.
Для колонн увеличение пагрузки также не приводит, как правило,
к изменению сечений при двухпетвевых колоннах, подкрановая ветвь которых
размещена по оси подкрановой балки. И только для колопн сплошного сече-
сечения нагрузка от турбоблока является критической для консолп и часто для
сечения колонны (в дополнительном сочетании с учетом ветровой нагрузки).
Подкрановые балки, безусловно, определяются по величине нагрувки от
блочного моптажа. Ввиду значительных сосредоточенных нагрузок па рельс
требуется при подборе сечения типовых металлических подкрановых балок
•'•бращать внимапие на местную устойчивость стенок.
§ 9.5. Проектирование оснований и фундаментов
Строительные характеристики оснований. Г р у и т ы. Строительные
"пойстпа груптов, используемых в качестве оснований зданий и сооружений,
характеризуются и обозначаются п соответствии со СНиП II —15—74 |1(>,
|- 2.2-2.22].
423
Инжепррпо-гр.ологичрскпс изыскания позволяют выявить характер»
пики, необходимые1 для расчет» основания: среднюю плотность, удельно*
сцепление, угол ппутропного трения и модуль деформации. Для расчет:
спайных основании требуются дополнительные данные: коэффициент кон
систенцпи (для глинистых грунтов); ни," грунта но крупности частиц (,пл»
посчапых грунтов). Помимо псех перечисленных выше характеристик необ-
ходим!.! данные о специфических свойствах конкретных груптов (просадоч-
поста, тиксотронности, шличпто растительпых или культурных остатков)
о насыпном грут1те, его возрасте и т. д.
Г р у н т о в ы е вод ы. Уровень груптовых под, полученный по изы-
изысканиям, влияет па глубину заложения фундаментов, а также обусловливаем
необходимость устройства гидроизоляции подземных помещений. Кром<
того, следует учитывать степень агрессивности груптовых вод по отношении
к материалу фупдамоьта. Характеристики грунтовых вод и мороприятщ
по защите от их воздействия определяются СНиП II-—28—73 [17].
Одновременно с учетом колебания уровня грунтовых вод должпа при-
приниматься во внимание возможность изменения их уровня в будущем. Зпачи-
тельное повышение уровпя груптовых вод наиболее вероятпо прп глинисты >
или пмлевато-песчапых грунтах; при строительство объектов с мокрым!
процессами, а также в райопе с вновь возводимыми водоподпорпыми соору-
сооружениями. Попижепие уровня грунтовых вод обеспечивается системами мели-
мелиорации (капалы, дренажи) или нодземпыми выработками (метро, горные
подработки и др.).
Глубина зало ж е и и я фупдаментов. Она регламенти-
регламентируется СНиП TI —15—74 [16, п. 3.28—3.39]. При этом учитываются:
1) назначение здапий, наличие подвалов, подземпых коммуникаций
и фупдамептов под оборудование;
2) размер и характер нагрузок, действующих на осповапие;
3) глубина заложеппя фундаментов примыкающих здапий;
4) геологические и гидрогеологические условия площадки (свойства
грунтов, уровень грунтовых вод и его возможные колебания);
5) климатические особенности района:
E) возможность пучештя грунтов прп промерзании и осадки при отта-
ниапип;
7) конструкция фундаментов и методы их возведения.
Минимальное заглублепие фундаментов промышленных зданий в егте-
ственпый групт 0,8 м: нрп наличии подвала — па 0,4—0,5 м ниже пола под-
подвала.
При отсутствии данных мпоголетппх наблюдений глубину промерзания
грунтов разрешается определять по карте из СНиП II—А.6—72 или расчет-
расчетным путем. При определении глубины промерзапия учитывается влияние
теплового режима здания: уменьшение в отапливаемых зданиях и увеличение
в холодильниках.
Методика расчета оснопшпш. Расчет выполняется в соответствии с требо-
требованиями СНиП 11—15—74 МО, п. 3.45—3.81]. Расчеты по деформации B-м\
предельному состояпию) для всех зданий и сооружепий на нескальпых грун-
грунтах выполняются на основное сочетание пагрузок, а но несущей способности
A-му предельному состоянию) при регулярно действующих па основание
горизоптальпых нагрузках (подпорные степки и т. п.), при паличии скальных
груптов илп ограпиченмп основания откосами — па основное и особое соче-
сочетания пагрузок. На1рузки, действующие на основание, собираются в соот-
соответствии со статической схемой сооружения.
При наличии нескольких кратковременных нагрузок они вводятся в ра-
расчет с кооффпциептамн сочетапий (например, коэффициенты, учитывающие
вероятность одновременной загрузки перекрытий многоэтажных здапий),
которые принимаются в соответствии с требованиями СНиП II—6—74
115].
Для здапий и сооружений пефтяпой и газовой промышленности, часто
возводимых в районах со сложными геологическими и гидрогеологическими
условиями, особое зпачение имеет выполнепис требований СПиП об указании
424
и рабочих чертежах фундаментов значении усилии, действующих на осио-
,;.1,1110.
Расчет по деформация м. > еловпем применения методики
I.U4CTH япляется ограничение среднего даилешш па осиоиание иод подошвой
фундамента значениями, определяемыми но формулам A7) в A8), нриведен-
J.i'.im и CIIhII II—15—74 [1(>]. Нормативное давление при разных глубинах
,:] кокеш'.я или размерах фундамента можно определить но таблицам, при-
;и'цчшым и работе [1]. При этом не требуется делать вычислении, евязашшх
с характеристиками грунтов.
В СНиП II—15—74 [16, табл. 19] приведены типы здании, сооружений
., i руитои, для которых расчет оснований может производиться по средним
а,имениям, без проверки осадки. Прп зтом следует иметь в виду, что для
? ii'|R"iirc.ieHiibix в таблице грунтов и здапий пагрузка на полы должна быть
. _',(! ТС/М2.
Прсдиарцтельпые размеры фундаментов при основании, сложенном гори-
горизонтальными, выдержанными по толщине слоями групта (сжимаемость кото-
которых по возрастает па глубине двойной ширины наибольшего фундамепта),
!i ,i.. 1я здании III—IV классов окончательные размеры допускается определять
ми условным расчетным давлениям, нриведоппым в СНиП II—15—74 |16,
:1рИЛ. 41.
Расчет но несущей способности. При выполнении расче-
iiiii для скальных грунтов следует иметь в виду, что несущая способность
?лпонаппя из этих грунтов вычисляется путем умножения времепного сопро-
сопротивления водопасыщепных образцов скального грунта на сжатие па при-
приведенную площадь фундамента. Приведенные ширина и длина фундамента
( учетом эксцентриситетов приложения равнодействующей всех нагрузок
.шредоляются по формулам B4) и B5), данным в СИиП II—15—74 [16].
Несущая способность (устойчивость) осповапия из пескальных грунтом
определяется как предельное равновесие при сдвиге. При этом в груше
образуется поверхность скольжения, охватывающая всю подошву фунда-
фундамента, по которой происходит сдвиг массива грунта вместе с фундаментом
сооружении. Схема разрушения основаппя, применяемая в расчете, должна
быть как статически, так и кинематически возможна для дапного сооружения.
Формулы и указапня по расчету приведены в СИпП II—15—74 [16, н. 3.75
3.81).
Свайные фундаменты. Расчет и проектирование их выполняются в соот
ветстнин с требованиями СНиИ II —Б.5—67 * [19] н «Рекомендациями по
расчету свайных, фундаментов п слабых грунтах» [9]. Свайные фундамепти
иа мпоголетнеморзлых груптах проектируются в соответствии с требованиями
СНиП И—Б.6—G6 и в настоящей работе не рассматриваются.
Тип фупдамента (свайные или обычные па естественном основании)
выбирают но результатам технико-экономического сравнения вариантов.
Как правило, применение свайных фупдамептов взамен ленточных на есте-
естественном основании бывает целесообразным при глубипе заложепия фунда-
фундаментов более 1,7 м от поверхности планировки, а для производственных
зданий — при глубипе заложения отдельно стоящих фундаментов более
2,5 м. Особо целесообразны свайные фундаменты прп строительстве на слабых
грунтах (насынпых, заторфованных и др.), а также при высоком горизонте
грунтовых вод п большой глубине промерзания груптов.
Свайные фундаменты состоят из ростверка и отдельных сван. Ростверком
называется плитная или массивная конструкция, объединяющая сваи п
•"?редагощая па них нагрузку от верхней части сооружеппя. Сваи подразде-
подразделяются на сваи-стойки и висячие. Первые нижним копцом опираются па
практически песжнмаемые грунты (силы трепня грунта по боковым поверх-
поверхностям сваи в расчетах не учитываются). Висячие сваи погружаются в сжи-
сжимаемые грунты, нагрузку на грунт они передают боковыми поверхностями
я нижними концами.
По способу погружения в грунт сваи разделяют па забивные, пабнппые
•I пиптовие. Забивные железобетонные сван применяются во всех грунтах,
позволяющих забивку пли вибропогруженис сван при любых уровнях груи-
425
тоных ijo.i: деревянные же допускается использовать при условии заложепия
го.чоп силп ниже самого пинкою уровня грунтовых вод.
Нинтовыс спаи применяются преимущественно для сооружений, под-
нсрженлмх действию выдергивающих нагрузок, при любых грунтах, допу-
допускающих завинчивание, ла исключением текучих глинистых, а также илов
и заторфоннниых грунтов.
Набивные сваи можно использовать во всех типах грунтов, за исключе-
исключением глипистых текучей консистенции, торфов и илов (из-за возможности
разрыва бетонного ствола при извлечении инвентарных труб или растекапия
бетона и слабый ipyiiT, окружающий сваю). Рекомендуется применять набив-
иьм" спаи при наличии вблизи зданий или сооружений, для которых вибрации
и сотрясения, сопутствующие забивке или виброногружешш, опасны.
О с и о и н ыс п о л о ж е и и я но расчет у. По 1-му предельному
состоянию (но иссушен способности) расчет конструкций свай, свай-оболочек
и ростверков необходимо выполнять во всех случаях на вертикальные и
горизонтальные нагрузки но прочности материала свай и свай-оболочек,
а также по несущей способности грунта основапия. Расчет по 2-му предель-
предельному состоянию (по деформациям) сван производится для всех грунтов, за
исключением случаев опирання свай на круппообломочные, плотные песча-
песчаные или твердые глинистые грунты, а также при значительных горизонталь-
пых нагрузках, вызывающих существенные горизонтальные перемещения.
Но 3-му предельному состоянию (по трещиностойкости) рассчитываются
железобетонные элементы свайных фундаментов в случаях, оговоренных
СНпП II—Б. 1—-02 *.
Перечень нормативных документов, в соответствии с которыми опре-
определяются naipysKii, действующие на свайные фундаменты и их основания,
приведен в СНиП 11—Б.5—в7 * [19, и. 4.2].
Расчет свайных фундаментов п их оснований по деформациям произ^-
водится на оеновпое сочетание нормативных нагрузок, а расчет по несущей
способности -• па основные, дополнительные или особые сочетания расчетных
погрузок.
Конструкции свай рассчитываются пе только на усилия, передаваемые
сооружением, но и на возникающие при изготовлении, складировании и
транспортировке, а также подъеме на копер.
Испытания с в а й. Расчетная несущая способность свай должпа
обязательно корректироваться по результатам контрольных испытаний
пробных свай. Действующими нормативами предписываются обязательные
контрольные динамические, а контрольные статические испытания — по
усмотрению проектной организации [10, п. 9.9]. В то же время в ряде рай-
районов со слабыми грунтами (Ленинградская, Воркутипская, Тюменская обл.
и др.) местными нормативами предусматриваются обязательные статические
испытания пробных свай. Они требуются также и при недостаточной освещен-
освещенности грунтов площадки в материалах изысканий (когда отсутствуют сква-
скважины глубиной на 5 м больше длины свай и скважипы, прорезающие всю
толщу слабых грунтов), а также при рыхлых песках и глипистых грунтах
с консистенцией 11 ^> 0,6 [19, п. 5.4].
Учитывая трудность получения необходимых дапиых по предваритель-
предварительным изысканиям, а также сложность организации контрольных испытаний
спай при птом (особенно в пеосвоенпых районах), рекомендуется обязательное
проведение контролышх испытаний свай как статических, так и динами-
динамических.
При проведении испытаний помимо корректировки проекта отрабаты-
отрабатывается технология погружения свай, проверяется оборудование для погру-
погружения.
Указания по испытанию свай приведены в СНиП II—Б.5—67 * [19.
и.н. 3.2—3.3; 6.1—6.8) и в ГОСТ 5686—69 «Сваи и сваи-оболочки. Методы
полевых испытаний». В этих нормативах дапа методика испытапий, указано
количеетво испытываемых свай, перечислена необходимая контрольная
документация. Однако наиболее полно вопросы испытапия свай, подбора
оборудования для их погружения и методы устрапепия педопогружслия:
освещены п работе [11]. В этой работе освещены также «опросы подготовки
и испытаниям, проведению статических и динамических испытании сван;
подбор сваебойного оборудования; обработка результатом испытаний и реко-
рекомендации но устранению причин, вызывающих значительные- отклонения
несущем способности екай от принятых в проекте.
" Основными способами испытали» являются, как указывалось выше,
динамический и статический. Статический способ — наиболее достоверный,
он заключается в измерении деформаций свай под увеличивающемся сту-
ступенями нагрузкой. Наиболее распространенными являются испытания спай
при помощи загрузочной платформы и передачи реактивных усилий от дом-
домкратов па апкорныо сваи.
Динамический способ испытании свай заключается в замерах числа
ударов и соответствующих величин погружения свай. Замеряют, как пра-
правило, 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-
окончания забивки и перед началом добивки. Динамические иснытапия помимо
определения расчетного сопротивления свай уточняют параметры сваебой-
сваебойного оборудования.
Конструкции свай и ростверков. Забивпые сваи —
наиболее распространенный тип. Они бывают железобетонными, деревян-
деревянными и стальными. Железобетонные сборные сваи имеют прямоугольное и
квадратное сечепие, напрягаемую и ненапрягаемуго арматуру. Размер сто-
стороны сечения сваи — 25, 30, 35 и 40 см, диша сваи (без острия) — 4,0; 4,5
и от Г),0 до 20,0 м с градацией через 1 м. Наиболее часто применяются ква-
квадратные сван со стороной 30 и 35 см при длине от G до 12 м.
15 действующий общесоюзный каталог включены забивные сваи следу-
следующих серий:
1) 1.011—1 — предназначены для фундаментов в любых сжимаемых
грунтах, варианты армирования — как с напряжением, так и без напря-
напряжении;
2Н.0П--2— служат для устройства фундаментов в песках средней
плотности, в рыхлых грунтах, в пластичных и текучих супесях, в суглинках
и мягких глинах;
3) 1.011—4—имеют круглую полость и предназначены для свайных
фундаментов в иесчапых грунтах средней плотности и в глинистых грунтах
с консистенцией И = 0,25-f-0,5.
Помимо железобетонных применяют деревянные сваи длиной от 5 до
25 м, толщиной от 15 до 40 см. Стыки свай но длине выполняются с метал-
металлическими накладками и штырем по оси, с плотной приторцовкой в стыке.
При изготовлении сваи обработка ствола дерева ограничивается снятием
коры, заострением нижнего и обработкой верхнего конца. Заострение ниж-
нижнего копца должно быть симметричным, чтобы при забивке не произошло
отклонения от вертикали. Чаще всего заострение выполняется в виде четырех-
четырехгранной пирамиды длиной 1,25—1,5 диаметра сваи; кончик спиливается,
иногда защищается полосовой сталью. Головку сваи защищают от размочали-
размочаливания во время забивки обручем из полосовой стали.
Металлические сваи, как правило, изготовляют из труб, полость которых
после забивки заполняется бетоном. Однако если пагрузкн на сваю незначи-
незначительные и нет необходимости в бетонном сердечпике, полость свай может
быть оставлепа свободной. Так поступают, например, при возведет!» соору-
сооружений для каспийских морских пефтепромыслов.
Острие трубчатой металлической сваи выполняется из листов епврпым,
коническим или пирамидальным. Высота конуса принимается равной 1—1,5
диаметра. Стыковка свай по высоте выполняется на сварко, с использованием
заранее припаренных монтажных планок или колец (рис. 9.7).
Железобетонный спайный ростверк проектируется в зависимости от
конструкции здания пли сооружения, опирающегося па него. Ростверки
могут быть п виде одиночных, ленточных (под стопы), кустовых (под колонны
или столбы) конструкций, а также плитных под «спайное ноле» (под дымовые
427
т|)\оы. in.iocbi, резервуары и т. п.). В ростверках фундаментов иод здания
и углах и пересечениях несущих стон обязательно должны быть установлены
сими. При передаче на фундамент небольших вертикальных нагрузок и при
отсутствии изгибающих моментов (например, под фахверковые стоики)
допускается выполнять фундаменты из двух сваи. Размещение свай в кусте
долйаю быть центрировано на равнодействующую постоянных нагрузок.
Расстояние между осями cnaii должно быть не менее 3 диаметров при
забивных и набивпых сваях и 2.5 диаметра при мероприятиях по облегчению
забивки (лидеры и т. п.). При этом (и в дальнейшем) за d принимается диа-
диаметр круглого пли сторона квадратного (пли большая сторона прямоуголь-
НО1 о) сечения.
Глубину за;ю;кет1ня подоншы ростверков пазпачают с учетом следующих
положении:
1) I! ;ки.1ых и общественных каменных здапиях при отсутствии подвала
и.ш технического подполья подошва ростверка должна быть на 10—15 см
ниже планировочных отметок, а
Манта».»),i ^-ланни при наличии подвала или под-
\^ полья ростверки под наружные
Jстепы закладываются с отметкой
верха, равной отметке пола под-
вала, а под впутрешше степы — с
отметкой подошвы, равной отметке
Рис. 9.7. Металлическая тру5чатаЯ свая. %Т производственных Зда-
пиях прп наличии подвала или
примыкающих к ростверку каналов, приямков и т. п. отметка верха ро-
ростверка должна соответствовать отметке иола заглубленпых участков; прп
отсутствии заглублепных участков верх ростверка назначается для желе-
железобетонных колонн но типовым решеппям на отметке —0,15, для метал-
металлических — на отметке —1 м;
3) при сильно пучиннстых грунтах между грунтом и подошвой роствер-
ростверков (под которыми грунт в процессе эксплуатации может промерзнуть) необ-
необходимо предусмотреть зазор но мепсс 20 см; сохранность этого зазора должна
быть обеспечепа на все время эксплуатации здания.
Заделка сваи в ростверк выполняется, как правило, путем разбивки
бетона верхней части — «головы» — сваи с заводкой в плиту ростверка рас-
распрямленных выпусков продольной арматуры. Ростверки выполняются пре-
преимущественно монолитпыми железобетонными, с учетом требований по про-
ектировапию обычных фупдаментов [8].
Для ростверков под сборные железобетоппые колоппы — со стаканами —
конструктивные габаритные размеры определяются с учетом следующих
положений:
а) размещения необходимого числа спай под подошвой;
б) расстояния от грани сваи до края ростверка не мепее 5 см;
в) минимальной толщины стенок стакапа 22,5 см;
г) минимальной толщины ростверка ниже дна стакана 40 см.
11а рис. 0.8, а показап мополнтный ростверк под типовую сборную
железобетонную колонну сеченпем 400 X 600 мм, установленный на четырех
сваях сечением 300 X 300 мм, а на рис. 9.8, 6 --сборный железобетопный
ростверк, установленный на шести сваях того же сечепия. Конструкции
ростверков апалогичны; правда, в конструкцию мополитпого ростверка
добавлены монтажные петли, а сопряжение свай с ростверком достигается
при помощи мополптлон бетонной подушки. В подушку заделывают сваи
и па немеитпом растворе устанавливают ростверк.
Па рис. 9.8, б показан случаи, когда выдергивающие па1рузки на сваи
отсутствуют. При наличии их ростверк соединяется с монолитной плитой
путем сварки закладпых деталей.
Другим вариантом сборных железобетонных ростверков являются сбор-
сборные железобетонные оголовки на каждой спае (рис. 9.9). Оголовки выста-
выставляются при помощи имвеитпрпых металлических хомутов, которые
1-1
275 ЪО Z"i 1bC.22b bbO 27X'50
< I 'I /'.-?? - II 'II
it
900
ЖвлезоБетоты^
idalTceu. 30*30см
200
Бетонная
подготовка
ш
T2
1-1
2-2
JO
II
200]
L900
Цементный
^ раствор\.
„Монолитный
бетон марки 200\
200
\200
1500
V
Рис. 9.8. Железобетонные ростверки.
а — монолитный; б — сборный.
429
сппмаются после того, как бетон, заполняющий полости оголовка, наберет
прочность.
И а сборные железобетонные оголопки могут устанавливаться как линей-
линейные элемеиты (обвязочные балки, панели и т. п.), так и сборные ростверки
под колонны, опоры и т. п. При наличии внецептренных или вырывающих
нагрузок па оголовках предусматриваются закладные части, соединяемые
па сварке с закладными частями ростверка.
Металлические ростверки выполняются, как правило, на металлических
сваях при надземной установке ростверка. Состоят они из плитпой или балоч-
балочной конструкции собствепно ростверка и переходных подвижных оголовков
свай, при помощи которых ростверк кренится к сваям. Подвижные оголовки
позволяют «погасить» неточности в плане и по высоте при забивке свай.
Распространенным типом подвижных оголовков при трубчатых метал-
металлических сваях являются «телескопические», выполняемые в виде опорной
Рис. 9.9. Сопряжение железобетонной сваи со
сборным железобетонным оголовком.
1 — свая сечением 30 х 30 см; 2 — выпуски
арматуры сваи (не менее 250 мм, но не ме-
менее 20 диаметров арматуры); 8 — сборный
оголовок сечением 750 х 750 х 500 мм; 4 —
бетон в полости оголовка; 5 — контур головы
сваи до разбивки; в — инвентарный металли
ческий хомут.
плиты и иршшрешгого к ней отрезка трубы. Диаметр трубы оголовка должен
быть больше или мепьше диаметра сваи, чтобы обеспечить перемещение трубы
оголовка снаружи или внутри сваи. Соединения оголовков с ростверком боль-
большей частью сварные.
Фундаменты на естественном основании. Фундаменты промышленных
зданий п сооружений могут быть сплошными, лепточпыми или одиночными
столбчатыми.
Одиночные столбчатые фундамепты выполняются под отдельпые стойки
или колопны каркасов. Это паиболее распространенный тип фундаментов.
Лепточпые фундаменты, как правило, устраиваются под несущими степами,
чаще при паличии подвалов и стен из кирнича или мелких блоков. В слабых
груптах опи могут применяться и для стоек (при соответствующих техпико-
окопомических обоснованиях). Сплошные фундаменты применяются либо
при компактной опорной площади сильно нагружепных сооружений (дымо-
(дымовые трубы, силосы, доменные печи и т. п.), либо при очепь сильно нагружен-
нагруженных сооружениях или здапиях (высотные и многоэтажные здаппя или эта-
этажерки с тяжелым технологическим оборудованием).
По материалу конструкций фундаменты могут быть камештыми (бутовые),
бутобетошшми, бетонными и железобетонными. Наиболее распространены
бетоппые и железобетоппые фундаменты, сборпые и мополитпые. В пасто-
ящее время произошла переоценка роли сборпых железобетонных фундамен-
фундаментов в промышленном строительстве. Если в нормативных документах прош-
прошлых лет рекомопдовались под столбы и стойки каркаса промышленных зданий
и сооружений фундамепты сборные железобетонные, то в действующих пра-
правилах ТП 101—76 предпочтение отдается монолитным. Раньше считалось,
что значительное удорожание сборных фундаментов компепсируется сокра-
щепием сроков строительства, устранением «мокрых» процессов и прочими
преимуществами строительства и моптажа. Однако практический опыт не
подтвердил этих предпосылок. Удорожание действительно имело место,
а ускорения строительства но паблюдалось, так как фундамепты промышлеп-
пых зданий ввиду большого диапазона в нагрузках и груптовых условиях
«0
не удавалось снести к компактной номенклатуре, что в свою очередь по давало
возможность наладить их предварительное серийное изготовление. Выигрыш
л сроках монтажа повсеместно «съедался» сроками освоения производства
«.Лорных фундамептоп ни заводах железобетонных конструкции.
Н общесоюзную номенклатуру сборных железобетонных конструкций
промышленных зданий одиночные фундаменты не включаются уи;о более
Ю лет. Для ленточных фундаментов найдены решения, которые позволяют
достаточно небольшой номенклатурой изделий выполнять практически
неограниченное количество вариантов.
Сборные ленточные фундамент ы. Выполняются из
пшовых сборных стеновых блоков и фундаментных плит. Сборные бетон-
нне блоки для стел подвалов (ГОСТ 13579—08 * и сер. 1.116—1) предусмо-
предусмотрены шириной 30, 40, ПО и ПО см при номинальной высоте блокок (id ч длине
а г
L.1
Рис. 9.10. Ленточные фундаменты из сборных блоков и плит на обычных (и)
и сильно сжимаемых (б) грунтах.
1 — стена; 2 — подготовка; 3 — железобетонная плита; 4 — бетонные блоки;
5 — 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 доборные по высоте, т. е. высотой 30 см; длина их 120 см.
Вся номенклатура, таким образом, состоит из D X 2 + 3 X 1) = 11 марок.
Вариант стеновых блоков с пустотами, разработанный в типовых черте-
чертежах, имеет ограниченное применение (только в маловлажных грунтах) и сло-
сложен в производстве, что практически исключает его применение.
Сборные железобетонные фундамептные плиты (ГОСТ 13580—68* и
сер. 1.112—1) по размерам могут быть разделены па две группы. В первую
группу можно включить^плпты высотой 30 при ширине в 60, 80, 100, 120,
140 и 160 см; номинальная длина этих плит 120 и 140 ел, т. е. всего имеется
B X 6) = 12 марок плит. Во второй группе высота плит 50, ширина 200, 240,
2>>0 и 320, поминальная длила 120 см. Общая номенклатура плит — 16 марок.
Характерные поперечные сечения лепточпых фундаментов из сборных
блоков и нлит показаны на рис. 9.10, где даны сечения фупдаментов для обыч-
обычных и сильно сжимаемых груптов. Различаются эти конструкции армирован-
армированным швом и выравнивающим поясом, погашающими неравномерные осадки.
Под подошвой устраивается подготовка из песка толщиной не менее
Ю см (под монолитными участками — из бетона марки не менее 100). Монтаж
блоков ведется на цемептпом растворе марки не менее 50 с перевязкой швов
блоков в 25—50 см (последняя цифра характерна для сильно сжимаемых
1'РУПТОТ;).
Проемы в фундаментах длипой более 0,6 м должны быть перекрыты
перемычками, разгрузочными балками и т. п. устройствами. Особое внимание
следует обратить на установку разгрузочпых балок по верху фундаментных
плит при значительных проемах в стенах. Пример обустройства проема
«юкнзлн па 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 мснео 2:1. При необходимости фунда-
фундаментные плиты в местах уступов укладываются на подготовку из бетона
марки 100.
О д и и о ч и ы о фундамент ы. Наиболее применимы фундаменты
под сборные железобетонные и стальные колонны. Монолитные железобетон-
железобетонные фундаменты под типовые железобетонные колонны прямоугольного сече-
сечения паиболее полно разработаны б типовой серии 1.412—1 |26]. Серия дает
исчерпывающую номенклатуру фундаментов под колонны одноэтажных
зданий по серии КО—01—49. Фундаменты имеют отметку верха —0,15 м
и высоту 1,5; 1,8—4,2 м с градацией через 0,0 м. Номенклатура грунтов,
предусмотренная серией, имеет значепия 1{п от 1.5 до 4,5 кгс/см2 (с градацией
череп 0,."i кгс/см2).
1-1
(увеличено)
4
Рис. 9.11. Обустройство проема в сборном ленточном фундаменте.
; —стеновые блоки; 2 — опорный уголок (по проекту); 3 — разгрузочная
балка (по проекту); 4 — подготовка; 5 — фундамептпая плита; б — ар-
армированный шов; 7 — бетон марки 100.
В альбомах серии приведены графики для определения размеров и арми-
армирования фундаментов, опалубочная номенклатура, примеры подбора и спе-
специальные «чертежи для доработки». Эти чертежи представляют собой набор
заготовок рабочих чертежей фундаментов, которые «дорабатываются» при
копкретпон привязке. Сущность доработки заключается в проставлении
па чертеже следующих данных:
1) зпачения копкретных нагрузок;
2) разбивочпых 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-
подошвы фундамента и для нетиповых колонн.
Определение размеров подошвы монолитных фундаментов под стальные
колонны и ее армирование могут быть выполнешл аналогично фундаментам
под железобетонные колопны. Отличие состоит в конструктивном оформлении
верха фундамента, где надо разместить анкерпые болты и в необходимых
случаях установить дополнительную арматуру в месте опирания анкерных
плит башмака колонны.
Анкерные болты, как правило, устанавливают и бетонируют одновре-
одновременно с фундаментом. Закрепление их от смещения при бетонировании
доляшо обеспечиваться применением кондукторов, постоянной инструмеп-
талытой проверкой и т. д. Анкерные болты определяются по расчету; кон-
конструкции болтов с нормальной и уменьшенной длипой принимаются по типо-
типовым нормалям. Рекомендуется, например, использование болтов, описанных
в работе [11, табл. 17, п..23—5.29|. Июне приводим ряд выдержек по кон-
конструированию фупдамеитов под сталыше колонны из мой работы.
432
При пормалыюй задслко апкерных болтов, если от конца болта до по-
подошвы фундамента менее 1 м, анкеры доводятся до нодоншы, а нодколопннк
армируется но минимальному проценту армнровашш (как бетонный :>ле-
мент). При утом отношение высоты нодколонннка к его наименьшему размеру
и плане (ширине) должно быть не более 1,5. При большей высоте фундамента
длина анкерных болтов принимается равной нормальной заделке, а под-
колошшк армируется по расчету. В случае конструктивного армирования
оно выполняется как для железобетонного элемента.
Минимальные конструктивные габаритные размеры оголовка фупда-
моита назначаются с учетом того, что расстояние от анкерной плиты баш-
башмака колонны до края оголовка фундамспта должно быть не менее 50 мм,
1 от оси анкерного болта до края оголовка фундамента — не менее 150 мм
при болтах диаметром до 48 мм и но мепее 200 мм при болтах большего диа-
диаметра.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Базъ Б. Д. Нормативное давление на естественное основание (та-
(таблицы для расчета). Киев, «Будшслышк», 1965. 190 с.
2. ГОСТ 12506—67. Окна деревянные для зданпй промышленных пред-
предприятий. М., Изд-во стандартов, 1967. 22 с.
3. ГОСТ 14202—69. Трубопроводы промышленных предприятий. Око-
шавательпая окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки.
Л1., Пзд-во стандартов, 1971. 17 с.
4. ГОСТ 15548— 70. Цвета сигнальные и знаки безопасности для про-
промышленных предприятий. М., Изд-во стапдартов, 1970. 12 с.
5. Правила и нормы техники безопасности л промышленной санитарии
для проектирования пожаро- и взрывоопасных производств нефтегатенере-
рабатывнющей, нефтедобывающей, химической и пефтохимпческой про-
промышленности. М., «Недра», 1907. 79 с.
0. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных ком-
компрессорных установок, воздухопроводов D газопооводов. М., «Металлургия»,
1973. 32 с.
7. Противопожарные технические условия строительного проектиро-
проектирования предприятии нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей
промышленности. ПТУСП01-03 п ПТУСП 02—62. М., 1963. 54 с. (Цептр.
мауч.-нсслед. ин-т технико-эконом. исследований по пефт., нефтегаз. и гая.
иром-стн).
8. Рекомендации но расчету железобетонпых ростверков свайных фуи-
лммептов под колонны зданий и сооружении промышленных предприятий.
М., Стройиздат, 1974. 41 с.
9. Рекомендации по расчету свайпых фундаментов в слабых груптах.
М., Огройнздат, 1975. 33 с.
10. Руководство по испытанию забивных свай и подбору сваебойного
оборудования. Киев, «Буд1вельнпк», 1972. 32 с.
11. Руководство по проектированпго фундаментов на-естествениом осно-
нашш иод колонны зданий и сооружений иромышленных предприятии.
J'-Vl—53—01/09. Л., 1970. 105 с. (Ленпнгр. отд-ние пн-та Промстройи]юект).
12. СИ 181—70. Указания по проектированию цветной отделки интерь-
интерьеров производственных зданпй промышленных нредпрпятнй. М., Стройиздат,
11O2. 80 с.
13. СИ 245—71. Санитарные нормы проектир» вания промышленных
предприятий. М., Стройпздат, 1972. 90 с.
14. СП 433—71. Указания по строительному проектированию пред-
предприятий, зданпй и сооружений пефтяной и газовой промышленности. М.,
('тройпздат, 1972. 80 с.
15. CHulI 11—6—74. Нагрузки и воздействия. М., Стройпздит, 1970.
('О с.
10. CHuIl II 15—74. Нормы проектирования. Основания зданий и соору-
сооружений. М., Стройнздат, 1975. 05 с.
2S :;ai,-n:i 150 433
ii. СНиП II 28—73. Нормы проектирования. Защита строительных
конструкций от коррозии. М., Стройилдат, 1974. 33 с.
18. С Hull II—А.5—70. Противопожарные нормы проектирования зда-
зданий и сооружений. М., Стройиздат, 1971. 1С с.
19. CIIuIl II—Б.5—67 *. Свайные фундаменты. Нормы проектирова-
проектирования. М., Стройиздат, 1971. 21 с.
20. СНиП II—М.2— 72. Производственные здания промышленных пред-
предприятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1972. 18 с.
21. СНиП П—М.3—68. Вспомогательные здания и помещения про-
промышленных предприятий. Нормы проектирования. М., Стройиздат, 1968.
28 с.
22. СНиП П—П.3—70. Склады пефтн и нефтепродуктов. Нормы про-
проектирования. М., Стройиздат, 1971. 17 с.
23. Строительное проектирование промышленных предприятий. Тепло-
Теплотехнический 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 окопные папели из горячекатаных и гнутых
профилей для промышленных зданий. Вып. 1. Рабочие чертежи. М., 25 с.
26. Типовые конструкции и детали здапий и сооружений. Сер. 1.412—1.
Мополитные железобетошше фундаменты под типовые колонны прямоуголь-
прямоугольного 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 здапий и сооружений.
Сер. 1—472—1 ?*? 5. Шкафы для хранения одежды в гардеробных помещениях
промышленных предприятий. М., 1971. 97 с.
29. Унификация объемно-планировочных и конструктивных решений
промышленных зданий газовой и нефтедобывающей промышленности. М.>
1973. 17 с. (М-во стр-ва нефт. и га», пром-сти СССР).
Глава 10 КОНТРОЛЬНО-
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ,
АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА
§ 10.1. Автоматизация контроля
и управления НПС
Объемы и принципиальные схемы автоматизации НПС Системы автома-
автоматизации НПС обеспечивают безаварийную работу в расчетных технологи-
технологических режимах. Объемы автоматизации предусматривают пормальпую
работу всего оборудования при отсутствии обслуживающего персонала на
рабочих местах, при условии централизации контроля и управления из
операторской.
На принципиальных схемах автоматизации указывают размещение дат-
датчиков, вторичных приборов, регуляторов, сигнализацию на щитах и пультах,
органы цистанциопного управления, что позволяет определить необходимые
объемы автоматизации.
Оборудование автоматизации IIIIC включает систему общестапциопной
автоматики, автоматизации вспомогательных сооружепий и магистральных
иасоспых агрегатов.
Система общостапциовпой автоматики (рис. 10.1) обеспечивает:
— централизованный контроль за основными параметрами работы стан-
станции, их регистрацию и необходимую исполнительную и аварийную сигна-
сигнализацию;
— отключение пасосных агрегатов защитой при повышении лавлепия
на нагнетании или снижении его па всасывашш;
— регулирование потока путем дросселирования па нагпетании стапцпи;
— контроль загазованности или возпикпояенпя пожара: отключение
всего оборудования при срабатывании систем;
— дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек
подключения стапции к магистрали при подготовке к пуску первого агрегата.
Приборы цептрализовашгого контроля обеспечивают индикацию и реги-
регистрацию давления пагнетапия (до и после узла регулирования) и давления
всасывания, а также измерепие значепия уставки регулятора и температуры
перекачиваемой пефти. На щитах в операторской устанавливаются селектив-
селективные сигнальные указатели неисправностей и срабатывания аварийных защит.
Ориентировочный объем защит приведен в табл. 10.1.
Уставка защиты по аварийным давлениям па нагнетании принимается
равной 1,1рр (для трубопровода — рт, для коллектора — рк). Защита по
предельным давлениям настраивается на более низкое значение с учетом
погрешностей срабатывапия сигпалыгах устройств. Защита по всасыванию
должна срабатывать с выдержкой 8—12 сек для исключения ложных сра-
батыиапий из-за воздуптых пробок и снижения давлепия при запуске сосед-
соседних агрегатов. Защита по предельным зпачениям настраивается на значение
кавитационпого запаса Нк. Защита по аварийным давлениям отстраивается
от ложных срабатываний снижением уставки по давлению или уветичением
выдержки времепи.
Автоматизация вспомогательных систем предусматривает:
— автоматический запуск рабочего агрегата;
— коптроль исправности рабочего агрегата;
— автоматический запуск резервного агрегата при неисправности основ-
основного рабочего;
28* /,35
ТАБЛИЦА 10.1
Ориентировочный объем защит ППГ
i jii'iia.'iiiniiniiH неисправности
Аварийная загазованность
Повышенная загазованность
Пожар
Затопление
Аварийный уровень сборника
утечек
Макспмальпыи уровень в резер-
резервуаре сброса воды
Предельное минимальное да-
влеппе всасывапия
Аварийное минимальное да-
давление всасывания
ГТгобхпщгмость отключрпия
агррглтпп
+ (сопровождается отключе-
отключением электроснабжения)
—
+ (сопровождается отключением
вентиляции и электроснабже-
электроснабжения)
—
—
—
+ (отключается первый по по-
потоку агрегат)
+
СГП-1М,
сгп-ш,
ДПС-038
СУЖ-1Н
СУЖ-Ш
СУЖ-Ш
ВЭ-16рб,
ПЭ-16рб,
Приборы
свк-зм
свк-зм
тол
iMn4-IV
МП4-1У
>'('отшя наегронкп
40% нижнего предела взрыво-
взрывоопасной концентрации
20% нижнего предела взрыво-
взрывоопасной концентрации
Температура на 50° С выше тем-
температуры окружающего возду-
воздуха
Заполнение дренажного приям-
приямка
Заполнение сборника
То же
Кавитадионный напор насоса Як
11к — @,5 -^ 1) кгс/см8
Продольное максимальное давле-
давление нагнетания до узла регу-
регулирования
Аварийное максимальное давле-
давление пагнотания до узла регу-
регулирования
Предельное максимальное давле-
пие после узла регулирования
Аварийное максимальное давле-
пие после узла регулирования
Повышенное давление всасыва-
всасывания (возможна непродолжи-
; телымя подача разгрузки на
всасывание)
Минпмальиая температура в по-
помещениях (блоках)
Неисправность вспомогатель-
вспомогательных систем
Авария вспомогательных систем
Неисправность на подстанции
as
- (отключается первый по по-
потоку агрегат)
-г-
-)- (отключается первый по
потоку агрегат)
— (сигнализация по каждой си-
системе отдельно)
— (сигнализация по каждой си-
системе отдельно)
+ (от аппаратуры подстанции)
ПЭ-16рС, MII4-1V
ВЭ-16рб, МП4-1У
ВЭ-1брб, MI74-IV
ВЭ-16рб, МП4-ТУ
ВЭ-1Орб, MFI4-IV
ТИП-СК
Рк -1- B -г- 4) кге/см*
Не более 1,1 рк
Рт + C -г- 5) кгс/см2
Не более 1,1 рт
20—30 кгс/см3
В соответствии с техническими
условиями на оборудование
к сборнику HB
Из магистраль
ного
нефтепровода
^Приямок
Узел регуляторов давления
В магистральный
нсгртепроВод
Отделение
двигателей
Отделение
насосоЬ
агрегата
один наессный
едиющи/ за работающими по
^Запрет запуска насосных а
Отключ^ние насосного агрегата Щ
Аварийная остановка станции при пожаре
- контроль исправности резервного агрегата;
— сигнализацию неисправности рабочего и резервного агрегатов.
Принципиальная схема автоматизации вспомогательных систем при-
ш-'К'на на рис. 10.2 на примере иоднорпых поптиляторов. Работа системы
контролируется по физическому параметру (давление, температура). Для
Аварийное отключение насосной
Рис. 10.2. Принципиальная схема автоматизации подпорных вентиля-
вентиляторов.
контроля давления и температуры воды, воздуха, масла в нормальных поме-
помещениях применяют общепромышленные реле давления и температуры, во
и.'фывоопаспых помещениях — приборы, указанпые в табл. 10.1.
Аппаратура автоматического управления и защиты 1ШС. Для маги-
1 1 ральпых пасосов серии НМ поставляется комплектно с агрегатами Сумским
машиностроительным заводом им. Фрунзе. Схемы автоматизации прила-
прилагаются к аппаратуре вместе с технической документацией. Конкретный
индекс документации уточняется при подтверждении заявки на оборудование.
Аппаратура выполнена на релейных элементах и состоит из отдельных бло-
i'on. Конструкция блоков предусматривает возможпость их смены без оста-
новки агрегата. Система на бесконтактных элементах «Пуск-71» обеспечивает
''"зможпость управления как отдельными насосными агрегатами, так и всей
439
станцией, блочный пришит построения позволяет напирать нужное коли-
количество стоек в соответствии с особенностями технологического оборудования.
Приборы контроля и защиты ППС указаны в табл. 10.1. Контроль давле-
давления в трубопроводе осуществляется взрывозащшценнымн контактным!
показывающими манометрами типа ВП-10рб п MIM-1V. Для снижения макси-
максимального продела измерения давления у приборов па всасывании промежу-
промежуточных станций без емкостей на линии отбора устанавливают устройстве
защиты (УЗ). При повышении давления выше заданного УЗ перекрывает
импульсную линию и предотвращает дальнейшее1 повышение давления «после
себя».
Автоматическое регулирование. Применяется для плавного oiриничеппя
максимального данлепия нагнетания и минимального давления всасывания
на ППС при работе в режимах, отличающихся от расчетных или возникающих
при переходных процессах. Оно предусматривается па всех перекачивающих
станциях, кроме головных и промежуточных НПО с постоянно подключен-
подключенными емкостями, за которыми по потопу расположены станции с постоянно
подключенными емкостями. Автоматическое регулирование НПС с приводом
от электродвигателей осуществляется, как правило, путем дросселирования
потока на нагнетании станции. Другой способ регулирования — перепуск —
применяется только при наличии противодавления на пагветапии станции
(в горных районах).
В качестве регулирующего органа могут быть пенользовапы двухседель-
пые 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:
где Q — расход, м3/ч; Kv — условная пропускная способность регулиру-
регулирующего органа (табл. 10.2); Ар — перепад давления, кгс/см2; у — удельный
вес жидкости, гс/см3.
ТАБЛИЦА li'.2
Значения условной пропускной способности Kv регулирующих
органов к зависимости от их номинального диаметра
Номинальный
диаметр, им
100
150
200
250
300
400
500
600
700
Днухссдсльпый
клапан
160
400
630
1000
1600
2500
4000
—
—
1>р|-у.-ц111ую:цип орт!
.Часлпцка
400
800
1200
1700
3 000
Г, 000
8 000
12 000
16 000
i
Ш:фч»'I: кран
1600
2 700
4 500
6 000
10 000
17 000
26 000
36 000
Автоматический контроль загазованности. :.)тот вид контроля преду-
предусматривается во всех взрывоопасных помещениях, где в результате отдель-
отдельных неисправностей оборудования возможно возникновение повыгаенпой
концентрации паров нефти и нефтепродуктов. При достижении 40% нижнего
предела взрываемости (НПВ) насосная должпа Сыть остановлена и отсоеди-
отсоединена от магистрали, а энергоснабжение всех потребителей в помещении,
440
кроме освещения, отключено. Точки забора воздуха для контроля концен-
концентрации должны размещаться на высоте 0,5—0,7 л; вблизи технологической
оборудования, которое может служить источником концентрации.
Для контроля концентрации применяются автоматические сигпалпиа-
торы СГП-1М и СВЬ'-ЗМ. Каждый сигиализатор может калиброваться и«
определенный перечень горючих веществ, указанный в технической докумен
т:-иин. Применение сигнализаторов с неправильно]! калибровкой педому-
стнмо. Один датчик сигнализатора должен приходиться па один пасоснын
агрегат или па 100 м2 контролируемой площади.
Автоматический контроль возникновения пожара. Осуществляется с по-
помощью нижеследующих сигнализаторов пожара, устанавливаемых во всех
взрывоопаспых помещениях и в отделении электродвигателей:
— ДПС-038 дифферонциалышо, реагирующие на скорость изменения
температуры;
— ТРВ-2 тепловые, реагирующие на повышение температуры в номе-
щепии;
— тепловые с легкоплавкой головкой (сприпклеры СВ).
Наиболее применимы датчики ДПС-038 совместно с вторичным устрой-
устройством ПИО-017. Площадь, обслуживаемая одпим датчиком, — 25 ма.
§ 10.2. Автоматизация магистральных
насосных агрегатов
Автоматизация агрегата (рис. 10.3) обеспечивает последовательное вы-
полпепие операций программного запуска или остановки агрегатов, постоян-
постоянный контроль параметров, отклонение которых от норм может привести
к" аварии. Программа запуска должна предусматривать открытие задвижек
на всасывании и пагпетании насосного агрегата с одновременным включением
электродвигателя и подключение защиты по вибрации после пуска. Г.сли
характеристики ялектродвигателя не позволяют пуск насоса на открытую
надвижку, ирограмма запуска обеспечивает такую последовательность опера-
операций: открытие задвижки иа всасывании, запуск электродвигателя, открытие
задвижки на нагнетании, подключение защиты по вибрации. В ходе запуска
и во время работы насосного агрегата осуществляется автоматический
ТАБЛИЦА 10.3
Ориентировочный перечень параметров защиты магистрального
нлеоспого агрегата и приборов контроля
Параметр
Температура:
подшипников пасое»
» двигателя
корпуса насоса
воздуха на выходе двигателя
i ок двигателя
^ точки из уплотнений насоса
Давление:
масла к подшшшикам
охлаждающей воды к ;>лектро
двигателю
воздуха в камерах беенром
валмюн установки
Повышенная вибрация
То тс
Предал п.чмереннн
40- 70° С
По ТУ двигателя
20 мм вод. ст.
1 кгс/см2
2 кгс/см'-
20 мл: вод. ст.
80 мкм
0,85 см/сок
ПрчОир контроля
OT-13GM
Э-377
СУН-1
ВЭ-1Г,рб, MII4-IV
ЭКМ-IV
ДН-100
АВКС-1
КСЛ-9
hacoc
воздик от подпорво.»
оентилятороб беспром.
, Вальных ка-
/
Масло от
маслоохладите-
маслоохладителей
И сборнику
утечек
Коллектору
разгрузки
Рис. 10.3. Прянципвальиая схема автоматизации магистрального насосного агпегятя.
1,1,пт]юль исправности всех узлов агрегата. Объем параметров контроля уточ-
п'мск-н п соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей насосов
!? :.л(ч:тродиигателеп. Ориентировочный перечень параметров защиты агрегата
\ i.-.-iaaii в табл. 10.3.
Сигнализатор СТ-136М состоит из восьми одинаковых блоков сигнализа-
сигнализации и блока питания. Он выполняет следующие функции: контроль темне-
|,,,iypi,i в восьми точках; выдачу селективного сигнала при превышении
.: • миной температуры в контролируемой точке и при обрыве линии от дат-
? iin;a. при исчезновении напряжения на приборе.
Сигнализатор СУ11-1 состоит из датчика утечек со сменными сливными
илфрагмами, датчика-реле напора Д11-100 и электронного искробезоиасного
I• ?-•_-? о Т8И. При повышении допустимого значения утечек возрастает давление
I. датчике, что приводит к срабатыванию датчика-реле напора. Реле ДН-100
итапавливается в 6—8 м от датчика утечек, роле Т8И — в невзрывоопасном
помещении.
Контроль вибрации насосных агрегатов осуществляется на передних
(обращенных друг к другу) подшипниках насоса и электродвигателя. Внбро-
датчик АВКС-1 реагирует на вибросмещение. Расстояние от датчика до вто-
вторичного прибора 20—30 м. Прибор контроля вибрации КСА-0 срабатывает
при повышении зиачепия пнброускорения в точке коптроля. 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-
предусматривает (рис. 10.4):
— централизацию контроля и управления;
— защиту от перелива;
— защиту от повышения давления в подводящих трубопроводах;
— замер количества нефти на потоке;
-- пожаротушение.
I) ряде случаев может быть запроектировано программное переключение
резервуаров при паливе и сливе.
При централизации контроля и управления резервуарных парков
I! пункте управления сосредоточиваются измерение уровня в резервуарах,
'.пгналпзацня максимального и минимального уровнен, дистапционное
управление задвижками. На щитах в пункте управления воспроизводится
мнемопнческая схема резервуарного парка, в которую встраиваются кнопки
управления задвижками и лампы сигнализации положепия задвижек, а также
оперативных и аварийных уровпей в pesepnvapax.
Для дистанционного измерения уровня (или массы нефти) в резервуарах
используют системы «Утро-2» пли «Квант». Комплекс устройств для товаро-
I1.и четных операций «Утро-2» обеспечивает сбор и передачу зпачепий уровня
1' срелиен температуры нефти в 50 резервуарах. Результаты изморепий вос-
произволится на пульте управления, регистрируются на иорфолепте и могут
<"ч,1Т1, «нелепы непосредственно в ЭВМ. Для измерения уровня и температуры
hi-'J.tm г. комплексе «Утро-2» используют многонроводную телемеханическую
1 П'-тему. Количество проводов при измерении только уровня пефти составляет
' ' ? п — /), а при измерении уровня и теыиературы 18 Ч- га 4- р, где п —
'?••'?.'о датчиков намерении в данном направлении: ь — число резервных жил.
Сопротивление жилы кабеля для измерения уровня нефти не превышает
>';", а для измерения температуры — 5 ом. Т! комплексе «Квапт» примепен
пьезометрический способ взвешнвапня столба жидкости. В состав комплекса
пх.'оят:
— датчики гидростатического давления (толевые) па 50 объектах коп-
коптроля (резервуарах) со своими нневмоканаламтг;
— пять селскторпых устройств «Радиус-М» для сбора первичной ипфор-
??'?'ции о гидростатическом давлении жидкости в контролируемых резерву-
Рис. 10.4. Принципиальная схема автоматизации резервуарного парка.
?544
пульт диспетчерский для сбора информации f устройств «Раднус-М»,
ч 1Я управления устройствами вычислительным, печати п перфорации, а также
?ия индикации результатов вычислений;
вычислительное устройство д;1я преобразования первичной информа-
информации от датчиков о массе и уровне жидкости в контролируемом резервуаре;
— устройство печати и перфорации для регистрации результатов изме-
изменения па бланке и перфоленте.
Для работы датчиков необходимо питание воздухом давлением
1/i кгс'см*. Погрешпость измерения массы не превышает 0,5%.
Па всех резервуарах должна предусматриваться защита от нерелнпа,
при срабатывании которой прекращается подача пефти в резервуар. При
высокой производительности налива схема автоматизации должпа пред-
предусматривать управление целой группой из двух — трех резервуаров при
переливе в одпом из них. Для резервуаров с понтоном и плавающей крышей
применяют прибор типа СУЖ-1Н. Конструкция устанавливаемого прибора
должна обеспечивать его сохранность при подъеме поптопа или плавающей
крыши выше уровня настройки. Настройка уровня срабатывания должна
учитывать заполнение резервуара за время закрытия задвижки. Автомати-
Автоматическая защита от повышения давления воздействует на приемную задвижку.
I! качестве датчика используют взрывозащищенный манометр. Постромка
манометра на 10% ниже настройки срабатывапия механических предохрнни-
юльных кланапов.
Автоматическое измерение количества нефти на потоке. Контроль коли-
количества нефти на потоке осуществляется с помощью счетчиков нефти. В тур-
.'>пш1ых счетчиках чувствительным элементом является вращающийся ротор
турбипка). В лопасть турбинки вмонтирован магнит, который при прибли-
приближении к катушке, установленной на корпусе, индуцирует в пей ток. Количе-
Количество 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. Ото отличие и является погрешностью счетчики,
которая в процессе эксплуатации должпа непрерывно контролироваться.
Для современных турбиппых счетчиков (табл. 10.4) характерны следующие
технические данные:
Осповпая погрешность, % 0,25
Повторяемость (погрешность в рабочей точке),% 0.05
Диапазон расходов (отношение минимального 1 : 10
расхода к номинальному)
Потерн давления при номтьчльнон производи- 0,3
тельцости, кгс/см2
ТАБЛИЦ \ 1с.4
Основные типоразмеры турбинных счетчиков
Номинальный
диаметр, мм
100
150
200
250
Номинальная
щюшшодн-
ТОЛЬЛОС.'1'Ь, М8/Ч
Номинальный
диаметр, мм
300
ооо
1H0
2000
300
400
500
Лолшмальняя
произв.i;;h-
ТРЛЫЮСТЬ, Мэ ' !1
2500
4000
A50A
При проектировании замерного уалл перед счетчиком и номе него
"'1ЛЖНЫ быть обеспечены прямые участки для создания равномерного потока.
.Длина их перед счетчиком — 10—20 диаметров счетчика, за счетчиком —
'с менее 5 диаметров. Для снятия счетчика при ремонте или поверке с обеих
Вкл. агрегатоо пом насосной
Рис. 10.5.'Припципиальнап схема автоматизации пожаротушения в резервуарпом парке.
446
(торон его должны быть установлены задвижки. При наличии любого обвода
иокруг счетчика задвижки должны обеспечивать герметичное перекрытие
л иметь устройство для поверки герметичпости.
Автоматическое пожаротушение. В резериуарных парках I и II категории
предусматривается автоматическое пожаротушение. Сигнал о загорании
передается датчиками, установлешгами на крыше или на стенке резервуара.
Датчики размещают по периметру резервуара у пеногеператоров. На каждом
резервуаре должно быть установлено не менее двух датчиков. В качестве
.читчиков используют сигпализаторы типа ТРВ-2 и станцию сигнализации
ТОЛ. На каждый резервуар выделяется самостоятельный луч. При пеобхо-
димости в луч включают токовое реле для управления электроприводпымп
задвижками. При срабатывапии датчика включаются пожарные насосы
и открываются задвижки па растпоропроводе к пенокамерам соответству-
соответствующего резервуара (рис. 10.5).
Датчики ТРВ-2 включаются в луче последовательно. Для обпаружепия
обрыва цепи на клеммы параллельпо датчику устанавливают диод Д226Г.
При появлении сигнала от датчика на станции ТОЛ переключается поляр-
полярность питания. Сохранение цепи свидетельствует о пожаре, разрыв цепи —
об обрыве провода; при применении лучевых реле диоды устанавливают
и обоих направлениях.
Объемы защит пожарной насосной аналогичпы объемам автоматизации
нспомогательных систем перекачивающей пасоспой. При выборе приборов
контроля и определении уставок времени следует учитывать, что допуска-
омая инерционность системы автоматического пожаротушения с момента
возникновения пожара до поступления пепы не должна превышать 3 ыии.
Автоматизация вспомогательных сооружений. Автоматизация систем
водоснабжения сводится к поддержанию необходимых уровпей воды в резер-
резервуарах или водонапорпых башнях и заданного давлепия в водонроводпой
еетп. Артезианские скважипы автоматизируются па базе аппаратуры, поста-
поставляемой комплектно с погружным пасосом. Насосные станции 2-го подъема
автоматизируются аналогично вспомогательным системам перекачивающей
пасоспой. Для их автоматизации могут быть использованы дополпительпые
блоки в системах «Пуск-71» или Сумского мапгапостроительпого завода
им. Фрунзе.
Устройства водоподготовки увязываются в единую схему с системой
подачи воды. Для системы обезжелезивапия требуется установка ротаметров
для контроля расхода и манометров для измерения давления па фильтрах.
Автоматизация бактерицидной установки осуществляется аппаратурой,
поставляемой комплектно с пей. Включепие в работу бактерицидной уста-
установки должно опережать по времени подачу воды в хозяйственно-питьевую
сеть. В качестве датчиков в системах водоснабжения применяют сигпализа-
сигпализаторы уровня жидкости ЭРСУ-3 и коптактпые манометры ЭКМ.
Принципы автоматизации систем капализации апалогичпы таковым для
других вспомогательных систем. При автоматизации систем производственной
капализации применяется взрывозащищеппая аппаратура, апалогичная
аппаратуре перекачивающей пасосяой; в помещепип капа.тизацпопной насос-
насосной предусматривается контроль загазованности.
§ 10.4. Телемеханика трубопроводов
Для сбора информации с НПС с целью координации работы всего трубо-
трубопровода, централизации управления в одном месте — районном диспетчер-
диспетчерском пупкте (РДП) — используются устройства телемеханики. Объемы
передаваемой по пим информации позволяют диспетчеру вести работу в опти-
оптимальном режиме, представить характеристику режима работы трубопровода
я состояпия осповпого оборудования, оценить сложившуюся ситуацию
я принять необходимые меры для предотвратцепия аварий.
Для телемеханизации магистральных трубопроводов серийно выпу-
выпускаются устройства ТМ-200 и ТМ-120.
Устройство ТМ-200. Оно предназначено для телемеханизации районного
диспетчерского управлепия нефтегазопроводами с рассредоточенным харак-
характером расположения объектен. Устройство предусматривает работу по двум
направлениям линий связи с макспмальпым количеством контролируемых
пупктов (КП) па одпом направлении — 60. Для обмела информацией устрой-
устройство использует телефогшый капал, образованный по физическим цепям
двух- или четырехпроводпых воздушных или кабельных линий связи. Устрой-
Устройство выпускается в модификациях, охарактеризованных в табл. 10.5. Оно
обеспечивает ретрансляцию 5 ТИ и 10 ТС в другое устройство ТМ.
ТАБЛИЦА ill.»
Модификация устройства ТМ-200
НнМГр
модифика-
модификации
1
3
4
Выполняемые функции на КП
Телеуправ-
Телеуправление (ТУ)
1
1
Телерегули-
Телерегулирование
(ТР)
1
1
Телесигна-
Телесигнализация
(ТС)
5
5
5
5
Аварийная
телесигна-
телесигнализация
(АТС)
1
1
1
1
Телеизме-
Телеизмерение (ТИ)
4
4
3
3
В качестве датчиков телеизмерения в системе ТМ-200 могут использо-
использоваться токовые с сигналом 0—5 ма, кодовые с сигналом в виде двоичного
циклического или двоичпо-десятнчпого циклического кода.
Основная погрешность телепередачи — около 1%, расстояние от КП
до датчика определяется сопротивлением линии н« более 50 ом. Устройство
может работать в следующих режимах:
— циклический опрос ТИ — ТС, сравниваются параметры ТИ с задан-
заданными пределами верхних и нижних уставок;
— ш-редача команд телеуправлепия или тслерегулированпя с реги-
регистрацией;
— 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 вознпкповепнп аварийной сигнализации, перфо-
перфорацию данных.
Макспмальпое время передачи ТУ — 3 сек и поступления аварийной
сигнализации — 15 сек, циклического опроса всех КП — 20 мии.
Аппаратура ПУ размещается в пяти напольных шкафах II габарита.
Она предназначена для работы в иптервале температур 5—50° С. Аппаратура
КП может размещаться в зависимости от заказа в одпом напольпом шкафу
обычпого пли пылебрызгозащищепного исполнения для работы в интервале
температур —30 -=- +50° С, потребляемая мощность 0,15 кв-а.
Комплекс устройств ТМ-120. В комплекс входят следующие устройства
(рис. 10.6):
— ТМ-120-1 для jправления сооружениями с большим количеством
объемов еа КП;
— ТМ-120-2 для управления сооружениями с малым количеством объек-
объектов па КП;
— обработки информации на базе ЯВМ М-6000.
Описываемый комплекс устройств телемеханики предназпачеп для
передачи известителыюй и командной информации с использованием прнп-
ципа выбора сообщений по относительным приоритетам. Комплексом обесне-
летел передача известителыюй информации с контролируемых пунктов
.шеи (объектов линейных сооружений) и высшей ступеней (насосных стан-
;) па пункт управления в РДП.
И объем передаваемо!! известительпой информации входят телеизмерения
.-утих параметров (ТИ), телеизмерения интегральных значений параметров
.ill), телесигнализация (ТС) и статистическая информация (СИ). Комплекс
;ciicm!ii..:i't передачу командной информации г НУ на liH высшей ступени —
Диспетчер
Мнемощит
РДП
\M-6000
Дисплей
Г"
[Пульт управления
Устройство
обработки
L.
Устройство ПУ
UW-120-1
Но нал
связи
Устропстба ретрансляции I у/7-я/7
НП,
Датчики
Рис. 10.6. Схема комплекса ТМ-120.
команды телеуправления (ТУ) и телерегулироваиия (ТР) для задания уставок
регуляторам, а также с ПУ на КП низшей ступени — команды ТУ. Он рас-
считап па выполнение на пункте управления основных операций по обра-
обработке информации: воспроизведения ТИ в цифровом виде, воспроивведепия
ТС, ретрансляции части информации на резервный пункт управления, сигна-
сигнализации отклонения параметров, а также регистрации эпизодической и пери-
периодической известительиой и командной информации.
В устройство ТМ-120-1 могут входить до 30 УП-КШ, связанных с ПУ
но 20 каналам связи произвольной структуры с помощью стандартных систем
уплотнения каналов. Скорость передачи 600 бод. Объем информации с каж-
каждого КП: ТИ - 64; СИ - 512; ТС — 128; ТУ — 128; ТР — 8.
Для обработки данных устройство ТМ-120-1 может быть снабжено ЭВМ
M-fiOOO. Комплектность ЭВМ М-6000 определяется объемом поставленных
задач, способами и устройствами воспроизведения информации.
20 Gai.-аз 156 '№
Устройство ТМ-120-2 обеспечивает ретрансляцию информации, собира-
собираемой им в объеме ТУ — 80, ТС — 128, ТИ — 128. Расстояние между аппара-
аппаратурой TM-J2O-1 и ТМ-120-2 не должно нрепышать 25 м.
ycTpoiicTuo ТМ-120-2 состоит из НУ и 1(i KI1. Объем информации с каж-
каждого К11 составляет: ТУ — 8, ТС — 16 и ТИ — 8. Капал связи может быть
оргапнзонан с помощью стандартных систем уплотнения или по выделеппым
двухпроводным кабельным или воздушным линиям связи. В качестве дат-
датчиков ТИ могут использоваться датчики постоянного тока 0—5 или 0—20 ма,
кодовые датчика с сигналом в виде двоичного 8-разрядного кода. Связь
с датчиками ТИ и ТС осуществляется с помощью днухироводиоп симметрич-
симметричной липни сопротивлением до 50 ом. Шкаф КП пылевлагозащшцеыпого
исполнения пригоден для работы при температурах от —30 до +50° С и отно-
относительной влажности 95% •
Устройства телемеханики обеспечивают ретрансляцию ииформации
в вышестоящее устройство или в ЭВМ М-6000.
Датчики телеизмерения. Для передачи намерений применяют приборы
с токовым выходом системы ГСП и кодовые датчики давления ДДК. В послед-
последних используется принцип срыва генерации высокочастотных колебаний
от потерь, вносимых металлическим телом, введенпым в электромагнитное
поле катушкп индуктивности, колебательного контура автогенератора.
§ 10.5. Объемы автоматизации КС
Комплекс средств автоматизации КС должен обеспечивать управлепио
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 пупкт (ЦДП) по каналам телемохапики.
Аппаратура систем автоматизации, а также средства контроля и упра-
управления размещаются в помещении районного диспетчера, находящегося
либо в КЦ, либо в отдельном помещепии.
Средства автоматизации КС должны обеспечивать следующие режимы
работы.
Управление:
— заданием давлепия на выходе каждого потока;
— заданием распределения нагрузки по цехам одного потока;
— станционными и охранными кранами;
— выбором группы работы резервных агрегатов;
— автоматическим пуском, нормальпой и аварийной остановками ГПА;
— - регулятором измопония режима работы ГПА;
— регулируемыми байпасными крапами цехов;
— аварийной остановкой КС.
Коптроль:
-- давления газа на входе и выходе КС но потокам;
температуры газа на выходе КС по потокам;
— производительности КС по потокам;
— скорости вращения турбины низкого давления (Т11Д) (для газотур-
газотурбинных ГПА);
— температуры продуктов сгорапия (для газотурбинных ГПА);
— тока статора или активной мощности (для электроприводпых ГПА);
скорости вращения газомотокомпросспра (ГМК);
— давления газа на входе и выходе каждого ГПА;
— минимального и максимального уровня в пожарных резервуарах;
— степени загазовапиости в точках замеров;
— положения регулируемых байпасыых кранов.
Непрерывную или периодическую регистрацию:
— давления газа па входе и выходе каждого потока;
— температуры газа па выходе каждого потока;
— давлепия газа па'выходах ГРС собственных нужд;
450
ТАБЛИЦА 10.6
Функции систем автоматического коитроля и управления
по тинам ГПА
Гппотурбпнпый ГПА
ЭлоитропрпподнсЯ ГПА
Управление
1. Автоматический пуск, аварийная и нормальная остановки.
2. Управление механизмами агрегата (пусковой масляный насос, краны и т. п.).
3. Опробование защит.
4. Выбор режима работы агрегатов.
'. Управление регулятором скорости 5. Выбор режима работы возбудителя
вращения турбипы
Сигнализация
1. Состояние агрегата (пуск, работа, авария).
2. Положение механизмов агрегата.
Я. Нарушение нормального режима работы агрегата (предупредительная).
'\. \ 1ричипы аварийной остановки
Измерения непрерывные
Давление газа на входе и выходе нагнетателя.
Температура продуктов сгорапия
перед ТВД.
Скорость вращения ТВД и ТНД.
Расход топливного газа
2. Температура подшипников.
3. Давление газа в полости нагнетате-
нагнетателя.
4. Вибрация подшипников.
5. Перепад «газ — масло».
0. Давление масла смазки.
7. Давление масла уплотнения.
8. Объемная производительность.
9. Ток статора.
10. Ток и ианряжепие возбуждения
Измерения но вылову
1. Температура масла до и после мас-
маслоохладителей.
2. Температура и вибрация подшипни-
подшипников.
'Л. ] 1еренад «газ — масло».
4. Давление масла смазки, масла в си-
системе регулирования и после импел-
импеллера.
•"'. Давление пускового и топливного
газа.
v>. Температура воздуха перед осевым
компрессором.
7. Давление воздуха после осевого
компрессора
\. Температура масла после маслоох-
маслоохладителей.
2. Температура воздуха после воздухо-
воздухоохладителей.
3. Температура охлаждающего возду-
воздуха после главного электродвигателя.
4. Температура железа статора и меди
ротора главного электродвигателя
20*
'151
МГЦ
owbi воздушного
охлаждения газа
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 — топлнн
банное отработанное, МЛ — аварийный слив, М — пылеуловителей; вола:
452
нпг
Пылеуловитель
Контроль по вызову
Периодическая
регистрация
схема автоматизации КС.
дроссель; 3— переход; 4 — си.еча; 5 — олектропнеиматичестип! узел управленп:! i.'1'аном;
iibiii, ГЦ — nyci;oioii, I'll -• HMiiyjii.ciiHii; мис:к>: ЫТЧ — турОпшюс чистое. Л'10—.туьг
ВГ — гщшчан", ВЦ — нагретал, ВХ — xi.;io,"inaii; В — воздух! Д — дренаж.
453
— расхода газа через ГРС собственных нужд;
— давления газа на входе ГПА;
— производительности КС по потокам;
— температуры продуктов сгорашш газотурбинных ГПА;
— скорости «ращения Т11Д газотурбинных J'JIA;
— тока статора или активной мощности олоктроприводпых ГПА;
напряжения па типах 6 п 10 кв трансформаторной подстанции или
электростанции собственных нужд.
Сигпализап.ию:
— аварии пли неисправности, с расшифровкой цеха или ьспомогатель-
пого объекта, откуда поступил сигпал;
— пожара па объектах КС;
— предельных отклонений от заданпого зпачеиия давления газа па
выходе из цеха;
— предельпых отклонений от заданных значений тоиливного и пуско-
пускового газа;
— повышения температуры газа па выходе потока;
— положения общестанциопных н цеховых крапов;
— состояния ГПА («Готов к пуску», «Пуск», «Работа», «Авария», «Пе-
«Пенс лр а впость»);
— загазованности КЦ;
— повышения температуры охлаждающей води (воздуха);
— мштпмальпого и максимального уровней в пожарном резервуаре.
Функциональная схема автоматизации КС нредставлепа па рис. 10.7.
Уровепь автоматизации КС должен обеспечивать централизованное упра-
управление всеми ео технологическими объектами и прилегающими к ней уча-
участками газопровода из РДП. Объемы автоматизации КС должны гараптпро-
ТАБЛИЦА 10.7
Ориентировочный перечень параметров защиты газотурбинного ГПА
Параметр
Температура:
ПОДШИПНИКОВ
воздуха до и после воз-
воздухоподогревателя
продуктов сгорания
Давление:
масла
воздуха
газа
Наличие факела в каморе его-
TV! НИ Я
Перепад давления *газ — ма-
масло»
Вибрация
Расход топливного газа
Предел измерения
0—70° С
500° С
780° С
1—10 кгс/см2
1—6 кгс/см2
100 кгс/см2
1,5 кгс/см2
4500 м»/ч
Прибор контроля
Термометры сопротивления
типа ТСП-309 в комплекте
с электронным самонпшу-
щим мостом типа
ЭМР-109-ИМЗ
Термопары TXA-VIII,
ТХА-280М в комплекте с
электронным потенцио-
потенциометром типа КСП-1
Манометры показывающие
тина МОШ; электроконтак-
тпые тина ЭКМ ВЭ-1СРЬ;
дистаиционпыо типа МЭД,
МП-;J
Сигнализатор «11лимя»
Регулятор перепади и днфма-
нометр типа ДМ
АВКС-2
ДК-25-80-А-1-0/2-3;
ДС11-780Н
, п, возможность эксплуатации огиопного и вспомогательного технологп-
, ?. s;oio оборудования бея постоянною вахтенного морсоима.
(»."/1.ом автоматизации ГПЛ. Система автоматического управления агро-
. -:--v должна обеснс-чкнать:
— нугк, нормальную и аварийную остановки;
защиту ;и регата по неех режимах работы;
предупредительную л аварийную сигнализацию:
-?? сигнализацию о состоянии агрегата и его механизмом;
— опробование системы управления и механизмов агрегата;
— опробование защит;
— загрузку агрегата;
— выдачу необходимой информации о режимах работы ГПЛ в систему
i-uoj.4.1 данных ствпциошюго уровня.
U табл. 10.6 неречнелеиы функция систем автоматического коптроля
и управления по типам агрегатов. В табл. 10.7 дап ориентировочный пере-
перечень параметров защиты газотурбинного ГПЛ.
§ 10.6. Комплекс аппаратуры
диспетчерского пункта КС «Контур-Ш»
Комплекс «Коптур-Ш» разработан ВИПО «Союзгазавтоматика»
н серийно выпускается Калининградским экспериментальным заводом ВППО
«Гоюзгазаптоматнка». Он позволяет осуществлять централизованный кон-
контроль и управ, юн не КС, оснащенной любыми типами ГПЛ, так как не
является системой с заранее заданпымн фупкциямп. Это дает поямоя;пость
проектировать систему цептралпзоваипого контроля л управлеппя КС. под
конкретный объект.
Основные функции системы «Контур-1М»:
— управление автоматизированными ГПА; объектами вспомогательных
•.лужи КС и энергоснабжения; кранами обвязки КС и цеха;
— сигнализация о состоянии управляемых с РДП объектов и о неисправ-
неисправностях ГПА, КД и КС;
— аварийная остановка КЦ и КС;
— иамспенке режимов работы ГПА, положения регулируемых кранов
и установок цеховых регуляторов;
— изменение, периодическая цифровая регистрация и индикация пара-
параметров но каждой нитке газопроводов;
— пепрерышшя регистрация параметров Г PC собственных нужд:
?— диспетчерская связь с различными объектами КС, трассы и ЦДП
/а-.юпровода.
Техническая характеристика системы «Контур-1М»
Количество, единиц, до:
компрессориых цехов 10
ГПЛ в каждом цехе 10
'.бщесташпклшых и переключающих кра- 34
1!ОВ
дпстушнгонпо регулирующих кранов иа 8
один цех
вспомогательных служб -'VI
измоу.'яимых и регистрируемых параметров 22 (в том числе:
ГПЛ 10 периодически
и 12 непрерывно!
(И11.1Ч>"р:ц :1И1'ргсснабжеШ!Я 2-4
Глиочое '11!'|;]!яжея1:е по^ тияипогп токо, в 24
'-!;л ;i;.T'iiiKdn (u liiiMiiitiKT no входят):
токсвые, ма 0-5; 0—20
]к-т''1!Ш!< метрические, в 0—10
^пивная иенjioiimnc-Ti. измерения п регистрации E
н"] .:.м{1Рг{1(.-«. "... !,ге более
В состав комплекса «Коптур-Ш» входит:
— щит диспетчера ПмД) мозанчпого ттша, ла котором располагаются
мнемоническая схема КС, сигнальные табло неисправностей объектов i:om-
прессорного цоха (КЦ), положения основного и вспомогательного обору.чо-
нашш КС и прилегающих к ней участков газопровода, органы управ -мня
кранами и вспомогательными объектамгт КС:
— пульт диспетчер;* (ЛД), является ]).чГ)Очим местом диспетчер,) КС
и позволяет вести текущую оперативную роботу по управлению КС, д.чя vero
имеются органы управления, средства отображения информации, возможность
связи с абопептпмн;
— шкаф питания (НШ), предназначен для ннташш всех устройств к<м-
плокса и формирования сигналов неисправности станционного характера;
— шкаф цехового контроля (ШЦК), e.iy.K-ит для коммутации внешних
цепей управления и контроля цеха, формирования звуковой и сие/твой
сигнализации неисправностей цехового характера, непрерывном регистрации
параметром нитки и коммутации сигналов датчиков, контролирующих ео
работу;
— шкаф измерения (ШИ), предназначен для связи с цехопымн («грегат-
пыми) системами автоматики но вызову агрегатов для измерения, сигнализа-
сигнализации и управлепия;
— шкаф регистрации (IIII'), о<">сч-иечпнает непрерывную рошетрашпо
параметров пускового п топливного гада:
— шкафы промежуточных реле (ШРП-2 и ШРП-3), предназначены для
подключения и согласования ценен управления, сигнализации н измерения
соответственно по шести и трем газотурбинным агрегатам, оснащенным
системой централизованного контроля и унравлопня (СЦКУ):
— |;1каф управления (ШУ-11), служит для управления и сигнал пз.щпц
вспом'?! ателышх объектов;
— система «Снриус-1». обеспечивает измерение параметров но программе,
задаваемой диспетчером на пульте, и их периодическую регистрацию;
— система «Связь-2», реализует функции связи диспетчера с абонентами
КС и ЦДП.
Комплекс «Коптур-1М>> комплектуется кабелями, соединяющими основ-
основные изделия комплекса, устанавливаемые в помещении РДП.
§ 10.7. Комплекс устройств
для управления кранами «Вега-1»
С помощью комплекса «Вега-1» осуществляете;!:
— дистанционное унравление обшестанционными кранами КС из Р'Ш
и И8 КЦ;
— контроль положения крапов (на РДП постоянный, п Ь'1( по r.:.i:i<i:;yV
— автоматически!! контроль исправности ценен управления. );ра::.'.ш
"*.i наличия питания устройств комплекса;
— автоматическое управление общееаанцноипымп кранами и (J.opMirpona-
яие ьимаид на ващиту работающих, ГИЛ от помпажа при аварийной О'-та-
иомкв какого-либо из них;
- выбор рабочей группы резервного ГИЛ din РДН и из КЦ1:
— сигнализация if а РДП и КЦ рпП'.чеи группы резергиого ]'!1Л'
— - защита от ионы нюним даилешш на 1^'коле группы Г!Ь\-
— передачи на РДП рпсишфрокгшпого сигнала hoi;:'!!pp!;:??>.? /и ;';.\.
Комплекс «Вега-1» состоит пз трех типов шкафов с аппарат;, рп" \;-ец-
и.'1;-И11я (ШУ-14, ШУ-1Г), ШУ-lii). которые могут нснользоватг.•:» в |-.;г: it. ;;;::х
.?очетаниич « зависимости от ко!1"ретп!.!Х yc.iomiii КС.
Юкац/ ШУ-14 служит для Heuocpcv'Tiieirnovo уирав leiuin nj»;;?j<jm:i ? "o-
мощыо функциональных блоков управления; П1У-15 -- д ш Смит уч;.^ ; ;п
упрям мчи»! ГПА, оснащенных С!1,1>';>г- п управления обшесгаицнон.'ыми
кранг.мн с. 1'ДЛ: ШУ-lfi — для тех же целен, по при условии, что ГГГД не
оснащены СЦКУ (при наличии на действующей КС агрегатов с местными
щитами управлении).
?ГА)
Шкаф IIIУ-14 связан с РДГТ через ШУ-1Г> (III У-10); в нем разметнется
if) блоков типа БК-8, при помощи которых происходит управление; 10 кра-
крапами, имеющими узлы управления типа .'ШУУ-2 ими ГШПУ-3. Местное
управление кранами осуществляется с узлов управлении, 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-
niiiri.i. обеспечивающими полную автоматизацию всех технологически*
]|])ОЦ,: СОВ.
Система автоматизации ГРС обеспечивает:
— управление включением и выключением резорппых и вспомогатель-
вспомогательных пиши редуцнромання;
• управление краиамн узла переключения;
— регулирование давлении газа па выходных нитках при гсех колебп-
миях нходного давления и изменениях расхода;
защиту от недопустимых oti;лоиеппп выходного давления;
— сигнализацию даилепин газа на входе ГРС н па выходе каждой нитки:
-- запись расхода топливного газн.
Ч in обеснечения норма.чыю1 работы ГРС используется система автома-
автоматического предотв])а)цс}шя недопустимых отклонений давления газа тина
«Зашита», которая обеспечивает контроль давления газа, включение в работу
резервной нитки при недопустимом умопыненип давлопия газа в рабочей
нпткс.
!? зависимости от диаметра труб липни редуцирования, давления газа
iia ::.\o:ie ГРС и наличия плектрнческон сигнализации система «Зашита»
ммем г несколько модификации. Изготовляется она серийно па Калпнип-
г]):цгком :жсперимепталы1ом заводе 1311110 «Союзгазантоматпка».
Техническая x^ipaii'Tt-piiCTiiHa системы «Зашита»
Диапазон контролируемого давления на выходе, 2—25
кгс/с.м-'
Давление питания системы, кгс/см- 8—55
Давлении питания щита автоматики, кгс./ем2 3,2—0,0
Температура окружающей среды, С От —40 до -j-50
Наибольшая ])азность температур окруичаилцей <'ре- 20
ды и la.sa питания. С'С
Допустимая относительная влажность окру>кающс1 До 93
среды при -+35"' С, '.'о
Шпрешнисть срабатыв.'иия датчиков от лерхтзп) ^2
предела их luicxpoiiKir, "о
/(панамой регулирования времени С])аштыва:1н:: си- 5—30
сте.мы, сек
Диапазон регулирования времени нодичн смалеп, ,3—16
сы:
!итат11И! системы осуществляется О/I..i'i..i.m '!'m\ x^i.'-i j'.:i: TjiaiiC'ionTiijiy-
?ii.'« газом, нодготоп'кчй'.им в соотпетсп!!:-; с тг'0Г'О1!:м;;н!Мн ГОСТ l!^v:i- ?':-',
§ 10.9. Телемеханизация магистральных газопроводов
'ли'томы 1еломехAП!:кп магистральных газопроводов но принятой на
азотраиснортпых предприятиях двухступенчато]! структуре управления
'.' !ятся па:
— системы верхнего уровня — системы телемеханики ЦДС;
— системы нижнего уропня — системы телемеханики дш nt-ччс|и i.-of
службы .?пшенных производственных управлении магистральных газопро-
газопроводов (РДС).
В качестве систем телемпхапики верхнего уровня на газотранспортных
предприятиях используется комплекс типа ТМ-120, а пижного урог.ня —
типа «Импульс-2». Последняя система выпускается Калининградским ;Ж'пе-
рнментальпым заводом В НПО «Союзгазавтоматика».
Техническая характеристика системы телемеханики
«Импульс-2»
Количество К И на одном направлении
Количество направлений
Количество телеопераций на КП:
телеизмерений (ТИ)
телеуправлении (ТУ)
телесигнализаций (ТС)
телерегулироваыий (ТР)
Лилия связи, структура
Дальность действия, км:
ПО ВОЗДУШНОЙ ЛИНШ1 СВЯЗИ
по кабельной
с уплотпительпой аппаратурой
Скорость передачи информации, бод
Время выбора, сек:
КП
одной телеоперацни
Реншмы работы, ч
Климатические условия для КП:
температура окружающей среды,
влажность (при 20° С), %
Выходной сигнал датчиков
Погрешность телепередачи, %
Источники питания
Элементная база:
КП
ПУ
60
4
12
7
48
7
Физическая цепь; стан-
стандартный телефонии!:
канал; канал УКВ-
радиостапций
60 (с усилителем до 350)
40 (с усилителем до 200)
Но ограничена
50
4
4
1;.2; 4; 8 (или ио жела-
желанию диспетчера)
От —40 до +50
80
Токовый; потенциометр» -
чоский
0,6
Местпые 220 в
«Логика»
«Спектр»
Сродства телемеханики РДС должны обеспечивать:
— телеуправление линейными кранами (в случае техпологическсн необ-
необходимости);
— телесигнализацию положеиия линейных кранов, состоянии станций
катодной защиты и неисправностей на линейных ГРС;
— телеиамерепия давления газа у линейных кранов (через '10—'м км)
па отводах в другие магистрали, па входе и выходе лилейных ГРС; TOMjuipa-
туры гана на выходе линейных ГРС и расхода гава на них.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация и толемехаппзання магистральных нефчсп[joju.'.iuH.
М., «Недра», 1970. 222 с. Авт.: 10. М. Дронгилскпй, Л. И. В:т,;пм1!)ч'мш,
Л. А. Зайцев, Ю. В. Ливанов.
2. Васильев Л. А., Набзан С. М. Комплекс аппаратуры ди^.-пс-тчирсиого
иункта КС «Ь'оитур-1». —«Автоматизация, тслемехаш(яиц](я и ешмь и :uao-
вой нром-стн», 1973, Л» 10, с. 13—17.
45S
3. Деордица Ю. М., Лищинский И. П. КПП и автомашка насосных
тпнций магистральных нефтепродуктсшроводов. М., «Недра», 19E7. 151 с.
4. Иванов А. В. Фридман Б. М. Выбор модификаций систем теле-
icXiUiiiKii диспетчерской службы компрессорной стапцип газопровода. —
.Аитоматизация, телемохапизацня н связь в газовой пром-стн», 1972, № 4,
.. (i—14.
5. Зайцев Л. А. Количественный учет перекачиваемой нефти. М., 1973.
Ю с.
6. Кпяшев А. И., Радугин С. С, Розенфслъд Ф. 3. Приборы для измере-
чия, сигнализации п регулирования уровня в нефтеперерабатывающей
.! нефтехимической промышленности. М., 1973. 64 г.
7. Котляр И. Я., Пиляк В. М. Эксплуатация магистральных газопро-
газопроводов. Изд. 2-е, перераб. Л., «Недра», 1971. 247 с.
8. Озол П. Ж. Комплекс устройств для управления кранамп па КС
магистральных газопроводов «Вега-1», — «Автоматизация, телемеханизация
.1 связь в газовой пром-стп», 1974, Л» 10, с. 9—20,
9.. Петров В. Е., Ливанов 10. В. Эксплуатация спстем автоматики на
магистральных нефтепроводах. М. «Недра», 1975. 239 с.
10. Рабинович 3. Я., Карякин П. II. Автоматизация па магистральных
газопроводах. М., Гостоптехпздат, 1957. 16C с.
11. Слободкин М. С, Смирнов П. Ф., Казинер Ю. Я. Исполнительные
устройства регуляторов. Справ, руковод. М., «Недра», 1972, 304 с.
12. Сталъский В. В., Житомирский О. Р. Автоматизация магистраль-
магистральных газопроводов. JL, Гостоптехргздат, 19C1. 185 с.
13. Телемеханические комплексы и прпборы для АСУ ТП нефтяной про-
..шшлепиостн. М., 1974. 83 с. Авт.: А. А. Абдуллаев, Т. М. Алиев, А. А. Джа-
:шдов п др.
14. Штейнман А. Р., Шнейдерман Я. А. Система телемеханики «Им-
чульс-2», — «Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой нром-сти»,
!973, М 10, с. 3—12.
Глава 11 СВЯЗЬ
§ 11.1. Общие положения
Осповпыы требованием, предъявляемым к газопроводам, шляется
непрерывность транспорта газа. Магистральный газоиролод предуьоляот
собой комплекс технологически связанных сооружений. Он должен иметь
едштое централизованное управление, которое требует в свою очередь четко
и бесперебойно работающих средств связи.
Общие требования к технологической связи магистральных газопрово-
газопроводов, утверждопные Министерством газовой промышленности СССР в -I *.=<»€» ь,
были сформулированы с учетом сложившихся к этому времени структуры
и методов управления технологическими процессами. Основным видом ' вязи
на газопроводах до недавнего времени были воздунпгые линии связи.
За период 1967—1976 гг. были построены мощные газотранспортные
системы, создана едипая система газоснабжения европейской част;1 '"ССР
и Урала и соответственно повысились требования к системам связи, о-с по-
почивающим оперативное управление всеми работами на газопроводах. Г.оа.чуш-
цые линии связи все меньше удовлетворяют возросшим требованиям к кана-
каналам связи. В настоящее время в основном строятся кабельные, а в малообжи-
малообжитых и труднодоступных районах — радиорелейные линии связи (PPJi-<-вязи).
И те л другие обеспечивают наиболее постоянные по времени и ло'пн не
зависящие от внешней среды электрические параметры капалов пстч/тчи.
Последнее обстоятельство особенно важно для внедрения телеграфной < нязи
и системы телемеханики, а также для создания автоматизированной о. темы
управления газопроводами.
Начавшееся совершенствование системы транспорта и распре'К'.кпия
газа выдвигает новые требования к системе связи. Важиейпшм из т:х яв-
является гибкость системы связи, т. е. возможность быстрого обраапплшш
новых и переключения имеющихся пучков и направлении, что обеспечивается
на кабельных и PPJI использованием многоканальной аппаратуры, < изда-
издающей большое количество телефоппых капалов и возможность их резерви-
резервирования.
Большое число телефонных каиа.чов на имеющихся линиях связи поз-
позволит выделить потребное количество каналов для телефонной и теле1 рафион
связи, телемеханизации газопроводов и впедрепия автоматпвиревм'ной
системы управления и целом.
В настоящее время в управлении магистральными газопроводами опре-
определились следующие виды телефовпой связи:
1) магистральная телефонная Минтазпрома с производственными о^ьеди-
пенпями (ПО), а также между соседними ПО;
2) технологическая дальняя ПО с лииейно-производетвоппымп управле-
управлениями (ЛПУ), а также ПО с КС без ЛПУ и между соседними ЛПУ;
3) липейпо-производственная телефонная ЛПУ с КС, ГРС.^ремоптно-
эксплуатационнымп пунктами п ремонтпо-восстаиовительпыми брнылачи,
* Постольку системы связи па магистральных газопроводах и нефте-
нефтепроводах идентичны, в настоящем* главе принципы построения свя;;л ns
ф
рд д, щ
нефтепроводах не рассматриваются.
six" ,<пцимися на трассе газопровода и отводов от него, а также между сосед-
соседними ЬС;
; местная телефоппая между абопептамп местной телефонной стапцпп
ног.--,•> объекта газопровода.
§ 11.2. Дальняя связь
'' ".i-.'iMiMf линии спя;ш. Па трубопроводах ведется строительство бо.гь-
,iO[ ? ? via кабельных линий «man с использованием симметричных н ко-
,,,,!? . !Ч,|Х кабелеГг. При проектировании линий связи на трубопроводах
n-iii • -1 задачей является выбор наиболее аффективной системы связи,
,. ,. гдоленио тина линии и аппаратуры унлотнепия. Правильно выбран-
выбранит; гма связи позволяет получить необходимое количество каналов между
:!yiii -и трубопровода и обеспечивает высококачественную передачу всех
. ? •? мотря па специфику связи на трубопроводах (наличие большого
?(т. ? ; умнтов с выделением каналов, разнообразие видов связей и т. д.).
им;. -вязи должны соответствовать эталонной цепи, рекомендованной
Ale.:. ?': пюдным копсультативпым комитетом телефонии и телеграфии
оответетиии с принятыми нормами средняя псофометрическая мощ-
;:<>i "? : :ума в канале эталонной кабельной цепи длиной 2500 км, определенная
л т<рч! '? с пулевым относительным уровнем, не должна превышать 10 000 пвт.
11|ii; •.,•;• л1 принимают, что 75% от общей нормы шумов приходится на шумы
:iiiMi- -о тракта. Следовательно, на шумы от переприемпых и оконечных
отн1;р.ч:. приходится 2500 пвт, т. е. 1 пвт на 1 км линии. Для соблюдения этой
вору; : л кабельных линиях трубопроводов большой протяженности следует
!ipm- ? принцип, в соответствии с которым часть цепей используется для
сои" . . ; магистральных высокочастотпых систем передачи между Мпнгаз-
!ф"-- . i и ПО, а другая часть — для распределительных высокочастотных
."игр ?'! ?? выделениями или переприемамп на ЛПУ и КС. При этом жесткое
со".••?«.. -мне нормы шумов A пвт на 1 км) необходимо на магистральных пы-
!'in-:i .отпых системах, тогда как на распределительных допустимо не-
noi.i. ••? увеличение шумов.
.?ре время на линиях связи трубопроводов применялись псключи-
г(-ч|. •' • пяметричные кабели и соответствующая ни аппаратура уплотнепня.
'.'? ?? .-шцее время выпуск симметричных кабелей сокращается. В связи
<? и:.' •? .'ч затраты свинца п меди на производство двух симметричных кабелей
(Hiiv *;\i Голыше системы К-60П, V-60E и т. д.) превышают таковые па произ-
?.1(|,ч м-.-.) топкого коакеиала, Междуведомственный координационный совет
иг ••i.-.;uwiuro Единой автоматизированной системы связи (ЕАСС) рекомендовал
прим. :;(чгие коаксиальных кабелей. Для уплотнения симметрии! ы х
к и л г. л е й используют системы К12 + 12 и К-60П.
Аппаратура К 12 + 12 предназначена для уплотнения пар симметричных
кубе ..>-л типов МКС 4 X 4 X 1,2; М1.Ч1Б (МКВН) 1 X 4 X 1,2; МКПАБ
1 > ' X 1,05; КСПП 1 X 4 X 1,2; КСППБ 1 X 4 X 1,2; КСПП 1 X 4 X
>< "-' и КСППБ 1 X 4 X 0,9 двенадцатью телефоппыми каналами по дпух-
"Р01 ? '".ной двухполосной системе для технологической связи. Она обеснечи-
Jiiicr р озможность уплотнения одночетверочного кабеля до 2А, а четырех-
четпу.испюго ?— до 96 каналов.
'1:-кпнальная система (К-60П) наиболее широко используется на маги-
<1Т!:''.'Ы1ых газопроводах большой протяженности для уплотнения кабеле!!
Ml_'C[i, МКБ, МКС А. Максимальная длина связи 12 500 км. Для выделения
"<-?''• ;,:пого числа каналов A2—24) применяют стойки выделения каналов
Tiiii,, ri!HJ\ Аппаратуру необслуживаемых усилительных пунктов (ПУП)
Уст.м; ммивают в термокаморы вертикального типа. В настоящее время
Р!.|.||.,.||',||таны также горнзоптальпые цистерны, подобные НУП спстем^ы
I\-1ii;':i.
'?'роми отечественных систем уплотнения симметричных кабелей могут
применяться зарубежные: чехословацкая КНК-бт (для газопроводов-отводов
461
и для передачи каналов па короткие расстояния); венгерская ВК-12-3 A2-к
нальнап система по норме шумов удовлетворяет рекомендации МКК1
?Vj 222) и система V-6'OK (по своим техническим характеристикам близ!
к аппаратуре К-60П) производства ГДР.
Существующая отечествеппая система уплотнения малогабаритных к с
аксиальных к а б е л е й типа К-300 во мпогпх отношениях не уд
влетворяет требованиям, предъявляемым к системам связи на магнетральнь
трубопроводах: она громоздка, несовершенна в обслуживании, количшт)
каналов на кабеле МКТСБ-4 нелишне велико (до 000). Кроме того, кабрл
МКТСБ-4 содержит всего тесть симметричных пар, что недостаточно цз
организации всех необходимых низкочастотных связей и телемохашн
газол|)опода.
Система уплотнения, разработаппая итальянской фирмой «Теллстра
рассчитана на 300 каналов, предусматривает выделение до 120 каналов i
обслуживаемых промежуточных пунктах, размещена на пебольшом кол:
честве стоек. Недостатками системы являются отсутствие необходимых ал
ментов для организации связи по трассе и иушшизация симметричных ч©
верток в кабеле (кабель фирмы «Пирелли»), что исключает возможность нр]
соединения к ним длинных отводов.
Более перспективны аппаратура системы СМЦ-48 и СМЦ-360 и Ka6ej:
французского Генерального электрического общества, специально создапнь
для обслуживания трубопроводов. Представляют интерес разработки анал!
гпчпых систем, ведущпеся акционерным обществом «Будавокс» (ВНР).
Линейные сооружения междугородных кабельных линий. Строптелт>ст1
и монтаж кабельных линий трубопроводов в осповном сходны со строптел]
ством и моптажом кабельпых линий Министерства связи СССР. Особеппост
строительства лппий связи трубопроводов (прокладка кабелей связи чер<
болота, реки, в скальных груптах) описаны как в трудах ВПИИСТ, та
и в гл. 4 и 5 настоящего справочника.
Трасса кабелей, прокладываемых вдоль трубопроводов, фиксируете
отдельпо, в соответствии с правилами Министерства связи. Замерпыо ctoj
бики (или контрольпо-измеритольпые пункты) должны устанавливать
по визирпой липии, проходящей в 10 см (с полевой сторопы) от створа трасс:
кабельной липии. Подробно вопросы фиксации трассы рассмотрены в ps
боте [13].
§ 11.3. Радиорелейные линии связ»
Этот вид связи примепим для райопов, где по технико-экономичоски:
расчетам строительство и эксплуатация кабельных линий связи сопряжет
с большими трудностями и затратами. Для постоянной технологической связ
используются РРЛ, емкость которых определяется количеством служб
сооружений трубопроводов. Кроме того, в стволе PPJI-связп всегда npej
усматриваются два канала, один из которых служит для дистапционпог
управления линейными крапами (ЛК), а другой для связи с нодвижпым
средствами по трассе газопровода.
Во время строительства и в первый период эксплуатации магистральпы
трубопроводов применяют одноканальпые РРЛ в комплексе с УКВ-радис
стапциями.
Для магистральпых трубопроводов протяженностью до 800 км строя
24-канальпые радиорелейпые станции (РРС), а при протяжеппости траса
от 800 до 1500 км — 60- или 120-капвльпыс.
Качественными показателями РРЛ-связи служат устойчивость работ!
линии и отношение сигнал/глум па конце линии, которые определяются п>
расчетом интервалов. Для устаповлепия качества передачи капала теле
управления па пптервале между РРС и ЛК необходимо рассчитать отпошеии
сигнал/шум.
Связь подвижных средств с ближайшей РРС осуществляется с помощы
УКВ-радиостанций. Качество этой связи оценивается поверочным раечето»
напряжения на входе приемника УКВ-радиостанций.
462
;>;.с.ц'т устойчивости раоотм 1'РЛ-спязи. Для расчета устойчивости
т • мяли на продольпый профиль напосят высоты подвеса антмш, которые
in .'мршип- линией прямой видимости (рпс. 11.1). Параллельпо этой линии
! ;» !;иля[ касательную к максимальной высоте препятствия пнтериала.
' . тоянгге между этими линиями — высота просвета //пр.
Д:я определения количества препятствий па профиль наносят прямую
iiiii!» зоны Френеля), параллельную линии прямой видимости и отстоящую
. ; hi :• )in расстояние, м,
Ь = у/«^, A1.1)
. ," Но — протяженность интервала, м; >.ср — средняя длина волны диапа-
. ia. M.
1','n-i юяпия между точками пересечения липпи зоны Фрепеля с препят-
, лиялн (нозвышенностями) обозначают х\ и х2, а расстояния между пре-
?:;гт!тннями •— агЬ2 (см. рис. 11.1). Если (х^ + а:2) > ж1,г, то препятствия
• •.!(•<-матрниаются как одно; если же (хг + х*) <1,,2 — препятствия рас-
? м.тгрниаются как отдельные. При наличии двух пли болео препятствий
?iUTOLia.-i рассчитывается отдельпо для каждого препятствия.
Длина относительной координаты препятствия
K^RJRo, (H.2)
:д< !{. — расстояние максимальпой точки препятствия от начала или копца
литорнала, км; Л» — протяженность интервала, км.
Высота просвета, м, между лилией прямой видимости и наивысшей
-ючкой препятствия при пулевой рефракции, прп которой множитель ослабле-
ослабления ранеп 1, определяется по помограмме (рис. 11.2) или вычисляется по
формуле
уЛоЛсрЛ'A— К). A1.3)
На продольпом профиле интервала проводят прямую, параллельную
.ниши прямой видимости и отстоящую от вершины препятствия на рассто-
расстояние, м.
(И.4)
где а — коэффициент, характеризующий высоту препятствия и зависящий
от диапазопа частот. В диапазоне дециметровых и саптиметровых волн а = 1,
а и диапазоне метровых а «• 0,1 + 0,5.
Расстояние между точками пересечения этой прямой лилией препятствия
есть не что иное, как протяжеппость препятствия г, км.
Относительная протяженность препятствия
1 = г/Д0. (И.5)
Значение параметра р.о, характеризующего радиус кривизны препят-
<;тпия с учетом геометрии интервала, может быть определено по номограмме
(рис Н.З) или вычислено по формуле
A— ЯJ//2. (И.6)
По карте рациоклиматического районирования СССР (рис. 11.4) опре-
лс -шот номер климатических районов, по которым проходит трасса связи.
Затем в соответствии с номером района выбирают из табл. 11.1 средние 8на-
ЧС1ПГЯ вертикального градиепта диэлектрической проницаемости воздуха gcv
и лионорсию сг, а из табл. 11.2 — их дополнительные впачепия. За счет ре-
фрлкцшт, обусловленной значением gcp, возникает приращение высоты
ироснота Л//, м, которое определяется по номограмме (рис. 11.5) или рас-
"чптывается но формуле
ЛЯ (gep) = (/*5/4) А'срЛ' A -К). A! .7)
/163
L
'\ASc отметка L-:
senna, м fe
[Расстояние, км
Vicvunrt'i азини-л
Рис. 11.1. Продольный профиль интервала РРЛ-связи.
Профиль построен в различных масштабах (по горизоптали и вертикали) и с некоторыми искажениями крутизны препятствий.
2.0
1,6
0,2 0,4 0,6 0,8 I,км
Pa*. 11.3. Нонограмиа дхя пределепия
^ Рис. И.4. Карта радпоклнматнчесиого рапопиривапи.-! CCiiP.
55 Цифры mi нарто —номера районов; сплошной и штриховой линиями показана граница между климатическими районами; :tasiiT|'ir*ounm>i
области горных массивов, для которых коэффициенты не приводятся.
Рис. 11.5. Номограмма для определения ДН (g(. ).
Л H.I
Значение gcp п а для различных климатических районов в летние месяцы
li'
ПО
(рис.
• vep
;;1)те
М.4)
l'aiion
in-
?Рм-«
о,
10-» м-«
Европейская часть СССР
I I Север (Кольский полуостров, Карелия,
Коми АССР, Архангельская обл.) и За-
Запад (Прибалтика, Белоруссия)
Центральные районы
Юго-Запод (Курская обл., Воронежская
обл., Украина, Молдавия) за исключе-
исключением lipusiopcKiix районов
Стопные районы Поволжья, Дона, Крас-
подарского и Ставропольского краев,
Крыла
Восточные районы сродной полосы
Оренбургская обл. и прилегающие райо-
районы Юго-Востока
Район Прикаспийской низменности
—9
-12
-9
7,3
*,;>
Область noBbimeunoii
рефракции
О | 16
Область суброфракции
—9
—0
-13
6.5
10
Азиатская часть СССР
Прикаспийские районы Средне!) Алии и
Апшеронскпй полуостров
Пустынные районы Южного Капахстана и
север Туранскон низменности
Стсппая полоса Юнаюй Сибири и Казах-
Казахстана
Средняя полоса Западно-Сибирской низ-
меппости
Восточная Сибирь (Якутия, Краснояр-
Красноярский край)
Прибайкалье
Забайкалье
Приамурье, Приморье, Сахалин
Субтропический пояс Сибирской области
—И
-6
у
—10
—7
11
10
9
9
9
Область повышенной:
рефракции
—4 | И
Область субрефракцнп
Q Г
—9
—11
—7
1
8
8,5
7
Примечание. Приморской считается полоса шириной 30—50 км, тянущаяся
вдоль береговой линии.
469
ТАБЛИЦА 11.2
Дополнительные значения grp 11 <т
IIi'M !1 liiiiiuMil ПИ !!;4iTI"
' !|'!"\ 11.'.)
2
%
.'включая зфиморскне
степпьш ])айоны)
7
11
13
17
1 Гриморские районы
liain;a;ia (Сухуми-
Туапсе)
11!-" м-1
.0
-7
—7
—15
-10
-15
—9
G,
10"» .м-'
E
9,5
9
5,5
fi,5
1;
8
Лесины
Среднегодовые значения
Март, октябрь, полбрь
Октябрь — декабрь
Ноябрь — март
То же
»^
Октябрь, ноябрь, март,
апрель
Расчет к. п. д. передачи апсргпп от передатчика к антенне и приема
энергии с аптенны па нрнемппк производится следующим образом:
для перископической антепноп системы
Лп === Ла.фЛвНф! (* 1-о)
где Т}а. ф — к. п. д. антенного фидера между стойкой высокой частоты (СВЧ)
и параболической антенной; т)п — к. п. д. передачи энергии между параболи-
параболической антенной и верхним зеркалом; щ, — к. п. д. аптепного фильтра;
для антешю-кабельпой системы
где
г|к — к. п. д. антенного кабеля между стойкой СВЧ и антенной;
на интервале РРЛ-связи
'If' —'
A1.9)
A1.10)
где т)пер — к. н. д. аптенпон системы передатчика; т]Пр — к. п. д. антенной
системы приемника.
Минимальпо допустимый множитель ослабления поля свободного про-
пространства иптервала, дб, может быть рассчитан но формуле
A1.11)
I/ . _
1 mm — -,/—
ш. т. доп
где РШш т. доп — мощпость дополнительных тепловых шумов, пвт; М —
коэффициент, зависящий от электрических параметров аппаратуры, ппт/м2,
л ш
a77/
A1.12)
где пш — коэффициент нгума приемппка; Д/''к — ширина полосы телефонного
канала, гц; Кп — псофометрнчеекпй коэффициент (А'п =--? A,75 при А/''к =
=3100 гц); Pi — мощпость передатчика, пвт; G — коэффициент усиления
передающей или приемной антенны для PI'C: /-'K — средняя частота капала
в груптюлом спектре, кгц; Л/к — эффективная девиация частоты на капал,
кгц; рпр — коэффициент предыскажении.
Зависимость коэффицнепта предыскажеиш'г от отпошетшя FK/FK max no-
казапа ня рис. ll.fi. При расчете колффипиента М коэффициент предыскаже-
пии Р„р принимается раппым О/i. так как наибольшее пначепие мощности
шумов имеет место и верхнем по частоте клпплс, а следовательно, /'к -- FK max.
470
.'шнуетпмая среднемппутпая мощпость тепловых шумов в верхнем толе-
'::им канале по пормам Международного консультативного комитета по
1 и (МККР) для аппаратуры с частотпым уплотнением каналов/^,. Ti ДОц =»
; i ион пит; для аппаратуры с премеипым уплотнением капалон Рш т' лоп =?
•i» 000 тшт. ' ?
| Относительный просвет прн средпем зиачопии градиепта диалектрнческон
шащаомости воздуха
P(gcP) = lHnp+MI(gcP)]/n0. A1.13)
Минимальное значение относительного просвета Р (go) при минимально
i>(тнмом множителе ослабления можно рассчитать по следующему гра-
finp
2,2
>ис. 11.6. График зависи-
шетп коэффициента пред-
предыскажении р от отноше-
отношения FJFlimiX.
1,0
0,6
0,2
0,4
0,6
}шку (рис. 11.7). Если на продольном профиле интервала имеется несколько
препятствий, то
я«2'
(И.14)
»де N — число препятствий на интервале; F,- — множитель ослабления, дб,
.мл препятствия при высоте просвета Hi при условии отсутствия других
iifieiiHTCTBiiii па интервале; Но — высота просвета для наиболее высокого
препятствия, м; Нщ — то же, для i-ro препятствия, м; Hi — то же, для г-го
г.репятствия, определяемая непосредственно на профиле интервала, м.
Параметр А, зависящий от дисперсии градиента диэлектрической про-
проницаемости воздуха (рис. 11.8),
**? —' * *
H%K(i-K)
A1.15)
Вспомогательный безразмерный коэффициент
(И.1П)
Процент времени любого месяца, в течение которого множитель ослабле-
ослабления пптервала мепыпе Fmin за счет экранирующего действия препятствий,
?мределяется по графику То (Fmin) = / (ty) (рис. 11.9).
В зависимости от характера рельефа продольного профиля интервала
'роиеряотся выполнение критерия Рэлея или рассчитывается коэффициент
/.71
и
расходимости. Для пптервала с резко пересечснпьш рельефом критерий
Ралея проверяется по формуле
А/(»П,ЗЯ0//н,
(И .17)
где Д/г — размер перовиостей рельефа интервала, измеропиин в paiione
возможпого отражепия волны, м; п — номер нптерференциоипого минимума
A, 2, 3. . .).
Рис. 11.8. Номограмма "для опреде-
определения параметра Л
12 11 10 9 в 7 S 5 4 ё, Ю~">
Для интервалов со сравнительно ровпым рельефом коэффициент расхо-
расходимости
-1 Ml.18)
/
1-Н-13Д
/7»/а
4а/С A—Л')
где
Рф) Япр/Яо.
Вспомогательпый коэффициент У определяется по графикам (рис. 11.10).
Y--=f[A-
Процент времени, в течение которого множитель ослаблепия иптервала
меньше Vmin за счет иптерференции прямой и отраженной от земной поверх-
поверхности волп, вычисляется по формуле
Г„A'т1п)-
A1.19)
v 1 ГГГГТ
,J !
1,0
? 4
о о
3,2
З.в
4
/
-
-
У
/
-
/
/
/
/
I
-
7
У
/х\
Х-
О 0,40,81,2 lS 2.0 2.4 Z.8A
J 610 2 4 L10'2 4 В 10° 2 4 6 810'
Рис 11.9. График для определения Т, (V t_). P»c 11.10. График дли определения всио^огательшц-о коэффициента Y при Р (gcp) от 0
т|П до 2,1 (о) и от 1,73 до 5,2 (б).
В случае выполыепия критерия Ралоя при A —/)«)> T'Vnin вспомога-
вспомогательны]! коэффициент Y не определяется, а процент времени Тп (^min) при-
принимается равным нулю.
Процент времени, и точение которого множитель ослабления мепыме Fm|n
:iii счет интерференции прямой п отраженной от тропосферы волп, рассчиты-
чяется по формуле
где Л8тах — скачок диэлектрической проницаемости воздуха, характеризу-
характеризующий неоднородность тропосферы.
Для средней полосы европейской части СССР Де,..ах =.-= 3,5-10"°, для
приморских районок 20-М. Птот параметр принимается ориентировочно
и для других районов, климатические характеристики которых аналогичны.
Ксли и формуле A1.20) л1Р'(Ло ЛеП1ПХ) !> 1, то процент времени 7'тР (Vmin)
равен нулю.
Из интервале РРЛ-связи рассчитывают полный процент времени, в течо-
mie которого шумы превышают норму и множитель ослабления мепьпт Vmin:
(Vm!n). (H.21)
Суммарны!! ироцепт времени на Bcoii трассе РРЛ-связи
N
S— "У, Т; (I'miii)) ('I 22'-
1=1
где i — помер интервала.
Максимальный процент времени, в течение которого мощность шумов
рассчитываемо]! трассы РРЛ-связи может превышать допустимую (в соответ-
соответствии с рекомендациями МККР),
?W-0.U/2500, A1.23)
где L — длина трассы РРЛ-связи*
После того как суммарный процент времени па проектируемой трассе
рассчитан, определяют устойчивость работы РРЛ-связи. Работа РРЛ-гнязи
считается устойчивой при S ^ Smax, а при S > Smax — неустойчивой.
В последпем случае на интервалах, имеющих больший процепт времени но
сравнению с другими интервалами, необходимо произвести одно или
несколько нижеперечисленных пзмелентш, с помощью которых будет
обеспечена устойчивость работы РРЛ-связи:
а) повысить коэффициент усиления антенн;
б) увеличить высоты подвеса аитепн;
в) перенести площадки РРС;
г) уменьшить протяженность интервалов.
Если S < Smaxi это значит, что на некоторых или па всех интервалах
высота просвета //пр между линией прямой видимости и максимальной точкой
препятствия выбрана с большим запасом.
Расчет отношения сигиал/шум. Вначале на каждом интервале рассчи-
рассчитывают полное затухание сигпала, дб,
?бп = -Зсв+-Вдоп-)--йа ф 1 -г#я. ф 2-~Вф 1~'-Вф 2 F'а ] ! Ga2)t (il .24)
где Всъ — ватухапие в свободном пространстве, дб; Влип — дополнительное
катуханне за счет экранирующего депстпия препятствия, дб; Вя. (а\\ Вя_ ф„ —
затухание в антенном фидере передатчика и приемника, дб; /Уф,; //ф„ —
затухание в антенном фильтр» передатчика и приемника, дб; Са1; ft.,., —
усиление антенпы передатчика и приемника, дб.
Затухапие в свободном пространстве
«а. = 20 lg Dл/,'п/лс.,). A1.25}
475
Дополнительное затухание аа счет экрапиругощего препятствия является
й / () ф 117
гд| еелпчпн
рас.'чнты1<й1
б
(grn) и мо и определяется но графику, показанному на рис. 11.7,
и /' (gcp) и Р (gt) обозначены через Р (g). Значения /' (?ср) и ри
1< я но методике, приведенной в разделе «Расчет устойчивости
у ррущ р
/' (grn) и мо и определяется но графику, показанному на рис. 11.7,
/' () Р () б Р () З /' ()
< я
р P.;! -связи».
Для расчета затухании п антенном фидере используют зпачения к. и. д.,
вычисленные в раздели «Распет устойчивости работы РРЛ-связп». Затухание
в а1, милом фильтре и коэффициент усиления антенны приведены в технп-
ч<>< i;?>ii документации яипода-изготовптр-ля РРС.
Отнотпс-ипе сшнал/тум, дб, на интервале может быть расечнтапо по
формуле
сигнал/шум --- /х'с — />'н, Ml .20)
где Кс — коэффициент системы, дб.
Мощность тепловых шумов на интервале, ивт,
Рш. ,/ —Ро*10"оД спгп.1л/п1ум, A1.27)
где /'о — нулевой уровень шума, ранный Ю9 тгвт.
Определив мощностт. тепловых шумов ira интервале, но можно рассчп-
тат ,'j суммарную мощность тепловых шумов, нвт, *1е;кду окопешгыми радио-
рс!(М1Т1ымн станциями но формуле
Р-л:т---''2.Рт.-ч, (П.28;
|'- i
где Лг — число интервалов.
!То иолученпому результату суммарных тепловых шумов па копце
Р1-'"[-связи с учетом шумов и приемниках, передатчиках и модемах узловых
;i промежуточных РРС вычисляем значепне отпотпония сигпал/шум, дб:
.т). A1.29.)
Когда отпопгение енгпад/гаум па копце РРЛ определено, необходимо
нрпвернть, правильно лн выбраны места расположения площадок РРС и
ниепты подвеса аптеки. Для атои цели получопиьп'г результат сопоставляется
со ?•пачоиисм отпоитрния спгнал/тнум, ирцводеппым в рекояепдацпях МКТ\Р,
согласно которым отпопюпне сигнал/шум ^ 50 дб.
В рекомендациях МККР значеппо отношения сигпал/шум для одпо-
канп.чмшх РРЛ-связп отсутствует, поэтому последнюю рекомендуется
приравнять к коммерческим РРЛ-связп, для которых отпотонне сигнал/шум
па конце лпнлн должпо быть lie менее 33 дб.
Расчет УКВ-радиоевнзи. Для определении расстояний, на которых
обеспечивается нормальная работа УКВ-радиосвязи, необходимо рассчитать
напряженность поля в точке приема, мкв/м, по формуло
где /J, — мопщость передатчика, вт; Gx — козффициент усиления аптеппы
передатчика; т)( — к. п. д. антенного фидера передатчика; Я,, Я2 — высоты
подвеса антенн передатчика и приемника, м; Но — расстояние между пере-
передатчиком и приемником, км.
Действующая высота аптешты приемника, м,
где W — волновое сопротивление аптенного фидера приемника, ом; G2 —
колффициепт усилепия аптенпы ириемпика; ц2 — к. п. д. аптеппого фидера
/»7(ч>
,!] поминки; 7Л, 1 — волновое сопротивление нолуво.гноного вибратора, ом X
,\:i;u.
Напряжение па входе нриемлнка, мкв,
L'-.x - l'1'л- A1.32)
Опо имеет медианное значение и течение 50^,', времени работы УКВ-ра-
;:И1>сия;ш.
При 95% времени работы УКВ-радиосвязи напряжение па входе прпем-
>.iiii'ii согласно рекомендациям А1ККР принимается меньше медианного
ми I ?! дб (п 4,47 раза).
Устойчивая работа УКВ-радноелязи обеспечивается п том случае, когда
!.,!Пряжение ля иходе приемника больше чувствительности при отношении
, л шал/шум ^ 20 дО.
§ 11.4. Узлы связи
Классификация узлон свяли. В зависимости от назначения i>ii:t.? ii«:.-if«>-i
• ледующис узлы связи Мшшстсрстпа газовой промышленности СССР: при
центральном диспетчерском пункте (ЦДП), при ПО. ,"ШУ, КС, обслужнва--
? ?чыГг усилительный пункт (ОУИ), дистанционно питаемый пункт (ДНИ).
Здания узлов связи при ПО, ЛПУ п КС состоят ни шахты, лшнч'ио-
аппаратного цеха (ЛАЦ), выпрямительной, аккумуляторной, АТС. кроссоиой.
; ei-улиропочной, измерительной, абонентского телеграфа (дли ПО) п аниа-
, HTHoii телеграфа. (Для организации телеграфной связи в аппаратной угта-
• ! а «липа ют аппаратуру вторичного уплотнения телефонных каналов типа
ТТ-18, ТТ-12 и П-314М). Кроме технологических в узле спязи необходимо
|||)Сдусма1'р11вать iiomchiciiiui для начальника связи, лнненпого персонала,
мнетерской, студии и подсобные.
Узлы связи ЦДП и ПО размещаются, как правило, в зданиях упраплс-
пнп. Их проектирование пли реконструкция осуществляются по индивиду-
индивидуальным проектам. Узлы связи при ЛПУ и КС могут располагаться как г, глу-
жобно- плн ремонтпо-эксплуатапионных блоках, так и в отдельно стогиинх
?'.даниях.
Обслуживаемый усилительный пункт, как правило, размешается в от-
отдельно стоящем доме связи. В его помещениях устанавливаются оборудование
1|()омежуточпо11 усилительной станции, дистанционного питаппя 11УП к
источники илектропиташш. Дистапциоппо питаемый пункт может раг.мп-
цаться как в отдельно стоящем здании, так и в приспосабливаемых и.ш
мристраиваемых помещениях.
В послодпео время получают раенрострапенпс блочно-комнлектпые КС,
м состав которых входят н узлы связи.
При проектировании всех узлов связи обязательно соблюдение ii"pv
технологического проектирования «Сооружения 1ражданских предприятии
'фоводнпйи почтовой связи (НТП 40.588—76)», строительных, промышленной
апитарии, правил противопожарной охраны, техники безопаспостн, тохни-
чпекой эксплуатации п других нормативных материалов.
Основным документом для проектирования любого узла спязи является
-хе.ма организации связи, составленная па стадии технического проекта
'I откорректированная в рабочих чертежах. Па осповаппн этой схемы «?;? рс-
? «•ляются емкость АМТС, состав оборудования линейио-апнаратлою iw-xa,
"'Слеграфнон ставции и фототелеграфа, а также мощность и состав злектро-
'штающен установки.
Аппаратура К 12 -[- 12. Ото двухпроводная днухполоеппя сипела.
<">еспечпвающая получение 12 высокочасютпых телефопных каналов и одного
-оно.пштелыюго (высокочастотного) служебного канала в диапазоне S—
^?М ктц. Вызов передастся по вынесенному сигнальному капал у на частоте
•'825 гц. Максимальная дальпость связи 1500 км. Предусмотрена возмож-
возможность выделения в ПУЛ и ОУП первого капала 12-капалыюн группы для
"•"пользования его в качестве диспетчерского капала либо дли пер|\!;>чп
477
сигнален телемеханики. Кроме того, аппаратура К 12 ', 12 позноляот выделить
ыо дпе .!-канальные группы (шести телефонных каналов) на обслуживаемых
промежуточных станциях.
В комплект аппаратуры К 12 -\- 12 входят:
— оконечные станции;
— обслужинаемыо промежуточные станции;
— необслуживаемые промежуточные станции;
— оборудование выделения шести телефонных каналов на промежуточ-
промежуточной станции;
— переносное переговорное устройство для связи по служебному
каналу.
Оконечные ста и ц п и. Существуют две модификации стоек
с двумя оконечными стапциямп:
— ОК-12 + 12ЛЛ — стопка па три оконечные станции А. Кроме оспов-
ного каждая стапция укомплектовала оборудованием высокочастотного
служебного канала и устройством передачи дистанционного питания;
ОК-12 + 12СС — стойка на две оконечные станции Б. Комплектация
ее аналогична ОК-12 + 12ЛЛ;
ОК-12 -f- 12ЛБ — стойка с размещенными на ней окопечпыми стан-
станциями А и 15.
Обслуживаемые промежуточные станции. Раз-
Разработаны две модификации стоек с обслуживаемыми промежуточными стан-
станциями:
— ПК-12 + 12-1 — стойка с оборудованием одной промежуточной стан-
станции. Кроме основного усилительного на стойке устанавливается два ком-
комплекта блоков передачи дистанционного питания и оборудования диспетчер-
диспетчерского и высокочастотного служебного каналов;
— ПК-12 + 12-П — стойка с оборудованием двух промежуточных стан-
станций. Остальное оборудование аналогично оборудованию ПК-12 + 12-1.
Необслуживаемые усилительные пункты. Они
должны быть оснащены:
— НУИ К-12 -f- 12-1 — камерой с двумя кассетами уенлительпого обо-
оборудования^ для кабеля МКПБ 1X4 Х*1,2 (МКВБ 1 X 4 X 1,2), одпой
кассетой оборудования выделепия диспетчерского канала и телесигнализации
и одной кассетой оборудования выделения диспетчерского капала;
— 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 усилительпого оборудования для ка-
кабеля МКПБ 1 X 4 X 1,2 (МКВБ 1 X 4 X 1,2);
— НУП К-12 -f- 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-
диспетчерского капала и телесигпализации;
— НУП К-12 + 12 В — кассотой оборудования выделения диспетчер-
диспетчерского канала;
— НУП К-12 + 12 ТС — кассетой оборудования телесигнализации.
бО-канллмшл система передачи К-ООП. Предназначена д'ш уплотнения
симметричиых-пепушпшзнроватшых кабельных линий связи. Для ОП, ОУП
и НУП аппаратура разработала полностью па транзисторах. В комплект
входят:
— оконочпая станция;
— промежуточная обслуживаемая стапция:
—? промежуточная необслуживаемая станция.
Оконечная станция. В комплект ее входят:
— стойка вводпо-кабельпого оборудования СВКО К-ООП па дса четы-
рехчетверочных кабеля высокого п низкою уровня:
— стойка дистанционного питании СД11 K-60II па восемь цепей ДП;
478
стойка линейных усилителей н корректоров СЛУК-ОП 11-(Н)Л на две
• in ???стырс системы, изготовляется для кабелей МКСГ>, МКБ и Л'КЛП;
— стоика контрольных частот CKVI K-fiOIl на восемь систем, yi щиав.чи-
.,oii>i в пунктах, гдо оборудований СУГО1 отсутс.тнует или ра< ио-южено
?.|.;'ч:о;
— стойка генераторного оборудования СУГО-1-5 па косеть гисгем;
-- стоика групповых преобразователей СГП К-СОП (СП1-1 рассчитана
,i четыре системы; СГП-2 — на дне с возможностью доукоми.пекг»н:!ячк
.1 четырех систем);
-оборудование индивидуального преобразования СИП-GO (стопка на
" каналов и СТВ-ДС-60);
— унифицированная коммутацпопно-вызывная аппаратура служебной
.;кш (УКВСС) ССС-7 или ССС-8;
— стойка телемеханики СТМ-1-ОУН на дна направления;
— стойка коммутации первичных групп СКП-1 шкафного типа па 50 пер-
,1'шых групп, уетапапливается в ЛАЦ, где в перспективе намечается не
;;'Н(.е 10 первичных групп;
— стойка транзита первичных групп СТПГ.
О б с л у ж и в а е м а я п р о м е ж уточная с т а н ц н я. Она
у
— вводпо-кабельпым оборудованием CBKO-II низкого и высокого
?топпя;
— стойкой липейпых усилителей и корректоров с 2-частотной АРУ
> ЛУК ОУП-2, изготавливаемой па две системы для трех типов кабелей
;иСБ, МКБ и МКПВ. Стойка каждого типа может быть доукомплектована
• (УК ОУП-2 до четырех систем;
— стойкой линейных усилителей и корректоров с 3-частотиой АРУ
• ,'JVK ОУП-3 па две системы, изготавливаемой для трех типов кабелей
\ИчСБ, МКБ и МКПВ:
— стойкой дистаппионною пптания СДП K-G0II па восемь цепей ДП.
i!pn полной загрузке кабеля на ОУП устанавливаются две стойки;
— стойками служебной связи ССС-7 или ССС-8;
— стойкой телемеханики СТМ-1-ОУП па два направленля;
— стойкой выделении одной пли двух 12-каналышх групп с преобразо-
преобразованием и генераторным оборудованием типа СВПГ-1ПГ или СВПГ-2ПГ в соот-
.•ехствии со схемой организации связи.
Необслуживаемая и р о м е ж у т о ч п а я стан ц и я.
ila ней устанавливают:
— вводно-кабельпое оборудование ВКШ-1;
— стойку промежуточных усилителей необслуживаемых СП УII К-(ЮП
п две системы с возмоясностью доукомплектования до четырех.
Стойки СВКО, СДП, СЛУК ОУП-2, СЛУК ОУП-3, СУГСЧ-Г,, СГП,
' И11-60, СТВ-ДС и другие изготавливаются 6asoBoii конструкции и рассчи-
аиы на олпостороппее обслужнвшше.
JhiHcii'io-aiuuipjiTiibii' wxu (ЛАД). Состав оборудования ЛАП псех
?.".он связи кабельных линии определяется па основании следуюп:их доку-
''ьтоп: схемы орпшппацип гпяяи, материалов пзыскаппй и nop.\!rtTri»i:it v.i.
•.зрительную аппаратуру. Нее проектируемое оборудование в <'-;<п ?:;-г. тип
; 'Til ?'?5..-i—71 разметается п од!;ом но.мешеппн по прилипну грушшрок.анш;
?:тдел1.1;ые ролы: г.во;и;о-1;аГ;е.":М:оо и /Hi; лнленпос, зрушюиос и гс^
??•; л:7;пи:1!дуа.'1ы;ое и т'^.ытателыюе; дислетчерско;! спяа!! и свякн '.'?
..н; коммутации перг.и^иилх групп и транзита, промежуточных 1!ерс-ь.;юч1:-
?''•?, (Yiy/Kfifinoii сияяч и гг(I:а.''!:ниго Di.iHoi'.n-iiafioja.
I-.'роме того, г, ЛАЦ устг.павлнгаются itolkii аг.толатпческого регуигро-
?: !!л иаиряжеипн (САРЛ). Т'олпчестио ст^ет: онредс-.гяется с у""Г" • -нру-
ироемтпруемого и переносимою ("'-орчлипанпя, :.r-o6xo;iii?;i-fin : м<ани;>
???"ратуры CTa6t:.'ni3iipoi:iiiiiiM.M (q;!pe:i сщбц.щпатор) и нестаГ)и:н]:>и|1'-!1:'"иы;.:
. >..')(•pe;i!Ti:'.!iino от CAJ1!) riirifinw.iMii'O.M.
!'. некоторых случаях к Л!ЛЦ рпзмегцаются тнкже пынря.мьтельные
. '.; i-i'HTRa i; 6u'iapei'u;i.:e папы. Установка пешнтате.п.кых егоел1 при ЛПУ,
??47 S
КС и ОУП, как правило, но предусматривается. Испытывают каналы связи
непосредственно на отопках индивидуального оборудования. Н ЛАЦ узлов
сш);)ц НО и ЦДИ испытательные стойки необходимо устанавливать с соот-
соответствующими обоснованиями.
В п])оскто ЛАЦ должны быть предусмотрены .пшеГшан, питающая и сиг-
сигнальная проводки. Для линейной проводки применяют:
— многопарные псакранированнмо кабели для монтажа ценой тональной
частоты, служебных линий и межстоечпих соединении в 4-нроводпом пизко-
чаеттном тракте каналов:
— однопариые {жрапиронапные кабели для монтажа высокочастотных
m'lii'ii is спектре от 12 до 2.J2 кгц;
— станционные коаксиальные кабели для монтажа цепей с частотой
зи.пие 2.30 Кен;
— кроссовые провода для кросенровок цепей тональной частоты па
?.(iji'.U'oii агша])атуре л стопке промежуточных переключений.
Одпонарные .•жраииропапные и коаксиальные кабели применяют для
Ki.oeciipop.oi; на аппаратуре переключений первичных и вторичных групп.
ЛинеГтая и питающая ипоиодкгг в ЛАД прокладываются, как правило,
по зоздуш.чым желобам, в отдельных случаях — в напольных или иодноль-
iii.;\ желобах или по степе.
О.'Н'ктропптаиис ул.чов св:1»и. Cociai: оборудования :1лект])оппт;пощ'>;"!
ycianoHKir узла связи определяется и;! расчета обеспечения питанием аппа-
pau-ры ,'i\\\ и ;шстап1\пониым uiiTaiiiieM НУ11. Олоктроустановкн должны
гаиангнроиать бесперебойную работу псей апиа])атури узла связи, а такя.с
от освещение и хозяйственные нужды. Аварийное освещение выбирается
и:» расчета 5 вт/м* па основные помещения и 2 пт/м2 на вспомога-
вспомогательные.
Согласно НТП :/i3.'<2'>--71 |S) в>е уз.ил связи в части надежности элек-
тро/набжения относятся к первой категории здектронрпемников. Группа
электроустановки определяется по таблицам TITII 45.320—71 с учетом усло-
условий электроснабжения от внешних источников.
Как правило, на узлах связи используется буферная система электро-
электропитания. Н соответствии с 1ITJI Ао.'.УШ—И [8] здесь применяются днух-
группные аккумуляторные батареи с запасом емкости л каждой из групп
0.". ч.
Электроустановки должны быть автоматизированы и снабжены сигнали-
сигнализацией. С ;>той целью иснользупт выпрямительные устройства типа В У
и ПУ[>, автоматизированные регуляторы напряжения, устройства автомати-
автоматической коммутации типа КСЛЦН, Б1Ц и ЩПТЛ-1/200. Устройства общей,
снгчализацш! позволяют контролировать работу :)лектронита1ош,е11 уста-
попки (ЭПУ). i'ce спгналнзацнопнь.е пени включаются на табло обще]"! сигна-
сигнализации (ТОС.-З).
Для онределонил мощности выпрямительных устройств и емкости акку-
му.чп-оргалх бата|К'й всех напряжений (—24, Н-220. ---(К) в) составляют
таблицы расхода тока anirapaTypoii уп/ютнеиия, ДГТ, ЛМТС, телеграфа
и г. д. Эта таблн-ia закладывается в основу таблицы исходных данных и
выбора эленгроппгамщцх устройств. Выпрямительные устройства выби-
выбирается но сп ie тока, мощности п напряжению с учетом заряда и формовки
батарей н;< расчета 2.7 в г.а 1 аломент.
В заьнси.мостп от тина аппаратуры уплотнения на ПУП, количеству
.и т-м анпаротуры, питаемой но o;ii:o"i цепи, применяют разлнч'Н. cxevn
ЦП'? т,'|!1цно1:1!пго ннтагмгя. Днстятп.'оньч)!1 питание ЛУП осуществляет1?*
ш1 :.iTiuvn.i!(i:"i паре пли но четверке. И некоторых случаях создастся тр,\:::шт-
л!': переход с пары н;> четверку.
(Согласно ГОСТ -'(От—OS на всех узюх связи предусматривают;1;; р:р-т
обособлен!!!:!'1: заземления: о;и>о рабочее is два измернгельмых.
Оборудование улектронитающих устаь'овот; размещается следующим
образом:
— выпрямительные устройства (ВУ, ВУК, ОВУ, ]?T-f51/5), коммута-
циопные щиты AЦС, Е1Ц, КС1ЦП), щит переменного тока AЦПТА-4/200) —
Ч 1К'МГ)[Ц01ШЛ БМПрЯШ1ТеЛЫ10|', С COf-.TlO.il'llIICM ОНППу.ТПЩИШШЫХ нрОХОДС'В
г. 1--.-.!'Тпстстиии с 11ТП А~).32Я — 7\ и ПУГ);
- аккумуляторные батареи кислотного тик» — i; аккумуляторной на
др|»'!>я1шых стеллажах; размеры эксплуатационных проходов цолжпи еоот-
кот-. гповать ГОСТ 122G—7A и IIУЭ.
.'(ля подачи напряжения от батарейных щитков на токораспределитель-
•юг оборудование и далее па аппаратуру предусматрпвае'/ея прокладка
lni'i;;lomeii проводки. Питающая прополка рассчитывается дли рядовых и
магистральных фидероп но поминальным напряжениям —24 в, а дли маги-
магистра :|>ных фидеров при моментах тока (произведите силы тока на длину
фп;:"г!ов), больших 370 а-м, — по поминальным иипря;ксп[1ям -f-22Q n. По
всех остальных случаях сочеине проводки по рассчитывают.
!i'poMo питающей прокладывают сигнальпую и залемляющую проводку.
Ч .'-.\Ц, где усталавливяотся аппаратура, имеющая изолпропаипые и ш-
;i.)o'iiinonanuMO заземляющие клеммы, прокладывают объединенную про-
jio.T.'v рабочего заземления неизолированную и проводку рабочего заземле-
заземлении полированную. К заземляющим проводкам подключаются общая точка
uei.ii'-'.r питания аппаратуры; «жран стапдио.чпых кабелей и аппаратур!.':
контакты блокирующих устройств, разрядники, каркасы всех стоек; брони
и ^ii•т,•!ллнчoc.кш' оболочки магистральных кабелей: к объединенной проводке-
ра< '-'гего заземченпя — стоики, лмеюшие iicii»O:ni))OBamnac заземляюп!.;ге
K.H-.;\t!,[. а к изолированной — клеммы заземления, нзолпровапиые от карка-
каркасом : тог)к.
'> ЛАЦ, где устанавливается аппаратура, нмоюнчш только пеизолнрп-
Bairi:;e зазомляющпе клеммы, может прокладываться любая из заземляющих
проводок.
!',шонна:1 дш'иетчерекал спили (ИДС). Дли счпанпя '.истом 1'ДС ил i py-
Яон; оподах примппяют оборудование, апалогпчиое аппаратуре поездной и :и
пос':,игц1юннон диспетчерской связи с. избирательным тональным вызовом.
Дтя рабочей депп 1'ДС обычно используют кабельные лшшп с спммегрнч-
пымл пенутшпнзироваипымп парами, с. применением усилителей тональной
-iar;r,TMi
Рабочее затухапно цени РДС при пользовапнп аппаратуре)! поезлноГг
диспетчерской, связи не должно превышать 30,4 дб C,5 непера), ностапцноп-
noii спя.чи — 2А,3 дб B,3 пепера). Затухание линейной части цепи (для пеней
с усилителями — остаточное затухание) должно быть не более 1У,1 B,2 не-
пера^ прп наличии окопеч.гых усилителей ч 13,9 дб A,0 пепера) при otc.vi-
ствчи последпих. Максимальный уровень передачи ко всем спектре частит
@..'?-—2,4 кгп) дол же ц составлять -j-5,21 дб (-!-0,G непсу>а); мштмальпы!":
для частоты 800 гц — соответственно —13,9 дб (—1,0 iionojta).
Патуханне усилптслыгаго участка цепи принимается равным усилению
:трч:.;;\чяемых усилителей. Затухашгом, вносимым аппаратурой проме;кутот'-
пых :-v;iktob П17Т-60Д, ППТ-fiGTT, ]\ЛСС-22 и КЛСС-ЛЗ с уенлт'е.мпмн УД-::.
а т;тке ответвлеиие.м длиной до 2 км. можпо щюио.Г-р>"ч.. Для отпетле-ш:!}
дли':-'4"! 2 ]?м и более, пагружегпнлх на согласог.анпые сопротннтспня. niiocn-
MOI-- мтуханне нрипимаюг равпым 3,5В дм. При длине ответвления до 8 км
т т.:': ""?саппи осповмой пени, близком к норме, ответвлении допускается :i>-
rpy::tTb па несогласованную нагрузку (табл. 1!.:?';.
? 'рн И'по.'ч.лоаапип дугпеиспых ycHnt.o.H'li с ;шфф!мч1-нна.г,,н!.1ч11
с.п 'чмп на двухпроводных цепях количество [П!О>;'':ку:ч'!::1,тх '•:;:.:;;'Ч' •? ?"
на 'ой рабочей uvitii не доскио npciiiJ!>'.ii'(. л^/'л. ,'!, ni:ra ;i;^>.x:;i>:--n(;':-;;i"
pa":; "'i цепи бе:; ответвлений для кн-'ели Mh'C-f,2 ;:о';;;;::' быть не бо.;-';1
"fЗ'1 ???:. для кабеля ТО-1.2 — 10.~> км. При 1!.<.Л1!<11<!1 OT!i;!!P..:eii!n": i iii::i ::<•? :?
"O( гвопио уменьшите!;. Tl<?.:ij i:pn pin-.cTojii'.iuix %..wr:y рагпорячит!':h-v>:\
ct.t • и и промежуточными пунктами РДС (или мол'ду наиболее удалеп-
пы* ' фоме.жутешымп пунктами) длн;1а цени i!j)eituiiineT ук;:::ниные ылп'е,
РД1' .-;о;кет бытг, организована по ^-проподпоГ! пени с симплексными усплп-
тел i.:;[. пе имекипими дифференциальных систем. Однако нос.iP.'ince может
лрич'-'-тп к ножелатетьн'ому увеличении) запятых пар кабеля. Поэтому upt
1о i.ivoir уда.лс-и.чостн нромежуго'пгых пунктом от распорядительной станции
•41 ::пг*г.. г.6 4Р1
ТАБЛИЦА И.Г
Затухания, дб, вносимые ответвлениями к цепи кабельных липой
и зависимости от марки кабеля
Длина
отиетнлекпп,
км
2
4
0
8
МК-1.2
0,35
0,78
1,21
1,05
ЛТК
-1,2
ТЗ-1.2
0,52
0,90
1,48
1,99
т:;
МК-1,2
0,01
1,30
1,91
2,60
-1,-'
'?"''?'-
0/i3
0,87
1,30
кроме рабочих ценен РДС целесообразно создавать обходные, в качестве
которых .можно пеночьзовать высокочастотпыо каналы магистрали снязи.
§ 11.5. Местная связь
^Местная связь предназначит для внутренней телефонной п:я.чн на тер-
территории 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-
пей связи, а также через соедипительпые линии па связь с абонентами станций
других ведомств. Развитие производства, автоматизации технических про-
процессов и управленческих работ привело к возншшовеппю дополнительных
сетей к местной телефонной связи — директорской, диспетчерской, произ-
производственной.
Автоматические телефонные станции (АТС). Абоненты АТС местной
телефонпоп связи имеют 3-значную пумерапню, что сокращает время уста-
новлепия связи между ними.
До настоящею времени на сетях Мнигазпрома СССР автоматизация
телефонной сети осуществлялась на базе АМТС с декадно-пгагорыми систе-
системами. С 1974 года принята к аксплуатацпи наиболее целесообразная АТС
типа yilATC-100/400.
Учрежденческая и производственная автоматическая телефонная стан-
станция типа УПЛТС-100/40A предназначена для внутренней связи между або-
абонентами НС, жилого поселки и других сооружении, находящихся :ia про-
продолами КС, а также для внешней связи с городскими и ведомственными АТС.
При дооборудовании станции блоком транзитной сгязи абоненты АТС полу--
чат возможность дальней связи по высокочастотным каналам. На территории
КС эта АТС располагается в помещении автодела jtwa связи. Последний
размещается в здании СЭЕ или в отдельно стоящем здании.
Диспетчерская и технологическая чроу.оцияп трлефоин.ч.'г cr;::;i>. ( ".лужнт
для непосредственной связи диспетчера или руководпта TIC, .~П1У v. h'G
с ограниченным кругом лиц, участвующих и едином технологическом про-
процессе транспорта газа. При пользовании дненеткс-рскнм коммукпороу иск-
исключаются пою])И рабочего «ргмрнл, вюатишые занятостью абоппнточ или
приборов, что имеет место при работе АТС. По раимошрншо ррГ.очит ясст
различают диспетчерские установки па одт:о (TJ»MC и КД-18) и па /и:;1, рабо-
рабочих ме<-та в оди(:м пульте"(!-iOC-22M и ГДСМ-Г.О/К'П).
ii\Hiii;isi>:!iiiK4Ui'.ii ;'|)омк(;гикор;>)н."» с;:*:ц, {1;Г€). '??'?or '?" "•?-,-i-.-.c-ii
связи О[1ганпйуется на территории и в проппводстпе'ичпу hos-ph'cmmix- I.'C,
когда необходимо однонремс-нно передать укаапгия Го.-ьпК'Му колинству
лиц, ocyjupciiiim» их iioiii'K п обеспечить дьуст'^н-нмшо с!.я:и, с ,:пмк. И-:ии-
стны дне системы И ГС:
482
- 1) односторонней распоряднтельпо-понсковой связи руководителей пронз-
?.и.'К'тва с производственным персоналом;
-) двусторонний связи ру1;онодителей производства с персоналом и
последнего между собой.
На КС н основном используется система двусторонней ПГС с абонент-
абонентскими усилителями и коммутационными устройствами, соединенными между
-?опой проводами комплексной слаботочной сети. Наиболее употребительной
цля И ГС является аппаратура типа ПГС-1К производства Нальчикского
завода телемеханической аппаратуры. С целью ретрансляции программ
центрального вещания в районы, где возможность подключения к радио-
радиотрансляционному фидеру Министерства связи отсутствует, используют радио-
радиотрансляционные установки ТУ-100М и ТУ-50М. Эти установки могут быть
пригодными как для производственного вещания, так н для распорядителыю-
понсковой связи.
Curua.шмщин. Для того чтобы сноенремсшю оповестить дежурного
диспетчера КС о возникновении пожара, о нарушении зоны охраны КС,
а также для того чтобы соблюсти непрерывность во времени процесса транс-
транспортировки газа и контроля за его выполнением, в состав местной связи
вводятся следующие виды сигнализации: пожарная, охраппая и единого
отсчета времени (электрочасофикация).
Пожарная с и г п а л и з а ц и я. Для предупреждения дежурного
вахты о возникновении па территории КС очага пожара используется аппа-
аппаратура тревожной сигнализации тина ТОЛ-10/100. Сигнал тревоги поступает
R помещение проходпоп КС па станцию тревожной сигнализации по комплекс-
комплексной слаботочной сети. Сигнализация срабатывает как автоматически — от
извещателей типа ПОСТ-1, служащих для подачи сигнала при попышепин
темнературы контролируемой среды выше допустимой, так и от ручных
извещателей типа ПКИЛ-9, установленных на территории КС.
Охранная сигнализация. Автоматический коптроль за
зоной охраны КС осуществляют с помощью аппаратуры охранной сигнали-
сигнализации тина «Кварц», которая обеспечивает дистанционную подачу сигнала
на приемную станцию. В качестве приемной станции, устанавливаемой
в помещении проходной КС, используется концентратор малой емкости
типа «Комар» производства Калужского завода радиооборудования. Кроме/
фиксации сигналов тревоги этот концентратор позволяет обеспечить в почиое
время включение прожекторов, высвечивающих участок нарушения блоки-
блокировки.
Липейпые сооружения охранной сигнализации устанавливаются но
периметру площадки КС на контрольно-следовой полосе шириной 5 м. Про-
Прокладывают специальные кабели типа СВМБ, которые включаются в ком-
плекспую слаботочную сеть. С помощью этих кабелей лучи (участки) охрап-
ной сигнализации подключают к приемной станции. Для телефонной связи
с любой точкой охраняемой территории КС па опорных колонках подвеши-
подвешивают пару проводов, которые через комплексную сеть включаются в комму-
коммутирующее устройство типа ТКМС.
Э л е к т р о ч а с о ф и к а ц и я. Непрерывность технологического про-
процесса но транспортировке газа требует четкого соблюдения графика работы
КС, а -акже контроля за ее работой со стороны дежурного диспетчера. Это
71 свою очередь вызывает необходимость обеспечить единый отсчет времени
во всех производственных помещениях и на территории КС. Для этой цели
используется система ялектрочасофикащш, куда входят:
— станционные устройства — олектропервичньте часы, устанавливаемые
а автозале АТС;
— линейные сооружении — ялеюровторичиые часы с сетью. В качестве
ширинах сооружений используются линии комплексной слаботочной
ети.
Промышленное телевидение. Для контроля за производственными про-
процессами на КС, промыслах, хранилищах и других сооружениях может быть
Iрименена многокамерная телевизионная установка. Она предназначена
|.ля круглосуточной работы it дежурном режиме, при этом включение ее
31 * 483
]( рабочий рожны может осуществляться кик врушую (с пульта управления]
так и автоматнчоски (от системы снгиплизацип)-
На КС телевизионные камеры с оптической приставкой n устройство)
наведения устанавливаются в помещениях компрессорного цеха, э;:«.ч-:тро
станции и на площадках внешних сооружений. ]1а площадках iu;o:nnu.
сооружении телекамера с оптической приставкой размещается в специально!
кожухе, который обогревается при низких температурах наружного воздух,
и имеет специальный зонтик для защиты от солнечных лучей.
Аппаратная стойка, пульт управления и вндеокоитролыше устройств!
должны устанавливаться в помещении дежурного диспетчера, видсокошроль
ныо устройства — в помещении начальника и главною инженера КС.
Соединительные кабели внутри зданий прокладываются в жол'оба:
пли но степе вместе с телефонными кабелями или кабелями автомишки i
телемеханики, а соединительные кабели между зданиями и опорами — и тру
бах телефонной канализации или подвешиваются на стальном тросе.
Комплексные телефонные сети. Jibiinc были рассмотрены еташпмкшьи
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 ста1ШИ!ч".ч)ня
устройств (АТС, диспетчерские, сигнальные и другие установки) значг:- л.нс
меньше затрат ла строительство линейных сооружений, принято ..;-нпи
многих сетей, а также систем, телемеханики объединять в общие кабел1:: :;ом-
нлекепой слаботочной сети. Исключение составляют установки проуь.тон-
проуь.тонною телевидения н IIГС с центральными усилителями, где опору:: уртся
самостоятельные сети.
И состав комплексной слаботочной сети на территории КС входят л'.шш
АТС, диспетчерской телефонной связи, II ГС с абонентскими усилителями,
плектрочасофнкацнл, пожарной и охранной сигнализации, телеграфа и
устройств телемеханики. Все линии, включенные в комплексную слаботочную
сеть, проходят через коммутационные устройства АТС, которая служит
центром мои сети. При проектировании комплексной слаботочно)': сети
на территории КС используется система прямого распределения, upu Ki-7'pofi
кросс АТС выполняет роль распределительного шкафа.
При построении линейных сетей по бесшкафной системе можно выделить
дпй отличных друг от друга участка:
— от АТС до распределительной коробки (распределительная ? еть);
— от распределительной коробки до оконечного устройства (абопем.'кая
сеть).
В соответствии с этим кабели комплексной слаботочной сети делятся
1>а распределительные и абонентские.
Для автоматической связи КС, не имеющей выхода па городскую теле-
телефонную сеть, а также для диспетчерской телефонной слизи норма заа ухатшя
может быть принята раыюй норме затухания для городских телефонных
сетей C,3 непера). Эта норма позволяет при использовании кабеля с 'иг, >ами
диаметром 0,5 мм включать лилии абонентов, расположенные на расстоянии
до 20 кы.
В комплексной слаботочной сети КС используются однопарлые-кабели
типа ТРГТ и ТГВ для" абонентской проподкн и многопарные типа Ti , ТБ,
ТПП, ТИПЕ, ТПВ, ТПВГ и ТПВБ для организации распределитель;.;.:х се-
TPi'i. В иелях обеспечения резерва магистральных линий связи газон;".-иода
на случай аварии пли )!Ыхода' их ив строя сооружаются кабельные ;:;шпи
связи от АТС КС до городской АТС. В зависимости от технических условий
на подключение к городской АТС это могут быть соединительные лиши; или
прямые абоненты.
В случае получения согласия на включение соединительной лиги: АТС
КС явится составной частью городской телефонной сстп (ГТС) и должна
обеспечить выполнение общей нормы затухания как для городских, так
и междугородных разговоров. Общее затухание на ГТС i:e должно превышать
3,3 пепера (в том числе, Jj пеиера на линейные и 0,3 иепера па станционные
сооружения).
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
С.УБ и РОБ, компрессорных цехах, эпергоблоке и других номещепиях, рас-
расположенных па территории КС, кабели прокладывают по степам без каких-
либо защитных мероприятии.
Сети ПГС. Для организации ПГС с центральным усилителем сооружаются
?:-амостоятольпыо сети, а не липии 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 лилиям звукофикацип.
Наибольшее распространение при строительстве радиотрансляционных
пиши на территории КС получили кабельные, сооружаемые из кабелей
пша ПРВПМ, ПРППМ, а также из многожильных сигнальных или
контрольных.
В случае совместной прокладки кабелей ПГС с комплексной слаботочной
, стыо КС необходимо в телефонной канализации предусматривать отдельный
ьанал для кабелей ПГС
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Балкии, Л. С, Матлин П. М., flxnuc Л. II. Связь на промышленных
предприятиях. М., «Связь», 1971. 511 с.
2. ГОСТ 464—68. Заземления для стационарных установок проводпой
связи и станций радиотрансляционных узлов. Нормы сопротивлений. М.,
Пзд-во стандартов, 1967. 10 с.
3. Избирательная телефонная связь с тональным вызовом. Тпновыо
решения. М., 1968. 77 с.
4. Инструкция по выбору трасс радиорелейных линий с интервалами
я 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, апнаратные проводного вещания и телевидения.
М., «Связь», 1973. 40 с.
8. НТП 45.326—71. Электроустановки предприятий проводной связи.
М., «Связь», 1972, 35 с.
9. Общие требования к техпологпческой связп Мингазнрома. М., 1966.
10 с. (Мипгазпром СССР).
10. Правила устройства электроустановок. М., «Энергия», 1969. 463 с.
11. Правила по строительству линейных сооружений городских теле-
телефонных сетей. М., Связьиздат, 1962. 511 с.
12. Радиорелейные линии связп. Инжеперно-технпческий 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 и § 1.0, проектирование строительства магистральных
трубопроводов осуществляют в две стадии (технический проект и рабочие
чертежи) или в одну (техно-рабочий проект). При двухстадийном проекти-
проектировании па первой стадии и одностадийном разрабатывают проект организа-
организации строительства (ПОС). До начала строительства генеральные подрядные
стрсительпые 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-
пизациоппо-техпического уровня строительства. ЛОС служит основой для
распределения капитальных вложений н объемов етроптельно-моытажпых
работ по срокам, а также для обоснования сметной стоимости строительства.
ППР разрабатывают для выявления наиболее эффективных методов выпол-
выполнения строительно-монтажных работ, способствующих спижепию их себе-
себестоимости и трудоемкости, сокращению сроков строительства, повытешда
степепи использования строительных манит, механизмов и оборудования,
а также улучшению качества строительно-монтажных работ. В соответствии
с требованием СП 47—74 [6] строительство без ППР запрещается. Этими же
строительными нормами оговорены все требования по разработке ПОС и
ПНР, при которой следует учитывать ирпродпо-клп.матическпе 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-
самостоятельный раздел технического (или техно-рабочего) проекта магистральпых трубо-
трубопроводов 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»
монтажпых работ, предусмотренного техническим (или техно-рабочим)
проектом, а для работ подготовительного периода — па 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, разпо-
образпя строительных процессов, числа подрядных и субподрядных органи-
организаций, участвующих в строительстве, применительно в требованиям СН
47—74 [6|. При этом следует помпить о дополнительных требованиях к раз-
разработке ПОС для «лилейных объектов транспорта и связи», предусмотренных
СИ 47-74 [6].
При составлении ПОС необходиуо руководствоваться даппыми, изло-
изложенными л работах [1—12], а также эталонами па разработку ПОС маги-
магистральпых газопроводов и нефтепроводов в составе технических проектов,
48E
§ 12.2. Исходные данные для составления ПОС
Исходными материалами для разработки J1OC служат:
— ТОО, подтверждающее экономическую целесообразность и хозяп-
пиую необходимость проектирования и строительства объекта;
— задание на проектирование — раздел «Сроки и последовательность
птсльства», с указанием степени сложности объекта строительства ири-
iTO.ibiio к требованиям, приведенным » СИ 47—74 |0|;
— данные других разделов технического (техно-рабочего) проекта,
иже сводная и объектные сметы;
— карты и планы по трассе в масштабе 1 : 50 000—1 : 1 000 000 н по
цадкам п масштабе 1 : 500—1 : 1000;
— материалы инжеперпых изыскании (топографических, геологических
;,чрогеологических) ио трассе трубопровода н площадкам КС, 1TIIC, перс-
персов рек и др.;
— данные о состоянии дорог и мостов, обеспечивающих подвоз труб,
эудовапня, стройматериалов и всего необходимого от жолезнодорожпых
щнй (npifCTaiicii), заводов стройдоталей, предприятий и карьеров местных
лиельцых материалов к трассе трубопровода и вдоль него, к площадкам
или НПО, крупных переходов н т. д.;
— документы согласования с. местными транспортными и другими орга-
и (управления дорог, речных и морских пароходстн, связи и др.) вопросов
использованию существующих линий связи, дорог и мостов па период
жительства, их ремонту или усилению (если это необходимо), но приему
лов на станциях (пристанях), расположенных вблизи трассы, времен-
:у хранению их и отправке па трассу п площадки, а также условий
ведения работ па тех участках, где затрагиваются интересы стороя-
. организаций;
— данные об использовании источников и порядке обеспечения стро-
тьства водой, электроэнергией, паром п местпымп строительными мате-
лами;
— документы согласования с землепользователями с указапнем харак-
HCTiiKii и требований по рекультивации сельскохозяйственных земель при
оитсльстве;
— нодробпые рыбохозяйствонные характеристики, получеппые у соот-
ствующнх бассейновых управлений рыбоохраны, с указанием впдов рыб,
:т их массового нереста, нагула, зимовальных ям, рекомендуемых способов
роков проведения строительпых работ на переходах магистральным трубо-
эиодом водоемов, имеющих рыбохозяйствепное зпачепие;
— документы согласования с Центральным управлением рыбохозяйствеп-
'i экспертизы и нормативов (ЦУРЭ11) мест переходов трубопроводом через
тоемы, имеющие рыбохозяйствеппое значение, а также мест отвала грунта,
1 ученного при разработке подводных траншей, способов п сроков произ-
(ства строительных работ;
— данные об условиях работ по сооружению трубопроводов через круп-
е водпые преграды, о возможности и сроках получепия плавучих и тохнн-
?ких средств для выполнения подводных земляных работ;
— сведения строптельпой организации о наличии предполагаемых к по-
почетно ресурсов (рабочая сила, механизмы, трапепортные средства, мате-
альные фонды), я также ллаповые показатели по труду, механизмам,
тотрансиорту;
— решения по ирпмепенпю строительных материалов и конструкций,
особов организации строительства и средств механизации: строптельпо-
|цтажпых работ по осповпым сооружениям, согласованные с министер-
вами строительства или по их поручению со строительными организациями
рапепортиые схемы развозки труб п материалов, методы производства работ
• крунпым подводным и надземным переходам, осуществляемым по индиви-
алышм проектам, и др.);
— сведения о соответствующих контрактах п случаях строительства
ч.ектов па базе комплектного импортного оборудования.
да
Нею необходимую документацию согласуют со строительными органи-
организациями — с трестами-генподрядчиками, а но крупным подводным и над-
надземным переходам — со специализированной организацией. Если к моменту
разработки НОС генподрядчик но устаноплеп, согласонання 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 СН 4-40—72 И).
Магистральный трубопровод состоит как из линейных, так и наземных
сооружений и здании. К линейным сооружениям относятся собственно трубо-
трубопровод и отводы от него, переходы протяженностью менее 400 м через есте-
естественные и искусственные препятствия, линейные колодцы, линии связи,
система электрохимической защиты и дома лннейпых ремонтеров; к назем-
наземным — КС, головные и промежуточные НПС, ГРС и ГРГ1, отдельные ремоитпо-
эксплуатациоппые пункты.
Общая продолжительность строительства магистрального трубопровода
со всеми зданиями и сооружениями определяется по наибольшей норме для
одпого из следующих сооружении: линейной части трубопровода, компрес-
компрессорных, насосных станций, резервуарпых парков. Нормы продолжитель-
продолжительности 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-
строительства, не должен превышать удвоенного значения показателя, указан-
указанного в табл. 12.1 и 12.2. Объемы капитальных вложений и строительно-мон-
строительно-монтажных работ для этих условий определяются:
— на первый год строительства путем делепия указаппых объемов па
коэффициент удлинения продолжительности строительства;
— на второй и последующие — путем распространения соотпошеппя
но годам указанных объемов, установленных для объекта с максимальным
значением показателя, принятого для экстраполяции. Коэффициент удлине-
удлинения продолжительности строительства — результат деления продолжитель-
продолжительности строительства, нолученпой при экстраполяции, на продолжительность
строительства объекта с максимальным значением показателя, принятого
для экстраполяции.
II р и м е р. Требуется установить продолжительность стро-
строительства головпой 11ПС 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 пропуекпон способности 28 — 20 =
= 8 млп. т; продолжительность строительства уволичепа на
24 — 20 = 4 месяца.
Следовательно, продолжительность строительства НПС
с пропускной способностью 36 млп. т составляет 24 -(- 4 = 28 ме-
месяцев. Коэффициент удлинения продолжительности строитель-
строительства 28 : 24 = 1,17,
488
Для строптельпин НПО с иponyrTiiioii пюсопноотьто .40 млн. г
pai'iipejic'iei-iip опъемов капитальных нложекип и crpiшс.р.по-
мпнтлжных работ гогтаннт, °п:
на первым год
па второй год
па третий год
11 Т О I О
45 : 1.2-- 38;
38-1,17 -- 44;
100—38—44 --- 18
100
ТАГ.ЛИЦЛ ИМ
Hi)|r.vi>t продолжительности строительства магистральных трубомрокодок
и распределение капитальных кложешш
П'
р
-.
~ с
?; г;
100
200
3(ю
Г;00
101I)
'актериегпка
уГл.н твод.ч
1
Дна
500
800
1000
1200
1400
500
800
1000
1200
1400
Г>00
800
1000
1200
1400
500
800
1000
1200
1400
500
800
1000
J200
1400
И р. а
ГТ|
к
ID
у
8
9
10
14
9
10
11
13
18
10
11
12
15
20
15
К)
18
20
26
*>?>
24
28
30
ЗГ,
'Лчттелыюоть
оительства,
месяцы
?
ПОД
41 S!
О ~
я| с
н § а
1
1
1
2
О
1
1
1
2
3
1
1
1
О
3
о
2
2
3
4
2
3
3
'?'
Распределение капитальных
вложений и стоимости
строительно-монтажных
работ ПО
строител
календарным годам
>стна, % от сметной
стоимости объекта
I
100
100
100
100
80
100
100
100
90
65
100
100
100
80
(К)
80
75
(>5
60
40
50
4 Г,
30
40
40
11
_
—
—
—
20
—
—
10
35
—
—
20
40
20
25
35
40
60
50
50
40
40
III
_.
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
20
20
20
II р » м с ч а н и с. Нормы продолжительной!п проще.п.стпа устапоплены с учег"ч
яремспч. меобхознмш о па нропеденно испытании трупонроводпп гидравлическим и.ш нпгь-
ТАБЛИЦА 12.2
Нормы продолжительности строительства отдельных объектов
и сооружений магистральных трубопроводов и распределение
капитальных сложений
Характеристика объекта
Продолжительность строи-
строительства, месяцы
с
а
ю
О
В
V
с- П
L о
отовг
пери
11
том числю
с
о
ш
на
J,4
^г
«5*
аж о
1ШЯ *
II
ЕЙ
Распределение
капитальных пло-
жений и стоимости
строительно-моп-
тажных работ
по календарным
годам, % от сметной
стоимости объекта
II
Компрессорпая станция
Общая мощность теомнрес-
сорон, Мит. л":
1A
10
14
16
19
')
О
.)
3
4
3 -5
/, -7
/i-8
4- 9
Г)
/ -
8
6
8
9
9
12
15
90
Головная перекачивающая насосная станция
Годовая пропускная спо-
способность, млы. т, до:
13
20
28
14
16
20
24
3
3
5
5
3-8
3--9
5—13
5-13
8
6-13
10
6—15
12-19
12
70
60
75
70
50
45
11-22
Промежуточная перекачивающая насосная станция
Годовая пропускная спо-
способность, млн. т, ло:
8
13
20
28
11
14
16
18
2-4
2-5
2-6
3-7
6—1о
7
(ГЛ2
8
10
7—16
loo
80
70
Со
30
40
25
30
50
20
40
* Указаны порядковые месяцы начала и окончания передачи оборудовании от
начала строительства.
** В числителе—продолжительность монтажа; в янамснателе — порядковые меся-
месяцы начала'и окончания монтажа оборудования от начала строительства.
490
III4>;U).T<KF.H11K ТАГ.Л. 12.2
Характеристика объекта
HP
Общая
>должителыюст
тельства, мес:
В
L
-1
||
ТОМ ЧНС
С i~. *
ш
ь строй-
стройны
лс на
монтаж обору-
допапнн **
к'аппта.п.
и лешк1
IMX ВЛо-
женип и стоимости
СТ1ЮПТСЛЫ1О-МОП •
тажпых работ
по календарным
годам, "„ от сметной
стоимости объоита
I
II
РсзервуарпыИ парк
Из металлических резерву-
резервуаров, включая сооруже-
сооружения и коммуникации в
пределах площадки пар-
парка, вместимостью, тыс.
до:
50
100
м
3
12
10
100
Примечание. Продолжительность строительства ГРС, баз нефти, отдельных
резервуаров и аварийно-ремонтных пунктов дана в работе [41.
При сооружении магистральных трубопроводов протяженностью fio;ico
1000 км необходимо по всей длине разбить их на участки, продолжительность
строительства которых устанавливается по приведенным нормам при одно-
одновременном ведении работ на каждом участке.
Продолжительность строительства головных НПС устанавливается с уче-
учетом сооружения на этих станциях резервуарных парков общей вместимостью
до 50 тыс. (лрп годовой пропускной оюсобпостн станции до 13 млн. т) и до
100 тыс. м3 (при годовой пропускной способности станции до 28 млн. т);
промежуточных НПС, совмещенных с наливными пунктами и резервуарными
парками, принимается равной установленным для головных НПС.
Нормы продолжительности строительства магистральных трубопрово-
трубопроводов и отдельных зданий и сооружений для особых условии устанавливаются
с применением коэффициентов А', приведеппых в табл. 12.3.
§ 12.4. Отвод земель под трассы
магистральных трубопроводов
При выборе, отводр и использовании земель для временного (кратко-
(краткосрочного), на период строительства трубопровода, и для бессрочного (по-
(постоянного) пользования с целью размещения запорной арматуры, защитных
сооружений от аварийного разлива нефти и нефтепродуктов (обвалований,
канав м емкостей), станций катодной защиты трубопроводов, узлов под-
подключения НПС и КС, устройств очистки трубопроводов, а также для строи-
строительства переходов через естественные и искусстгеппыс. препятствия следует
соблюдать требовапин «Основ земелтного законодательства Союза ССР и со-
союзных республик» (ст. 10. IS), «Основных положении но восстановлению
земель, нярули'нных при разработке месторождении полезных ископаемых»,
491
ТАБЛИЦА 12.3
Коэффициенты К к нормам продолжительности
дли особых условий строительства
Vi\|мщ:п i-i[)'тто.чьстиа
Районы с числом выпадения осадков более 120 дпей
в году
Горние труднодоступные районы:
с крутизной склонов более 20°
и чередующимися хребтам;!
с BbicoToii иад уровнем моря
1500 м и выше
Районы пустынь и полупустынь
На 100 км трассы при числе переходов:
>М 4П
более 40
Общая длина заболоченных илн обводненных участ-
участков, % 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 сейсшгческих районах, в про-
проектах которых предусмотрели конструктивные ан-
антисейсмические мероприятия, при сейсмичности,
баллы:
8
9
Северные районы страны и местности, приравненные
к ним:
Мурманская обл. (за исключением Мурманс-
Мурманска); Туруханскмй р-н Красноярского края
(Норильск, Дудинка, Игарка); Якутская
ЛССГ южнее 00-й параллели
Амурская обл.; Архангельская (за исключе-
исключением Архангельска, Северодвинска); Бу-
Бурятская АССР (за исключением Улан-Удэ);
Карельская АССР (за исключением Петро-
Петрозаводска); Коми АССР; Мурманск; Пермс-
Пермская обл. севернее СО-й параллели; Омская,
Новосибирская, Томская, Иркутская обл.
и Красноярский кран севернее Транссибир-
Транссибирской я;.-д. магистрали (за исключением го-
городов, расположенных на этой магистрали,
а также Томска, Братска); Приморский
край (за исключением Владивостока, На-
Находки); Тувинская АССР; Хабароиский
край (за исключением Хабаровска, Комсо-
Комсомольска на -Амуре н Советской Гавани);
л
1,2
До 1,3*
До 1,5*
До 1,2*
Л Л
1 ,1
1,15
1,05
1,1
1,15
1,2
1,25*
Определяется НОС
То же
1,1
1,15
1,4
1,2
492
пгодо. ivhK
V.'липни строительства
Ханты-Мансинскин пацнопальный округ
Тюменской обл.; Читинская обл. (за исклю-
исключением Читы)
II р и м о ч а п и я.1. Продолжительность строительства магистральных трубопро-
трубопроводов устанавливается НОС в случаях сооружения их па побережье и островах Северного
Ледовитого Оксана; в Камчатской, Магаданской, Сахалинской обл.; в Якутской АССР
(севернее 60-ii параллели); в Таймырском и Эвепкийском национальных округах (за исклю-
исключением г. Норильска, Дудинки, Игарки) Красноярского края; в Ямало-Ненецком нацио-
национальном округе Тюменской обл.; в Ненецком национальном округе Архангельской обл.;
в Охотском р-не Хабаровского края. 2. Звездочкой (*) помечены коэффициенты, значении
ноторых определяется I1OC.
а также соответствующих общесоюзных нормативных документов, утверж-
утвержденных или согласованных Госстроем СССР. Ширину полосы земель, отводи-
отводимых во временное, краткосрочное, пользование на период строительства
одного магистрального подземного трубопровода, надлежит устанавливать
в соответствии с СИ 4о2—7,'! [5], а для магистральных надземных и наземных
трубопроводов определять проектом, утвержденным в установленном по-
порядке. Отводить земли следует в соответствии с очередностью строительства,
предусмотренной проектом.
Размер земельных участков, отводимых в бессрочное пользование д.;я
размещения запорпоп арматуры подземных магистральных трубопроводе»,
не должен превышать 10 X 10 м каждый.
Использование земель над подземными магистральными трубопроводами
должпо осуществляться землепользователями с соблюдением мер по обес-
обеспечению сохранности трубопроводов.
1. Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми
параллельными нитками магистральных трубопроводов следует принимать"
— при подземной прокладке в соответствии с требованиями
СН452—73 [5] по табл. 12.4;
тлплицл им
Расстояние между осями одновременно прокладываемых
параллельных ниток подземных магистральных трубопроводов
ДИ!1.\»Т|1 Т|1уГн1Ц1|П111'Л!1, ММ
До 420 включительно
Более 420—720 включительно
Более 720—1020 включительно
Более 1020—1220 включительно
Более 1220—1420 включительно
l'acvromiiK1, м
Для гп;>1.приходов
S
!)
11
•J3
\о
Д.1:1 нефтепроводы!
и нефтопродукто-
щчшодов
5
5
И
0
7
11 р и м е ч а и и я. 1. Расстояния между осями смешных трубопроводов разных
диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для трубопровода
полыиего диаметра. 12. Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопроио-
лами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее
м.'Планного, но не меньше 1 м между стенками трубопроводои.
ТАБЛИЦА 12.5
Гасстоянис между параллельно строящимися и действующими
трубопроводами
Диаметр iijinpiiiHpyciuini
трубопровода, мм
До 420 включительно
Волее 42E—720 включительно
Г>олес 720—1020 включительно
[_>олее 1020—1200 включительно
Более 1200—1400 включительно
Расстояние между осями проектируемого
н действующего трубопровода, м
На ломлмх несель-
несельскохозяйственного
назначения или
непригодных для
сельского хозяйства
н землях
Госле*'фонда
11
14
15
16
18
На :и'.млнх сельеко-
хозяйетиештго
назначения (при
снятии и восстано-
восстановлении плодород-
плодородного слоя)
20
23
28
30
32
Примечание. Для горной местности, а также для переходов через естественные
и искусственные препятствия укатанные в таблице расстояния допускается уменьшать.
ТАТ.ЛИЦА 12. Р
Ширина полосы земель, отводимых по «ременное, краткосрочное,
пользование на период строительства одного магистрального
подземного трубопровода
Диаметр трубопровода, мм
До 426 включительно
Более 42й—720 включительно
Колее 720—1020 включительно
Более 1020—1220 включительно
Г)олсс 1220—1420 включительно
Ширина полосы, 51
На землях несель-
несельскохозяйственного
назначения или
непригодных
для сельского
хозяйства и на зем-
землях Гос-лесфонда
20
23
28
30
32
На землях сельско-
сельскохозяйственного
назначения худшего
качества (при
снятии ч восстано-
восстановлении плодород-
плодородного слоя)
28
33
39
42
45
Примечание. Для магистральных трубопроводов земли Гослесфонда предо-
предоставляются преимущественно ва счет не покрытых лесом площадей или площадей, занятых
кустарниками и малоценными насаждениями. В исключительных случаях для указанных
целей могут быть выделены земли Гоелесфонда, покрытые лесом. Ширина полос земель
для магистральных трубопроподов устанавливается но согласованию с Гослесхозом ССС Р,
но не более ширины, указанной в таблице.
— при надземном, наземной или компитшропанноп прокладке газопро-
газопроводов согласно (-НиII II— 45—75 [8];
-— при надаемпой, наземной и комбинированном прокладке нефтепро-
нефтепроводов it нефтенродуктонроводов согласно СНиН II—45—75 [8] по принятым
в проекте решением. Расстояние между параллельными нитками газоиро-
494
подов и нефтонродуктопроводов принимаются по нормам, регламентирующим
расстояние пожду на{)цллелт>нылш нитками газопроводов.
Расстояния между параллельно строящимися и действующими трубопро-
трубопроводами определяются CIInII 11—45—75 [8| в соотретстшш с технологией
поточного строительства и условиями бозопаспости производства работ,
но должны быть пе мояео указанных я табл. 12.5.
2. Ширина полос земель для магистральных подземных трубопроводов
диаметром более 1420 мм и трубопроводов, строящихся в труднопроходимо»
местности (в болотах, тундре, пустынях, горных условиях и т. п.), а также
размеры земельных участков для защитных сооружений от аварийного раз-
разлива нефти и нефтепродуктов (обвалований, канав и емкостей), станций ка-
катодной защиты трубопроводов, узлов подкдючетшл HI 1С и КС, устройств
очистки трубопроводов п для строительства переходов через естественные
и искусственные препятствия определяется проектом, утвержденным в уста-
повленпом порядке.
3. Размеры (птарипа и длина) полос земель, отводимых во временное
пользование для капитального ремопта магистральных трубопроводов, уста-
устанавливаются проектом, при этой ширина указанпых полос не должна пре-
превышать птирипы, предусмотренной в табл. 12.6.
4. Ширину полосы земель, отводимых во временное, краткосрочное,
пользование на период одновременного строительства двух и более парал-
лельпых магистральных подземных трубопроводов, следует принимать рав-
равной ширипе полосы земель для одного трубопровода (прнредешюй в табл. 12.fi)
плюс расстояние между осями крайних трубопроводов.
§ 12.5. Транспортная схема
Выбор рациональной, схемы поступления и транспортировки труб, мате-
материалов и оборудования для строительства магистрального трубопровода
позволяет существенно сократить как транснортные расходы, так п сроки
поставки грузов к местам производства работ. Для разработки транспортпой
схемы необходимо:
— определить объемы грузоперевозок по сводной ведомости материалов,
изделии, конструкций, распредрлеппых 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; наметить новые временные дороги, необходимые строитель-
строительству, а также объем работ но их сооружению.
Выбирать пупкты поступления материалов — железподорожные станции
и порты (пристапи) — следует с учетом следующих осповлых требокапнй:
1) железнодорожпыо станции или пристапи должны находиться иа лиги и -
мальпом расстоянии от участков троссы трубопровода и площадок;
2) железнодорожные станции должпы иметь тупиковые пути с разгру-
разгрузочными площадками;
3) речные пристапи или искрение порты должны иметь разгрузочные
площадки, рассчитанные н;. массовый прием труб, оборудования, изоля-
изоляционных и других материалов и времепное их хранение:
Л) разгрузочные площадки железнодорожных стаиппй. речных пристаней
и морских портов должпы быть оборудованы подъездами, обеспечивающими
мапеврешгость трубовозов, погрузочпо-разгрузочпых средств п грузового
транспорта общего назначения;
о) выбранные железнодорожные стапнии, морские порты и речные при-
пристани для приема грузов должны быть согласованы с соответствующими
управлениями железных дорог МГТС и пароходствами.
Дороги, связывающие пупкты поступления грузов с площадками, трубо-
евп'ючцмми базами, базами приготовления битумной мастики и трассой
трубопровода, должны быть наикратчайшими и пригодными для транспорти-
транспортировки длипномерпых грузов — одиночных труб и секций груб, опор высоко-
высоковольтных и линий связи, а также оборудовапия и других грузов.
Рациональные границы участков трассы магистрального трубопровода,
которые будут обслуживаться выбраппыми пунктами поступления грузов,
определяются аналитическим или графическим методами. Методика опре-
определения рациопальных границ средней дальности возки труб и строительпых
материалов приведена в работах |2, 12], Исходивши дашшми для обоих
методов являются расстояния от пунктов поступления грузов до трассы
п площадок трубопровода по принятой схеме дорог, а также расстояния
между точками выхода этих дорог на трассу трубопровода по ее протяжен-
протяженности.
Указанные расстояния можно рассчитать с помощью официальных спра-
справочников, на основе инженерных изыскапий, а также по топографическим
картам (не мельче 1 : 200 000) и ситуационному плану. При пользовании
топографическими картами, согласно данным работы [2], в расчет прини-
принимаются поправочные коэффициенты на извилистость дорог с учетом масштаба
карт:
Масштаб Коэффициент
1:
1:
1:
1:
1:
200 000
100 000
50 000
25 000
5 000
1,20
1,175
1,15
1,10
1,05
При отсутствии карт необходимого масштаба расстояния перевозок при-
принимают на основании справок местпых органов или актов, составленных
представителями заказчика, строительной и проектной организаций.
В схеме перевозок расстояпие транспортировки от мест разгрузки или
от мест получения грузов определяют как средневзвешенное, учитывающее
потребность в материалах для сооружешш, находящихся на территории
строительства магистрального трубопровода на различных расстояниях
от мест разгрузки или мест получения. При этом средневзвешенные рассто-
расстояния для линейпой части магистрального трубопровода и площадок КС
и IIIIC вычисляют раздельно.
При строительстве матстрального трубопровода участками, закреплен-
закрепленными за генеральными подрядными строительными организациями, средне-
взгзёшенпую дальпость возки труб, материалов и оборудования определяют
для каждого участка раздельно; средневзвешенные расстояния — для каж-
каждого материала или группы их.
При достаточно разветвленной сети железных дорог в районе строитель-
строительства изоляипончые материалы обычно направляют на станции, расположен-
расположенные в 100—150 км друг от друга, а трубы — па станции, находящиеся в 20—
50 км друг от друга. При этом трубосварочпые базы в большинстве случаев
располагают в местах подъездов к трассе, недалеко от пунктов поступления
груб и материалов. В этом случае средпевзвешеппую дальпость возки опре-
определяют раздел ьпо для транспортировки труб от пунктов разгрузки до трубо-
;варочпых баз и для транспортировки секций труб от трубосварочных баз
ia трассу. Транспортная схема строительства нефтепровода представлена
за рис. 12.1. Для грузов определяют средневзвешенную дальпость перевозки
)втотранспортом от коночной железподорожпой станции (пристани) к трассе
тли к площадкам (рис. 12.1), если в цешшках дана стоимость франко-станция
^значения, или средневзвешенное расстояние возки как по железной дороге
реке), так и дополнительно (отдельно) автотранспортом, если в ценниках
/казана стоимость франко-станция отправления.
Примеры трапенортпых схем приведены также в эталопах па составлепие
1ОС для разработки технических проектов па строительство магистральных
-азонроводов п нефтепроводов.
Потребность в транспортных средствах может быть определена одним
13 дву* способов:
,96
Перекачивающая Перекачивающая
cm. 1 ст. 2
км 0 км
Пункта
(пристань)
'Пункт 1
(пристань)
I
Перекачивающая
ст. 4
км 300
Перемачивающая
ст. J
(»
О
100
200
№ 1
ГенподряОный трест
Л/2 2
N* 4
Л/г/
Сварочно- монтажный трест
арочн
/г 4
Рис. 12.1. Транспортная схема строительства магистрального нефтепровода.
1 — трасса проектируемого нефтепровода; 2—з — перекачивающие станции B — первой
очереди, 3 — второй очереди); 4 — пункт разгрузки (пристань, ж.-д. станция); 5 — сва-
сварочная база; б — километр по трассе проектируеиого нефтепровода.
Рпсчст средневзвешенной дальности попки труб п секций
Границы
вояки
i j ?. ? 7
••.7 — 103
1J I?.
« 'л
pi
= '!
l.'.i
Or
I!
-
.4 ?;
17 M
пунтков разгрузки
сварочным базам
3
1
S
о
1
s
7
41
От снарочных Оаз по трассе
«_
N
3584,5
1548
11 857,5
1012
53
43
77
23
,5
,5
со
I
о
«а
G2
50
90
27
Да.1Ы1(кть полки от пунктов ртгрузкп к площадкам
ппс
1
3
4
Километр тупеем
и
2 IS
Зои
Пункт разгрузки
1
3
1,
Расс: ЯШИ', км
23
'. 1
122
40
32 .чяняя 150
497
— исходя пи укрупненных нормативов на 1 млн. руб. стоимости стро-
ителыю-монтажцых 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 трапепортпих средств выбирают в зависимости от состояния дорог
и характера перевозимых грузов, а также с учетом имеющегося у строитель-
строительных организаций парка автомобилей и других транспортных средств.
§ 12.6. Строительный генеральный план
В состав НОС трубопровода включают следующие строшопиланн:
— лпленный, но линейной: части магистрального трубопровода;
— круипых переходов через водпне преграды:
— по группам аналогичных площадок КС, ППС п т. д.
Линейный стронгепплан в соответствии с [2] выполпяют в масштабе
1 : 500 000—1 : \ 000 000. Он служит сводным графическим материалом,
иллюстрирующим все осповные положения проектов организации строитель-
строительства, т. е. стадию технического (или техно-рабочего) проекта. На линейной
строй генплане должны быть показаны:
1) схема трассы и основная ситуация (сеть железных дорог, подъездные
автомобильные пути и дороги вдоль трассы, карьеры, реки, мосты, постоян-
постоянные переправы, железнодорожные станции, пристани и т. д.);
2) основные комплексы проектируемых постояншлх (пнтки трубопро-
трубопровода, лупипги, отводы, переходы через крупные реки, КС, ППС, дома линей-
линейных ремонтеров, вертолетные площадки, лпшш связи, высоковольтпые
линии вдоль трассы и т. д.) и временных сооружений (сварочные, перевалоч-
перевалочные и строительпые базы, прирельсовые склады, временные переправы
и т. д.);
3) участки трассы, закрепленные за генеральными подрядными стро-
строительными организациями;
4) график работы линейных колопн;
5) осповпые объемы работ но участкам, закрепленным за генеральными
подрядными строительными организациями (протяженность трубопроводов,
число переходов по их типам, объемы работ по расчистке трассы, сносу п
переносу строений, устройству лежневых дорог и т. д.);
6) осповные решения по НОС (участки, обслуживаемые железнодорож-
железнодорожными станциями и перевалочными базами с постапциоиным количеством
осповиых строительных грузов, места расположения сварочных баз и участки,
обслуживаемые ими, и т. д.). На стронгеннланах указывают лазвания исполь^
зуемых для нужд строительства железнодорожных станций, пристаней
и подъездных автомобильных дорог, а также соответствующие рас-
расстояния.
Строительство линейной части магистральных трубопроводов осуще-
осуществляется поточным методом. Состав, суточные темны потоков, оснащенность
колонн и подразделении строительными машинами и механизмами описаны
. II работе [11].
Стройгенпланы крупных переходов через водные преграды обычно
совмещают с гепплапами переходов. Па стронгенпланп\ переходов указывают
расположение монтажной площадки, временных подъездных путей, времен-
временных причалов и отвалов грунта.
Стройгепнлапы площадок КС, ППС и т. п. выполняют в масштабе, соот-
соответствующем масштабу генеральных планов этих площадок. В оспову раз-
разработки стройгепплапов площадок должны быть заложены:
— минимальная стоимость и удобство перевозок на стройплощадке;
?— минимальная стоимость временных сооружений;
-- минимальные расстояния расположения производственных сооруже-
пий и механизированных установок от центром максимального потребления
их продукции:
— мероприятия по рациональному обслуживанию строительных рабочих,
ибеспечивающие паименьшую потерю времени на переходы (переезды) на
.?трои площадке.
При разработке етройгеиланов должны быть учтены следующие троПо-
на пня:
— временные здания и сооружепия относительно ст[>оящнхся объектов,
стран света и господствующих петров должны располагаться таким образом,
чтобы обеспечивались наиболее благоприятные условия для естественного
освещения и проветривания помещений, причем в целях сокращения про-
протяженности внутрлпостроечных коммуникации, облегчения управления
строительством и его удешевления они должны размещаться по возможности
компактно, па ограниченной территории;
— производственные, складские помещения и прочие объекты вспомога-
вспомогательною назначения должны находиться на таком расстоянии, чтобы исклю-
исключить неблагоприятное воздействие (в санитарном отношении) одного объекта
>.а другой;
— площадки для складирования сгораемых материалов и складов для
хрлттсчгия легковоспламеняющихся материалов и жидкостей должны быть
расположены с противопожарными разрывами между ними в соответствии
с действующими кормами;
— СКЛ'.ды для храпгаия взрывчатых веществ (ВТЗ) должны быть устро-
устроены в строгом соответствии с требованиями специальных инструкции.
Разработка стронгеппламов должна вестись с учетом требований тех-
техники безопасности и пожарной безопасности.
Методика и примеры составления етронгенплапов нрннедепы в работе |2],
а также в эталонах на составление ПОС для разработки технических проектов
на строительство магистральных газопроводов и нефтепроводов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила техники безопасности ириТ строительстве магистральных
? ?тальных трубопроводов. М., «Недра», 1972. 100 с.
2. Рекомендации по методике составления проектов организации стро-
строительства и проектов производства работ. М., Стройпздат, 1908. 108 с.
3. Рекомендации но разработке вопросов техники безопасности и произ-
производственной сашпарип в ироектах организации строительства и проектах
производства работ. М., Стройнздат, 1971. 110 с.
4. СП 440—72. Нормы продолжительности строительства нреднриятпй,
чданий и сооружений. М., Стройиздат, 1972. 592 с.
5. СИ 452—73. Нормы отвода земель для магистральных трубонрово-
чов. М., Строш1з,т,ат, 1973. С с.
0. СП 47—74. Инструкция яо разработке проектов организации строи-
строительства и проектов производства работ. М., Стройиздат, 1975. 44 с.
7. СИ 202—76. Инструкция по разработке проектов и смет для про-
промышленного строительства. М., Стройиздат, 1970. Go с.
8. СПиП 11—45—75. Магистральные трубопроводы. Нормы проекти-
проектирования. М., Стройиздат, 1975. 01 с.
9. CHulI III—.4. 6"—62*. Организацпошю-темшческая подготовка
я строительству. Основные положения. М., Стройиздат, 1908. 12 с.
10. С Пи 11 1П—Д.10—72. Магистральные трубопроводы. Правила
производства и приемки работ. М., Стройиздат, 1973. 33 с.
11. Pi/h-o/ictlcm/io но оптимально!! технологии и организации поточно-
м'.'хашипронашгого строительств:! магистральных трубопроводов. Р 233—7(>.
.М., 1970. 141 с.
12. Телегин Л. Г., Карташев Г. И. Организация строительства линешюй
тети магистральных трубоироводоп. М., «Недра», 1971. 199 с.
Глава 13
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
§ 13.1. Общие сведения.
Магистральный трубопровод состоит из ."шмотки"! части, паромных зданш"'
и сооружении. В лилейную часть «ходят трубопровод с отиетвлепнямн л лу-
мингами (включая опоры надземных трубопроводов), .запорной арматурой,
переходами через естестнеиные и иск.\сстпенные препятствия, конденеато-
еборпиками (для газопроводом), компенсаторами, р также защитными (на слу
чай разлив» нефти п нефтсиро.чукта) и протнвопрознонныш! сооружениями;
устаняпки алектрохнмичеекой защиты трубопроводов от коррозии; .шиш:
и сооружения технологической связи: сооружения линейной службы экс-
эксплуатации: постоянные дороги (ндоль трассы трубопровода) и подъезда
к ним; линии электропередачи (для снабжения электроэнергией j3SOB уста-
установки запорной и другой арматуры); оборудование для электроснабжения,
днстапциолного управления запорной арматурой и установок электрохими-
электрохимической зашиты.
К наземным зданиям и сооружениям относят КС, головные и промежу-
промежуточные IIIJC. ГРС, резервуарные парки, станции подогрева пефти, сооруже-
сооружения аваринпо-восстановительной, ремонтной службы и др.
Безостановочная перекачка газа п нефти зависит в первую очередь от
правильной организации эксплуатации магистрального трубопровода, сле-
следующие основные принципы которой должны быть заложены в разрабаты-
разрабатываемую нроектно-сметную документацию па строительство трубопровода.
1. Определение числа и мест расстановки КС и ИПС в соответствии
с гидравлическим расчетом.
2. Составление техпологической схемы проектируемого трубопровода,
на которой должпо быть показано:
— размещение отключающей арматуры па КС, ИПС, мпогопиточных
переходах, па линейной части трубопровода, отводах к потребителям, па
узлах пуска, приема и пропуска скребка пли очистного поршни:
— расположение домов линейных ремонтеров, сооружеппй аварийпп-
восстановительной и ремоптной служб, вертолетных площадок, станций
катодной защиты;
— размещение узлов замера расхода iaaa для коммерческих расчетог.
защитных сооружений от аварийного разлива нефти и нефтепродукта, стел-
стеллажей с аварийным запасом труб и др.;
— расположение существующих, действующих и строящихся маги-
магистральных трубопроводов, транспортных коммуникаций при параллельном
пх следовании с проектируемым трубопроводом, а такя;е мест установки
технологических перемычек.
3. Определение структуры управления. Структура управления нефте-
нефтепровода состоит из трех звеньев:
1) высшее — Министерство нефтяной промышленности СССР;
2) среднее — Глаптрапснефть;
3) основное (первичное) — уиравлепие магистральных нс-фтспровонор
(У МП).
Структура управления газопровода также состоит и я трех звеньев:
1) высшее — Министерство газовой промышленности ("ССР:
2) среднее — Всесоюзное промышленное объединение (например: Тюмеп-
Газпром, Комигазнром, Укргазпром п т. д.);
'Л) основное (первичное) — производственное объединение но добыче
и транспортировке газа или по транспортировке и поставкам газа (например:
Ьуйбыгаевтрансгаз, Лептраштаз, Западтрансгаз, Тюмептрансгал. Ухта-
трансгаз, Киептрапсгаз и т. д.), которому подчинены:
— производственно-диспетчерская служба с КИВИ;
— лилейные производственные управления магистральных газопроводов
(ЛИ УМ Г);
— станции подземного хранения газа (СПХГ);
— дирекция строящихся газопроводов (ДСГ);
— передвижные механизированные колонны (ILMK);
— сшчщалышй ремоптно-восетановительиьш поезд (но согласованию
с MIIQ и др.
Оспонпым нт(зовым производственным зшчюм в системе трубопроводного
трапепорта газа является ЛПУМГ, задача которого — транспортирование
газа с заданными параметрами по .магистральным газопроводам и газопро-
газопроводам-отводам в целях бесперебойной поставки его потребителям в соответ-
соответствии с утвержденным планом. ЛПУМГ возглавляет иачальиик, который
подчиняется пепосредствепио директору производственного объединения по
транспортировке и поставкам газа. Структура ЛПУМГ:
— руководство;
- персонал при руководстве:
-? диспетчерская служба (ДС):
— газокомпрессорная служба (ГКО, от одной до четырех;
— линейно-яксплуаткциопная служба (ЛЭС), одна — две (вторая орга-
пияуетгя с разрешения министерства!;
•-• служба телемеханики и связи (СТС):
— жилищно-коммунальное хозяйство (ЖКХ);
— ROXP;
-- дошкольные учреждения.
Функции осповных служб ЛПУ.МГ и их структура изложены в разрабо-
таппом УрКТпЗ Мппгазирома СССР п ЦНИСГазпромом сборнике «Типо-
«Типовая структура и нормативы численности ипженерпо-техпнческих работпиков
и служащих пшюПных производственных управлении магистральных газо-
газопроводов».
4. Разработка основных принципов организации ремонта оборудования
и сооружении магистрального трубопровода.
Г). Определение основных принципов организации аварннпо-восстанови-
тельноп службы.
0. Выявление необходимости п устройстве складов ГСМ к метанола на
площчдках наземных здании и сооружении п метаиолышц на трассе газо-
газопровода. 9
7. Определение штата обслуживающего персонала.
Все неречислопные принципы организации эксплуатации магистрального
трубопровода необходимо учитывать при разработке ТЭО. технического
проекта и рабочих чертежей. Стелет, их разработки и дята.и.л.ишя зехни-
ческих решений па различных стадиях проектирования регламентируются
заданием на проектирование и действующими эталонами па разработку
проектно-еметпой документации.
Эксплуатация магистрального трубопровода начинается с. момента
приема ею государственной комиссией с участием представителя проектной
организации и в соответствии с требованиями СНлП III—-А.10—70 * [6].
Законченные строительством трубопроводы или иускошло комплексы
их предъявляются застройщиками (заказчиками) государственной комиссии
при условии, если оборудование КС и Ш1С обеспечивает предусмотренную
проектом производительность. Отдельные здания и сооружения по мере их
готовности могут быть принять! в гжеплуатацито рабочими комиссиями за-
застройщика (заказчика) до приемки юсударстиепной комиссией трубопровода
и целом. Все объекты, предъявляемые к приемке, должны быть выполнен].'
в полном соотвртстшш с утвержденным проектом л с соблюдением всех требо-
требовании, установленных строительными нормами н нраиилами, а также техни-
техническими условиями и друиши нормативными документами.
Генеральный подрядчик представляет рабочей комиссии следующие
документы:
— список организаций, участвующих в выполнении строительно-монтаж-
строительно-монтажных работ с указанием видов работ, и синеок инжеперно-техпическнх работ-
ликов, непосредственно ответственных за каждый вид работ;
— комплект рабочих чертежей с внесенными в них изменениями, сели
последние имели место в процессе строительства;
— заводские сертификаты на трубы, фасоппые части и арматуру, а при
отсутствии их — результаты контрольных испытаний;
— сертификаты н;ш паспорта па изоляционные материалы;
— заводские паспорта па установленные манометры;
— сертификаты па сварочные материалы;
— списки сварщиков с указанием номеров их удостоверении;
— результаты механических испытаний и физических методов контроля
сварных соединений;
— журиа.ч сварочных и изоляционпых работ;
— акты па приемку работ по очистке и изоляции; проверке сплошное тн
изоляционных покрытии; подготовке основапия траншей или опор; укла;ч;е
и засыпке; предварительному испытанию трубопровода на переходах; по-
пооперационной приемке работ по сооружению переходов через водные пре-
преграды с приложением исполнительных профилей, привязанных к постоянным
реперам; испытанию на прочность и герметичность; сооружениям электро-
электрохимической защиты и липни связи.
Результаты приемки магнетральпого трубопровода оформляются актом
государственной комиссии, который служит основанием для ввода с: о
в эксплуатацию. Датами ввода в эксплуатацию трубопровода в целом
принято считать дату подписания акта государственной комиссией; отдельных
вспомогательных зданий: и сооружении, принимаемых рабочими комиссиями,
дату подписания акта этими комиссиями; жилых и общественных зданш!
и сооружении — 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 фопдов пефтегазопроводных управлений, поэтому
вопросы использования, долговечности л работоспособности оборудования
должны быть предметом повседпевпого впи.мания.
Плановые работы системы планово-предупредительного ремопта (ПНР)
делятся на текущий, средний и капитальный ремонт. Текущий ремонт ны-
полпяется без остановки трубопроводов за счет резерва оборудования силами
эксплуатационного персонала. При средпем ремонте замепяются или капи-
капитально ремонтируются изпощепные узлы и детали оборудования. Капиталь-
Капитальный ремопт предусматривает полную разборку, ремонт или замену всех
изпосившихся 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); керосшю-меловая
проба (деталь смачивают керосином, по истечении 15—20 мин се вытирают
насухо, а места, подлежащие испытанию, натирают мелом; если есть тре-
трещины, то при простукивании молотком через них на поверхность детали
просачивается керосин и мел темпеет); пзмереппе толщины стенок и линейных
размеров; радиографический; электромагнитный; ультразвуковая дефекто-
дефектоскопия; люминесцентный.
Центробежные насосы. Текущий ремопт их заключается в:
— ревизии подшипников;
502
— ревизии и промывке картероп иодшишшков, смеие масла, промывке
масляных трубопроводов;
— ревизии и при необходимости смене сальниковой наблпки, а также
и проверки рабочих поверхностей защитных гильз (втулок);
— проверке состояния соединительной муфты, промывке и смене смазки
(у зубчатых муфт);
— промывке и продувке системы трубопроводов, подводящих уплотня-
уплотняющую жидкость, когда сальники насосов имеют жидкостное уплотнение;
— чистке трубопроводов и камер водяного охлаждения;
— проверке состояния корпуса пасоса (осмотр п простукивание);
— проверке крепления всего агрегата на фундаменте;
— проверке центровки агрегата;
— полной разборке пасоса 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 замспа пскоторых детален;
— проверка состояния рабочих колец, зазоров разгрузочного устройства
и биения ротора (с помощью индикатора);
— статическая балансировка ротора насоса, разборка торцевых уплот-
уплотнений с замером износа трущихся поверхностей.
Капитальный ремонт обьшно проводится через 34—35 тыс. ч работы
центробежных насосов н включает следующие работы:
-? полную разборку агрегата;
— определение дефектов всех деталей;
— восстановление изношенных детален до номинальных размеров пли
замена их новыми;
— проточка или опиловка шеек роторов насоса;
— нерсяалпвка вкладышей подшипников скольжения, пли замена всех
подшипников качения;
— шлифовка или замена защитных гильз;
-- замепа рабочих колес;
— динамическая балапсировка ротора насоса;
—? сборка и обкатка пасоса.
Резервуары. ПШ' предусматривается осмотровып, текущий и капиталь-
капитальный ремонт резервуаров.
Осмотровын ремонт резервуара выполняют не реже раза в шесть месяцев,
проверяя при этом состояние корпуса, крыши резервуара и оборудовапия,
расположенного снаружи.
Текущий ремонт производят не реже раза в два года. Б зависимости от
объема намечаемых работ его можно выполнять с опорожнением резервуара
от нефтепродукта, зачисткой и дегазацией, но с заполнением газового
пространства негорючими (дымовыми) газами.
При капитальном ремонте проделывают все работы, предусмотренные
текущим ремоптом, а также заменяют дефектные листы корпуса, днища
и крыши, исправляют положение резервуара, ремонтируют основание,
исправляют или заменяют оборудование, испытывают на прочность и плот-
пость. Резервуары периодически очшнают от осадков парафнпа и механи-
механических примесей.
Линейная часть нефтепровода. Для псе 1111 !'? предусмотрены осмотровый,
текущий и капитальный.
К осмотровому ремонту, выполняемому без прекращения перекачки,
относят* я работы по ликвидации течи в салышковых задвижках, подтеков
во фланцевых соединениях, чистке колодцев от 1рлзн, устранению захлестов
прополов связи и др.
При текущем ремонте, осуществляемом также без остановки перекачки,
выполняют смену сальников задвижек, обварку хомутов, ремонт колодцев,
окрпску .niHoiiiiLix сооружении, подтяжку ослабевших болтоьых креплений
на воздушных переходах, а также работы, связанные с подготовкой трубо-
трубопровода к весепне-летнему н осеипе-зимнему периодам.
503
При капитальном ремонте чинят и заменяют дефектные vi;h тки трубо-
трубопровода л запорпон арматуры, восстанавливают трубы и заменяют и шлхцию,
очшцают трубопровод от парафина и грязи, ремонтируют колодцы, \.трой-
етпа .члектрохимическш"! защиты, выполняют берегоукрепнте.п.ш.и1 и подвод-
подводные работы.
При УМН создаются центральные ремонтно-экгилуатационные блоки
(ЦЮЬ), которые территориально обычно нрииязывают к перекачивающим
станциям с емкостью. Зона обслуживания Ц1'Э1> около 430—SOD км. 1! обя-
обязанности ДРОБ входят капитальный ремонт тохно/югичелкого оборудования
и .электротехнических установок, средний ремонт автотракторной техники
и друюго оборудования (с периодичностью более 1 года), изготовление запас-
запасных деталей, которые в настоящее время централизованным путем не изгото-
изготовляются, централизованное производство ремонтной оснастки и других
приспособлений, модернизация мапшп и оборудования.
Капитальный ремонт автотранспортной техники должен выполняться
специализированными заводами: текущий и средний ремонты оборудования
с периодичностью менее 1 года должны осуществляться силами районных
управлений.
Линейная часть газопровода. 1'емопт газопровода де.шгея на текущий
(мелкий и средний) и капитальный. Do время текущего ремонта, выполня-
выполняемого без прекращения подачи газа силами работников линейно-эксплуата-
линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС), производят окраску линейных сооружений, пол-
тяжку ослабевших болтовых креплений на воздушных переходах, ремонт
колодцев и ограждений, а также подъездных дорог и проездом вдоль трассы,
Кроме того, выполняют работы, связанные с подготовкой газопровода к н<?
сенпему наводку и к зимней эксплуатации.
Капитальный ремонт проводят но графику, в процессе его осуществляют
замену пришедшей в пегодяость арматуры и отдельных участков газопровода;
замепу противокоррозионной изоляции; ремонт подводпых переходов; про-
продувку 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 ирекращепием или сокращением подачи газа по
магистрали газопровода, следует выполнять преимущественно в периоды
папменее интенсивного отбора газа (летом) и в сроки, установленные объеди-
объединением и согласованные с центральным диспетчерским управлением Млн-
1 азпрома.
Необходимость ремонта оборудования и сооружении на трассе газопро-
газопровода определяется руководством Л ПУМ Г с использованием материалов
осмотра, записей в журналах линейных ремонтеров, результатов замера
потенциала по трубе, шурфовапий и т. п. Надобность в продувке и очистке
.газопровода устанавливают по результатам анализа гидравлического состо-
состояния газопровода.
Капитальный ремопт газопровода выполняется силами ЛПУЛ1Г или
ремонтко-сгроителышх управлений объединения, а также подрядным]!
организациями; ремонт автотранспортной техники — специализированными
за подами.
Основное и вспомогательное оборудование компрессорных станции. 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 ПНР и нормами
Мингазнрома СССР. Графики ремонтов устанавливаются ежегодными пла-
планами.
До вывода в ремонт каждого агрегата и установки должны быть про-
проведены следующие подготовительные мероприятия:
а) составлены ведомости дефектов, определен объем работ, который уточ-
уточняют после щ-крытня и осмотр» агрегат», технологической установки i^.iji
отдельного аппарата;
504
Г>* разработан график выполнении ремонтных работ:
и! заготовлены согласно ведомости дефектом и оГп.ему работ необходимые
запасные части и материалы;
г) укомплектованы II приведены в исправность инструмент, приспособле-
приспособления, такелажное оборудование и подъемно-транспортные механизмы;
;0 подготовлены рабочие места для выполнения ремонте;
i'i проинструктирован ремонтный персонал.
1'е.монт основных агрегатов н вспомогательных механизмов, непосред-
непосредственно связанных с основными, выполняется одновременно. При наличии
резерва в производительности вспомогательных механизмов допускается
проведение их ремонта без вывода в ремонт основного агрегата.
ПИР рекомендуется проводить через следующие сроки эксплуатации, ч:
Газомоторные компрессоры серии 10ГК
Технически» осмотр 250—3";0
Ревизия 1500—2000
Текущий мелкий ремонт 4000
То же, cpe;uinii 8000
Капитальный ремопт 30 000—40 000
Агрегаты с газотурбинным приводом
Текущий средний ремонт 8800
Капитальный ремопт 17 500
Агрегаты с электроприводом
Текущий средний ремонт 5300
Капитальный ремонт 53 000
Нее большее распространение в Мннгазнроме СССР приобретает орга-
организация капитальных н частично средних ремонтов основного и вспомога-
вспомогательного оборудовании на специализированных вповь строящихся заводах
по ремонту технологического оборудования (РТО) или выездными бригадами
этих заводов па местах.
Для проведепин ремонтных работ на каждой КС п здании ремонтпо-
эксплуатационного блока (РОБ) размещается механическая мастерская,
оснащаемая перечисленным ниже оборудованном (каждая единица оборудо-
оборудования в 1 экземпляре):
Станки:
токарно-вииторезные ДПП-300н ДИП-200
лоботокарнып или карусельный * Планшайба0 1600 мм
поперечно-строгальный Ход 450—600 мм
вертикальыо-сверлильпые 0 35 и 15 * мм
паждачпо-точильпый 0300 мм
Приспособление для шлифования к токар- К 300 мм
ному станку
Гидравлический пресс До 100 кгс/см2
Горны кузнечные С электровентилятором
и ножной *
Аппараты:
электросварочный 380 в СТЭ-34 н;ш 23САК
газосварочный A газогенератор, ПШ-1,25
5—(i кислородных баллонов, па-
бор инструментов л тлаши)
II ii а .м с ч а и II с. .'iin'.i:n.'ii."i; ..i• ;;-imc';ci!i) j «'1;о510.нд\сМ"(' оборудование;
:i;i.:i-|.c |Т|;|,П.!И'Г'1 i Г|Н ;а U'.lbHi».
Набор оборудования может изменяться в зависимости от объема ремонт-
ремонтных райот на H.Hilu;i;u;e.
505
§ 13.3. Оснащение ремонтно-эксплуатационной
службы
I! техническом илп техно-рабочем проектах в соответствии с эталоном
в линейной части трубоиропода в разделе «Обслуживание трубопровода»
должен быть приведен табель технического оснащения аварийно-восстанови-
аварийно-восстановительных пупктов на магистральпых нефтепроводах или табель оснащения
аварпшю-ремоптных пунктов (АРП) машипами п механизмами на маги-
магистральпых газопроводах, определяемый в зависимости от диаметра трубопро-
трубопровода по «Табелю», разработапному ВНИИСПТпефтью и утвошкдеппому мини-
министром нефтяной промышленности СССР 30 япваря 1974 г. [8] или по «Норма-
«Нормативному табелю», разработапному ВНИИЭгавпромом для сродной ЛЭС (РВС),
эксплуатирующей в обычных условиях магистральные газопроводы протя-
протяженностью (по трассе) 250 км, и утвержденному министром газовой про-
мынтленпости СССР 17 ноября 1972 г. [1].
Техническая характеристика осповпых трапепортных средств, механиз-
механизмов Ti оборудования дапа в табл. 13.1.
ТАБЛИЦА 13.1
Технические характеристики основных трапепортных средств.
механизмов и оборудования
Наименование
Оснопная характеристика
Автомобили:
УАЗ-452В
УАЗ-СП
УАЗ-469
ГА 3-6E
ЗИЛ-131
<Урал-375Д»
КрАЗ-255Б
самосвал
ЗИЛ-М.МЗ-555
колесный тягач
ЗИЛ-135
вездеход ГА3-71
артяллерипешш тя-
тягач гтт
Бульдозер Д-493
Грузоподъемность 800 кг или 11 пассажиров; масса
1700 кг; максимальная скорость 95 км/ч; количе-
количество осей 2; мощность двигателя 70 л. с.
Число посадочных мест 8 илп 5; масса 1970 кг; мак-
максимальная скорость 90 км/ч; количество осей 2
Грузоиодъемпость 600 кг и 2 человека;масса2350 кг;
мощность двигателя 75 л. с; максимальная ско-
скорость 100 км/ч
Грузоподъемность 2000 кг; масса 3440 кг; макси-
максимальная скорость 80 км/ч
Грузоподъемность 3500 кг; масса4000 кг; максималь-
пая скорость 80 км/ч
Грузоподъемность 4500 кг; масса 8400 кг; макси-
максимальная скорость 75 км/ч
Грузоподъемность 7500 кг; масса 11 950 кг; макси-
мальпая скорость 71 км/ч
Грузоподъемность 4500 кг; масса 4500 кг; макси-
максимальная скорость 80 км/ч
Грузоподъемность 9000 кг; максимальная скорость
70 км/ч; мощность каждого двигателя 180 л. с.;
колесная формула 8X8
Масса 3750 кг; грузоподъемность 1200 кг или 10
человек; удельное давление па грунт 0,17 кгс/см2;
средняя скорость 30—40 км/ч
Масса 20 000 кг; грузоподъемность 5000 кг; удоль-
цое давлепие па групт 0,65 кгс/см2; максимальная
скорость 30 км/ч
Марка базового трактора С-100 ГП; управление гид-
гидравлическое; высота подъема отвала 800 мм; угол
поворота отпала 90—00°; размеры ножа: длина
4150, высота 100A мм; масса 13,A т
500
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 13.1
Наименование
хапокюрнстика
Экскаваторы:
Э-1513
Э-302
Э-303
Автокраны:
АК-75 па базе
ЗИЛ-131
8Т-210 на базе
«У ро .4-375»
Краны-трубоукладчикл:
ТО-12-24
Т-15-30
Компрессоры:
ЗИФ-55
ПКС-5
Водоотливная установка
АВ-701 на базо ДТ-75
с двигателем СМД-14
Электросварочный агре-
агрегат ЛСБ-300-8
Аэросани Ка-ЗО
Бурильно-крановая ма-
машина БКГН-60-2 (на
базе автомобиля
ГАЗ-GO)
Передвижная здектро-
станцня 11ЭС-15
Емкость ковша 0,15 м3; скорость .'?'—17,2 им/ч;
производительность до 36 м3/ч; мнгвмоколеспан
холимом часть
Емкость ковша 0,3 м3; скорость передпижешш 13,1
1ш/ч; масса 11,3 т; нповмоколесная ходовая часть
Емкость ковша 0,3 м3; тип дизеля Д-35; мощность
дизеля 35 л. с; управление — пневматическое;
скорость 1,05—3,3 км/ч; масса И т; ходовая часть
гусепнчиая
Грузоподъышость 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-
электрический; масса 13,6 т
Грузоподъемность 12 т; максимальный грузовой мо-
момент 24 тс/м; масса 19,2 т; предельный боковой
уклон до 10°; удельное давление па левую гусепн-
цу 1,2 кгс/см2
Грузоподъемность 15 т; грузовой момент 30 тс/м;
скорость 1,85—0,71 км/ч; удельное давление па ле-
левую гусеницу 1,7 кгс/см2; масса 24,05 т
Производительность 5 л'/иин; рабочее давление
7 кгс/см'-; двигатель ЗИЛ-121; масса 3,0 т
Производительность 5 м'/мпп; рабочее давление
7 кгс/см'-1; двигатель ЗИЛ-120; масса 2,7 т
Мощность 75 л. с; насос центробежпын, горизон-
горизонтальный, консольный, самовсасывающий, с напо-
напором 32 м под. ст., производительностью 700 мп/ч,
вакуумотрнческая высота всасывания 7,5 и под.
ст.; размеры шлангов: диаметр 200, длина 4000 мм.
Общео количество шлангов 4; масса arpeiara
7530 кг
Мощность 9,0 квт; напряжение 32 в; номинальная
сила тока 300 а; масса генератора 218, агрегата
650 кг; марка геператора постоянного тока
ГСО-300-8
Средняя скорость 50 км/ч; дальность хода 500 км;
угол преодоления подъемов 20°; грузоподъем-
грузоподъемность 600—1000 кг пли 10 пассажиров; масса
3000 кг
Глубина бурения 3 м; диаметр бурении U,3; 0,5; 0,8;
1 м; время буреппя на нолиую глубину до 3 мни
Мощность 12 квт; двигатель ГАЗ-МКА; мк;са 700 кг;
габаритные размеры 2,205 X 0,77 X 1,05 м
507
§ 13.4. Эксплуатация объектов
компрессорной и насосной станций
1з настоящем параграфе приведены общие сведения об организации
эксплуатации объектов, проектные решешш по которым приняты па оспо
isaimii справочных материалов предыдущих lvian. .')ти сведения дают
возможность проектировщику оценить объем работ обслуживающего пер
соналп.
Насосная станции. При нормальной эксплуатации Ш1С обеспечиваете;'
долговечность и надежность непрерывной работы основного и вспомогатель-
вспомогательного оборудования. Основные насосы должны работать в ладанном режиме
I! при минимальном к. п. д., продолжительная их работа при подаче
меньше 0,2o(>!iom не доиjскамей.
В процессе эксплуатации насосного агрегата необходимо систематически
наблюдать ;sa показаниями всех контрольно-измерительных приборов, строл.
выполнять нее приведенные в инструкции по монтажу и эксплуатации требо
нация заводов-изготовителей. При повышении температуры подшипников,
прекращении поступления масла, либрации или ненормальном шуме пасоспмн
агрегат следует немедленно остановить, осмотреть и устранить обнаружеппы'
неполадки. При остановке агрегата закрывают задвижку на нагнетании
и выключают двигатель. После охлаждения насоса закрывают все вентили
трубопроводов, подводящих масло и воду, п краны у манометров. При оста-
остановке насоса па длительное время для предотвращения коррозии рабочие
колеса, уплотняющие кольца, защитные гильзы пала, втулки и все детали.
соприкасающиеся с перекачивающей жидкостью, следует смазать, а ca.ii,-
пиковую набивку вынуть.
Защита HIIC 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-
тациоппом режиме и от чрезмерном утечки через сальники. Эффективная
система теплового контроля узлов с трущимися деталями, корпусов насоса
и электродвигателя, а также бесперебойная подача масла и воздуха, входя-
входящего в электродвигатель и выходящего из него, осуществляются электро-
коптактньш манометром. Контакты последнего включены в пусковые цепи
электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя (при
отсутствии давления) и линии смазки. Падение давления в маслосистемо
вызывает остановку агрегата.
Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу
при закрыто)! задвижке. Контроль за температурой входящего в электро-
электродвигатель и выходящего из пего воздуха защищает обмотку статора от пере-
перегрева в летнее время и предотвращает образование конденсата при низких
температурах окружающей среды зпмоп.
Герметичность торцевых уплотнений контролирует датчик, который
обеспечивает защиту в случае резкого увеличения расхода утечек. Вибро-
Вибросигнализатор регистрирует вибрацию оборудования и в случае ее увеличения
до критических величин отключает агрегат. Визуальный контроль за давле-
давлением па всасывании и нагнетании насосов осуществляется манометрами.
Равномерная загрузка агрегата контролируется счетчиком числа оборотов,
давлепке в липни разгрузки - мапометром, а пагрузка электродвигателя —
амперметром.
Рекомендуемая программа обслуживания:
— контролировать температуру и вибрацию подшипников, а также
утечку из конценых уплотнений — ежедневно; ?
-- проверять центровку насосного агрегата, смепять масло системы
смазки, дренировать м проминать камеры подшипников, контролировать
состояние пклалыпге;" подшипников -- ежеквартально;
— контролировать износ рубашек концевых уплотнений, смепять уплот-
нительпые кольца торцевых уплотнений и перепабивать салышкп — раз
в полгода:
Г>08
-?- проводить полную ревизию насосного оборудования, менять уплотни
тельные кольца рабочих колос, если зазоры на 50% превышают номинальные
значения, контролировать состояние вкладышей подшипников и соедини-
соединительных муфт — ежегодно.
Резервуары. М е т а л л и ч о с кие р о л с р и у а р ы. При их эксплу-
эксплуатации необходимо строго соблюдать требования «Правил технической экс-
эксплуатации» [4| и «Правил но технике безопасности и промсанитарии маги-
с 1 ральных трубопроводов».
Основные сведения о действующем резервуаре заносят в паспорт: номер
и тин, характеристика стали, из которой он сварен, толщина листов днищу
и его окрайкп, число поясов и толщина листов но ним, тин крыши и толщина
лнетоп, характеристика основании и данные о нивелировании его и окраски
днища до и после гидравлического испытания, перечень и характеристика
установленного оборудования, наименование проектной и строительной
организации, даты пачала и конца строительно-монтажных работ, испытания,
ввода в эксплуатацию и составления паспорта, отклонения размеров резер-
нуарп от проектных и его калибровочная таблица.
Резервуары оснащаются оборудованием, необходимым для их безаварий-
безаварийной эксплуатации.
Заземление резервуаров проверяют путем измерения его сопротивления
растеканию тока прибором МС-07 пе роке двух раз в юд при неблагоприят-
неблагоприятных условиях для электропроводности грунтов: летом в сухих грунтах и зи-
зимой в мерзлых. Импульсное сопротивление растеканию тока не должно
превышать 50 ом.
Систематическому осмотру подвергают резервуары и их оборудование,
обращая особое внимание на состояние сварных швов. В зимнее время швы
первого и второго поясов проверяют ожодпевпо. Подлежат осмотру про-
прокладочные кольца и шарнир замерного люка, плавность движения и плот-
плотность посадки тарелок дыхательпых клапанов, качество и уровень масла,
чистота сетки гидравлических клапанов, ход хлопушки, наличие и исправ-
исправность диафрагм пепосливных камер и гаек с прокладками па концах пено-
проводов, чистота пакетов с гофрированными пластинами огневых предохра-
предохранителей, положение приемного отвода сифонного крана.
Ежегодно пивелируютея окрайки днища резервуара не менее чел в восьми
точках, расположенных друг от друга на расстоянии не более 6 м (нивели-
(нивелируют те иге точки, что и нри строительстве и вводе резервуара в эксплуата-
эксплуатацию). Допустимая неравномерность осадки основания и окрайки днища
резервуара — 150 мм для диаметрально противоположных точек и 80 для
смежных.
Производительность наполнения или опорожнения резервуара должна
соответствовать пропускной способности дыхательной арматуры, устано-
установленной на нем. Наполняют резервуар при полностью открытой хлопушке,
после окончания операций хлопушку опускают.
На каждый резервуарнып парк разрабатывают технологическую карту,
в которой указывают: номер резервуара, его тип и емкость, высоту, максн-
мальпо допустимый уровень нефти в резервуаре, число и характеристику
дыхательпых и предохранительных клапапов, а также огневых предохрани-
предохранителей, максимальную температуру подогрева нефти в резервуаре, допустимую
объемную скорость паиолпепия и опорожнения, минимальный уровош:
нефтепродукта.
Железобетонные резервуары. При их эксплуатации
применяют централизованные (групповые) установки дыхательной аппара-
аппаратуры, что позволяет резко сократить число резервуарного оборудования,
снизить потери от испарения, повысить пожарную безонаспость и улучшить
условия ремонта оборудования. В заглубленных резервуарах применяют
децентрализованную систему впутрипарповой перекачки электроиогруж-
нымн насосами, что исключает прокладку всасывающих коллекторов, рас-
расположенных на большой глубине.
Надежная эксплуатация железобетонных резервуаров обеспечивается
пвтоматнлпиирн различных оперпшш и контроля:;;) работой резервуаров путем
оснащения последних соответствующими приборами и оборудованием.
В остальном она принципиально не отличается от эксплуатации металли-
металлических резервуаров.
Компрессорам!1 станции. Г а и о м о т о р н ы с с т а н ц и и. Значи-
Значительное прцмененио на магистральных газопроводах нашли КС, оборудован-
оборудованные поршневыми газомоторпыми компрессорами. Агрегаты снабжены авто-
автоматической защитой от повышения частоты r-ращення вала свыше 330 об ./ми и
и температуры охлаждающей воды двигателя свыше 00~ С, падения давления
масла к системе смазки ниже 0,7 кгс/см2.
У газомоторных компрессоров существуют три системы маслоподачи
к трущимся частям: 1) шестеренчатые масляные насосы подают масло к нод-
шшшикам коренным, силовых и компрессорпых шатунов, промежуточного
и распределительного валов; 2) плунжерные насосы (лубрикаторы) — к о.ило-
иым и компрессорным цилиндрам, штокам компрессоров; 3) вручную смазы-
смазывают опорные подшипники клапанных коромысел, направляющие газовых
клапанов.
Для смазки газомоторных компрессоров применяют масло марок МС-20
(ГОСТ 1013—41) *) или ДМ-14 (ГОСТ 5304—54). Срок службы масла коле-
колеблется от 2000 до 2500 ч, а средний эксплуатационный расход составляет
1,5 г/(л-с-ч). Масло подвергается регспорации при содержании механических
примесей свыше 0,5%, содержании кокса свыше 2,5%, увеличении кислот-
кислотности свыше 1,0 мг КОИ на 1 г масла.
Пуск газомоторных компрессоров производится сжатым во?духом под
давлением 15—17 кгс/ем'-. Давление топливного газа при теплоте сгорания
8000—S000 кка.ч/м3 рекомендуется 2,8—3,2 кгс/см2 п угол опережения зажи-
зажигания 15—18° до в. м. т., зазоры в контактах прерывателя 0,35, в контактах
распределительною механизма магнето 0,5—0,7 и в электродах свечи 0,4—
0,5 мм. Конструктивные и рабочие параметры газомоторныхкомпрессоров при-
приведены в работе jo. табл. 8.1-8.3]. Рабочие параметры двигателя тина 10ГК
и допустимые зазоры при .эксплуатации газомоторных компрессоров серии
10ГК приведены также в работе [5, табл. 8.4—8.5].
Э л е к т р о п р и в о д н и о с т а п ц и и. Они отличаются от газо-
турбиппых только типом привода. Для электронриводпых КС обязательно
наличие редуктора между электроприводом и нагнетателем.
Электродвигатели АФЗ-4500-1500 и СТМ-4000-2 предназначены для при-
приводов центробежных иашетптолен типа 280 через повышающий редуктор
и позволяют работать с колесами диаметром 56 4, 590, fi00.ii 620 мм роторог.
центробежных нагнетателей в зависимости от производительности и пходпого
давлепыя у КС.
Эксплуатация электроустановок должна осуществляться в строгом соот-
соответствии с «Правилами технической эксплуатации и безопасности обслужи-
обслуживания электроустановок промышленных предприятий». В процессе эксплу-
эксплуатации необходимо периодически нроверять и коптролировать осевой разбег
ротора, который должен быть в пределах 4—5 мм; затяжку фундаментных
болтов и псе механические крепления; электрическую прочпость изоляции
обмоток напряжением, в 1,3 раза превышающим номинальное напряжение
электродвигателя; заземлепис станины двигателя и оболочки питающего
кабеля; размер воздушного яазора между статором и ротором, равный 4,7—
5 мм; установку щеток на коптактпых кольцах (прилегание щеток к контакт-
контактным кольцам должно быть плотным, в случае падоиности пришлифовать их
стекляпноп 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-
температуры воздуха: обмоток статора и ротора — 75; актшшой стали сердечников
статора и ротора — 85, охлаждающего воздуха — 35, а контактных колец —
90° С. Количество продуваемого воздуха должно быть не менее 11 мя/сек
при частоте вращения двигателя 1480 об./мин. При пусках температура обмо-
обмоток двигателя должна быть не ниже» 5, а смазочного масла 20° С. Ннбрацня
электродвигателя пе должна превышать 0,15 мм.
510
Во время ремонта электродвигателей прочищают воздуховоды, обдувают
их сжатым воздухом, чистят изоляцию статора п ротора и проверяют рас-
расклинивание ротора.
Газотурбинные стащил. Пуск, остановка и обслуживание
газотурбинных установок осуществляются в соответствий с инструкциями,
составленными па основапии инструкций заводов-изготовителей и опыта
яксплуатации.
Перед пуском следует проверить, занЬлпен ли масляный бак до необхо-
необходимого уровня турбинным маслом марки 22Л. Температура масла при пуске
агрегатов долнша быть пе ниже 25° С.
Во время работы газотурбшшых агрегатов следует:
— поддерживать температуру масла за маслоохладителями в пределах
35—'iS0 С путем изменения расхода или температуры охлаждающей
воды;
— следить и поддерживать нормальный перепад масло — газ на уплот-
шпельном подшипнике пагпотателя;
— периодически очищать воздушные фильтры воздухозаборпой камеры
осевого компрессора;
— следить за чистотой фильтров масляных баков, проверяя их не реже
раза в неделю; очищать фильтры можпо путем продувки их гагом или воз-
воздухом;
— периодически делать химический анализ турбиипого масла, еже-
ежедневно орать пробы для обнаружения в масле мехапических примесей и води,
в случае появления последних масло фильтровать п осушать;
— систематически прослушивать и осматривать агрегат для определения
задеваний, повытеппой вибрации и протечек газа, воздуха и масла;
?— содержать агрегат в чистоте, не допускать скопления масла, тряпок,
бумаги и прочею мусора, особеппо возле горячих чаете!!, что может служить
причиной пожара; следить за состоянием изоляции, а повреждения ее на
отдельных участках срочно устранять;
— аварийно остановить агрегат при воспламенении масла и невозмож-
невозможности быстро затушить огонь; при появлепии дыма из подшипников или
металлического шума внутри агрегата; при внезапном прорыве газа в по-
помещение машшшого зала или галерею нагнетателей; во всех случаях, когда
может создаться угроза для безопасности обслуживающего персонала, пли
при поломке оборудования.
При этом пельзя допускать повышения:
— температуры подшипников выше 70° С; в случае ее возрастания
(при постоянном режиме работы агрегата) на любом из подшипников
установить наблюдение за ним и при необходимости: принять меры для ее
спижешш;
— температуры продуктов сгорания перед турбиной сверх номинальной;
в случае иревыгаепия Припять меры для спижеиия ее путем уменьшения на-
нагрузки; при необходимости вывести агрегат на холостой ход;
— вибрации агрегата сверх задаппой техническими условиями для дан-
данною типа.
Газотурбиппые агрегаты имеют систему автоматики, регулирования
и автоматической защиты. Автоматическая зашита останавливает агрегат
г. случаях:
— повышепия температуры газа перед турбиной;
— увеличения частоты оборотов;
— повышения температуры на одном из подшипников:
— осевого сдвига роторов;
— падения давления масла смазки ниже 0.2 игс.'см2;
— понижения перепада газ — моею:
?- падения давления топливного газа;
-- погасания факела и камере сгорания.
Dec показапия но защите должны выводиться ни щит диспетчер», кото-
который может контролировать состояние работы отдельных агрегатов и )руним
ГПЛ н заблаговременно принимать меры по пре/кп вращению аварий.
511
При ремонте газотурбинных агрегатов зячорм по проточной части необ-
необходимо стремиться донести до номинальных чертежных размеров с учетом
допусков, заданных заводами-изготовителями агрсчатоп и указанных п пас-
паспортах. Основные зазо;<ы в подвижных частях системы регулирования и
защиты агрегатов ГТ-700-5, ГТН-5 и ГТ-7л()-E и[1Ш!едеIы и работе [?">,
табл. 8.17! технические характеристики газотурбинных установок и режимы
работы центробежных нагнетателей — и той же работе [5, с. 18Л — 1 S'i.
Ш5- 199].
§ 13.5. Эксплуатация линейной части трубопровода
В зависимости от условий прохождения трассы трубопровода обслужи-
обслуживание липейиой части осуществляется или линейными ремонтерами (участок
обслуживания устанавливается в пределах 20—-2Г) км трассы), или механи-
механизированными передвижными бригадами, имеющими машины повышенной
проходимости, необходимый инструмент и оборудование для выполнения мел-
мелкого 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-
сооружениям и др.
Для выявления техническою состояния линейных сооружений руковод-
руководство управления периодически, не реже двух раз в год. проводит осмотр трассы.
Как правило, трассу трубопровода на местности обозначают километровыми
знаками, линейную запорную арматуру нумеруют.
Н связи с тем что все нитки переходов через водные преграды паходятся
и работе, необходимо па нефтепроводах «е реже раза в год отключать нитки
поочередно на срок до о суток для промывки внутренней поверхности нефте-
нефтепровода при повышенной скорости прокачки жидкости.
Повреждения трубопроводов возникают при отступлении от требований
СНиП при строительстве и нарушении «Правил технической эксплуатации».
Местоположение повреждений трубопровода определяют по падению
давления в трубопроводе и но перегрузке электродвигателей центробежных
насосов при помощи графического, графо-аналитнческого или аналитическою
способов.
Профилактические мероприятия па трубопроводе, а также ликвидация ава-
аварий выполняются рсмонтпо-восетапопнтельмыми бригадами, которые размета-
разметаются на перекачивающих станциях и аварийно-восстановительных пунктах.
Аварии на газопроводах относятся к внеплановым работам, которые
проводятся специально организованной для этой цели группой работников
ремонтно-восстановителмюй бригады Л<)С с привлечением других служб,
а в случае необходимости — строительно-монтажных организации.
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-
приводящих к большим утечкам газа или прекращению его подачи;
— ликвидация закупорки газопровода ледяными и гидратпыми пробками
или посторонними предметами.
При возникновении аварии па линейной части газопроводов диспетчер
обязан поставить в известность руководство ЛПУМГ, диспетчера производ-
производственного объединения (который и свою очередь докладывает об этом диспет-
диспетчеру ЦДУ) и вызвать начальника Л ОС п аварийную бригаду.
Если авария вызывает сокращение или прекращение подачи газа по-
потребителям, то руководство работами по ликвидации аварии должны воз-
возглавить:
а) на Месте --- начальник или главный инженер ЛПУМГ;
б) в диспетчерской производственного объединения — директор или
главный инженер производственного объединения.
Если для ликвидации аварии г'-пбходнмо выполнить большой объем
работ или если намеченные работы технически сложны, к месту аварии должно
выехать ответственное лицо, назначенное приказом директора производствен-
ною объединения.
Об аварии, сопровождающейся разрывом труб, оповещается террнто-
риа.ыюе отделение Гос1азииспекции пли Гоогортехнлдзора.
§ 13.6. Штаты
Штат м обслуживающею персонала магистральных трубопроводов опре-
определяются проектом с учетом входящих и состав трубопроводов структурных
подразделении и и зависимости от объема выполняемых ими работ, степени
механизации и автоматизации. При определении штатов следует учитывать
круглосуточную работу основного и вспомогательного оборудования труби
провода.
Примерные штаты основных подразделении магистральных нефтепрово-
нефтепроводов приведены в табл. 13.2. Приведенная численность персонала должна
рассматриваться как временная, до освоения и внедрения новых систем
автоматики и совершенствования организации обслуживания.
ТАГ.ЛИЦД 1.4.2
Примерны*' штаты ocniiisii!.'•. подразделении м:1пн-ф;>.1М1ы\ нефтепроводов
ll.iM.M.-Fl.lii.-ll-'lli1 ]-.' Д| П.'.Ч' -' 1 • -111 i 11
Лдминистратиппо-хозннствсппый пер-
персонал
!1]1(I13Водстпенно-:)ксплуптаци</Ш1ый
персонал
Механическая мастерская
1того:
Ч'|1-.Т1'|1||МГТ||, ЧС.1., д-|||
ГОЛСНМОЙ liCflClwl -
ЧИИИКИЦРП СТ.ЧНЦШ1
ту'УОопроиода
и пкеп.чуатацноп-
i.c'i'i участия
10
25
10
промежуточной
ш'рекачинающей
станции
9
И
10
30
Примечай и е. Штаты приняты fiea учета ремонтных служб, осуществляющие
iiii и капитальный ремонт.
Штаты обслуживающего персонала по связи, понизит с. тьным подстан-
подстанциям. Л!'Н, военизированной и iio;j;apnoii охраны, лаборато]1ни автоматики
и телемехаиш.и и котельным устанавливается на основании нормативных
документов.
При 1]]Ю('1С1ироваши1 магистральных ra:ioi!jio):o;ion численность инже-
инженерно-технических работников и служащих определяется в соответствии
с нормативами, разработанными ЦНИОгазпромом и утвержденными А1пн-
пкшромом AГ.С.11 и l(.l7."i г. |!i|: числпипость ])абочнх — по нормативам
ЦШН'газнрома |2|; численность персонала, обслу/ьньатощею аппаратуру
участков (y:i:oi!i смязи и линейных сооружений связи, — по нормативам,
разработанным ЦШ1С.1 а:шромом \'.'>\: численность 15OXI' и автотранспо]па,
входящего в состав . К'С. принимается минимально необходимой на основании
опыта иксп.туатаппи.
Примерные iimm,1 основиых полразде.ченкн магистра.'илых i алоп])овг;;;оп
п]шведепы и та?'•? '?-. 'I-!.'
ТАБ.'ШЦЛ 13.3
Примерные штаты основных подразделений магистральных газопроводов
Наименование
подразделений
Руководство н аппарат
при руководство
Диспетчерская служба
Газокомпрессорная
служба:
Руководящий пер-
персонал
Обслужпваппс л
ремонт компрес-
компрессоров
Обслуживание и
ремонт КПП
и автоматики
Химическая лабо-
лаборатория
Механическая ма-
мастерская
Обслуживание и
ремопт объектов
эиерго-водо-
спабжешвд,
в том числе:
котельная
электростанция
электросети и
подстанции
водозабор и сети
сети теплогазо-
снабжепия и
канализации
водопроводные
очистпые со-
сооружения
канализационные
очистпые со-
сооружения
Лииейно-эксплуатацнон-
ная служба:
Руководящий пер-
персонал
Ремонтио-восстано-
вительная брига-
бригада
Обслуживаипе:
объектов элек-
трохимзащитм
ГРС
Автохозяйство
Всего по
ЛПУД1Г,
чел.
к;
г>
109
5
75
3
8
50
5
11
11
8
5
г,
10
'.1A
1
2.S
7
1! t
30
В том числе, чел., на
КО при
ЛИУМГ
1С.
5
7.'.
1
215
1
1
3
36
5
11
1
С
2
A
5
'td
1
115
7
/i
12
1\С на про-
промышленной
площадке
—
53
2
28
10
1
3
9
—
—
1)
1
2
--
...
10
—
i;
i
10
КС на про-
промышленной
площадке
—
21
5
1
2
•!1
—
4
1
1
и
—
1,
8
ПРОДОЛЖИ И К ТЛГ..Т. 13.3
Н.ШМ'ЧКШЯШИ'
подразделений
Служба телемехапики
и связи:
Руководящий пер-
сонал
Обслуживание:
узла связи
телемеханики
кабельной или
воздушной
линии связи
радиорелейной
литот связи
Зоенизнроваппая охрана
1того:
i том числе операторы
ГРС (на различных пло-
площадках)
Нечто пи
,:п!умг,
?им.
51
1
24
(i
16
4
18
349
20
Г! т
Ь'С Ilfjil
.'ШУМ Г
28
1
«)
•>
12
4
(i
109
—
"м чш'.к1. чел.
КС. но Про-
МЫШЛенно!!
плошэдкг
14
.._
8
•)
4
—
С
89
КС на ПРО-
ПРОМЫШЛЕННОЙ
площадке
9
—
2
—
—
0
71
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормативный табель оснащения линейно-эксплуатационных (ЛЭС
[ ремонтно-восстановителышх (РВС) служб транспортными средствами
г механизмами для выполнения аварийно-восстановительных и реыонтио-
фофплактическнх работ па магистральных газопроводах. М., 1972. 0 с. (Все-
оюз. науч.-исслед. ин-т экономики, организации производства и техн.-экон.
шформации в газ. иром-сти).
2. Нормативы численности рабочих магистральных газопроподоп. М.,
973. 28 с. (Центр, норматнвно-исс.лед. ст. газ. нром-стп).
3. Нормы времени и нормативы численности на техническое содержа-
шо н ])(!монт устройств связи предприятий по добыче, транспорту и нере-
заботко газа. М.. 1971. 31 с. (Центр, нормативио-исслод. ст. газ. пром-стн).
Л. Ирави.ш технической эксплуатации магистральных газопроводов.
П.. «Недра», 1973. 20A с.
5. Справочник работника магистрального газопровода. Изд. 2-е, дон.
i нерсраб. .1.. «Недра», 1974. 431 с. Лпт.: П. Д. Васильев, 11. Я. Китляр,
VI. Л. Нечаен, К. Н. Тихомиров.
0. CJIulI III—А. 10—70 *. Приемка в эксплуатацию законченных стро-
пельством предприятий, зданий и сооружений. Основные положения. М.,
Глройпядат, 1971. 20 с.
7. С Ни II 111—Д. 10—72. Магистральные трубопроводы. Правила нроиз-
зодства и приемки работ. М.. Стройиздат, 1973. 33 с.
8. Табель технического оснащения анарнйго-воссташшггельных пунк-
пунктов магистральных нефтепроводов. М., 1974. 19 с. (Всесоюз. науч.-исслед.
1и-т по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов1!.
9. Типовая стручтура ь но)>матиш,1 численности нпженерно-кзхниче-
ч;пх работников и слу/кащпх линеГ'Ных производственных управлений
иагнетральпых газопроводов (ЛНУ.МГ). М., 1975. 14 с. (УрНТнЗ Мпнгаз-
трома и ЦН11Сг;пнро>.).
10. Эксплуатация магистральных ьефтспродуктопроводов. М.. «Недра»,
1973. 357 с. Авт.: В. I!. Галес.,, П. 11. Харламсико", ]•'.. У. Сотенко, П. Л. Мац-
хин.
33*
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие 3
1' л а в а 1. Общие сведения Ъ
§ 1.1. Единицы физических величин
§ 1.2. Математика ]1
S 1.3. Электротехника 1 *»
§ 1.4. Терминология 17
§ 1.5. Свойства природного газа 18
S 1.0. Задание на проектирование 21
Список литературы 24.
1'.] <i к а 2. Гидравлический расчет трубопроводов . 25
§ 2.1. Постановка задачи расчета магистрального газо-
газопровода
8 2.2. Пропускная способность газопровода 2li
S 2.3. Определение основных параметров га.чопропода . .'!0
§ 2.4. 1'асход газа на собственные нужды КС .43
jj 2.Г). Совместная работа нескольких газопроводе» и га- _^
зонролодон с лупингамн
§ 2.0. Лушшгн 3li
!; 2.7. Скорость движения газа и трубопроводе .... М
§ 2.S. Температура транспортируемого газа .40
S 2.!). Ктаны развития газопровода 'il
S 2.10. Охлаждение газа на КС VI
\ 2.11. Основные параметры магистральных нефте- и неф-
тепродуктонроводов —
§ -At. Методика гидравлического расчета магистраль-
магистрального трубопровода 'А
% 2.13. Всасывающая способность центробежных насосов
при перекачке нефти и нефтепродуктов Х\
§ 2.14. Мощпость электродвигателей центробежных насо-
насосов и расход электроэнергии на ЛПС
Список литературы ~п
У л а п а .4. Выбор трассы магистрального трубопровода ~А
§3.1. Общие сведения
§ 3.2. Факторы, влияющие на стоимость единицы длины
трубопровода
§ 3.3. Классификация участков местности till
§ 3.4. Классификация категорий местности И.Ч
§ 3.5. Оптимизация трассы с помощью ЭВМ ...... Си
§ 3.6. Выбор оптимальной трассы газопровода с отво-
отводами с помощью ЭВМ Об
.??.и;
§ 3.7. Подготовка исходных данных для выбора опти-
оптимальной трассы 7 2
§ 3.8. Местоположение нлощадок КС и 11 ПС 77
§ 3.9. Выбор оптимальной трассы газопроводов с учетом
конструктипных схем их прокладки 77
§ 3.10. Основные принципы планирования инженерно-
строительных работ Ы)
Снисок литературы 8о
4. Инженерные изысклнил ЬА
§ 4.1. Подготовка исходных данных
§ 4.2. Основные требования газовой инспекции .... 80
§ 4.3. Согласования с местными органами власти л раз-
различными государственными инстанциями .... Ы
§ 4.4. Проведение натурных изысканий .4S
§ 4.5. Топогеодезические изыскания трасс п площадок 92
§ 4.0. Инженерно-геологические и гидрогеологические
изыскания 11.)
§ 4.7. Гидрометеорологические изыскания 1,>п
§ 4.8. Геофизические изыскания liii
§ 4.9. Изыскания местных строительных материалов . !0(>
<; 4.10. Аэрофотосъемка трасс и площадок Id!)
^ 4.11. iiuoop и изыскания источников иодосяабжешш . 17Г>
Список литературы
5. Проектирование линейной части трубопроводов .... 178
§ 5.1. Требования к трубам 17!)
§ 5.2. Характеристики труб, ci.i.ii'ii и грунтон, ис.ьль-
зуемые при расчетах трубопроводов
§ 5.3. Нагрузки и воздействии 1.S4
§ 5.4. Расчет толщины стенки трубопровода l.ss
§ 5.5. Проверка прочности н устойчивости подземных
и наземных (в насыпи) трубопроводов 1<H
§ 5.6. Расчет компенсаторов при подземной и наземной
(и насыпи) прокладке трубопроводов 2>'с>
§ 5.7. Подземная укладка трубопроводов 2' >>S
\ 5.8. Наземная укладка 212
§ 5.9. Надземная укладка '1\'Л
§ 5.10. Переходы через водные преграды 218
§ 5.11. Переходы через болота 222
§ 5.12. Колебания трубопроводов 2.44
§ 5.13. Прокладка трубопроводов в хорных условиях . 2-'8
§ 5.14. Переходы трубопроводов через автомобильные
и железные дороги 242
§ 5.15. Криволинейные участки трубопроводов .... 24Г>
§ 5.1С. Изоляционные покрытия трубопроводов .... 247
§ 5.17. Балластировка трубопроводом 25"
§ 5.18. Электрохимическая защита трубопроводов от кор-
коррозии 257
§ 5.19. Вдольтрассовые дороги 262
Снисок литературы 27i'
0. Проектирование компрессорных н нефтеперекачивающих
насосных станции 275
§ 0.1. Общие сведения но КС —
§ 0.2. Трубы, фасонные части и соединения, применя-
применяемые на КС 27A
517
§ G.3. Арматура 27b
§ 0.4. КС с норшневымн ГИЛ 279
§ 0.5. КС с газотурбинным приводом 288
§ 0.6. 1ШС: основные сведении и технологические схемы 310
§ 0.7. Насосный станции 321
§ 6.8. 1'езервуарные парки 325
§ 6.9. Подогрев нефти и нефтепродуктов 334
Список литературы 34(;
Глава 7. Инженерное обеспечение объектов магистральных трубо-
трубопроводов 348
§ 7.1. Газораспределительные, станции
§ 7.2. Электроснабжение КС и III1C 357
§ 7.3. Электростанции собственных нужд 301
§ 7.4. Отопление 305
§ 7.5. Вентиляция 307
§ 7.6. Теплоснабжение <-'7О
§ 7.7. Водоснабжение 371
§ 7.8. Канализация 370
§ 7.9. Очистка сточных вод 380
Список литературы 386
Гкл а и а 8. Генеральные планы 38S
§ 8.1. НПС, подъездные автодороги к при и подготовка
территории —
§ 8.2. КС, автодороги и инженерные коммуникации . . 395
Список литературы 398
Глава 9. Архитектурпо-планировочные решения и строительные
конструкции КС и 1ШС 399
§ 9.1. Принципы архитектурно-планировочных реше-
решений цехов КС и НПС —
§ 9.2. Выбор ограждающих конструкций и материалов 417
§ 9.3. Промышленная эстетика КС и НПС 420
§ 9.4. Особенности определения нагрузок 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-
телемеханика 435
§ 10.1. Автоматизация контроля и управления НПС . .
| 10.2. Автоматизация магистральных насосных агре-
агрегатов 441
§ 10.3. Автоматизация контроля и управления резерву-
арных иаркоп и вспомогательных сооружений . 443
§ 10.4. Телемеханика трубопроводов 447
§ 10.5. Объемы автоматизации КС 450
§ 10.6. Комплекс аппаратуры диспетчерского пункта КС
«Коптур-1М» 455
§ 10.7. Комплекс устройств для управления кранами
«Вега-1» 456
§ 10.8. Объемы автоматизации П'С собственных нужд . 457
§ 10.9. Телемеханизация магистральных газопроводов . —
Список литературы 458
518
Г л а па 11. Связь . . • 'i(in
§ 11.1. Общие положения —
§ 11.2. Дальняя связь i(H
§ 11.3. 1'адиоре-лопные линии сняли 4A2
§ 11.4. Узлы сняли Л77
§ 11.5. Местная связь 482
Список литературы 485
Глава 12. Проект организации строительства 480
§ 12.1. Общие положения
§ 12.2. Исходные данные для составления ПОС .... 487
§ 12.3. Продолжительность строительства 488
§ 12.4. Отвод аемель под трассы магистральных трубо-
трубопроводов 491
§ 12.3. Транспортная схема 495
§ 12.6. Строительный генеральный план 498
Список литературы 499
Г лапа 13. Организация эксплуатации магистрального трубопровода Г>иО
§ 13.1. Общие сведения
§ 13.2. Система нлапово-предупредптелынно ремонта . ,r>u2
§ 13.3. Оснащение ремонтно-акенлуатацноннои службы 5<м;
jj 13.4. Эксплуатация объектов компрессорной и насосной
станцпИ 508
§ 13.5. Эксплуатация линейной части трубопровода . . 512
§ 13.6. Штаты 513
Список литературы 515
in; ,v
СПРАВОЧНИК НО ПРОЕКТИРОВАНЫ!
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУШНРОВОДО
Pc;i;iKTopi.[ 1!..л.п,'.п,("гим '.К
Тохннческш! редакторы II.
Корректоры М. II, ISiiriic.
Перечлет лy;i(i;i.iiMi;,i Ь. .11.
Сд.ии* is Uiioop 2ii'IV 1077 i
M-4'iHi-i. <I>tipM;iT (Ю X 9(i 1С.
42S' 'J' I'
М. Ьородгшскаи, Л.
p
Уч. II.1Д. л. 42.S'.. 'J'np,'in;
Нздатг-.'м.стпо <l]c.ipa».
10H171, Ленинград. C-171, \vi
Ленинградская Ti!iiorp;i()ii;H ..V
С М
р
('тростина,
. II. Ma;iaxoi:a
Осгнчакоип.
Подппсиио
Ьумлга Tim
) ;'ж:;. ii.iK
П. Г
исчп
Л: 2.
Л. Машков.
Сидорова.
ти 1-1/IX 107
Jiff. л. -И»
7(i. Ц(чк< 2
(i (;oi(^.4iio.inr[i:i(mi]Ki.Mn при Государ
1* ф
Ленинградская Ti!iiorp;i()ii;H ..V (i (;oi(^.4iio.inr[i:i(mi]Ki.Mn при Государственно
попитого Сонета Мштстрог. CCC1* но делам и.ч.ч.пспьстп. ii'Vii:i рафии п кипя
iioii 'юргоц.'ш. 19(и1(н;. Jleiiiiur]>ii;i, М (!. МоскопскпИ пр.. Ш.