Сведения об уровне грунтовых вод

Подземные воды в связи с резкой неоднородностью фильтрационных свойств вмещающих отложений выполняют водопроницаемые прослои песчаного и супесчаного состава крупнообломочных и тонкодисперсных отложений в слабопроницаемой и водоупорной толще существенно суглинистых отложений, обладая напорным режимом фильтрации. Питание по водораздельным поверхностям за счет инфильтрации атмосферных осадков, дренирования подземных вод торфяных массивов и поверхностных вод мелких рек и ручьев, а также перетекания подземных трещинно-жильных напорных вод скального основания по зонам тектонического дробления.

Питание по речным долинам в основном за счет дренирования подземных вод вышележащих высокопроницаемых аллювиальных отложений и выклинивания напорных трещинно-жильных подземных скального основания по зонам тектонического дробления.

Обладая замедленным режимом водообмена и низкими фильтрационными параметрами вследствие процессов выщелачивания химических элементов из вмещающих пород подземные воды водопроницаемого локально-водоносного средне- верхнечетвертичного

ледникового и водноледникового комплекса характеризуются повышенной минерализацией и высокими содержаниями тяжелых металлов, определяющих геохимический фон рассматриваемой территории.

Глубина залегания грунтовых вод находится в тесной взаимосвязи с поверхностным стоком реки. Подземные воды грунтового водоносного горизонта безнапорного режима фильтрации с химическим составом сходным с химическим составом поверхностных вод, то есть малой минерализации и низким содержанием тяжелых металлов.

По результатам химического анализа подземные воды пойменных участков долины реки Большая Воровская сходны с поверхностными водами, имея с ними гидравлическую связь. Непосредственно в руслах подземные воды галечниковых отложений практически аналогичны поверхностным водам.

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатно хлоридные или хлоридные со смешанным составом катионов, пресные или кислые (рН 5,3-6,7). В соответствии со [1] подземные и поверхностные воды слабоагрессивны по рН к бетонам марки W4-W8 (таблица 5 [1]), среднеагресивны к конструкциям из углеродистой стали (таблица 26 [1]). Галечниковые грунты, находящиеся в обводнённом состоянии ниже уровня подземных вод, слабоагрессивные к конструкциям из углеродистой стали. (таблица 25 [1]).

Среднегодовая амплитуда колебания уровня будет изменяться в пределах зоны аэрации. Наиболее низкое положение уровня наблюдается в сентябре-ноябре. Весенний подъём продолжается с середины апреля до середины июня. Летний минимум уровня наблюдается в июле. Максимальное положение уровня грунтовых вод приходится на период весеннего снеготаяния и осеннего выпадения дождей.

В периоды паводков пойма реки Большая Воровская будет затапливаться поверхностными водами.

1.10. Описание маршрута трассы магистрального газопровода

От реки Брюмка трасса придерживается генерального направления (юго-восток), проходит по заболоченной тундре, иногда пересекая небольшие березовые колки. На протяжении своего пути трасса подвержена поворотам, обеспечивающим обход препятствий. На 40,4 километре она переходит с высокой террасы (28 метров) в долину реки Большая Воровская, пересекая болота (43 километра). Далее спускается со второй террасы высотой в четыре метра, пересекает ручей без названия, протекающий у подножья, попадает в пойму реки Брюмка, где на пути к ней пересекает еще один ручей без названия. Ширина реки в месте пресечения с осью газопровода составляет 28 метров. Пойма, заросшая влаголюбивыми деревьями, такими как ольха, чозения, со множеством мелких форм рельефа и стариц. Через 140 метров после перехода Брюмка трасса пересекает ручей без названия и, сохраняя южное направление, выходит к пересечению с ручьем Угловым, пересекая который проходит 0,8 километра по спокойной местности, заросшей в основном каменной березой, и делает поворот в юго-восточном направлении, пересекая междуречье Брюмка - Большая Воровская.

Половина этого пути приходится на болото, но через 3,8 километра ось газопровода слегка подворачивает и проходит через два лесных массива, вытянутых вдоль трассы. Через 2,3 километра от последнего поворота трасса пересекает тракторную дорогу и выходит к долине реки Большая Воровская, правый борт которой представлен высокой цокольной террасой, спустившись с которой, ось газопровода резко меняет направление к юго-западу и идет по краю лесного массива, огибая болотистый участок, расположенный слева по ходу, выходит к пойме реки, снова делая поворот, теперь уже к югу.

Трасса магистрального газопровода от 43 километра проходит по долине реки Большая Воровская и пересекает ее на 45 километре. Долина реки имеет множество проток, рукавов, сухих русел, стариц и мелких форм рельефа. Местность полностью залесенная, преимущественно ольхой, ветлой, чозенией.

От 46 километра до 47 километра трасса пересекает заболоченный участок и переходит через реку Киумшич под прямым углом к водотоку.

1.11. Сведения о магистральном газопроводе

Годовая производительность газопровода 750 млн. м³/год.

Максимальный часовой расход 227,8 тыс. м³/час.

Пропускная способность 5,813 млн. м³/сут.

Проектом выполнен гидравлический расчет с учетом уточненных данных по объему максимального часового расхода 178,8 тыс. м³/час.

Пропускная способность газопровода составляет 4,56 млн. м³/сут.

Рассматриваемый участок газопровода относится согласно таблице 3 [1] к категории I и II.

В зависимости от рабочего давления рассматриваемый газопровод относится к первому классу.

Общая протяженность трассы ремонтируемого участка магистрального газопровода «УКПГ-2 Нижне-Квакчикского ГКМ-АГРС г. Петропавловска-Камчатского» через долину реки Большая Воровская составляет 2024,26 метра, ПК0+00,00 – ПК20+19,54 (основная нитка) и 2023,78 мметра, ПК0+00,00 – ПК20+19,03 (резервная нитка).

Таблица 3 – Техническая характеристика укладываемого трубопровода

Наименование	Ед. изм.	Значение
Диаметр и толщина стенки	мм	530х9,0
Класс прочности		К56
Временное сопротивление разрыву	МПа	Не менее 550
Предел текучести	МПа	Не менее 380
Эквивалент углерода, не более		0,43
Коэффициент надежности по материалу		1,34
Заводское испытательное давление	МПа	12,0
Завод - изготовитель		ОАО «Выксунский металлургический завод»

Газопровод строится с применением следующих основных изделий:

- трубы стальные электросварные прямошовные диаметром 530 миллиметров для магистральных газонефтепроводов, толщина стенки 9 миллиметров по ТУ 1381-012-05757848-2005;

- отвод ГО 9º 530(9.0 К56) по ТУ 1468-002-94494149-2009;

- отвод ГО 15º 530(9.0 К56) по ТУ 1468-002-94494149-2009;

- отвод ГО 16º 530(9.0 К56) по ТУ 1468-002-94494149-2009;

- отвод ГО 18º 530(9.0 К56) по ТУ 1468-002-94494149-2009

- чугунный полугруз Д530 по ТУ 26-0401-725-86;

- манжета термоусаживающаяся стыковая с праймером «ТЕРМОРАД-МСТ» 530х440х1,8 по ТУ 2245-027-46541379-2004;

- скальный лист СЛП-530 «О» по ТУ 2246-001-96017324-2010;

- Пеноплекс 35 С-2400.540.60 по ТУ 5767-001-01297858-2002;

- сталь тонколистовая оцинкованная =0,5 мм ГОСТ14918-80.

Выбор труб для строительства газопровода выполнен на основании расчетов, выполненных в соответствии с требованиями [1] с учетом нагрузок от сейсмического воздействия.

В соответствии с техническими требованиями испытание газопровода на прочность и герметичность предусматривается в два этапа: первый - гидравлический, второй этап- пневматический способ испытания. После проведения испытания на прочность и герметичность предусматривается осушка внутренней полости газопровода воздухом. В этих целях используется воздух, осушаемый в адсорбционных установках до точки росы по влаге минус 400 °С. Способ осушки газопровода сухим воздухом безопасен для персонала и окружающей среды. Проектом предусматривается использование установки осушки воздуха.

Испытание газопровода на прочность и осушка внутренней полости газопровода от влаги после проведения очистки и испытаний осуществляется в соответствии с требованиями ВСН 011-88 «Очистка полости и испытание»,

согласно «Перечня требований к порядку организации и завершения работ по проведению гидравлических испытаний при реконструкции, ремонте и строительстве объектов добычи и транспорта газа» утвердил заместитель председателя Правления ОАО «Газпром» А. Г. Ананенковым от 11.12.2004. Марка применяемой адсорбционной установки для осушки внутренней полости газопровода принимается в соответствии с нормативной документацией ОАО «Газпром».

После заполнения газопровода газом производится контроль герметичности в соответствии с нормативной документацией ОАО «Газпром».

Проектом предусмотрено берегоукрепление реки и проток в местах пересечения с магистральным газопроводом с подсыпкой привозным грунтом и укладкой ГСИ матрацного типа по ТУ 1275-001-42873191-2009.

ГЛАВА2: АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

На месте производства возможны четыре метода проведения капитального ремонта: метод наклонно-направленного бурения, метод микротоннелирования, метод устройства воздушного перехода и метод подземной прокладки открытым способом.

Сложные условия работы перехода (высокий паводок, большая толщина льда в зимнее время) негативно сказываются на эксплуатации перехода, что может привести к досрочному выходу его из строя, это вызывало необходимость увеличить высоту положения трубопровода.

Существующий реализованный проект был сделан в виде вантового перехода, что в данных условиях сейсмоопасности критично, т.к. вантовый переход разрешено устраивать при сейсмоопасности до 7 баллов. А данный район характеризуется именно такой сейсмоопасностью.

Существующие способы прокладки

Метод ННБ Метод Воздушный Метод подземной прокладки

микротоннелирования переход открытым способом

Ферменный Балочный Вантовый

переход переход преход

1 18

2.1. Прокладка газопровода методом ННБ

В последнее время при переходе газопровода через естественные и искусственные преграды применяется метод наклонно-направленного бурения (ННБ).

Данный метод дает возможность прокладывать трубопроводы под железными дорогами, автомагистралями, болотами, реками и другими природными или техногенными преградами, где траншейный способ прокладки газопровода недопустим.

Метод наклонно-направленного бурения – основан на использовании специальной буровой установки с вращательными головками и подачей к нимбурового раствора. При использовании данного метода безтраншейной прокладки газопровода длина прокладки может достигать нескольких километров, а диаметр трубопровода свыше 1000 миллиметров, что идеально подходит для газопроводов, как с высоким, так и низким давлением. Кроме того, данный метод позволяет избегать разнообразных препятствий на линии трубопровода и формировать практически любые траектории газопровода.

К тому же данный метод обладает и другими важными преимуществами:

- существенно снижается объём финансовых затрат;

- сокращается количество привлекаемой техники, оборудования и рабочей силы;

- снижаются объёмы земляных работ и восстановление инфраструктуры;

- минимизируется пагубное влияние на окружающую среду.

Перед началом работ тщательно изучаются свойства и состав грунта, дислокация существующих подземных коммуникаций, оформляются соответствующие разрешения и согласования на производство подземных работ. Осуществляется выборочное зондирование грунтов и, при необходимости, шурфление особо сложных пересечений трассы бурения с существующими коммуникациями.

Результаты этих работ имеют определенное значение для выбора траектории и тактики строительства скважины. Особое значение следует уделить оптимальному расположению бурового оборудования на строительной площадке и обеспечению безопасных условий труда буровой бригады и окружающих людей.

Строительство подземных коммуникаций методом бестраншейной прокладки осуществляется в три этапа: бурение пилотной скважины, последовтельное расширение скважины и протягивание трубопровода.

Рис.2.1. Пилотная скважина

Бурение пилотной скважины - особо ответственный этап работы от которого во многом зависит конечный результат. Оно осуществляется при помощи породоразрушающего инструмента – буровой головки со скосом в передней части и встроенным излучателем.

Буровая головка соединена посредством пологого корпуса с гибкой приводной штангой, что позволяет управлять процессом строительства пилотной скважины и обходить выявленные на этапе подготовки к бурению подземные препятствия в любом направлении методом наклонно-направленного бурения в пределах естественного изгиба протягиваемой рабочей нити. Буровая головка имеет отверстия для подачи специального бурового раствора, который закачивается в скважину и образует суспензию с измельченной породой. Буровой раствор уменьшает трение на буровой головке и штанге, предохраняет скважи

ну от обвалов, охлаждает породоразрушающий инструмент, разрушает породу и очищает скважину от ее обломков, вынося их на поверхность. Контроль за местоположением буровой головки осуществляется с помощью приемного устройства локатора, который принимает и обрабатывает сигналы встроенного в корпус буровой головки передатчика. На мониторе локатора отображается визуальная информация о местоположении, уклоне, азимуте буровой головки. Также эта информация отображается на дисплее оператора буровой головки. Эти данные являются определяющими для контроля соответствия траектории строящегося трубопровода проектной и минимизирует риски излома рабочей нити. При отклонении буровой головки от проектной траектории оператор останавливает вращение буровых штанг и устанавливает скос буровой головки в нужном положении. Затем осуществляется задавливание буровых штанг без вращения с целью коррекции траектории бурения. Строительство пилотной скважины завершается выходом из буровой головки в заданной проектом точке.

Рис. 2.2. Предварительное расширение

Расширение скважины осуществляется после завершения пилотного бурения. При этом буровая головка отсоединяется от буровых штанг и вместо нее присоединяется расширитель обратного действия. Приложением тягового усилия с одновременным вращением расширитель протягивается через створ скважины в направлении буровой установки, расширяя пилотную скважину до необходимого для протаскивания трубопровода диаметра. Для обеспечения

беспрепятственного протягивания трубопровода через расширенную скважину ее диаметр должен на 20-30 процентов превышать диаметр трубопровода.

Рис. 2.3. Протягивание трубопровода

Протягивание трубопровода. На противоположной от буровой установки стороне скважины располагается готовая к протягиванию плеть трубопровода. К переднему концу плети крепиться оголовок с воспринимающим тяговое усилие шарниром и расширителем. Шарнир позволяет вращаться буровой нити и расширителю, и в то же время не передает вращательное движение на трубопровод.

Таким образом, буровая установка затягивает в скважину плеть протягиваемого трубопровода по проектной траектории.

Однако данный метод осуществляется в грунтах позволяющих удерживать пилотную скважину для протаскивания трубопровода с применением бентонита. Толща грунта в пойме реки Большая Воровская содержит в основе галечник с включениями слоев песка. Производство работ по горизонтальному наклонно-направленному бурению в таких грунтовых условиях приводят к обрушению пилотной скважины, и делает невозможным производство работ по капитальному ремонту газопровода данным методом. Обрушение скважины приведет к выходу бентонита на поверхность, что повлечет за собой непрогнозируемый ущерб экологии.

Согласно [4], условиями, ограничивающими возможность применения способа направленного бурения, являются:

- неблагоприятные грунтовые условия: направленное бурение представляет значительную сложность в гравийных грунтах (гравия более 30

процентов), в грунтах типа плывунов, в грунтах с включением валунов и булыжника. В таких случаях усложняется контроль при бурении пилотной скважины, возможен обвал грунта при расширении пилотной скважины и заклинивание рабочего трубопровода при его протаскивании.

2.2. Прокладка газопровода методом микротоннелирования

Микротоннелирование – это бестраншейный метод прокладки трубопроводов. Эта технология не требует раскопки традиционных траншей по всей протяженности трубопровода, что позволяет минимизировать воздействие на экологию в процессе строительства.

Суть метода состоит в том, что прокладка труб производится проходческим щитом AVN. Его поступательные движения осуществляются с помощью мощной домкратной станции, которая передает толкающее усилие к щиту через колонну железобетонных труб, которая наращивается по мере продвижения труб вперед.

На подготовительном этапе разрабатывается два котлована: стартовый и приемный. Расстояние между стартовым и приемным котлованими составляет от 50 до 500 метров. Домкратная станция устанавливается в стартовом котловане на глубине, необходимой для осуществления прокладки трубопровода. При длине проходки свыше 200 метров используется промежуточная домкратная станция. В плане котлованы могут быть круглыми и квадратными. Размеры их сторон до 6 метров в зависимости от типа микрощита.

Разработка грунта производится режущим инструментом проходческого щита. Грунт перемешивается с водой(или бетонитовым раствором), которая подается в забой по подводящим линиям, а по отводящим линиям полученная

взвесь попадает в отстойник, который находится у стартового котлована.

Поэтапное продвижение микрощита вперед закачивается в приемном котловане, после чего он демонтируется, оставив за собой готовый коллектор.

Важной особенностью технологии микротоннелирования является высокая точность проходки и постоянный контроль за ее траекторией. Микротоннелирование позволяет выполнять задачи по прокладке коммуникаций в сложнейших условиях, где раньше без специальных методов (водопонижение, замораживание и др.) делать невозможно было справиться.

Отличительной чертой данного метода является высокая точность проходки, отклонение от проектной оси составляет не более30 миллиметров. Это обеспечивается специальным компьютерным комплексом управления на основе системы лазерного наведения щита.

Рис. 2.4. Схема метода микротоннелирования

Микротоннелирование комплексом AVN осуществляется в автоматическом режиме. Вся проходка наблюдается непосредственно оператором, его местонахождение базируется в центре управления микротоннеля.

Технология микротоннелирования помогает прокладывать трубопроводы в разных категориях грунтов: от суглинков и водонасыщенных песков до скальных пород. Толща грунта в пойме реки Большая Воровская содержит в основе галечник с включениями слоев песка. В данной категории грунта другие виды прокладки невозможны, кроме метода микротоннелирования.

Метод микротоннеллирования дорог и увеличивает сроки строительства в 2 раза.

2.3. Метод подземной прокладки открытым способом

В нашей стране наибольшее распространение получил метод прокладки газопровода по дну реки в траншее путем протаскивания поперек реки плети труб.

Протаскивание труб через русло реки осуществляется при помощи тракторов, находящихся на противоположном берегу. По дну водоемов трубопроводы прокладывают в виде дюкеров, проводя работы в четыре этапа.

На первом этапе выполняют все подготовительные работы, охватывающие организацию и оснащение береговой площадки: планировку территории и устройство подъездов с учетом мест размещения оборудования (стапелей, лебедок, полиспастов, якорей, тяговых устройств, спусковых дорожек, битумо-варочного узла, понтонов, катеров, барж, компрессорных и водолазных станций и т. п.) и материалов (трубных заготовок, битума и наполнителей, кладовых для материалов закрытого хранения, электродов и др.). Затем закрепляют створ (ось) перехода и приступают к разработке береговых и подводных траншей.

На небольших реках в подготовительный период, кроме того, готовят русло реки: отводят его в сторону и устраивают шпунтовую и земляную перемычки.

Второй этап состоит в подготовке подводного трубопровода на всю длину подводной части перехода, свариваемого из отдельных звеньев труб, заготовленных на заводах.

На стапелях у береговых траншей сваривают только монтажные стыки, которые затем просвечивают гамма-лучами, изолируют и футеруют так же, как и весь подводный трубопровод. Перед спуском в воду плеть в собранном виде испытывают в соответствии [1] двухкратным рабочим гидравлическим давлением, но не менее 1,2 МПа.

Подготовленный таким образом трубопровод оснащают понтонами и, если нужно, грузами для придания ему отрицательной плавучести.

Расчет на устойчивость положения(против всплытия) приведен в главе 3.3.

После выверки подводной траншеи водолазным осмотром трубопровод выводят в проектный створ, раскрепляют растяжками к береговым якорям, выверяют проектное положение и затем опускают в траншею. Работы ведут различными способами в зависимости от ширины и глубины водоема, его судоходности, крутизны берегов, а также от времени года: с плавучих и стационарных опор, свободным погружением, протаскиванием, с плавучих средств — барж или судов и со льда — в зимних условиях.

Погруженный трубопровод выверяют водолазы, удаляя неровности гидромониторами, затем закрепляют его винтовыми анкерами или сваями.

На третьем этапе осуществляют окончательное закрепление подводного трубопровода: укладывают берегоукрепительные конструкции — фашинные тюфяки, каменную наброску, укрепляют берега железобетонными плитами.

На четвертом этапе (послемонтажном) соединяют подводный трубопровод с береговыми подходами, устанавливают береговые колодцы и отключающие устройства, разбирают временные сооружения, планируют площадку по трассе трубопровода и т. д.

Укладка подводного трубопровода выполняется:

- протаскиванием трубопровода в целом или отдельных его плетей по дну траншеи;

- свободным погружением плавающего трубопровода на дно траншеи;

- с трубоукладочных судов.

Рис. 2.5. Укладка подводного трубопровода

Перед началом протаскивания определяют готовность подводной траншеи: проводят водолазное обследование, проверяют глубину в створе перехода и отметки дна. При разработке подводной траншеи транспортировка и складирование грунта не должны нарушать установившийся режим потока, вызывать его сильно загрязнение и нарушать экологическую ситуацию в районе перехода.

Подводное исполнение переходов предполагает значительный объем земляных работ. По данным, различных источников, стоимость подводных земляных работ составляет от 50 до 70 процентов стоимости строительства подводного перехода. Метод подземной прокладки открытым методом наносит негативное воздействие на водные ресурсы и причиняет вред рыбному хозяйству.

2.4. Воздушные (надземные) переходы

При пересечении горных рек, глубоких оврагов и балок, глубоких ущелий с высокими и крутыми откосами и в некоторых других случаях сооружаются воздушные (надземные) переходы.

Конструкции воздушных переходов разнообразны. Они зависят от протяженности перехода, особенностей рельефа, климата и др. По конструкции надземные переходы, применяемые на газопроводах, делятся на балочные и ферменные, арочные, висячие.

Балочные и ферменные переходы сооружаются при пересечении балок, оврагов, рек с крутыми берегами, каналов и др. Длинна воздушной части балочного перехода не превышает 40 метров. Длинна же воздушной части ферменного перехода значительно больше, за счет прочной конструкции фермы.

Арочные переходы сооружаются на судоходных каналах, реках или железнодорожных выемках, где приходится пропускать суда или железнодорожные составы. Данный вид непригоден, так как река Большая Воровская несудоходная и нет наличия железной дороги.

Висячие (вантовые) переходы целесообразно сооружать через горные реки с обрывистыми берегами, ущелья, пропасти, где невозможна или затруднена установка опор. Висячие конструкции дают возможность сооружать переходы с пролетом от десятков до сотен метров при относительно малой затрате материалов.

2.4.1. Балочные переходы

Балочные переходы - сооружаются на опорах при пересечении водных и других преград, при прокладке трубопроводов на заболоченных, обводнённых, многолетнемёрзлых грунтах. Сооружение надземных переходов балочных переходов трубопроводов осуществляют по двум конструктивным схемам - без компенсации и c компенсацией продольных деформаций.

Балочный переход трубопровода без компенсации продольных деформаций укладывают на промежуточных свайных или монолитных опорах c продольно-подвижными опорными частями, допускающими перемещение трубопровода лишь вдоль оси.

Kонцы открытого участка балочного перехода трубопровода засыпают грунтом (в мягких грунтах под трубы подкладывают железобетонные плиты). Oтсутствие перемещений вызывает возникновение продольных напряжений, возрастающих c увеличением температуы стенок труб и внутреннего давления в трубопроводе. Tакие балочные переходы трубопровода сооружают при пересечении горных рек, ущелий, оврагов и других преград.

Балочный переход трубопровода c компенсацией продольных деформаций имеют спец. устройства (компенсаторы), устанавливаемые на концах надземных участков трубопроводов длиной до 200-300 метров, a при большей длине также дополнительно через каждые 100-300 метров.

Рис. 2.6. Балочный переход

При сооружении таких балочных переходов трубопровода используют опоры c неподвижными, свободно-подвижными и продольно-подвижными опорными частями различной модификации (роликовые, катковые, скользящие и др.). Cредние между компенсаторами опоры имеют неподвижные опорные части, ближние к компенсаторам - свободно-подвижные, допускающие поперечные и продольные перемещения, остальные - продольно- подвижные. Для компенсации продольных деформаций применяют также прокладку балочного перехода трубопровода c изгибом (изломом) в плане отдельных участков трубопровода. Изгиб или излом осуществляют c помощью криволинейных отводов или вставок-отводов, изготовленных в заводских условиях либо методом холодного гнутья на месте сооружения трубопровода.

Pасстояние между опорами в системах балочных переходов c компенсацией зависит от диаметра труб, числа пролётов, принятой схемы прокладки и от природных условий. Ha газопроводах диаметром труб 700-1400 милиметров расстояние между опорами обычно 30-50 метров, на нефте- и нефтепродуктопроводах 25-40 метров. При необходимости учёта резонансных колебаний в ветровом потоке в многопролётных балочных переходах трубопровода c диаметром труб 700-1400 миллиметров расстояние между опорами 25-40 метров. Балочный переход трубопровода с компенсацией продольных деформаций прокладывают в районах c обводнёнными, заболоченными и вечномёрзлыми грунтами.

2.4.2. Ферменный переход

Фермой называется система стержней соединенных между собой в узлах и образующих геометрически неизменяемую конструкцию. При узловой нагрузке жесткость узлов несущественно влияет на работу конструкции, и в большинстве случаев их можно рассматривать как шарнирные. В этом случае все стержни ферм испытывают только растягивающие или сжимающие осевые усилия.

Фермы экономичнее балок по расходу стали, но более трудоемки в изготовлении. Эффективность ферм по сравнению со сплошностенчатыми балками тем больше, чем больше пролет и меньше нагрузка.

Фермы бывают плоскими (все стержни лежат в одной плоскости) и пространственными.

Плоские фермы воспринимают нагрузку, приложенную только в их плоскости, и нуждаются в закреплении их связями. Пространственные фермы образуют жесткий пространственный брус, воспринимающий нагрузку в любом направлении (рис.2.8).

Рис. 2.7. Ферменный переход

Рис. 2.8. Плоская (а) и пространственная (б) фермы

Основными элементами ферм являются пояса, образующие контур фермы, и решетка, состоящая из раскосов и стоек (рис. 2.9.). Соединение

элементов в узлах осуществляется путем непосредственного примыкания одних элементов к другим или с помощью узловых фасонок. Элементы ферм центрируются по осям центра тяжести для снижения узловых моментов и обеспечения работы стержней на осевые усилия.

Рис. 2.9. Элементы ферм

1 – верхний пояс; 2 – нижний пояс; 3 – раскосы; 4 - стойки

Фермы имеют разную конструкцию в зависимости от назначения, нагрузок и классифицируются по различным признакам:

по статической схеме – балочные (разрезные, неразрезные, консольные); арочные, рамные, комбинированные (рис. 2.10.);

Рис.2.10. Системы ферм

а – балочная разрезная; б – неразрезная; в,е – консольная; г – арочная; д – рамная; ж - комбинированная

по очертанию поясов – с параллельными поясами, трапециевидные, треугольные, полигональные, сегментные (рис. 2.11.);

по системе решетки – треугольная, раскосная, крестовая, ромбическая и др. (рис.2.12.);

по способу соединения элементов в узлах – сварные, клепанные, болтовые;

Рис. 2.11. Очертания поясов ферм

а – сегментное; б – полигональное; в – трапецеидальное;

г – с параллельными поясами; д-и - треугольное

по величине максимального усилия – легкие – одностенчатые с сечениями из прокатных профилей (усилие N кН) и тяжелые – двухступенчатые с элементами составного сечения ( N > 300кН).

Промежуточными между фермой и балкой являются комбинированные системы, состоящие из балки, подкрепленной снизу шпренгелем или раскосами либо аркой (сверху). Подкрепляющие элементы уменьшают изгибающий

момент в балке и повышают жесткость системы (рис.2.12.ж). Комбинированные системы просты в изготовлении (имеют меньшее число элементов) и рациональны в тяжелых конструкциях, а также в конструкциях с подвижными нагрузками.

Эффективность ферм м комбинированных систем можно повысить, создав в них предварительное напряжение.

В фермах подвижных крановых конструкций и покрытий больших пролетов, где уменьшение веса конструкции дает большой экономический эффект, применяют алюминиевые сплавы.

Nbsp; Рис. 2.12. Системы решетки ферм

а – треугольная; б – треугольная с дополнительными стойками;

в – раскосная с восходящими раскосами; г – раскосная с нисходящими

раскосами; д – шпренгельная; е – крестовая; ж – перекрестная;

и – ромбическая; к - полу раскосная

Вантовый переход

Используется в случае необходимости проведения участка трубопровода на местности со сложным геологическим рельефом (каньоны, овраги) или для преодоления водной преграды, например русла реки.

Как правило, это – висячая конструкция, состоящая из стальных береговых пилонов и стального каната, закрепленного к анкерам.

Кроме того, за вантовыми переходами необходим контроль - натяжка тросов, чтобы не было провисания газопровода. Балочная конструкция исключает необходимость натяжки и постоянного мониторинга.

Рис. 2.13. Вантовый переход

Использование данной конструкции позволит установить переход на два метра выше от существующей отметки, что важно для безопасной эксплуатации газопровода в условиях половодья и снижения нагрузки на конструкции перехода в период ледохода.

ГЛАВА 3: МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Проектом предусмотрена переукладка участка газопровода с изменением высотного положения трубопровода и заменой конструкций вантовых и ферменных переходов на балочный.

На концевых участках величина заглубления составляет не менее 0,8 метров от поверхности земли до верха балластирующего устройства или до верхней образующей трубопровода.

Возвышение низа трубы и пролетных строений составляет не менее 1 метра над уровнем ГВВ 1 %-ной обеспеченности.

Углы поворота трассы в плане и в вертикальной плоскости следует выполнять упругим изгибом и с применением отводов 9° 1 ГО. 9°530.9, 18° 1 ГО.18°530.9 по ТУ 1381-012-05757848-2005 по ГОСТ 24950-81.

3.1. Технологические и конструктивные решения

Ремонтируемый переход магистральный «УКПГ-2 Нижне-Квакчикского ГКМ-АГРС г. Петропавловска-Камчатского» входит в состав линейной части магистрального газопровода, предназначенного для транспортировки природного газа из северных районов полуострова Камчатка в город Петропавловск-Камчатский.

В соответствии со [1] проектом выполнены следующие расчеты:

- расчет толщины стенки газопровода;

- расчет трубопровода на прочность;

- расчет трубопровода на недопустимые пластические деформации;

- расчет на устойчивость положения против всплытия (балластировка трубопровода);

1 30

- определение расчетного температурного перепада.

При проектировании был выполнен также расчет продольного осевого напряжения, возникающего в сечении трубопровода от расчетных нагрузок и воздействий, в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*. Для расчетов применен ряд коэффициентов, а именно:

m - коэффициент условий работы трубопровода m=0,75;

1,34 - коэффициент надежности по материалу принимаем по табл. 9 СНиП 2.05.06-85*;

k_n = 1,1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 СНиП 2.05.06-85*;

k₂= 1,15 - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 10 СНиП 2.05.06-85*;

n = 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*.

Технические характеристики проектируемого трубопровода:

- диаметр и толщина стенки....................... 530х9,0 мм,

- максимальное рабочее давление.............. 65 (6,4) кг/см2 (МПа),

- технические требования на трубу ТУ 1381-012-05757848-2005

- предел прочности..................................... не менее 550 МПа,

- предел текучести....................................... не менее 380 МПа,

- класс прочности........................................ К56

- эквивалент углерода, не более................. 0,43

Выбор труб для газопровода выполнен на основании [6] и подтвержден расчетом, выполненным в соответствии со [1].

Газопровод подвержен эксплуатационным и строительным нагрузкам и воздействиям.

Проектом приняты наиболее продолжительные по времени и неблагоприятные по величине сочетания нагрузок – эксплуатационные нагрузки.

В состав эксплуатационных нагрузок включены:

- внутреннее давление продукта;

- температурные воздействия;

- упругий изгиб газопровода;

- весовые нагрузки.

Расчетные сочетания нагрузок приняты:

- для расчета толщины стенок труб - внутреннее давление продукта;

- для проверки устойчивости газопровода в продольном направлении - внутреннее давление продукта, температурные воздействия, изгибающие моменты.

Сочетание нагрузок для проверки прочности и устойчивости газопровода указаны в графических приложениях данного комплекта.

Реконструируемый подводный переход МГ «УКПГ-2 Нижне-Квакчикского ГКМ-АГРС г. Петропавловска-Камчатского» входит в состав линейной части магистрального газопровода, предназначенного для транспортировки природного газа из северных районов п-ова Камчатка в г. Петропавловск-Камчатский.

В соответствии со [1] проектом выполнены следующие расчеты:

- расчет толщины стенки газопровода;

- расчет трубопровода на прочность;

- расчет трубопровода на недопустимые пластические деформации;

- расчет на устойчивость положения против всплытия (балластировка трубопровода);

- определение расчетного температурного перепада.

Технические характеристики проектируемого трубопровода:

- диаметр и толщина стенки....................... 530х9,0 мм,

- максимальное рабочее давление.............. 65 (6,4) кг/см2 (МПа),

- технические требования на трубу............ ТУ 1381-012-05757848-2005

- предел прочности..................................... не менее 550 МПа,

- предел текучести....................................... не менее 380 МПа,

- класс прочности........................................ К56

- эквивалент углерода, не более................. 0,43

Выбор труб для газопровода выполнен на основании [6] и подтвержден расчетом, выполненным в соответствии со [1].

Газопровод подвержен эксплуатационным и строительным нагрузкам и воздействиям.

В состав эксплуатационных нагрузок включены:

- внутреннее давление продукта;

- температурные воздействия;

- упругий изгиб газопровода;

- весовые нагрузки.

Расчетные сочетания нагрузок приняты:

- для расчета толщины стенок труб - внутреннее давление продукта;

для проверки устойчивости газопровода в продольном направлении - внутреннее давление продукта, температурные воздействия, изгибающие моменты.

3.2. Расчет трубопровода на прочность

Применяемые коэффициенты и значения

k_н=1,1 - коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаемый по табл. 11 [1]

m=0,75- коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 1 [1]

k₁=1,34- коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 9 [1]

k₂=1,15 - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 10 [1]

R^н₁=550 R^н₂=380 -нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, Мпа

Е₀=206000- модуль упругости, Мпа

=0,000012 - коэффициент линейного расширения, град^-1

n=1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13[1]

F=114,96 - площадь поперечного сечения трубы, см²

D_н=53 - наружный диаметр трубы, см

р=6,4 - рабочее (нормативное) давление, МПа;

=60000 - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см

₀=0,3 - коэффициент поперечной деформации в упругой области

t=40 - расчетный температурный перепад, °С

Н=7,02 -расстояние от нижней образующей трубопровода до дневной поверхности грунта, м

q_p1=0,0011458 - расчетный погонный вес трубопровода, МН/м;

q_add=0,016 - расчетный вес транспортируемого продукта и других дополнительных нагрузок, МН/м;

_s.g=0,027 - средний удельный вес частиц грунта, МН/м3

_w=0,00981 - объемный вес воды с учетом растворенных веществ, МН/м3

_f=0,017658 - объемный вес грунта насыпи, МН/м3

_g=0,52 - коэффициент пористости грунта.

h=6,49 - высота слоя грунта от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности грунта, м

h₁=1,69 - толщина слоя воды выше дневной поверхности грунта, м;

h_f=0,5 - высота насыпи, м;

С=0,0007 - удельное сцепление грунта траншеи, Мпа

C_f=0,0007 - удельное сцепление грунта насыпи, МПа;

l_а=1,6- расстояние между анкерными устройствами или грузами, м;

N=0,0044 - усилие в анкерном устройстве или величина пригрузки, определяемой с учетом выталкивающей силы воды, МН;

=36 - угол внутреннего трения грунта (расчетное значение), градусов

а =7 - ширина насыпи по верху, м

a_f=39 - угол между основанием и откосом насыпи, градусов

Расчетные характеристики материалов

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 следует определять по формулам:

(1)

(2)

279,85 МПа

225,3 МПа

где m=0,75 -коэффициент условий работы трубопровода ( принимаемый

по табл. 1 [1])

k₁=1,34 - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 9 [1]

k₂=1,15 - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл. 10 [1]

R^н₁=550, R^н₂=380 -нормативные сопротивления растяжению (сжатию)

металла труб и сварных соединений, МПа

Определение толщины стенки трубы

Расчетную толщину стенки трубопровода , см, следует определять по формуле:

(3)

=0,6503, округляем в большую сторону, принимаем _н=0,7 - номинальная толщина стенки трубопровода, см

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

(4)

=0,8512 0,9 см

где р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_н - наружный диаметр трубы, см;

R₁ - расчетное сопротивления растяжению (сжатию);

₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле (5);

n=1,1 - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13[1].

= -0,5 (5)

₁=0,758

где _пр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

Проверка прочности и устойчивости

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении призводим из условия:

(6)

_пр.N279,9 МПа

где _пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно формуле (9);

₂ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (_пр.N 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (_пр.N< 0) определяемый по формуле (7).

= -0,5 (7)

2=1

где R₁ - обозначение то же, что в формуле (4);

(8)

_кц=259,47 МПа

где n - обозначение то же, что в формуле (3);

р - обозначение то же, что в формуле (3);

D_вн - внутренний диаметр трубы, см;

_н - номинальная толщина стенки трубы, см.

Продольные осевые напряжения _пр.NМПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле (9):

-Еt+ (9)

_пр._N=105 МПа

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям (10) и (11):

(10)

84,89

(11)

^н_кц287,9 МПа

где _нпр - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые согласно формуле (14), МПа;

₃ -коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях ( _нпр 0) принимаемый равным единице, при сжимающих ( _нпр< 0) - определяемый по формуле:

= 0,5 (12)

₃=0,2949

m, k_н - обозначения те же, что в формуле (1);

^н_кц - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

= (13)

_нкц=235,9 МПа

р - обозначение то же, что в формуле (3);

D_вн - обозначение то же, что в формуле (8);

_н - обозначение то же, что в формуле (8).

Максимальные суммарные продольные напряжения ^н_пр , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба нпр, МПа, определяются по формуле (14):

(14)

^н_пр=188,9 МПа

где m, , Е, t - обозначения те же, что в формуле (9);

_нкц - обозначение то же, что в формуле (16);

D_н - обозначение то же, что в формуле (8);

- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия (15):

(15)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое согласно формуле 16;

m - обозначение то же, что в формуле (1);

N_кр - продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. N_кр следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S, Н, определяется по формуле (16):

F(16)

S =283972,7; Н 0,28 МН

где , a, Е, t - обозначения те же, что в формуле (9);

_кц - обозначение то же, что в формуле (8);

F - площадь поперечного сечения трубы, см².

Если поворот оси трубопровода выполняется в горизонтальной плоскости, то критическое продольное усилие N_кр, МН, вычисляют по формуле (17):

= =14,1 (17)

18,228 МН

где N^h_кр - критическое продольное усилие при повороте оси трубопровода в горизонтальной плоскости, МН;

D^н - диаметр трубопровода наружный, м;

к - коэффициент, зависящий от глубины заложения трубопровода (до нижней образующей) и его диаметра и определяемый в соответствии с формулой (24);

L₀ - единичная длина оси трубопровода, равная 1 м;

_h - приведенное суммарное давление на грунт криволинейного участка трубопровода, учитывающее балластировку, закрепление анкерами, а также упругий отпор грунта в горизонтальной плоскости, МПа;

- радиус кривизны оси трубопровода в горизонтальной плоскости при прокладке без компенсации продольных деформаций, м;

- наименьшие за период эксплуатации нормативные касательные напряжения в грунте вдоль оси трубопровода, МПа, определяемые в соответствии с формулой (19).

Если поворот оси трубопровода выполняется в вертикальной плоскости, то критическое продольное усилие N^v_кр, МН, вычисляют по формуле (18):

= =14,1 (18)

=12,092 МН

где N^v_кр - критическое продольное усилие при повороте оси трубопровода в вертикальной плоскости, МН;

D - диаметр трубопровода наружный, м;

L₀ - единичная длина оси трубопровода, равная 1 м;

_v - суммарное давление на грунт криволинейного участка трубопровода в вертикальной плоскости, учитывающее балластировку и закрепление анкерами, МПа;

₀ - расчетный радиус кривизны оси трубопровода в вертикальной плоскости на выпуклых участках при прокладке без компенсации продольных деформаций, м;

Наименьшее за период эксплуатации касательное напряжение в грунте вдоль оси трубопровода вычисляют по формуле:

(19)

0,0565 МПа

0,0769 МПа

где - среднее значение нормального сжимающего напряжения по поверхности сдвига, МПа;

* - объемный вес грунта во взвешенном состоянии, МН/м3, определяемый по формуле (21);

D - диаметр трубопровода наружный, м;

h - высота слоя грунта от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности грунта, м;

^*_f - объемный вес грунта насыпи во взвешенном состоянии, МН/м3, определяемый по формуле (21);

h₁ - толщина слоя воды выше дневной поверхности грунта, м;

_f - объемный вес грунта насыпи, МН/м3;

h_f - высота насыпи, м;

_w - объемный вес воды с учетом растворенных и взвешенных в ней веществ, МН/м3

- угол внутреннего трения грунта (расчетное значение), градусов;

q_p1 - расчетный погонный вес трубопровода, МН/м;

q_add - расчетный вес транспортируемого продукта и других дополнительных нагрузок, МН/м;

N - усилие в анкерном устройстве или величина пригрузки, определяемой с учетом выталкивающей силы воды, МН;

l_а - расстояние между анкерными устройствами или грузами, м;

С - удельное сцепление грунта траншеи, МПа

Объемный вес грунта во взвешенном состоянии *, МН/м3, вычисляют по формуле:

(21)

= =0,011 МН/м³

где _s.g - средний удельный вес частиц грунта, МН/м³;

^*_f - объемный вес грунта насыпи во взвешенном состоянии, МН/м³;

_w - объемный вес воды с учетом растворенных веществ, МН/м³;

_g - коэффициент пористости грунта.

+2Ctg + +

+0,6 +0,6 (22)

0,29

+ + + (23)

0,0772