Реконструкция нефтепровода "Куйбышев-Унеча-1" Верховье-Аксинино (обход г. Орел)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтепровод «Дружба», является частью системы магистральных нефтепроводов, объединенных компанией «Транснефть».

В состав открытого акционерного общества « Магистральные нефтепроводы «Дружба» сегодня входят три управления - Куйбышевское, Мичуринское, Брянское. Всего это - 34 насосных станции, в том числе ЛПДС «Лопатино»,«Клин»,«Никольское», «Унеча» , резервуарные парки которых вмещают 1,5 млн.м3 нефти и состоят из стальных и бетонных резервуаров. Кроме того, в состав акционерного общества входят: специализированное управление по предупреждению аварий (СУПРАВ), служба экологической безопасности, 5 сдаточных пунктов и 4 дочерние предприятия. В оперативном управлении находятся приемосдаточные пункты в Польше (Адамова Застава), Словакии и Чехии ( Будоёвице ), Венгрии (Фенешлитке). Общая протяженность магистральных нефтепроводов диаметрами 720… 1220 мм составляет более 3,7 тыс.км., а ежегодный грузооборот - около 70 млрд. т/км.

Нефтепроводы «Дружба», введенные в эксплуатацию до 1970 года, строились, в основном, без активной защиты от коррозии, а пассивная защита представляла собой битумную изоляцию низкого качества. Кроме того, имеющиеся на пути нефтепроводов пересечения с линиями электропередач и электрофицированными железными дорогами приводят к воздействию на наружную поверхность трубопроводов блуждающих токов, уносящих с неё значительную часть металла.

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1» Верховье-Аксинино (обход г. Орел) 1011-1064 км» согласно «Плану ПИР ОАО МН «Дружба» .Более подробно рассмотрен вопрос строительства перехода нефтепровода через реку Ока.



1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

Обоснование необходимости реконструкции МН.

В соответствии с реализованными в 1964 г. проектными решениями, линейная часть магистрального нефтепровода «Куйбышев-Унеча-Мозырь-1» от НПС «Верховье-1» до НПС «Аксинино-1» (959-1115 км) проходит по территории девяти районов Орловской области.

В связи со сложившейся за последние годы инфраструктурой, протяженный участок (11 км) указанного магистрального нефтепровода проходит непосредственно в селитебной части города Орла и его пригородов.

В нарушение требований Закона РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», СНиП 2.05.06-85 «Магистральные нефтепроводы», Правил охраны магистральных нефтепроводов и Инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов, сторонними организациями, предприятиями, сельскохозяйственными и садоводческими кооперативами города Орла и Орловской области допущены нарушения охранных зон и минимально безопасных расстояний от объектов, зданий и сооружений до магистральных нефтепроводов. Так, в черте города, здания и сооружения автобазы Сталепрокатного завода расположены в 100 метрах от нефтепровода, промбаза № в 80 м от нефтепровода; два жилых дома в черте города (1034 и 1035 км нефтепровода) построены в 185 и 190 м от нефтепровода; в деревне Лунево Орловского района (1030 км) ближайший дом расположен в 110 м; в деревне Булановка Орловского района (1038 км) в 50 м; в Данном массиве на 1041 км (пойма р. Ока) ближайшая дача расположена в 75 м от нефтепровода; жилые дома сталепрокатного завода в селе Малое Булгаково и огороды расположены в 70-80 м от нефтепровода. Согласно СНиП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы» минимальное расстояние от различных строений должно быть не менее 200 метров.

Со стороны ОАО «АК «Транснефть», ОАО «МН «Дружба», Брянского и Мичуринского нефтепроводных управлений ОАО МН, систематически инициировались требования по обеспечению вышеуказанных норм со стороны собственников предприятий, районной и городской администрации, в т.ч. путем неоднократных обращений в адрес органов законодательной, исполнительной власти, государственных надзорных органов на имя Председателя совета федерации ФС РФ - главы администрации орловской области, глав администраций города Орла и Орловского района, прокурора области, руководителей УПО УВД и прочие. Однако, до настоящего времени, никаких действенных мер по организации нормативной застройки с учетом охранных зон и устранения допущенных нарушений СНиП 2.05.06-85* не принято.

Учитывая указанные обстоятельства, в целях повышения надежности эксплуатируемого в городской черте участка нефтепровода, в 2001 г ОАО МН на основании проектных решений ОАО «Гипротрубопровод» проведен капитальный ремонт с заменой 2,8 км трубопровода на участке 1034-1038 км (г. Орел).

Технологический участок «Никольское-Унеча» МН «Куйбышев-Унеча-Мозырь-1» аттестован в 2003 году (свидетельство №4 от 23.12.2009), срок безопасной (гарантированной) эксплуатации при разрешенном рабочем давлении - до сентября 2010 года. Вместе с тем, для гарантированного исключения угрозы жизни и безопасности населения, снижения уровня возможных техногенных и экологических последствий при возникновении чрезвычайных ситуаций, наиболее действенным в сложившихся условиях, является строительство нового участка нефтепровода в обход города Орла. Реализация указанного решения является очень непростой задачей, решить которую, однако, крайне необходимо.

На основании изложенного, для обеспечения нормативных требований по безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода на технологическом участке «Никольское-Унеча», ОАО «МН «Дружба» осуществляет перенос участка МН «Куйбышев-Унеча-Мозырь-1» (Дружба-1) с 1011 по 1054 км в один коридор с действующим МН «Куйбышев-Унеча-2» (Дружба-2), что предусматривает реконструкцию линейной части и строительство ППМН через р.Ока.

подземный нефтепровод демонтируемый строительный

1.1 Характеристика района производства работ

1.1.1 Физико-географическая характеристика района

В административном отношении участок технического перевооружения линейного объекта расположен в центральной части Орловской области.

Проектируемый нефтепровод проходит по Залегощенскому, Мценскому и Орловскому районам Орловской области. Существующий (демонтируемый) нефтепровод проходит по Залегощенскому и Орловскому районам Орловской области (Рис 1.1).

Ближайшие населённые пункты:

- - г. Орел - 5 км на юг;

- - г. Мценск - 24 км на северо-восток;

- - г. Залегощь - 27 км на юго-восток.

Ближайшая ж/д. станция - ст. Стальной Конь.



Рис 1.1 Орловская область на карте

Транспортная сеть в районе изысканий представлена автодорогами с асфальтовым и цементным покрытием общего пользования.

В геоморфологическом отношении трасса приурочена к центральной части Средне-Русской возвышенности. Территория области составляет северную часть Орловско-Курского плато, где отчетливо выделяются два водораздельных возвышенных участка. Первый проходит от города Малоархангельска на север к деревне Алексеевке, затем к северо-востоку к станции Верховье и к деревне Паньково, где расположена максимальная высота в пределах Орловщины 286 метров над уровнем моря. Второй водораздел, разделяющий бассейны рек Оки и Десны, располагается в юго-западной части области и занимает всю территорию Дмитровского, Шаблыкинского и часть Кромского и Урицкого районов. Самая высокая точка его составляет 277 метров над уровнем моря, расположена она недалеко от поселка Сосково.

В области имеется целый ряд небльших междуречных возвышений. Водораздельные междуречные всхолмления составляют основную часть земельных угодий области. В большинстве своем они распаханы и только в западной части покрыты лесами.

Поверхность области отличается большой изрезанностью, имеет густую сеть рек, долины которых местами глубокие и узкие, часто извилистые, с асимметричной крутизной склонов. Долины рек (2-2,5 км) в основном пойменные, слабовыраженные с крутизной склонов 2-5 градусов. Ширина между бровками оврагов 20-120 м, ширина длина 8-20 м. Грунты глинистые и суглинистые. Озер в области нет, есть пруды. Болота расположены в основном на западе области и занимают 1-2 % площади.

Весенние воды, размывая овраги, уносят большое количество песчано-глинистого материала в реки, заваливают их и губят пойменные луга и земли.

Наиболее крупные лесные массивы располагаются по левобережью реки Оки, по водоразделу между реками Дон и Орлик, к ним относятся и Думчинские леса. Встречаются небольшие участки леса состоящие из однородных пород. Например, березовые рощи, сосновые боры. Леса Орловщины в большинстве своем состоят из лиственных пород дуба, осины, березы. Реже встречаются ясень клен, липа, ольха. Из хвойных пород имеются ель, сосна.

Большая часть территории Орловской области принадлежит к степной зоне. Река Ока является условной границей между степной и лесной зонами. Степи можно отнести к разнотравным северным луговым. Они отличаются сплошным густым травостоем и богатством видового состава, содержат до 30 видов растений на 1 метр квадратный. Распространенными видами, характерными для разнотравных северных луговых степей, является ковыль, василек русский, осока низкая, пырей, шалфей поникший и др.

Растительность представлена смешанными сосново-березовыми посадками. Травянистый покров представлен преимущественно луговыми злаками и разнотравием.



1.1.2 Климатическая характеристика района работ

Температура воздуха

Среднегодовая температура наружного воздуха составляет	+ 5.0 С
Абсолютная минимальная температура	- 44 С
Абсолютная максимальная температура	+ 41 С
Средняя температура наиболее холодного месяца ( января)	-15.1 С
Средняя максимальная температура наиболее жаркого месяца (июля)	+28.3 0С
Среднегодовое количество осадков	429 мм
Максимальная скорость ветра	25 м/с
Роза ветров :	%
С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ	Штиль
6.4	8.3	16.3	8.7	7.9	16.3	23.9	12.2	13.7

Площадка строительства согласно СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» относится к климатическому району II B, который характеризуется умеренно-холодной зимой и умеренно-тёплым летом.

Безморозный период длится 120 дней. Максимальная глубина промерзания почвы 10% обеспеченности 129см, 2% обеспеченности - 185см.

По обеспечению атмосферными осадками рассматриваемый район относится к зоне с умеренным увлажнением.

Зимний сезон с отрицательными среднесуточными температурами насчитывает 150... 160, летний (со среднесуточными температурами не менее 15°С) - 100... 110 дней. Нарастание тепла весной происходит интенсивно. Продолжительность весны, которая характеризуется среднесуточными температурами воздуха от 0 до 15 °С, составляет обычно 45...50 дней. Переход средней суточной температуры воздуха через 0 °С весной происходит в среднем в первых числах апреля (3 - 7 апреля). Максимальные температуры в последних числах апреля могут достигать 23...30°С, в мае - 32...34°С.

Средняя температура июля (самого теплого месяца) составляет 20,1°С, максимальная температура может достигать 41°С. Продолжительность периода со среднесуточными температурами выше 0°С равна 206 - 211 дней.

Средняя продолжительность безморозного периода составляет 115 - 145 дней. Первый заморозок наблюдается в последних числах сентября. Переход среднесуточной температуры через 0 °С осенью происходит 27 октября - 3 ноября. Устойчивая морозная погода устанавливается с середины ноября и сохраняется до конца второй декады марта, продолжительность морозного периода составляет в среднем 120... 125 дней.

Влажность воздуха

Абсолютная влажность воздуха имеет годовой ход, соответствующий годовому ходу температуры воздуха.

Наибольшие значения абсолютной влажности воздуха наблюдаются летом (июль), наименьшие - в зимний период (январь).

Среднемесячные и средние за год значения упругости водяного пара и влажности воздуха представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Характеристики влажности воздуха (м/ст.)

	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Год
упругость водяного пара, мб	2,4	2,7	3,8	6,8	9,5	12,6	14,7	13,5	9,7	6,7	4,7	3,3	7,5
относит. влажность воздуха, %	83	82	83	69	56	55	57	58	63	74	83	85	71

Относительная влажность воздуха достигает наибольших значений 82-85% в холодное время года, наименьших - 55-74% в теплый период.

Осадки.

Атмосферные осадки данного района определяются, главным образом, циклонической деятельностью. Годовое количество осадков составляет в среднем 437 мм, на долю теплого периода приходится 251 мм (78,4% годовой суммы), см таблицу 2.4. Максимальное суточное количество осадков 54 мм зарегистрировано 10 августа 1941 г. Месячное и годовое количество осадков представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Месячное и годовое количество осадков (мм) с поправками на смачивание

I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XI-III	IV-X	Год
39	32	33	28	35	41	36	37	35	39	43	39	186	251	437

Средняя продолжительность осадков летом меньше, чем в холодный период, несмотря на то, что в это время выпадает максимальное количество осадков. Это объясняется большим влагосодержанием атмосферы в теплый период и преобладанием осадков ливневого типа (2-4 мм/мин).. Характерны длительные засушливые сезоны, закономерность повторяемости которых не установлена, но наиболее часто засухи наблюдались через 2 года на третий.

Снежный покров.

В большинстве случаев даты выпадения первого снега очень близки к осенней дате перехода температуры через 0єС. Если же осень продолжительная и теплая, то первый снежный покров может появиться лишь в последних числах ноября - начале декабря. Разрушение снежного покрова и сход его протекает в более сжатые сроки, чем его образование.

С образованием снежного покрова высота его постепенно увеличивается. К началу декабря она повсеместно составляет 4-6 см. Наиболее интенсивный рост высоты снежного покрова идет от декабря к середине января, когда создаются основные запасы снега. Своей максимальной величины высота снежного покрова достигает в первой декаде марта (см. таблицу 1.3).

Таблица 1.3 Высота снежного покрова (м/ст.), см

X	XI	XII	I	II	III	IV	Наибольшие за зиму
1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	средн.	макс.	мин.
средняя декадная по постоянной рейке в открытом месте
?	?	?	?	?	3	4	6	10	12	15	17	18	19	21	21	20	14	5	?	?	26	47	8
по снегосъёмкам на последний день декады в поле
?	?	?	?	?	4	5	7	11	14	18	21	21	22	22	23	22	12	?	?	?	28	51	10

Промерзание почвы.

Устойчивое промерзание почвы на пахотный слой (20-30 см) происходит к декабрю. Полное оттаивание почвы наблюдается в среднем 15-20 апреля. Средняя многолетняя продолжительность периода устойчивого промерзания почвы на глубину 0,8 м (м/ст. п. Урбах) - 74,4 дня. Данные наблюдений промерзания почвы указаны в таблицах 1.4,1.5,1.6.

Нормативная глубина промерзания для суглинистых грунтов данной территории составляет 145 см; песчаных средних, крупных и гравелистых - 189 см; мелких, пылеватых - 177 см.

Таблица 1.4 Глубина промерзания почвы (м/ст), см

XI	XII	I	II	III	Из максимальных за зиму
					средняя	Наибольшая	наименьшая
19	44	58	63	61	65	86	42

Таблица 1.5 Средние месячные и годовая температуры почвы (до 0,3 м чернозем супесчаный, подпочва - песок, глубже - желтая глина) на разных глубинах (м/ст), °C

Глубина, м	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Год
0,4	-2,8	-3,6	-2,0	4,0	12,6	17,5	21,4	21,1	16,3	9,2	3,8	-0,7	8,1
0,8	-0,4	-1,5	-0,9	3,0	10,1	14,6	18,2	19,1	16,5	11,5	6,5	2,2	8,2
1,6	3,6	2,2	1,6	2,6	6,8	10,5	13,7	15,6	15,3	12,9	9,7	6,0	8,4

Таблица 1.6 Температура на поверхности почвы (м/ст. ),°C

	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Год
Средняя мес.	-12	-12	-6	7	19	26	28	24	16	6	-2	-9	7
Средняя максим.	-8	-6	2	18	38	46	47	43	32	16	4	-5	19
Средняя миним.	-18	-18	-12	-1	7	12	15	13	6	-0,4	-7	-13	-2
Абсол. максим.	7	9	24	50	54	62	63	61	54	35	24	7	63
Абсол. миним.	-44	-42	-33	-20	-10	-2	4	0,2	-6	-18	-36	-39	-44



1.1.2 Геологическое строение и гидрогеологическая характеристика

Геологическое строение.

В геологическом строении трассы, до глубины 10,0 м, принимают участие отложения четвертичного (Q) мелового (К), юрского (J) и девонского возраста,перекрытые сверху техногенными грунтами (tQIV).

Сводный геолого-литологический разрез следующий (сверху - вниз):

1. Насыпной грунт (tQIV) представлен асфальтом, щебнем песчано-гравийной смесью, маловлажной, желтовато-коричневого цвета. Насыпной грунт вскрыт на пересечении авто и железных дорог. Давность отсыпки, возведенной с уплотнением,более 20 лет, можно считать насыпные грунты прошли процессы консолидации и самоуплотнения. Состав насыпного грунта: асфальт, мощностью от 0,2 до 0,3 см (автодороги); щебенистый грунт размером от 3 до 70мм составляет до 80% (сложены основания железных и автомобильных дорог); пески гравелистые от 0,3 до 0,9% размером частиц 2-1 мм, песка крупного от 0,6 до 1,0 %, размером 1-0.5мм, средней крупности от 22,1 до 26,2% размером 0,5-0,25мм, мелкого от 55,5 до 59,6% размером 0,25-0,01мм, пылеватого от 15,6 до 20,0% размером < 0,01.

2. Почвенно-растительный слой (hQiv) мощностью от 0,2 до 1,6 м. Вскрыт почти повсеместно.

3. Глина (аQ) темно-серая, темно-синяя до черной от мягкопластичной до тугопластичная с примесью растительных остатков, мощностью от 2,5 до 6 м. Вскрыта на переходах в сухих логах оврагов.

4. Песок (aQ) серый мелкий насыщенный водой. Залегает на переходах через ручьи и речки.

5. Песок (dQ) желтовато-коричневого и серого цвета, мелкий, маловлажный, средкими включениями гальки. По трассе имеет локальное распространение. Состав: пески гравелистые от 5 до 9,1% размером частиц 2-1 мм, песка крупного от 2,1 до 4,0%, размером 1-0.5 мм, средней крупности от 22,6 до 33,3% размером 0,5-0,25мм,мелкого от 40 до 60,6% размером 0,25-0,01мм, пылеватого от 5,7 до 18,8% размером <0,01.Мощность слоя 0,9 -3,4м.

6. Суглинки и глины (dQ) желтовато-коричневые от мягкопластичных до твердых от легких до тяжелых песчанистых. На трассе имеют повсеместное распространение. Мощность слоя до 4.8м.

7. Глина пестроцветная от ярко-желтой до темно-серой маловлажная плотная, твердая, вскрыта на склонах ложбин и водоразделов, вскрытая мощность от 0,2 до 8,9м.

8. Песчаник серый пониженной прочности трещиноватый, вскрыт виде отдельных тонких прослоев и обломков, мощность до 0,3м. Вскрыт одной скважиной №11, вскрытая мощность 3,3м.

9. Глина темно-серая с металлическим блеском маловлажная листовая полутвердая до твердой. По трассе имеет локальное распространение на бровках. Вскрытая мощность слоя до 8,2 м.

10. Известняки желтовато-серые разрушенные до состояния щебня, дресвы с песком крупным. Прослоями залегает в виде плит трещиноватых пониженной прочности. Вскрытая мощность слоя 8.7м.

Гидрологическая характеристика.

Гидрогеологические условия сложные. В пределах разведанной глубины 10 м трасса характеризуется двумя водоносными горизонтами:

- водоносный горизонт четвертичных отложений;

- водоносный горизонт в юрских отложениях.

По существующему нефтепроводу водовмещающими породами четвертичных отложений являются пески, суглинки и глины с прослойками песка и трещинно-пластовые воды меловых отложений. Водоносные горизонты связаны между собой. Подземные воды в период изысканий (июль 2010 г.) вскрыты не повсеместно. Воды безнапорные, местные напоры не превышают 1,3 м. Установившийся уровень подземных вод (УУВ) зафиксирован на глубине 1,3-4,5м.Питание водоносного горизонта, в основном, происходит за счет инфильтрации и атмосферных осадков и в паводковых период за счет гидравлической связи с поверхностными водами.

Разгрузка в р. Оку, Оптуху, Мезенку и местную эрозионную сеть - в пониженные участки по уклону рельефа (лога и овраги). В лога подземные воды выходят в виде нисходящих родников (по опросу местных жителей). По данным рекогносцировочного обследования (июль 2010 г.) родников в пойме логов не обнаружено, должно быть на это повлиял засушливый сухой период года, температура воздуха превышала +400 С. Подземные воды по химическому составу гидрокарбонатные кальциевые с минерализацией 0,4-0,6 г/л общей жесткостью 5,7-7,1 мг-экв/л. Степень агрессивного воздействия подземных вод [СНиП 2.03.11-85] средняя.

По проектируемому нефтепроводу водовмещающими породами четвертичных отложений являются пески и суглинки. Водоносные горизонты связаны между собой. Подземные воды в период изысканий (июль 2010 г.) вскрыты не повсеместно. Воды безнапорные, местные напоры не превышают 1,3 м. Установившийся уровень подземных вод (УУВ) зафиксирован на глубинах 0,0-4,9 м.Питание водоносного горизонта, в основном, происходит за счет инфильтрации атмосферных осадков и в паводковых период за счет гидравлической связи с поверхностными водами. Разгрузка в р. Оку, Моховицу, Неполодь, Цветынь, Щучка, и местную эрозионную сеть - в пониженные участки по уклону рельефа (лога и овраги). В лога подземные воды выходят в виде нисходящих родников (по опросу местных жителей). По данным рекогносцировочного обследования (июль 2010 г.) родников впойме логов не обнаружено, должно быть на это повлиял засушливый сухой период года, температура воздуха превышала +400 С. На дне логов высокая густая сочная растительность.

Подземные воды по химическому составу гидрокарбонатные кальциевые с минерализацией 0,2-0,8 г/л.

Грунты, описанные выше, являются наиболее распространенными для средней полосы. Такие грунты среднеактивны в своем химическом составе. По отношению к металлу трубы среда среднеагрессивная, по коррозионному признаку активная.

1.2 Характеристика бассейна реки Ока

Основным водным объектом на территории области, где ведутся режимные наблюдения, является р. Ока со своими притоками. Площадь водосбора реки в пределах области составляет 16450 км2,среднемноголетний объем годового стока 2910 млн. м3.

Река Ока протекает по Европейской части России и является крупнейшим из правых притоков реки Волги. Общая длина реки 1498,6 км. Площадь бассейна 245 тыс. кмІ.

Река берёт начало из родника в селе Александровка Глазуновского района Орловской области, проходит по Среднерусской возвышенности, в верховьях имеет глубоко врезанную, преимущественно узкую речную долину с значительными уклонами. Сначала течёт в северном направлении и в Орле сливается с Орликом. Крупнейшие притоки Оки: Орлик, Зуша, Упа, Жиздра, Угра, Протва, Москва, Проня, Пара, Пра, Гусь, Мокша, Клязьма, Беспута. Максимальная ширина поймы -- в среднем течении, в месте впадения Пры, около 2.5 км.Трасса проектируемого трубопровода пересекает р.Ока вблизи г.Орла, на ПК 226+23,30.Площадь водосбора до расчетного створа - 4 900 км2. Длина водотока от истока до створа перехода - 139,4 км. Средний уклон реки на участке - 0,057 ‰. Долина реки корытообразная, прямая. Склоны изрезаны оврагами. Пойма двухсторонняя, асимметричная, луговая. В месте перехода шириной до 900 м. Берега пологие, поросшие кустарником. Русло прямое, в месте перехода шириной до 40 м. Дно русла песчано-илистое. На период полевого обследования максимальная глубина в створе перехода составила 1,34 м, ширина - 39,0 м.

В 2001 году участок реки выше г.Орла соответствовал II классу (чистая), участок ниже г.Орла - III класс (умеренно -загрязненная). В 2012 году весь участок реки Орловского района признан III класса (умеренно -загрязненный).

По данным государственной статистической отчетности 2-тп (водхоз) общий водозабор составил 147,30 млн. м3 и снизился по сравнению с прошлым годом на 1,6%. Из общего объема водозабор пресных подземных вод составил 104,43 млн. м3,поверхностных - 42.87 млн. м3.

Как вывод, можно сказать о том, что характеристики бассейна реки позволяют выполнить строительство перехода траншейным (открытым ) способом, при соблюдении необходимых требований по укреплению берегов.

1.3 Характеристика объекта реконструкции

Участок реконструкции магистрального нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1» проходит в с юго-востока на северо-запад от стыковки с МН «Дружба-2». Существующий (демонтируемый) участок нефтепровода проложен в одном техническом коридоре с магистральным продуктопроводом «Самара-Брянск», кабелем ВОЛС, кабелем КЛС и вдольтрассовой ЛЭП 6 кВ. Прокладываемый участок магистрального нефтепровода протяженностью в 58,41 кмбудет проходить в одном техническом коридоре с магистральным нефтепровод «Дружба-2».

Точки подключения участка магистрального нефтепровода :

№1 (1011 км + 77 м) - существующая секция №381440 МН «Дружба-1»;

№2 (1064 км + 586 м) - существующая секция №28440 МН «Дружба-1».

1.3.1 Характеристика существующего трубопровода

Основные характеристики существующего (демонтируемого) магистрального нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1» до технического перевооружения:

- - год ввода в эксплуатацию - 1964 г.;

- - категория участка нефтепровода - В;

- - диаметр нитки - 1020 мм;

- - пропускная способность участка - 47,5 млн. т/г.;

- - проектное давление - 6,0 МПа;

- - класс прочности - К52;

- - марка стали - импорт (МАННЕСМАНН, 17ГС, 14ГН);

- - фактическая толщина стенки по ВИП - 10,5…14,6 мм;

- температура стенки нефтепровода - от плюс 12 оС до плюс 30 єС;

- - предел текучести - 40 кг/мм2;

- - предел прочности - 62 кг/мм2;

- - тип трубы - прямошовная;

- - тип изоляции - пленочная;

- - температура нефти - от плюс 12 оС до плюс 30 оС;

- - вязкость нефти - 15…20 сСт;

- - плотность нефти - 863…866 кг/м3.

1.3.2 Характеристика проектируемого участка трубопровода

Основные характеристики проектируемого участка магистрального нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1»:

- - предполагаемый ввод в эксплуатацию - 31.10.2011 г.;

- - категория участка нефтепровода - В (СНиП 2.05.06-85*);

- - диаметр нитки - 1020 мм;

- - проектное давление - 6,0 МПа;

- - класс прочности - К52;

- - проектная толщина стенки - 18,0 мм (для В категории);

- тип трубы - электросварная, прямошовная первого уровня качества по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-013-1-04;

Монтируемый участок нефтепровода проходит параллельно существующему нефтепроводу «Куйбышев-Унеча-2» DN 1200 через НПС «Новоселово».

Мероприятия по реконструкции участка нефтепровода позволят увеличить его надежность и безотказность. К тому же строительство ППМН позволит решить многие проблемы экологического мониторинга и даст возможность беспрепятственного проведения ремонта в дальнейшем.

1.4 Основные проектные решения

Для проектируемого участка трубопровода приняты трубы электросварные прямошовные диаметром 1020 мм, первого уровня качества по ОТТ-08.00-60.30.00-КТН-013-1-04, из стали с классом прочности К52. Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву основного металла труб не должно превышать 0,9.

Значение эквивалента углерода и параметра стойкости против растрескивания, характеризующих свариваемость стали, не должны превышать соответственно 0,43 и 0,24.

Укладка проектируемого участка нефтепровода на всем протяжении предусматривается подземная, в основном по рельефу местности. Учитывая повышенные требования к экологической безопасности и прохождение трассы проектируемого участка в техническом коридоре действующих коммуникаций, проектируемый нефтепровод на всем протяжении отнесен к категориям I и В по СНиП 2.05.06-85* (таблица 2.3).

Криволинейные очертания трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях трубопровода DN 1000 достигаются:

укладкой трубопровода в спрофилированную траншею по кривым естественного изгиба в пределах упругой деформации Rmin = 1000 м - для I категории участка нефтепровода и Rmin = 1500 м - для категории В;

применением отводов холодного гнутья R = 40 м, согласно ОТТ-23.040.01-КТН-131-09;

применением отводов R = 5DN заводского изготовления (с помощью индукционного нагрева) по ОТТ-23.040.00-КТН-190-10 для углов поворота свыше 3о.

Переходы через автодороги и железную дорогу выполняются в защитном футляре из труб диаметром 1220 мм с толщиной стенки 16 мм.

При прокладке нефтепровода через автомобильные дороги III, IV, V категорий концы футляра выведены на расстояние 5 м от бровки земляного полотна.Угол пересечения нефтепровода с автодорогами предусмотрен равным 90°.

Пересечение проектируемым участком нефтепровода реки Ока согласно пункту 7.5.1 РД-23.040.00-КТН-110-07 относится к переходам магистральных переходов через водные преграды и по табл. 3* п. 2.5 СНиП 2.05.06-85* к категории В.

Прокладку участка нефтепровода на участке ППМН через р. Ока следует выполнить траншейным способом. Разработку подводной траншеи производить канатно-скреперной установкой, позволяющей отрывать подводные траншеи достаточной глубины при любых глубинах водоемов в не скальных грунтах.

В качестве альтернативного варианта принят вариант разработки подводной траншеи двумя экскаваторами - драглайн, установленными на противопожарных берегах реки.



2. ТХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Механический расчет нефтепровода

2.1.1 Расчетные характеристики материала

Подбор материального исполнения трубопроводов выполнен согласно категории трубопровода, коррозионной активности, рабочего давления, температуры рабочей среды, климатических условий, а также выпускаемому заводами сортаменту труб.

Расчёт толщины стенки выполнен в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06_85* «Магистральные трубопроводы». Толщина стенки трубопровода определяется из условия восприятия внутреннего давления и температурного перепада.

Данный нефтепровод относится к I классу в зависимости от диаметра трубопровода; к III категории в зависимости от назначения и прокладки трубопровода; категория участков трубопровода В, I (СНиП III-45_80*).

В данном проекте, для принятой схемы прокладки трубопровода проведен поверочный расчёт подземного трубопровода на прочность.

Параметры трубопровода, представлены в таблице 2.1.

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и принимаем равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, указанных в государственных стандартах и технических условиях на трубы.

Таблица 2.1 Параметры трубопровода

Диаметр, толщина стенки, мм	Марка стали	Gвр, МПа	Gтек, МПа	Гр. проч.	Рабочее давление Р, МПа
1020х18	17ГС	520	360	К52	6,0

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

МПа; МПа.

где mу - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 1 пункта 2.3 СНиП2.05.06-85*, m = 0,60;

k1, k2- коэффициенты надежности по материалу; принимаемые соответственно по табл. 9 и 10 пункта 8.3 СНиП2.05.06-85*; для прямошовных, сваренных из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами труб k1 = 1,47 ; прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой и низколегированной стали с отношением R2Н/ R1Н?0,8 , k2 = 1,15;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 пункта 8.3 СНиП2.05.06-85*:

- для нефтепродуктопроводов диаметром 1020 мм и менее принято kн = 1,0;

R1Н- минимальное значение временного сопротивления, МПа (см. по таблице 2.2);

R2Н - минимальное значение предела текучести, МПа (см. по таблице 2.2).

2.1.2 Определение толщины стенки нефтепровода

Расчетную толщину стенки трубопровода , определим по формуле:

мм



где n - коэффициент надёжности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе. Согласно таблице 13 СНиП 2.05.06_85* принимаем n = 1,1;

Р - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа;

Dн - наружный диаметр трубопровода, мм.

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

,

где - коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле (14) СНиП 2.05.06_85*.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяем по формуле (14) СНиП 2.05.06_85*:

где - продольное осевое сжимающее напряжение, определяемое от расчётных нагрузок и воздействий в зависимости от принятых проектных решений, МПа.

Продольные осевые напряжения пр.N МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий (температура и давление) 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:

где: - коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1, = 0,000012 °С-1 ((п. 8.4. СНиП 2.05.06_85*);

= 206000 МПа - модуль упругости (модуль Юнга), (п. 8.4. СНиП 2.05.06_85*);

?t - расчетный температурный перепад, єС;

м - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), м= 0,3 ;

н - номинальная толщина стенки трубы, см.

Абсолютное значение максимального положительного t(+) или отрицательного t(-) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления определяются для рассматриваемого частного случая соответственно по формулам:

где: tI=-10єС и tVI=+20єС средние значения температуры наружного воздуха января и июля для района прокладки трубопровода, принимаемые по СНиП 23-01-99 «Строительная климатология».

Отклонения средней температуры наиболее теплых и холодных суток от значений t1 и t соответственно:

Д1= 15 єС; Д = 6 єС.



В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение Дtх = 40 ?С.

Тогда:

Толщина стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений будет равна:

.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляем до ближайшего большего значения, предусмотренного сортаментом Волжского труболитейного завода . Таким образом, толщина стенки труб из стали 17ГС К52 равна 18 мм.

2.1.3 Проверка прочности и деформаций подземного нефтепровода

Проверку на прочность подземного трубопровода в продольном направлении произведем из условия:

где: пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25 СНиП 2-05-06*;

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:

,

где: кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

тогда:

где: н - номинальная толщина стенки трубы, м.

Условие выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:



,

где -максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих продольных напряжениях (? 0) = 1, при сжимающих (< 0) определяется по формуле (31) СНиП 2.05.06_85*;

-кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле (32) СНиП 2.05.06_85*:

.

Максимальные суммарные продольные напряжения , 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.

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 , МПа, определяются по формулам:

для положительного перепада температур:



для отрицательного температурного перепада:

где: с - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м. Принимаем по СНиП III-42-80 (с изменениями 1983, 1987, 1997).

Максимальное по абсолютной величине значение суммарных продольных напряжений равно -151,03 МПа. Знак «минус» этого результата указывает на

то, что они будут сжимающими, следовательно:

Проверяем условия:

Условие выполняется.



Условия выполняются.

2.1.4 Проверка общей устойчивости подземного нефтепровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы произведем из условия:

,

где: S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;

Nкр - продольное критическое усилие (Н), при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. Nкр 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 определяем 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 фактическое эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S, Н, определяется по формуле:

где F - площадь поперечного сечения металла трубы:

Осевой момент инерции поперечного сечения трубы:

Нагрузка от собственного веса 1м металла трубы:

где nсв - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса при расчете на продольную устойчивость положения равный 0,95;

гм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали 78500 Н/м3;

Нагрузку от веса изоляции принимаем равной 10% от собственного веса 1м металла трубы q=422,341 Н/м. Нормативный вес транспортируемой нефти в 1 м трубопровода вычислим по формуле (8) СНиП 2.05.06-85*:

Н/м,

где: Dвн - внутренний диаметр трубы,

То есть нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с транспортируемой нефтью:

Н/м.

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом:

где nгр- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;

ггр- удельный вес суглинистого грунта 23000 Н/м3;

h0 - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта 1,0 м;

цгр=360 - угол внутреннего трения песка средней крупности.

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:



,

где: Сгр - коэффициент сцепления грунта, 2,0 кПа;

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим:

Следовательно по условию:

,

,

.

Условие выполняется.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае упругой связи с грунтом находим по формуле:



,

где: k0 - коэффициент постели грунта при сжатии, для глины тугопластичной 20 МН/м3;

Следовательно:

,

,

.

Условие выполняется.

Вывод:

Общая устойчивость прямолинейных участков трубопровода в заданных условиях обеспечивается. Расчетная толщина стенки 18 мм по прочностным характеристикам удовлетворяет условиям эксплуатации.

2.2 Гидравлический расчет участка нефтепровода

Исходные данные

1. Протяженность трубопровода L = 53000 м;

2. Разность геодезических отметок ДЖ = - 35 м;

3. Планируемый годовой объем перекачки нефти Gm= 47,5 млн т/год;

4. Физические свойства перекачиваемого продукта при расчетной температуре:

0 С = 863 кг/м3 ;

0 С = 25 сСт ;

5. Начальное давление в трубопроводе Рн =6,0 МПа;

6. Необходимый остаточный напор на конечном пункте трубопровода hкп = 45 м;

7. Расчётная температура перекачиваемой нефти tp = 8 С0.

Целью поверочного гидравлического расчёта является подтверждение диаметра нефтепровода, а также определение потребного количества насосных станций, количества работающих насосов и величину обточки колёс или лупинга при заданной годовой производительности участка.

Расчетная пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

м3/час или м3/с ,

где Gт - заданный массовый годовой план перекачки, кг;

ср - расчетная плотность продукта, кг/м3;

Ч - заданное время работы трубопровода в году, ч.

м3/час,

м3/с.

Внутренний диаметр трубопровода:

D = Dн - 2д = 1020-2*18=984 мм.

Площадь поперечного сечения трубопровода:



Скорость течения нефти в трубопроводе:

Параметр Re (число Рейнольдса):

Как известно, различают два режима - ламинарный и турбулентный, а последний, в свою очередь, делится на 3 зоны:

1. зона гидравлически гладких труб;

2. зона смешанного трения;

3. зона квадратичного трения.

Переход из режима в режим и из зоны в зону определяется значениями критических (переходных) чисел Рейнольдса, зависящих для данного диаметра (D) трубопровода, данной вязкости (нр) продукта и от скорости перекачки W.

При турбулентном режиме течения в зоне гидравлически гладкого трения число Рейнольдса должно быть в диапазоне:

2320 Re ,

где относительная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб;

Кэ - эквивалентная шероховатость труб, для стальных сварных труб с незначительной коррозией принято Кэ = 0,15 мм.

2320 Re ,

2320 90528

- условие не выполняется

Рассмотрим турбулентный режим течения в зоне смешанного трения

2320 Re , 2320 104950

- условие выполняется

Коэффициент гидравлического сопротивления при этом режиме определяется по формуле Альтшулля:

Определим гидравлический уклон по формуле:

,м/м

Общий напор в трубопроводе вычислим по формуле:

Н = (Z2 - Z1) + () + iL, м,

hкп - остаточный напор на конечном пункте трубопровода, равный 45 м.

Потери напора на данном участке вычислим по формуле:

hпот= iМL

hпот = 0,0052·53·103 = 265,2 м;

Общий суммарный напор в трубопроводе можно выразить по формуле:

Н=Z + () + 1,02 hпот, м ,

где 1,02 - коэффициент, учитывающий потери напора в местных сопротивлениях линейной части трубопровода.

Общий суммарный напор в трубопроводе должен быть:

Н = -35+45 + (1,02 265) = 276 м,

Основные магистральные насосы выбираем по расчетной пропускной способности Qч р= 6283,2 м3/ч: магистральные насосы НМ 10 000-210;

При расчетной подаче напор, развиваемый магистральными насосами, равны: hм = 2*210 = 420 м

Вследствие того, что НПС «Новоселово» является промежуточной станцией, на которую нефть поступает с напором 30 м, подпорный насос использовать не будем и при дальнейших расчётах данную величину напора будем использовать, как величину hпод.

Рабочее давление, развиваемое перекачивающей станцией при последовательном соединении магистральных насосов, определим по формуле:



Р = ср gmpм hм 10-6? {Р} , МПа ,

где hм, - соответственно напор, м, развиваемый магистральными и подпорным насосами при расчетной подаче Qчр и определяемый по рабочим характеристикам насосов;

mрм - число последовательно работающих магистральных насосов - 2;

mрп - число последовательно работающих подпорных насосов - 0

Тогда:

Р = 863 9,81 2 210 10-6 = 3,5 < 6,0 МПа

- условие выполняется.

Расчетный напор, развиваемый основными агрегатами перекачивающей станции:

+ hпод,

mp - число работающих насосных агрегатов одновременно.

hm - напор одного магистрального насоса, м , который определим по формуле:

hm = H0 - b * Qрч2

Для насоса НМ 10 000 -210 с диаметром колеса 480 мм:

H0 = 279,9;

b*106 = 0,85

Тогда:

hm = 279,9 - 0,85*10-6*62832 = 184,9 м.

Hст = 2*184,9 + 30 = 399,8 м

Баланс напоров представим уравнением:



Nэ * hп + nр * Hст = Z + Nэ * + 1,02*i*L

1*0 + 1*399,8 = -39 + 331,5 + 1*45

399,8 = 398 + hдр,

где hдр - дросселирование, равное 1,8 м.

Вывод:

Выбранные насосы для перекачки нефти обеспечивают необходимый годовой оббьем перекачки при диаметре трубопровода 1020 мм.



3. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные технические решения

Все работы должны производиться согласно проекта производства работ, технологических карт и в соответствии со СНиП 12-03-2001, СНиП 12-04-2002, СНиП 12-01-2004. Работы предусмотрено выполнять в 2 этапа:

1 этап - монтаж запроектированного участка нефтепровода диаметром 1020 мм с подключением (врезкой) в существующий нефтепровод «Куйбышев-Унеча-1» в соответствии с ТЗ-23.040.01-МНД-196-10;

2 этап - демонтаж отключенной нитки нефтепровода.

Работы по техническому перевооружению магистрального нефтепровода «Куйбышев-Унеча-1» осуществляются без остановки перекачки нефти. Выполнение работ по врезке проектируемого участка нефтепровода в существующий предусматривается во время плановой остановки перекачки нефтепродуктов.

Основные виды работ при строительстве нефтепровода:

расчистка и планировка строительной полосы;

сооружение вдольтрассового проезда;

развозка секций труб, материалов и оборудования вдоль трассы;

сварочно-монтажные работы на трассе, нанесение антикоррозионного покрытия на стыки труб;

разработка и подготовка траншеи;

укладка трубопровода в проектное положение с последующей засыпкой;

сооружение переходов трубопровода через водную преграду траншейным методом;

очистка полости и испытание участков трубопровода;

сооружение подъездных автодорог;

монтаж линий электропередач;

сооружение объектов инфраструктуры.

3.2 Расчистка от мелколесья и планировка строительной полосы

Работы по расчистке строительной полосы следует выполнять после разметки и выноски пикетов за ее пределы и получения от Заказчика разрешения на право производство работ (наряда-допуска и т. д.).

Для очистки территории строительства от мелколесья применяется корчеватель-собиратель КБ-100 или бульдозер. Расчистку полосы строительства от кустарника осуществляют с сохранением корневой системы за исключением зоны расположения траншеи под трубопровод.

Корчевка пней на сухих участках трассы должна производиться по всей ширине полосы отвода, а на пойменных участках -- только на полосе будущей траншеи трубопровода и кабеля. На остальной части полосы отвода деревья необходимо спиливать на уровне земли.

После расчистки строительной полосы от мелколесья для обеспечения беспрепятственного передвижения и работы строительной техники необходимо выполнять планировку трассы (выравнивание микрорельефа, поперечных и продольных уклонов, подсыпку низинных мест и т. д.).

Планировку строительной полосы следует выполнять в основном путем засыпки неровностей привозным грунтом, не допуская срезки и нарушения верхнего плодородного слоя.

3.3 Строительство технологического проезда и временных дорог

Технологические проезды для прохода строительной техники и временные дороги в пределах строительной полосы совмещены.

Временные дороги для проезда строительных и транспортных машин следует устраивать однополосными с уширением в местах разворотов, поворотов и разъездов (со стороны трубопровода, противоположной трассе кабельной линии связи). Разъезды устраиваются на расстоянии прямой видимости, но не более чем через 600 м.

В соответствии с условиями строительства и рекомендациями п.13 СП 34-116-97, приняты следующие конструкции технологического проезда:

- лежневые;

- дерево-грунтовые.

Лежневые и дерево-грунтовые дороги устраивают в качестве технологических проездов вдоль трассы трубопровода для прохода строительно-монтажных колонн на пойменных участках.

Лежневые дороги устраивают в виде сплошного бревенчатого настила шириной 4, 6 и 8 м в зависимости от давления, оказываемого используемой техникой.

Дерево-грунтовую дорожную одежду устраивают в виде сплошного настила, из бревен диаметром 25-30 см, засыпаемого сверху грунтовой смесью.

По краям проезжей части покрытия укладывают скрепляющие прижимные бревна диаметром 18-25 см, между которыми отсыпают слой торфа толщиной 5-10 м и грунтовую смесь покрытия толщиной не менее 20-30 см.

На пойменных участках с рыхлым водонасыщенным грунтом в основании дорожной одежды устраивают дополнительный подстилающий слой из хворостяной выстилки или из поперечных лаг, на который затем укладывают продольные лежни и сплошной поперечный настил с последующей отсыпкой на него мохорастительного слоя и грунтового покрытия.

Продольные лежни укладывают так, чтобы в одном поперечном сечении находился только один стык.

На продольные лежни раскладывают бревна поперечного настила, плотно подгоняя один к другому.

На прямых участках трассы комли поперечных бревен ориентируют в разные стороны, на кривых - в наружную сторону кривой.

Сверху над крайними продольными лежнями укладывают прижимные бревна, которые скрепляют с лежнями проволочной скруткой через 2-3 м.

Отсыпку грунта на деревянное основание ведут с послойным уплотнением.

3.4 Земляные работы

Земляные работы при строительстве нефтетопровода выполняются в соответствии с требованиями ВСН 013-88, СНиП 3.02.01-87.

Земляные работы в нормальных условиях - это в основном работы, связанные с рытьем траншеи для укладки трубопровода. При планировании земляных работ, связанных с разработкой траншеи необходимо соблюдать профиль траншеи, углы поворота и радиусы кривизны ее в плане.

Размер траншеи для глинистых и песчаных грунтов представлены в таблице 3.1. Схема траншеи грунтов представлена на рисунке 3.1.

Таблица 3.1 Размер траншеи

Траншея	Тип местности
	Ед. изм.	Песчаные грунты
Ширина по дну в	м.	1,5 D = 1,53
Ширина по верху В	м.	3,7
Откос m	м.	1:0,75
Глубина заложения h	м.	1,2
Расстояние до трубоукладчика S	м.	2,5



Рисунок 3.1 Схема траншеи для песчаных грунтов

До начала работ по засыпке трубопроводов необходимо:

- проверить проектное положение трубопровода;

- проверить качество и, в случае необходимости, отремонтировать изоляционное покрытие;

- получить письменное разрешение от заказчика на засыпку уложенного трубопровода.

Перед разработкой траншеи следует произвести разбивку ее оси. Работы по вскрытию ведутся от открытого (от шурфованного) конца трубопровода так, чтобы машинист экскаватора мог визуально контролировать положение ковша относительно трубы. Ковш не должен приближаться к верхней и боковым образующим трубы на расстояние менее 0,15-0,2м.

На рис. 3.2 представлена схема производства земляных работ при разработке новой траншеи.



Рисунок 3.2 Схема производства земляных работ при разработке новой траншеи: 1 -- бульдозер; 2 -- отвал почвенно-растительного грунта; 3 -- отвал минерального грунта; 4 -- экскаватор; 5 -- ось траншеи; 6 -- ось трубопровода; 7 -- полоса снятия почвенно-растительного слоя

При образовании трещин у бровки траншеи работы прекратить. На участках, где проводятся неотложные работы, допускается местное уменьшение крутизны откосов.

Разработка траншеи производить одноковшовым экскаватором Hitachi ZX-200.

Разработка траншеи начинается с разработки и снятия плодородного слоя. Плодородный слой на ширину траншеи снимается бульдозером ДЗ-171. Работы по снятию плодородного слоя почвы следует выполнять как в холодное, так и в теплое время года, а работы по его возвращению -- только в теплое (безморозное) время года. Операция по снятию плодородного слоя почвы осуществляется поперечными и продольными проходами бульдозеров на ширину 3,5м.

Плодородный слой почвы снять и переместить в отвал хранения на одну сторону зоны земляных работ на расстояние, обеспечивающее размещение и возвращение минерального грунта на нарушаемую площадь, не допуская при этом перемешивания его с плодородным слоем почвы.

При обнаружении подземных коммуникаций, не значащихся в проектной документации, земляные работы необходимо прекратить, а их дальнейшее продолжение согласовать с представителем заказчика и эксплуатирующими эти коммуникации организациями.