Подземная прокладка трубопроводов: СНиП 2.05.06-85 : Подземная прокладка трубопроводов

СНиП 2.05.06-85 : Подземная прокладка трубопроводов

Общие положения
Классификация и категории магистральных трубопроводов
Основные требования к трассе трубопроводов
Конструктивные требования к трубопроводам

5.1. Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать, м, не менее:

при условном диаметре менее 1000 мм………………………………………………………….. 0,8

» «»»1000 мм и более (до 1400 мм)………………………………. 1,0

на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению …………………………….. 1,1

в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований …….. 1,0

в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда

автотранспорта исельскохозяйственных машин…………………………………………… 0,6

на пахотных и орошаемых землях …………………………………………………………………. 1,0

при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов.

………. 1,1(от дна

канала)

Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

Примечание. Заглубление трубопровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

5.2. Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями разд. 8.

5.3. Ширину траншеи по низу следует назначать не менее:

D + 300 мм — для трубопроводов диаметром до 700 мм;

1,5 D— для трубопроводов диаметром 700 мм и более. При диаметрах трубопроводов 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D+500 мм, где D — условный диаметр трубопровода.

При балластировке трубопроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.

5.4. На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные отверстия.

5.5. При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.

Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

5.6. Для трубопроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.)

При проектировании трубопроводов диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.

5.7. При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или при засыпке с применением специальных устройств.

5.8. Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов II типа просадочности необходимо осуществлять с учетом требований СНиП 2.

02.01-83*.

Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.

Примечание. Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83*.

5.9. При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20 % следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

5.10. При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.

5.11. При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

5.12. При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

5.13. На трассе трубопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков.

5.15. В оползневых районах при малой толщине сползающего слоя грунта следует предусматривать подземную прокладку с заглублением трубопровода ниже плоскости скольжения.

Оползневые участки большой протяженности следует обходить выше оползневого склона.

5.16*. При пересечении селей следует применять, как правило, надземную прокладку.

При подземной прокладке через селевой поток или конус выноса укладку трубопровода следует предусматривать на 0,5 м (считая от верха трубы) ниже возможного размыва русла при 5%-ной обеспеченности. При пересечении конусов выноса укладка трубопровода предусматривается по кривой, огибающей внешнюю поверхность конуса на глубине ниже возможного размыва в пределах блуждания русел.

Выбор типа прокладки трубопроводов и проектных решений по их защите при пересечении селевых потоков следует осуществлять с учетом обеспечения надежности трубопроводов и технико-экономических расчетов.

Для защиты трубопроводов при прокладке их в указанных районах могут предусматриваться уполаживание склонов, водозащитные устройства, дренирование подземных вод, сооружение подпорных стен, контрфорсов.

5.17. При проектировании трубопроводов, укладка которых должна производиться на косогорах с поперечным уклоном 8—11°, необходимо предусматривать срезку и подсыпку грунта с целью устройства рабочей полосы (полки) .

Устройство полки в этом случае должно обеспечиваться за счет отсыпки насыпи непосредственно на косогоре.

5.18.При поперечном уклоне косогора 12—18° необходимо предусматривать с учетомсвойств грунта уступы для предотвращения сползания грунта по косогору.

На косогорах споперечным уклоном свыше 18° полки предусматриваются только за счет срезкигрунта.

Во всехслучаях насыпной грунт должен быть использован для устройства проезда на периодпроизводства строительно-монтажных работ и последующей эксплуатациитрубопровода при соблюдении следующего условия:

(3)

где	—	угол наклона косогора, град;
	—	угол внутреннего трения грунтанасыпи, град;
	—	коэффициент запаса устойчивостинасыпи против сползания, принимаемый равным 1,4.

Длятрубопроводов, укладываемых по косогорам с поперечным уклоном свыше 35°,следует предусматривать устройство подпорных стен.

5.19. Траншея для укладки трубопровода должна предусматриваться в материковом грунте вблизи подошвы откоса на расстоянии, обеспечивающем нормальную работу землеройных машин. Для отвода поверхностных вод у подошвы откоса, как правило, следует предусматривать кювет с продольным уклоном не менее 0,2 %. В этом случае полке откоса придается уклон 2 % в обе стороны от оси траншеи. При отсутствии кювета полка должна иметь уклон не менее 2 % в сторону откоса.

Ширина полки должна назначаться из условия производства работ,возможностиустройства траншеи и механизированной прокладки кабеля связи с нагорной стороны трубопровода, а также с учетом местных условий.

5.20. При прокладке в горной местности двух параллельных ниток трубопроводов и более следует предусматривать раздельные полки или укладку ниток на одной полке. Расстояние между осями газопроводов, укладываемых по полкам, определяется проектом по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора.

При укладке на одной полке двух нефтепроводов и более или нефтепродуктопроводов расстояние между нитками может быть уменьшено при соответствующем обосновании до 3 м. При этом все трубопроводы должны быть отнесены ко II категории.

Допускается прокладка двух нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) IV класса в одной траншее.

5.21. При проектировании трубопроводов по узким гребням водоразделов следует предусматривать срезку грунта на ширине 8—12 м с обеспечением уклона 2 % в одну или в обе стороны.

При прокладке вдоль трубопроводов кабельной линии связи ширину срезки грунта допускается увеличивать до 15 м.

5.22. В особо стесненных районах горной местности допускается предусматривать прокладку трубопроводов в специально построенных тоннелях. Экономическая целесообразность этого способа прокладки должна быть обоснована в проекте.

Вентиляция тоннелей должна предусматриваться естественной. Искусственная вентиляция допускается только при специальном обосновании в проекте.

5.23. Проектирование трубопроводов, предназначенных для строительства на территориях, где проводится или планируется проведение горных выработок, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.01.09-91 и настоящих норм.

Воздействие деформации земной поверхности на трубопроводы должно учитываться при расчете трубопроводов на прочность в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 8.

5.24. Строительство трубопроводов допускается осуществлять в любых горно-геологических условиях, имеющих место на подрабатываемых территориях.

Трасса трубопроводов на подрабатываемых территориях должна быть увязана с планами производства горных работ и предусматриваться преимущественно по территориям, на которых уже закончились процессы деформации поверхности, а также по территориям, подработка которых намечается на более позднее время.

5.25. Пересечение шахтных полей трубопроводами следует предусматривать:

на пологопадающих пластах — вкрест простирания;

на крутопадающих пластах — по простиранию пласта.

5.26. Конструктивные мероприятия по защите подземных трубопроводов от воздействия горных выработок должны назначаться по результатам расчета трубопроводов на прочность и осуществляться путем увеличения деформативной способности трубопроводов в продольном направлении за счет применения компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом. Расстояния между компенсаторами устанавливаются расчетом в соответствии с указаниями разд. 8.

5.27. Подземные трубопроводы, пересекающие растянутую зону мульды сдвижения, должны проектироваться как участки I категории.

5.28. Надземную прокладку трубопроводов с учетом требований разд. 7 следует предусматривать, если по данным расчета напряжения в подземных трубопроводах не удовлетворяют требованиям разд. 8, а увеличение деформативности трубопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Надземную прокладку следует предусматривать также на участках трассы, где по данным горно-геологического обоснования возможно образование на земной поверхности провалов, на переходах через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, проложенные в выемках.

5.29. На трубопроводах на участках пересечения их с местами выхода тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, следует предусматривать установку компенсаторов независимо от срока проведения горных работ.

5.30. Крепление к трубопроводу элементов электрохимической защиты должно быть податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности.

5.31. Проектирование линейной части трубопроводов и ответвлений от них, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, необходимо производить с учетом сейсмических воздействий.

5.32. Сейсмостойкость трубопроводов должна обеспечиваться:

выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс и площадок строительства;

применениемрациональных конструктивных решений и антисейсмических мероприятий;

дополнительным запасом прочности, принимаемым при расчете прочности и устойчивости трубопроводов.

5.33. При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладка трубопроводов в перечисленных условиях может быть осуществлена в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании и согласовании с соответствующими органами Государственного надзора. При этом в проекте должны быть предусмотрены дополнительныемероприятия,обеспечивающие надежность трубопровода.

5.34. Все монтажные сварные соединения трубопроводов, прокладываемых в районах с сейсмичностью согласно п. 5.31, должны подвергаться радиографическому контролю вне зависимости от категории трубопровода или его участка.

5.35. Не допускается жесткое соединение трубопроводов к стенам зданий и сооружений и оборудованию.

В случае необходимости таких соединений следует предусматривать устройство криволинейных вставок или компенсирующие устройства, размеры и компенсационная способность которых должны у танавливаться расчетом.

Ввод трубопровода в здания (в компрессорные, насосные и т.д.) следует осуществлять через проем, размеры которого должны превышать диаметр трубопровода не менее чем на 200 мм.

5.36. При пересечении трубопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.

При подземной прокладке трубопровода на таких участках рекомендуется устройство траншеи с пологими откосами и засыпка трубопровода крупнозернистым песком, торфом и т.д.

5.37. На участках пересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов необходимо применять надземную прокладку.

5.38. При подземной прокладке трубопровода грунтовое основание трубопровода должно быть уплотнено.

5.39. Конструкцииопорнадземных трубопроводов должны обеспечивать возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

5.40. Для гашения колебаний надземных трубопроводов следует предусмотреть в каждом пролете установку демпферов, которые не препятствовали бы перемещениям трубопровода при изменении температуры трубы и давления транспортируемого продукта.

5.41. На наиболее опасных в сейсмическом отношении участках трассы следует предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков трубопровода.

5.42. Для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм, а также в районах переходов трубопроводов через реки и другие препятствия необходимо предусматривать установку инженерно-сейсмометрических станций для записи колебаний трубопровода и окружающего грунтового массива при землетрясениях.

5.43. Проектирование трубопроводов, предназначенных для прокладки в районах вечномерзлых грунтов, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88, специальных ведомственных нормативных документов, утвержденных Миннефтегазстроем, Мингазпромом и Миннефтепромом по согласованию с Минстроем РФ, и дополнительными указаниями настоящих норм.

5.44. Для трассы трубопровода должны выбираться наиболее благоприятные в мерзлотном и инженерно-геологическом отношении участки по материалам опережающего инженерно-геокриологического изучения территории.

5.45. Выбор трассы для трубопровода и площадок для его объектов должен производиться на основе:

мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территории масштаба не более 1:100 000;

схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;

карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

5.46. На участках трассы, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87.

5.47. Принцип использования вечномерзлых грунтов в качестве основания трубопровода должен приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88 в зависимости от способа прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания.

5.48. При выборе трассы трубопровода на вечномерзлых грунтах следует учитывать требования п.3.12.

5.49. Регулирование теплового взаимодействия газопровода с вечномерзлыми и талыми грунтами должно производиться за счет охлаждения газа в пределах, определяемых теплотехническим расчетом.

5.50. Температура транспортируемого продукта при прокладке трубопровода на вечномерзлых грунтах должна назначаться в зависимости от способа прокладки и физических свойств вечномерзлых грунтов (просадочности, сопротивления сдвигу и др.).

5.51. На отдельных участках трассы трубопровода допускается:

оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых вечномерзлых грунтов, если оно не сопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способности трубопровода;

промерзание талых непучинистых грунтов при транспортировании газа с отрицательной температурой.

5.52. На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловое воздействие трубопровода на грунты и обеспечивающие восстановление вечной мерзлоты в зимний период.

Пункт 5.53 исключить.

5.54. Глубина прокладки подземного трубопровода определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

5.55. Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли необходимо принимать в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия трубопровода, но не менее 0,5 м.

Участки надземных трубопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы поперек оси, должны прокладываться выше максимального уровня снегового покрова не менее, чем на 0,1 м.

5.56. При прокладке трубопроводов в насыпях должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений.

Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия
Надземная прокладка трубопроводов
Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость
Охрана окружающей среды
Защита трубопроводов от коррозии
Линии технологической связи трубопроводов
Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов
Материалы и изделия
Приложение. Рекомендуемое

Техническая информация о компенсаторах

Прокладка трубопровода по трассе должна обеспечивать компенсацию температурных расширений за счет поворотов, беспрепятственное удале­ние конденсата, воды и воздуха, управляемый прогрев и охлаждение трубо­провода, удобство монтажа, обслуживания и ремонта его элементов.

Прокладка участков трубопроводов должна быть выполнена с уклоном, для того чтобы движение конденсата или воды было направлено к дрена­жам. Направление уклонов должно совпадать с направлением движения среды. В случае подъемного движения пара допускается встречное дви­жение потоков пара и конденсата. Горизонтальные участки трубопровода должны иметь уклон не менее 0,004 (4 мм на 1 м длины трубопровода), для трубопроводов тепловых сетей допускается уклон не менее 0,002. Наличие водяных застойных участков на трубопроводах не допускается.

Способы прокладки трубопроводов подразделяют на подземные и над­земные (воздушные). Они определяются проектом в зависимости от место­положения трубы, рельефа трассы, грунтовых условий. В настоящее время надземная прокладка применяется редко, в основном на территории про­мышленных предприятий.

Способы прокладки трубопроводов

Подземная прокладка

Подземная прокладка бывает канальной и бесканальной. При канальной прокладке для трубопроводов пара и горячей воды применяют:

• Проходные тоннели (рис. а) высотой не менее 2 м, при этом ширина прохода между трубопроводами должна быть не менее 0,7 м. Их строят из железобетонных блоков. Через каждые 300 м на них должны быть входные люки с лестницей или скобами, а при совместной прокладке с другими трубопроводами — через каждые 50 м. Входные люки также должны быть в конечных точках, на поворотах трассы и в узлах уста­новки арматуры. В местах расположения запорной арматуры или обо­рудования ширина тоннеля должна быть достаточной для их удобного обслуживания. При прокладке в тоннелях нескольких трубопроводов их взаимное расположение должно обеспечивать удобство ремонта и замены отдельных частей. Проходные каналы тепловых сетей оборуду­ют приточно-вытяжной вентиляцией. Это дорогой способ прокладки, который применяется редко.
• Полупроходные каналы (рис. б) высотой не менее 1,5 м, ширина про­хода между трубами должна быть не менее 0,6 м. Такие каналы строят на отдельных участках трассы (переходы под железными и автодорогами).
• Непроходные каналы (рис. в), в которых трубы располагают на сколь­зящих опорах и железобетонных опорных подушках. Стены выполнены из блоков или кирпича, днище — из бетонных плит или монолитного бетона. Каналы перекрываются железобетонными плитами. Это самый распространенный способ канальной прокладки.

Трубопроводы тепловых сетей под автомобильными дорогами проклады­вают в железобетонных непроходных, полупроходных и проходных каналах. С одной стороны предусматривается тепловая камера, с другой — монтаж­ный канал длиной Юме люками в количестве не менее 4 штук. На тепловых сетях в местах установки электрооборудования (насосные, тепловые пунк­ты), а также в местах установки арматуры с электроприводом, регуляторов и контрольно-измерительных приборов должно быть электроосвещение.

В камерах и каналах подземных теплопроводов должна быть организова­на регулярная откачка воды из приямков. Не допускается загромождение проходов, устройство в каналах подземных теплопроводов глухих перегоро­док, препятствующих свободному перемещению работников. В исключи­тельных случаях, когда разделение канала на отдельные отсеки необходимо по технологическим условиям (при устройстве железобетонной щитовой неподвижной опоры), до и после разделительной перегородки должны устраиваться выходы на поверхность земли.

При бесканальной прокладке изолированная труба укладывается непо­средственно в грунт. Бесканальная прокладка (рис. г) обходится дешевле других способов, но применяется в основном при хороших грунтах (песок, сухой суглинок). Недостатками подземной прокладки являются разруше­ние изоляции и трубопровода под действием грунтовых вод и электрохими­ческой коррозии, необходимость вскрытия дорог, улиц, проездов при стро­ительстве и ремонте. Вместе с тем применяемый в последние годы метод горизонтально-направленного бурения позволяет избежать раскопки тран­шей и значительно ускорить время строительства подземных коммуника­ций при бесканальной прокладке.

Надземная прокладка

Надземную прокладку трубопроводов осуществляют:

• На отдельно стоящих опорах, которые изготавливают из стали или желе­зобетона (рис. д). Высота низких опор должна быть не менее 0,35 м, та­кую прокладку применяют на свободных от построек и дорог территориях.
• На эстакадах, изготавливаемых из стали и бетона, при совместной про­кладке с другими коммуникациями. Эстакады могут быть одноярусными и многоярусными. Теплопроводы прокладывают на нижнем ярусе эста­кады, при этом трубопроводы пара и горячей воды располагают ближе к краю, что позволяет правильно расположить П-образные компенсаторы для обеспечения их перемещения при температурных деформациях. Тру­бопроводы пара и горячей воды больших условных проходов опирают непосредственно на стойки эстакад, а малых — на опоры, уложенные в пролетном строении.
• По стенам зданий на кронштейнах. Расстояние между кронштейнами зависит от диаметра трубопровода и несущей способности конструк­ции здания.

Преимуществами надземной прокладки являются доступность трубо­провода для осмотра и ремонта, отсутствие почвенной коррозии, меньшая стоимость по сравнению с подземной прокладкой. Недостатками являются ухудшение архитектурного облика населенных пунктов, повышенные по­тери тепла, появление проблем с проходом людей и проездом транспорта.

Вернуться к списку

Подземная прокладка тепловых сетей и компенсаторов

Подземная прокладка трубопроводов производится в непроходных, проходных, и полупроходных каналах, а также в общих коллекторах вместе с иными коммуникациями. На примере Ленинграда в последние годы стала использоваться бесканальная прокладка, которая считается наиболее эффективной. Но и в этом варианте отдельные участки укладываются в каналы – компенсационные ниши, углы поворотов и др.

Если подземная прокладка теплосетей производится на не спланированной территории, осуществляется местная планировка поверхности земли. Это делается в целях отвода поверхностных вод. Элементы тепловых сетей (наружные поверхности перекрытий и стен каналов, камер и т.д.) отделываются обмазочной битумной изоляцией. Если прокладка происходит под зелеными зонами, конструкции покрываются оклеечной гидроизоляцией, которую производят из битумных рулонных материалов. Сети, смонтированные ниже максимального уровня стояния грунтовых вод, оснащаются попутным дренажом. Его диаметр должен составлять более 150 мм.

Установка компенсаторов

Подземная прокладка трубопроводов предполагает установку компенсаторов. Монтаж компенсаторов в проектном положении разрешается после предварительных испытаний тепловых сетей на герметичность и прочность, их обратной засыпки и подземной прокладки камер, каналов и щитовых опор. 

Если прокладываемые тепловые сети устанавливаются для обслуживания запорной кирпичной или железобетонной арматуры, устраиваются подземные камеры. Магистральные теплосети проходят через камеры. В них устанавливаются врезки с запорной арматурой для монтажа ответвлений к потребителям. Высота камеры должна отвечать безопасности обслуживания.

В крупных городах подземная прокладка трубопроводов осуществляется совместно с иными инженерными сетями. Городские и внутриквартальные тоннели совмещаются с водопроводами диаметром до 300 мм, силовыми кабелями напряжением до 10 кВ и кабелями связи. Городские тоннели с трубопроводами сжатого воздуха с давлением до 16 МПа совмещаются с напорной канализацией. Внутриквартальные тоннели прокладываются вместе с водяными сетями диаметром до 250 мм и газопроводом природного газа с давлением до 0 005 МПа и диаметром не более 150 мм. В футлярах или тоннелях прокладываются теплосети под городскими проездами, при пересечении крупных автодорог и под площадями с современным покрытием. 

Подземная прокладка трубопровода может осуществляться в непроходных каналах.

Бесканальная подземная прокладка осуществляется по территории населенных пунктов. Установка производится в непроходных каналах совместно с иными инженерными сетями в общегородских или внутриквартальных коллекторах. Надземная прокладка трубопровода осуществляется по площадкам предприятий. Теплосети при этом устанавливаются на отдельно стоящих эстакадах и опорах. Иногда допускается и подземная прокладка.

Подробнее о подземной прокладке компенсаторов

При бесканальной прокладке и в непроходных каналах производится подземная установка сильфонных компенсаторов в камерах. Специальные павильоны для сильфонных компенсаторов не сооружаются при прокладке теплосетей на отдельно стоящих опорах или эстакадах. Устанавливаются они у неподвижных опор. Только один компенсатор монтируется между двумя неподвижными опорами. Направляющие опоры устанавливаются до и после компенсаторов. Одна из направляющих опор должна быть неподвижной.

Из эстетических и архитектурных соображений предусматривается подземная прокладка трубопровода в жилых районах.

При подземной прокладке теплосетей и для воздушной установки применяется кран. Он также используется на мачтах, эстакадах, для возведения служебных помещений высотой в 3 этажа и надземных павильонов насосных станций.

В специальных коллекторах и совместно с другими инженерными сетями осуществляется подземная прокладка трубопровода в пределах населенного пункта (города или поселка). Установка осуществляется в полупроходных, непроходных и проходных каналах непосредственно в грунте.

Все трубопроводы, проложенные под землей должны периодически проверяться. Осуществляется контроль состояния теплоизоляции, строительно-изоляционных конструкций и самих трубопроводов. Профилактические плановые шурфовки производятся в соответствии с графиком, не реже 1 раза в год. Количество шурфов определяется в зависимости от состояния подземных прокладок и протяженности теплосетей. 

Укладка труб в траншею осуществляется при участии тех же механизмов, что и при подземной прокладке теплосетей. Это автокраны, трубоукладчики и краны на гусеничном ходу. Если этих механизмов нет или нет возможности их использовать из-за стесненных условий производства, то трубы в траншею могут быть опущены посредством монтажных треног, которые оснащены ручными лебедками или талями. Для труб с малым диаметром используются 2 каната и опускаются они в траншею вручную.

 

 

Канальная прокладка тепловых сетей

В зависимости от способа прокладки трубопроводные системы делятся на надземные (воздушные) и подземные. В свою очередь, подземная прокладка трубопроводов может выполняться непосредственно в грунте (бесканальная прокладка — наиболее распространенный способ монтажа труб ППУ), в каналах (канальная прокладка), а также в туннелях, коллекторах совместно с другими коммуникациями, например, различными кабелями (коллекторная прокладка). Сегодня мы поговорим о канальном способе прокладки тепловых сетей. Каналы представляют собой строительные конструкции, призванные оградить трубопроводы и теплоизоляцию от контакта с грунтом, а также с атмосферными осадками. Каналы бывают проходными, т.е. обеспечивающими возможность доступа обслуживающего персонала к трубопроводу на всем его протяжении, полупроходными, когда доступ возможен только к отдельным участкам трубопровода, либо при отключении трубопровода, и непроходными. В последнем случае доступ к трубопроводу возможен лишь при снятии дорожного полотна, под которым пролегает трубопровод, вскрытии и разборке канала. Канальная конструкция имеет ряд преимуществ. Так, канал позволяет полностью разгрузить трубопровод от статических (массы грунта) и динамических (например, от проезжающего автотранспорта) нагрузок. Это позволяет увеличить ресурс трубопровода, снизить вероятность механических повреждений, а также упростить расчеты. К тому же, канальная прокладка позволяет обеспечить свободные движения трубопровода, обусловленные изменением температуры теплоносителя и/или окружающего воздуха. Следует отметить, что перемещение частей трубопровода возможно и в продольном, и в поперечном направлениях. Это дает возможность заметно уменьшить или вообще отказаться от использования компенсирующих устройств (компенсаторов), что упрощает и удешевляет конструкцию трубопровода. Канальная прокладка универсальна, поскольку практически не зависит от гидрологических, геологических, климатических условий, состава и свойств грунтов и др. Трубопровод при этом полностью защищен стенами канала от негативного влияния факторов внешней среды. Трасса канала трубопровода (в отличие, например, от бесканальной прокладки), может быть проложена без серьезных затруднений, поскольку не имеет ограничений по использованию в проезжей/непроезжей территории, совместности с другими коммуникациями, близости к зданиям (сооружениям), рельефу местности, застройке и перспективным изменениям, а также других факторов, которые приходится учитывать, применяя отличный от канального способ прокладки. Канальная прокладка позволяет применять в качестве теплоизоляции не пенополиуретан (ППУ), а более дешевые материалы с худшими эксплуатационными характеристиками: минеральная вата, стекловолокно и др. Но, в данном случае, возникает другой вопрос: а стоит ли экономить на трубопроводной системе, которая будет активно эксплуатироваться в течении долгого времени? На этот вопрос должна ответить себе эксплуатирующая организация, и ответ зависит от ее потребностей, планов и бюджета. Среди недостатков канальной прокладки следует отметить, прежде всего, ее высокую стоимость. Кроме того, использование непроходных (а в ряде случаев — и полупроходных каналов) не позволяет эффективно обнаруживать возникающие повреждения теплоизоляции, самих труб, а также оперативно их устранять. Таким образом, аварии трубопроводов, проложенных канальным способом, как правило, имеют более серьезные последствия, а их устранение требует больших финансовых и трудовых ресурсов. Это стоит иметь в виду при выборе канального способа прокладки трубопроводных систем.

Бесканальная и надземная прокладка трубопроводов теплосетей ППУ

Способы прокладки теплотрассы в ППУ-изоляции

 

Способы прокладки теплотрассы делятся на надземные и подземные и предполагают использование различных видов трубопроводов. ППУ трубы в ПЭ-оболочке (полиэтиленовой) предназначены для подземной бесканальной прокладки и прокладки в непроходных каналах (на скользящих опорах, с засыпкой песком и герметизацией торцов каналов). Трубы ППУ ОЦ (в оцинкованной оболочке) предназначены для надземной прокладки и прокладки в проходных каналах и тоннелях.

При прокладке трубопроводов тепловых сетей в ППУ-изоляции следует руководствоваться СП 124.13330.2012 «Тепловые сети». Данный свод правил распространяется на тепловые сети и сопутствующие конструкции от выходных запорных задвижек коллекторов источника теплоты или от наружных стен источника теплоты до выходных запорных задвижек центральных тепловых пунктов и до входных запорных органов индивидуальных тепловых пунктов (узлов вводов) зданий (секции зданий) и сооружений. Рабочей средой таких трубопроводов является горячая вода с температурой до 200 градусов Цельсия и давлением до 2,5 МПа включительно, водяной пар с температурой до 440 градусов Цельсия и давлением до 6,3 МПа включительно, конденсат водяного пара.

Согласно действующим требованиям, в населенных пунктах для тепловых сетей предпочтительной является подземная прокладка (бесканальная, в каналах или в тоннелях (коллекторах) совместно с другими инженерными сетями).  При пересечении железных дорог, а также рек, оврагов, открытых водостоков следует, как правило, осуществлять надземную прокладку теплосетей. При этом допустимо задействовать автодорожные и железнодорожные мосты. Бесканальная прокладка тепловых сетей при подземном пересечении железных дорог, автодорог и автомагистралей, улиц, проездов общегородского и районного значения, а также местных улиц и дорог, трамвайных путей и линий метрополитена не допускается.

Для управления потоком энергоносителя используются тройники и тройниковые ответвления в ППУ-изоляции. Следует иметь в виду, что толщина стенки тройников в месте врезки должна быть больше толщины стенки основной трубы. Тройниковые ответвления устанавливают при длине трубопровода ответвления, не превышающей 12 метров. Допустима установка тройниковых ответвлений при длине ответвления более 12 м, когда известно, что тепловые удлинения трубопровода Δl≤15 мм.

 

Бесканальная прокладка теплотрассы в ППУ-изоляции при строительстве трубопроводов: особенности и правила

 

Бесканальная прокладка трубопроводов в ППУ-изоляции должна осуществляться в непросадочных грунтах с естественной влажностью. Проведение монтажных работ при бесканальной прокладке теплосетей с трубами и фасонными элементами в ППУ-изоляции следует проводить с учетом СП 41-105 «Проектирование и строительство тепловых сетей бесканальной прокладки из стальных труб с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке» и МГСН 6.03.03 (ТСН 41-307-2003) «Проектирование и строительство тепловых сетей с индустриальной теплоизоляцией из пенополиуретана».

При бесканальной прокладке теплотрассы в местах в местах естественной компенсации температурных удлинений трубопроводов в ППУ-изоляции используют амортизирующие прокладки, способствующие возможности перемещения ППУ трубопровода в осевом направлении. Амортизирующие прокладки представляют из себя маты из вспененного полиэтилена толщиной не менее двух величин расчетного теплового удлинения и высотой, которая превышает не менее чем на 100 мм диаметр ПЭ оболочки трубы. Материал амортизирующего мата должен соответствовать диапазону температур применения от минус 40°С до плюс 90°С; обладать стойкостью к биологическому и химическому разложению; иметь срок эксплуатации не менее 50 лет; характеризоваться остаточной податливостью.

При бесканальной прокладке предизолированных трубопроводов тепловых сетей проход трубопроводов через стены зданий, каналов, камер тепловых сетей должен производиться через проемы с применением узлов стенового ввода, обеспечивающих герметичность и газонепроницаемость.

 

Надземная прокладка тепловых сетей в ППУ-изоляции при строительстве трубопроводов: правила и особенности

 

Надземная прокладка трубопроводов в ППУ-изоляции производится на опорах, эстакадах, в галереях или на стенах зданий или сооружений.

Высота прокладки трубопроводов ППУ на низких опорах должна составлять не менее:

• при ширине группы труб не менее 1,5 м — 0,35 м,
• при ширине группы труб от 1,5 м и более — 0,5 м.

Высоту трубопроводов в ППУ изоляции диаметром 300 мм и менее следует предусматривать в два ряда и более по вертикали, максимально сокращая ширину трассы сетей.

Высота прокладки трубопроводов ППУ на высоких опорах должна составлять:

• в непроезжей части территории, в местах прохода людей — 2,2 м,
• в местах пересечения с автодорогами — 5 м,
• в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети — в соответствии с ГОСТ 9238-83,
• в местах пересечения с трамвайными путями — 7,1 м от головки рельса.

Прокладка ППУ трубопроводов на несущей строительной конструкции производится с помощью скользящих опор.

Технология укладки подземных трубопроводов

Подземные трубопроводы прокладывают в проходных каналах (туннелях), полупроходных и непроходных каналах, в лотках и без каналов (в засыпаемых грунтом траншеях).

Проходные каналы применяют при параллельной прокладке не менее пяти линий трубопроводов с суммой диаметров не менее 1500 мм и высотой 1750 — 2750 мм.

Полупроходные каналы применяют при прокладке трубопроводов под многоколейными железнодорожными путями или под шоссейными дорогами. Полупроходной канал включает в себя проходной и непроходной каналы (ширина до 2500 мм, высота до 1600 мм).

Непроходные каналы устраивают на участках, где бесканальная прокладка не допускается, а также в местах расположения компенсаторов. Ширина непроходных каналов 800 — 2000 мм, высота 400 — 1100 мм.

Трубопроводы в каналах укладывают на тумбы или столбики по дну, либо на балки и кронштейны по стенам канала. В отдельных случаях применяют подвески.

Лотки для прокладки межцеховых трубопроводов представляют собой открытые каналы небольшой глубины; трубопроводы в них укладывают на опоры кронштейны по стенам или на тумбы по дну лотка.

Процесс монтажа трубопроводов при подземной прокладке состоит из разбивки трассы и разметки мест установки опор, установки опор, укладки готовых секций и блоков, сборки и сварки их между собой, установки арматуры и приборов КиА и испытания готовых трубопроводов.

Монтаж секций и сборку трубопроводов проводят последовательно в направлении, противоположном уклону трубопровода. Поднимают и опускают секции и блоки в каналы и лотки трубоукладчиками или кранами. Длинные секции монтируют с помощью двух и более механизмов.

По окончании всех работ по укладке, испытанию и сдаче трубопроводов заказчику каналы закрывают.

В том случае, когда открытая прокладка невозможна, трубопроводы монтируют в закрытых каналах отдельными трубами или секциями, которые протаскивают на место на роликоопорах лебедками и отводными блоками через открытые торцовые проемы. Сваривают монтажные стыки путем наращивания труб или секций. Замыкающие участки сваривают в местах установки колодцев и камер. Секции трубопровода, прокладываемые в непроходных каналах, перед закрытием тщательно проверяют внешним осмотром, испытывают и затем закрепляют на опорах и изолируют.

Проходные каналы через каждые 100 м оборудуют люками для спуска и вытаскивания элементов трубопроводов при ремонте в процессе эксплуатации. В непроходных каналах для обслуживания компенсаторов и арматуры в местах их установки сооружают специальные камеры, оборудованные люками.

Способ прокладки подземного трубопровода

Изобретение относится к строительству и может найти применение при сооружении трубопроводов, транспортирующих продукт с положительной или переменной во времени температурой, при подземной прокладке в многолетнемерзлых грунтах (ММГ) преимущественно островного типа.

Известно, что в процессе эксплуатации подземные трубопроводы меняют первоначальное положение, что происходит в связи с условиями перекачки продукта вследствие особенной укладки трубопровода при строительстве магистральных трубопроводов в многолетнемерзлых грунтах (ММГ).

Известны Рекомендации по проектированию теплоизоляционных конструкций магистральных трубопроводов в виде сплошного кольца, а также с теплоизоляционными экранами и подсыпкой («Рекомендации по проектированию теплоизоляционных конструкций магистральных трубопроводов» Р536-84 ВНИИСТ, Москва, 1985). Известны также сегменты теплоизоляционные из экструдированного пенополистирола «Экстрол», которые предназначены для тепловой изоляции трубопроводов диаметром от 57 мм до 1420 мм, в том числе в районах с многолетнемерзлыми грунтами, транспортирующими среду с температурой от минус 63°C до плюс 75°C, и плиты пенополистирольные экструзионные «Экстрол» ТУ 5767-004-77909577-12 и ТУ 5767-003-77909577-2012.

К недостаткам применения теплоизоляционных сегментов и скорлуп следует отнести увеличение размеров траншеи, потребность в дополнительной пригрузке, оснащении плетевозов съемными пеналами и деревянными ложементами дугообразной формы с резиновыми прокладками, увеличении затрат по их хранению, а главное, отсутствие инструментального контроля целостности кольцевой изоляции в процессе строительства трубопроводов при подземном методе прокладки до заполнения транспортируемым продуктом и согласно п. 5.8 СНиП 41-03-2003 при бесканальной прокладке предварительно изолированные трубопроводы с изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке должны быть снабжены системой оперативного контроля влажности изоляции (ОДК).

Известны способы прокладки подземного трубопровода на участках сплошного и прерывистого распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ), включающие разработку траншеи в отсыпанную насыпь шириной, превышающей радиус ореола оттаивания, или укладка трубопровода в уширенную траншею с отсыпкой по поверхности и по длине трубопровода грунтовых призм с расстояниями, не превышающими балочного пролета, высотой, определяемой расчетом. В результате растепления грунтов околотрубного пространства происходит уплотнение просадочности грунтов с осадкой трубы до уровня непросадочных грунтов (патент RU 2494302, опубл. 27.09.2013).

Известны и другие способы прокладки трубопроводов в ММГ (патент RU 2244191, опубл. 10.01.2005, патент РФ 2066806, опубл. 20.09.1996).

Все приведенные способы имеют общие недостатки: увеличение, объемов земляных работ, потребность в привозном песке и непрогнозируемость возможного развития ореолов оттаивания ММГ с последующим изменением проектного положения трубопровода.

Известен способ прокладки подземного трубопровода и устройство для его осуществления при строительстве магистральных трубопроводов в зимнее время на уклонах трассы, сложенных высокольдистыми многолетнемерзлыми грунтами (патент РФ 2472053, опубл. 10.01.2013), заключающийся в раскопке траншеи, укладке на ее дно трубопровода с размещением по его сторонам двух дренажных каналов, состоящих из состыкованных между собой трубчатых элементов, и обратной засыпке траншеи грунтом. Участки поверхности дна траншеи выполняют под углом с понижением к вертикальной ее оси. Состыкованные трубчатые элементы подбивают в пространство между трубопроводом и дном траншеи, после чего перекрывают трубопровод, дно траншеи, боковые поверхности трубчатых элементов и траншеи гибкими водопроницаемыми коврами с последующей их засыпкой грунтом, перекрытием его свободными боковыми участками ковров и окончательной засыпкой траншеи. Каждый трубчатый элемент выполнен в виде изгибно-естественной прямой призмы треугольного сечения, состоящей из высокопрочного стеклопластика.

Указанному решению присущи следующие недостатки:

— конструкция не предотвращает процесс растепления ММГ околотрубного пространства при положительной температуре транспортируемого продукта;

— сложность профиля дна траншеи;

— постоянство живого сечения трубчатых элементов не гарантирует пропуск воды в течение срока эксплуатации, т.е. неремонтнопригодны без снятия с трубопровода гибких водопроницаемых ковров.

В качестве прототипа принят способ сооружения трубопровода в многолетнемерзлых грунтах с чередующимся характером рельефа (патент 2244192, опубл. 10.01.2005), заключающийся в отрывке траншеи, укладке в нее трубопровода, его фиксации и закреплении на проектных отметках грунтом засыпки. При этом на переходах со спокойным рельефом траншею отрывают в деятельном слое глубиной, обеспечивающей расположение верхней образующей трубопровода не выше уровня дневной поверхности, а перед укладкой трубопровода выстилают стенки и дно траншеи полотнищами из нетканого синтетического материала (НСМ) с перекрытием внахлест их поперечных трубопроводу кромок на бермах траншеи. Грунт засыпки размещают в навешенных на трубопровод вплотную друг к другу балластирующих полимерно-панельных устройствах (ППУ) с последующей отсыпкой защищающей трубопровод насыпи.

Недостатки способа по прототипу состоят в следующем:

— конструкция балластирующих устройств не предотвращает растепление ММГ и трудоемки при монтаже;

— отсутствие теплоизолирующего основания под теплым трубопроводом провоцирует развитие ореолов растепления ММГ;

— в протаявших грунтах в результате просадки пригруженного трубопровода не исключена вероятность нарушения закрепления продольных кромок полотнищ из НСМ на бермах траншеи;

— грунт засыпки, уложенный на НСМ за границей балластирующих полимерно-панельных устройств, не участвует в балластировке трубопровода.

Заявленное изобретение направлено на исключение непредсказуемого растепления ММГ при положительных температурах транспортируемого продукта в стальных трубопроводах большого диаметра.

Задачей изобретения является повышение надежности эксплуатации подземного трубопровода, проложенного на многолетнемерзлых грунтах преимущественно островного типа. Техническим результатом изобретения, который достигается при осуществлении данного способа, является обеспечение устойчивого положения участка трубопровода и грунта в траншее за счет многослойной конструкции, сочетающей элементы теплоизоляции и пригрузки.

Поставленная задача в способе прокладки подземного трубопровода, заключающемся в раскопке траншеи, укладке трубопровода, перекрытии трубопровода, дна траншеи и боковых поверхностей водопроницаемыми полотнищами из нетканого синтетического материала (НСМ), заполнении околотрубного пространства высотой не менее 200 мм над верхней образующей керамзитом, замыканием полотнища НСМ путем тепловой спайки, установке по концам теплоизолирующей конструкции из керамзита пригрузов и окончательной засыпке грунтом, решается тем, что перед укладкой трубопровода в поперечном сечении траншеи раскладываются гибкие силовые пояса с закреплением концов на берме траншеи временными штырями и по дну траншеи сооружением многослойного основания из пустотелых железобетонных плит-перекрытий, на поверхности которых формируется мягкая теплоизолирующая постель из песка перлитового вспученного мелкого, замкнутого тепловой спайкой в двух-трех слоях нетканого синтетического материала, а замыкаемые тепловой спайкой НСМ по верхней образующей на всей длине полотнища дополнительно укрепляются связкой с натяжением гибких силовых поясов, при этом в качестве теплоизолирующей постели могут быть использованы матрасы, изготовленные в базовых условиях.

В частных случаях выполнения способа железобетонные плиты-перекрытия снабжены проушинами и силовые пояса одним концом закреплены в проушины железобетонных плит-перекрытий, а другим концом закреплены на берме траншеи временными штырями.

Таким образом, формируется замкнутая конструкция теплоизоляции боковых и верхней поверхности теплого трубопровода, которая после связки мягких силовых поясов создает круговой теплоизолирующий слой, а наличие пустотелых железобетонных плит перекрытия, уложенных на основание ММГ, способствует рассеиванию теплового потока под трубой и предотвращению просадки всей конструкции трубопровода при экстремальном растеплении поверхностного слоя грунта обваловки. Кроме того, теплоизолирующий слой не требует уширения траншеи и специального контроля качества монтажа, т.к. аналогичная конструкция регламентирована для балластировки газопроводов минеральными грунтами в сочетании с полотнищами из нетканого синтетического материала (НСМ) (п. 2. 14 ВСН 39-1.9-003-98).

Изобретение поясняется графическим материалом, где на фиг. 1 и фиг. 2 изображен поперечный разрез трубопровода, проложенного на участке ММГ, на фиг. 3 — продольный профиль с уложенными теплоизолирующими и пригружающими устройствами, при этом на фиг. 1 изображен поперечный разрез трубопровода с засыпкой керамзитом до соединения краев полотнищ НСМ, а на фиг. 2 — тот же поперечный разрез трубопровода после спайки полотнищ НСМ, связки гибких поясов и окончательной обратной засыпки траншеи грунтом.

Способ осуществляется следующим образом.

В многолетнемерзлых грунтах 1 отрывают траншею глубиной, обеспечивающей подземную прокладку трубопровода 2 с учетом теплоизоляционного основания в виде пустотелых железобетонных плит-перекрытий 3, песка перлитового вспученного мелкого (кремнезита) 4, заключенного в НСМ 5, замкнутого по периметру тепловой спайкой в трассовых условиях, либо поставляемого в виде матрасов размерами L×B×h (20×3×0,2) м, а также с учетом высоты засыпки не менее 200 мм керамзита 6 в полотнище из НСМ 7 и грунта 8 над керамзитом с общей высотой не менее 1 м от верха трубопровода 2.

Перед укладкой трубопровода 2 на определенном расстоянии, в зависимости от длины пустотелых железобетонных плит-перекрытий, по стенкам и дну траншеи выстилают силовые пояса 9, выполненные из прочных, не гниющих в грунтах нетканых материалов, которые закрепляются на берме траншеи временными штырями 10, либо одним концом пояса крепятся к плитам в специальные гнезда (проушины) до укладки их в траншею. После укладки плит второй конец поясов крепится аналогично на берме траншеи штырями 10.

По уложенным пустотелым железобетонным плитам-перекрытиям вдоль траншеи на ширину плит расстилается НСМ, на который ровным слоем насыпается песок перлитовый вспученный мелкий (кремнезит) с последующим покрытием НСМ и тепловой спайкой по периметру участками длиной ~20 м, либо кремнезитовые «матрасы» поставляются от производителей и раскладываются по плитам, что также снижает жесткость конструкции труба-плита.

На подготовленное теплоизолирующее основание укладывают трубопровод 2, после чего перекрывают трубопровод, дно и стенки траншеи гибкими водопроницаемыми полотнищами 7 (НСМ размерами 20×25 м, заготовленными в базовых условиях) с последующей их засыпкой керамзитом 7, и тепловой спайкой с последующей связкой гибких поясов 9′ и установкой пригрузов 11, типа УБО-М и ПКУ, по концам теплоизолирующей конструкции из керамзита.

Окончательная засыпка грунтом 8 производится традиционным способом из отвала траншеи.

Эффект изобретения состоит в том, что вместо труб с дорогостоящей теплоизоляцией заводского изготовления с наружным гидроизолирующим покрытием, требующим особых условий транспортировки и хранения на трассе, применены стандартные гидроизолированные трубы, а околотрубное пространство формируется из конструкций, в которых применены материалы промышленного производства с низкими показателями теплопроводности:

Песок перлитовый вспученный мелкий (кремнезит) 0,05-0,06 Вт/м⋅K;

Керамзит 0,099-0,148 Вт/м⋅K;

Пустотелые плиты перекрытия 0,169 Вт/м⋅K.

В данном способе создается околотрубная среда с теплопроводностью, ограничивающей растепление ММГ, что обеспечивает устойчивое проектное положение в течение длительного срока эксплуатации.

В случае обводнения траншеи, которое происходит за счет наружного тепла, вызывающего весенне-летнее таяние снега, насыпной керамзит, находящийся в замкнутом объеме НСМ, в результате водопоглощения выполняет также роль пригрузки, обеспечивая «нулевую» плавучесть данного участка, и создается монолитность, в конструкции которой сочетаются теплоизолирующие и пригружающие свойства используемых материалов.

Таким образом, данное изобретение решает задачу повышения надежности работы трубопровода на трассах, сложенных многолетнемерзлыми грунтами.

Насколько безопасны 2,5 миллиона миль американских трубопроводов? — ПроПублика

В 18:11 6 сентября 2010 г., Сан Бруно, Калифорния. 911 получил срочный вызов. Только что взорвалась заправочная станция и По окрестностям бушевал пожар с пламенем, достигавшим 300 футов. То Взрыв был такой силы, что жители заподозрили авиакатастрофу. Но настоящий Виновник был найден под землей: прорвавшийся трубопровод, извергающий природный газ, вызвал Взрыв, оставивший после себя кратер длиной 72 фута, унесший жизни восьми человек и ранивший более пятидесяти.

Более 2000 миль отсюда, в Мичигане, рабочие все еще очищали другой трубопровод авария, в результате которой в реку Каламазу вылилось 840 000 галлонов сырой нефти. в 2010 году. Стоимость аварии оценивается в 800 миллионов долларов. Разлив трубопровода в истории США.

За последние несколько лет серия инцидентов поставила безопасность трубопровода на национальное – и президентское – внимание. Когда Обама начинает свой второй со временем он, скорее всего, примет ключевое решение по спорному трубопроводу Keystone XL, предлагаемое расширение трубопровода для транспортировки сырой нефти из Канады в Мексиканский залив.

администрация первой задержала разрешение на строительство трубопровода по экологическим оснований, но оставил дверь открытой для будущих предложений по Keystone северный маршрут. Строительство на южной маршрут уже идет, зажигая ожесточенные сопротивление со стороны некоторых землевладельцев и защитников окружающей среды.

Проблема, протестующие говорят, что любой маршрут будет представлять опасность для населения. Пока оператор трубопровода TransCanada заявила, что Keystone станет самым безопасным трубопроводом на свете. построенный в Северной Америке, критики настроены скептически.

«Это неизбежно, что по мере старения трубопроводов, когда они подвергаются воздействию элементов, в конце концов они разольются», — сказал Тони Яллонардо. Национальной федерации дикой природы. «Они бомбы замедленного действия.»

Критики Предложение Keystone указывает на сотни аварий на трубопроводах, которые происходят каждую год. Они берут за эту систему широкие, устаревшие трубы, минимальный контроль и неадекватные меры предосторожности подвергают общественность и окружающую среду все большему риску. Операторы трубопроводов указывают на миллиарды долларов, потраченные на новые технологии и постепенное улучшение за последние два десятилетия в качестве доказательства их приверженности безопасность.

Трубопроводы обычно считается безопасным способом транспортировки топлива, гораздо лучше альтернатива автоцистернам или грузовым поездам. Риски, присущие транспортировка топлива по трубопроводам аналогична рискам, присущим путешествию на самолете. Самолеты безопаснее автомобилей, которые убивают в 70 раз больше людей человек в год (в 2010 г. в дорожно-транспортных происшествиях погибло около 33 000 человек, а в в авиакатастрофах погибло 472 человека). Но когда самолет падает, это гораздо больше. смертельной, чем любая отдельная автомобильная авария, требует гораздо большего внимания и инициирует большие расследования, чтобы точно определить, что пошло не так.

То же самое верно для трубопроводов. На основе летального исхода по статистике с 2005 по 2009 год нефтепроводы примерно в 70 раз дороже безопасно, как грузовики, которые за эти годы убили в четыре раза больше людей, несмотря на то, что перевозит лишь небольшую часть поставок топлива. Но когда трубопровод терпит неудачу, последствия могут быть катастрофическими (хотя обычно менее авиакатастрофы), причем самые смертоносные аварии привлекли внимание и иногда приводит к федеральному расследованию.

Пока оба воздуха путешествия и трубопроводы безопаснее, чем их дорожные альтернативы, аналогия только простирается до сих пор. Самолеты регулярно заменяются, а старое оборудование регулярно контролируются на предмет летной годности и заменяются, когда достигается безопасность пределы. Трубопроводы, с другой стороны, могут оставаться под землей, по которым газ и нефть под давлением в течение десятилетий – даже до века и дольше. И в то время как самолеты имеют строгие и единые правила и протоколы безопасности, разработанным Федеральным авиационным управлением, такой единый набор стандартов не существует для трубопроводов.

Критики утверждают, что, хотя они относительно безопасны, трубопроводы должны быть безопаснее. Во многих случаях, утверждают критики, аварии на трубопроводах можно было бы предотвратить при надлежащем регулирование со стороны правительства и усиление мер безопасности со стороны отрасли. То 2,5 миллиона миль американских трубопроводов страдают от сотен утечек и разрывается каждый год, унося жизни и деньги. По мере роста существующих линий старше, критики предупреждают, что риск аварий на этих линиях будет только увеличиваться.

Пока штаты с наибольшей протяженностью трубопроводов, такие как Техас, Калифорния и Луизиана – также имеют больше всего инциденты, разрывы происходят по всей разветвленной сети трубопроводы. Извиваясь под городскими улицами и сельской местностью, эти линии остаются невидимый большую часть времени. Пока не провалятся.

С 1986 г., аварии на трубопроводе унесли жизни более 500 человек, получили ранения более 4000 и стоимостью почти семь миллиардов долларов в собственности повреждения. Используя правительственные данные, ProPublica нанесла на карту тысячи таких происшествия в новом интерактивном новостном приложении, которое обеспечивает подробная информация о причинах и затратах на зарегистрированные инциденты в прошлом почти три десятилетия.

Разрыв трубопроводов по многим причинам – от медленного ухудшения коррозии до оборудование или дефекты сварных швов для строителей, ударяющих по трубам свое землеройное оборудование.Непредвиденные стихийные бедствия также приводят к десятки инцидентов в год. В этом году ураган Сэнди обрушился разрушение газопроводов на барьерных островах Нью-Джерси. От Бэй-Хед на остров Лонг-Бич, падающие деревья, снесенные дома и наводнение вызвало более 1600 утечек трубопроводов. Все утечки устранены под контролем, и никто не пострадал, по данным Нью-Джерси Представитель природного газа. Но компания была вынуждена прекратить обслуживание области, оставив 28 000 человек без газа, и могут пройти месяцы, прежде чем они получат его обратно.

Один из самые большие проблемы, способствующие утечкам и разрывам, довольно просто: трубопроводы стареют. Более половины населения страны трубопроводу не менее 50 лет. Последний году в Аллентауне, штат Пенсильвания, произошел взрыв газопровода под городской улице, в результате чего погибли пять человек, живших в домах выше и возгорание, повредившее 50 зданий. То трубопровод – из чугуна – имел установлен в 1928 году.

Пожар бушует в Аллентауне, штат Пенсильвания, после взрыва газопровода в феврале.2011

Не все старые трубопроводы обречены на провал, но время большой вклад в коррозию, ведущую причину трубопровода отказ. Коррозия является причиной от 15 до 20 процентов всех сообщалось о «значимых инцидентах», что является бюрократическим языком для инцидента, который привел к смерти, травмы или значительный материальный ущерб. Это более 1400 инцидентов с момента 1986.

Коррозия есть также упоминается как главная проблема противников Keystone XL. расширение. Новый трубопровод будет транспортировать сырую нефть, называемую разбавленной. битум, или «дилбит».«Кистоун» критики делают дело что химический состав этого более тяжелого типа нефти намного более агрессивны, чем обычное масло, и со временем могут ослабить трубопровод.

Оператор TransCanada заявляет, что по трубопроводу Keystone XL будет транспортироваться нефть, аналогичная то, что транслировалось в США более десяти лет, и что новый участок газопровода будет построен и испытан в соответствии со всеми федеральными требования безопасности. И действительно, ни один из 14 разливов, произошедших в существующий трубопровод Keystone с 2010 года был вызван коррозией, согласно расследованию, проведенному У.С. Государственный департамент.

Конкретный влияние дилбита на трубопроводы – и тяжелая нефть на самом деле привела бы к большему несчастные случаи – окончательно не поняты учеными. Национальные академии наук в настоящее время находятся в середине исследования буровых долот и коррозии трубопроводов. должны выйти к следующему году. Тем временем TransCanada уже началась строительство южной части линии, но не уверен, что она будет получить разрешение администрации Обамы на строительство северный участок.(У NPR есть подробная карта существующих и предлагаемые маршруты.)

 

Маленький Постановление правительства о тысячах миль

Пока множество федеральных и государственных агентств наблюдают за некоторыми аспектами американской трубопроводы, основная часть государственного мониторинга и правоприменение возлагается на небольшое агентство в Департаменте Транспорт называют Трубопроводным и Опасным Администрация по безопасности материалов – произносится «ФИМ-са» от инсайдеров. Агентство требует только что семь процентов линий природного газа и 44 процента всех трубопроводы с опасными жидкостями подлежат строгому критерии проверки и регулярно проверяются. Остаток от по данным PHMSA, регулируемые трубопроводы все еще проверяются официально, но реже.

Непоследовательный правила и режим инспекции частично исходят из историческая случайность. В 60-х и 70-х годах двумя законами была установлена федеральную роль в обеспечении безопасности трубопроводов и установить национальные правила для новые трубопроводы. Например, от операторов требовалось проводить больше строгие испытания, чтобы увидеть, могут ли трубы выдерживать высокое давление, и должны были соответствовать новым спецификациям относительно того, как глубоко подземные трубопроводы должен быть установлен.

Но тогдашние новые правила в основном не применялись к уже построенным трубопроводам, таким как взорвавшийся трубопровод в Сан-Бруно. Тот трубопровод, который прорвался вдоль дефектный сварной шов, никогда бы не прошел современные испытания под высоким давлением требования согласно к федеральному расследованию. Но поскольку он был установлен в 1956 г., никогда не требовалось.

«Никто хотел, чтобы все компании раскопали и перепроверили свои трубопроводов», — пояснил Карл Веймер, исполнительный директор Траст безопасности трубопроводов, общественная благотворительная организация, пропагандирующая безопасность перевозки топлива.Так старые трубы были по существу унаследованы от меньшего количества испытаний, сказал он.

Сгоревшая машина и обугленные остатки дома в Сан-Бруно, Калифорния. после взрыва трубопровода в сентябре 2010 г.

Поздние реформы в 1990-х годах потребовалось больше испытаний нефтепроводов, и сегодня PHMSA требует, чтобы операторы тестировали трубопроводы в «высоких последствия», которые включают в себя населенные пункты или районы вблизи питьевая вода. Но многие старые трубопроводы в сельской местности области не подпадают под такие же строгие правила.

Некоторые виды трубопроводы – такие как «сборные» линии, соединяющие скважины с технологическими объекты или более крупные линии электропередачи — отсутствуют какие-либо правила PHMSA на все. А По оценкам GAO, из примерно 230 000 миль линий сбора, только 24 000 регулируются на федеральном уровне. Поскольку многие из этих линий работают на более низкое давление и обычно проходят через отдаленные районы, говорит GAO, правительство не собирает данные о разрывах или разливах и не применяет стандарты прочности трубопровода, сварных швов или глубины под землей на обширных большинство этих труб.

проблема, утверждают критики, в том, что сегодняшние линии сбора больше не соответствуют их старым описание.Частично из-за растущих потребностей в гидроразрыве пласта, операторы построили тысячи миль новых линий для транспортировки газа из пробуренных скважин. Несмотря на что эти линии часто такие же широкие, как и передачи линии (некоторые до 2 футов в диаметре) и могут работать под такое же высокое давление, они получают мало надзора.

Операторы использовать систему, основанную на оценке рисков, для обслуживания своих пайплайнов — вместо этого одинаково относиться ко всем трубопроводам, они сосредоточивают усилия по обеспечению безопасности на линиях считаются наиболее рискованными, и те, которые могут причинить наибольший вред в случае неудачи. То Проблема в том, что каждая компания использует разные критерии, поэтому «Это кошмар для регулирующих органов», — сказал Веймер.

Тем не менее, Андрей Блэк, президент торговой группы «Ассоциация нефтепроводов». членами которого являются операторы трубопроводов, заявил, что универсальный подход на самом деле сделал бы трубопроводы менее безопасными, потому что операторы (не упомянуть трубопроводы) так сильно различаются.

«Разное операторы используют разные компоненты труб, используя разные конструкции технику, перевозя разные материалы по разным ландшафтам», — сказал он. сказал.Предоставление операторам возможности разрабатывать собственные стратегии для каждого трубопровода имеет решающее значение для надлежащего поддержания его безопасности, утверждал он.

 

Ограниченный Resources Leave Inspections of Industry

Критики говорят чего не хватает PHMSA ресурсы для надлежащего мониторинга миллионы миль трубопроводов, над которыми он действительно имеет орган власти. Агентство финансирует только 137 инспекторов, и часто сотрудников и того меньше (в 2010 году в агентстве работало 110 инспекторов по штат сотрудников).Исследование Конгресса В сервисном отчете обнаружена «долгосрочная модель недоукомплектованность» в программе Агентства по безопасности трубопроводов. Согласно отчете, в период с 2001 по 2009 год агентство сообщило о кадровой нехватке в среднем 24 сотрудника в год.

Нью-Йорк Расследование Times в прошлом году показало, что агентство хронически не хватает инспекторов, потому что у него просто не хватает денег, чтобы нанять больше, возможно, из-за конкуренции со стороны самих трубопроводных компаний, которые часто нанимают инспекторов PHMSA для своих корпоративных программ безопасности, согласно КРС.

Учитывая ограничения государственных денег и персонала, это часто является отраслью который проверяет свои собственные трубопроводы. Хотя федеральные и государственные инспекторы просматривают документы и проводят аудит, большинство проверок трубопроводов на месте выполняются инспекторами за счет компании.

Промышленность отношения с PHMSA могут пойти дальше, чем проверки, критики сказать. Агентство приняло, по крайней мере частично, десятки стандартов безопасности, написанных нефтяной и газовой промышленности.

«Это — это не лиса, охраняющая курятник, — сказал Веймер. лиса проектирует курятник.»

Пункт оператора из того, что определение их собственных стандартов позволяет проводить инспекцию система, позволяющая использовать реальный опыт. Принятые стандарты проходят процесс нормотворчества, который дает заинтересованным сторонам и общественности возможность комментировать и предлагать изменения, сообщает агентство.

Вопросы есть также было поднято о связях между должностными лицами агентства и компании, которые они регулируют.Прежде чем присоединиться к агентство в 2009 году, администратор PHMSA Синтия Куортерман работала в качестве юридического советника Enbridge Energy, оператора, участвующего в авария на реке Каламазу. Но под ее руководством агентство также принесло рекордное количество правоприменительных дел против операторов, и наложил высшую гражданско-правовую санкцию в история агентства о компании она когда-то представлены.

 

Предлагается Решения Spark Debate

Как адекватно поддерживать разнообразие трубопроводов оказалось спорный вопрос — критики выступают за больше автоматических тестов и мер безопасности и компаний, указывающих на высокая стоимость таких дополнений.

Один такой мерой является повсеместная установка автоматических или дистанционно управляемых запорная арматура, которая может быстро остановить подачу газа или нефти в аварийной ситуации. Эти клапаны могли бы помочь избежать подобной ситуации после реки Каламазу. разлив, в результате которого операторам потребовалось 17 часов с момента первоначального разрыва, чтобы найти и вручную отключить. Операторы уже используют эти клапаны на большинстве новых трубопроводов, но утверждают, что замена всех клапанов будет нерентабельной и ложной сигнализация без необходимости отключала бы подачу топлива.По оценкам CRS, даже если бы автоматические клапаны требовались только на трубопроводах в густонаселенных районах, замена ручных клапанов автоматическими может стоить отрасли сотни миллионы долларов.

Рабочий на реке Каламазу помогает ликвидировать разлив нефти объемом почти миллион галлонов из прорванного трубопровода в июле 2010 года.

Прочие меры сосредоточиться на предотвращении утечек и разрывов в первую очередь. Индустрия уже использует роботизированные устройства, называемые «умные свиньи» ползают по трубопроводу, уборка мусора и проведение измерений для выявления любых проблем.Но не все трубопроводы могут работать с умными скребками, а операторы обычно не работают устройства через каждую линию.

Только последний месяц умная свинья обнаружила «небольшую аномалию» в существующей Трубопровод Keystone, что побудило TransCanada закрыть всю линию. Экологи отметили, что это не первый раз, когда TransCananda призывает к закрытию, и не будет последний.

«Причина TransCanada должна продолжать закрывать Keystone», — сказал директор Об этом говорится в заявлении Национальной федерации дикой природы. «Это потому, что трубопроводы по своей сути опасны.

Последний января Обама подписал законопроект, который поручил несколько новых исследований оценить некоторые из этих предложенных мер безопасности, хотя его решение о продлении трубопровод Keystone может появиться задолго до того, как эти исследования завершенный.

Изображение предоставлено: Associated Press, Томас Хоук , Кевин Мартини

Газопроводы — У.S. Управление энергетической информации (EIA)

Газопроводная сеть США представляет собой высокоинтегрированную сеть, по которой природный газ транспортируется по всей континентальной части Соединенных Штатов. Трубопроводная сеть насчитывает около 3 миллионов миль магистральных и других трубопроводов, которые связывают районы добычи и хранения природного газа с потребителями. В 2020 году эта сеть транспортировки природного газа доставила около 27,7 трлн кубических футов природного газа примерно 77,3 миллионам клиентов.

Из чего состоит эта транспортная сеть?

• Системы сбора, в основном состоящие из трубопроводов малого диаметра и низкого давления, перемещают сырой природный газ от устья скважины к заводу по переработке природного газа или к соединению с более крупным магистральным трубопроводом.
• Установки по переработке природного газа отделяют жидкие углеводородные газы, неуглеводородные газы и воду от природного газа до подачи природного газа в магистральную систему передачи.
• Межгосударственные магистральные газопроводы высокого давления большого диаметра, пересекающие государственные границы, и внутригосударственные магистральные газопроводы, работающие в пределах государственных границ, транспортируют природный газ от районов добычи и переработки к хранилищам и распределительным центрам. Компрессорные станции (или насосные станции) в сети трубопроводов поддерживают движение природного газа по системе трубопроводов.
• Местные распределительные компании доставляют природный газ потребителям по трубопроводам малого диаметра с низким давлением.

Нажмите, чтобы увеличить

Трубопроводы природного газа

Источник: стоковая фотография (защищено авторским правом)

Как эта сеть передачи и распределения стала такой большой?

Около половины существующей магистральной сети передачи природного газа и большая часть местной распределительной сети были построены в 1950-х и 1960-х годах, поскольку после Второй мировой войны потребительский спрос на природный газ увеличился более чем вдвое. Распределительная сеть продолжала расширяться, чтобы снабжать природным газом новые коммерческие объекты и жилые комплексы.

Цены на природный газ существенно выросли в период с 2003 по 2008 год. Более высокие цены дали производителям природного газа стимул расширить разработку существующих месторождений и начать разведку ранее неразрабатываемых месторождений природного газа. Достижения в технологиях бурения и добычи привели к увеличению добычи из сланцев и других плотных геологических формаций.Это увеличение производства способствовало общему снижению цен на природный газ с 2009 года, что, в свою очередь, способствовало увеличению спроса на природный газ для производства электроэнергии и в промышленности. Следовательно, были построены новые магистральные трубопроводы и строятся другие, чтобы связать расширенные и новые источники производства с большим количеством потребителей по всей стране, особенно на северо-востоке.

Последнее обновление: 5 ноября 2021 г.

PHMSA: Взаимодействие с заинтересованными сторонами | Основы трубопроводов

Что такое трубопроводы? Где они? И зачем они нам вообще нужны? Это хорошие, основные вопросы.

Сеть транспортировки энергии в Соединенных Штатах состоит из трубопроводов протяженностью более 2,5 миллионов миль. Этого достаточно, чтобы обогнуть Землю около 100 раз. Эти трубопроводы эксплуатируются примерно 3000 крупными и малыми компаниями. Для получения более подробной информации о пробеге трубопровода в США см. страницу «Пробег трубопровода и объекты» PHMSA.

Хотя трубопроводы существуют во всех пятидесяти штатах, большинство из нас даже не подозревают о существовании этой обширной сети. Это связано с высокими показателями безопасности трубопроводов и тем фактом, что большинство из них расположены под землей.Прокладка трубопроводов под землей защищает их от повреждений, а также помогает защитить наши сообщества.

Где они?

Наиболее опасные жидкостные и газопроводы проложены под землей. Чтобы обеспечить свою безопасность и избежать повреждения подземных линий, , вы должны позвонить в свой штатный центр единого вызова, прежде чем копать. Позвони, прежде чем копать!

Наиболее опасные жидкости и газы магистральные трубопроводы расположены под землей в полосе отчуждения (ПО).ROW состоит из последовательных имущественных сервитутов, приобретенных или предоставленных трубопроводной компании. В полосе отвода имеется достаточно места для проведения технического обслуживания и осмотра трубопровода, а также свободная зона, в которой можно отслеживать и предотвращать вторжения. Брифинг ROW.

Чтобы узнать, находится ли рядом с вами газопровод, вы можете посетить Национальную картографическую систему трубопроводов (NPMS) и выполнить поиск по округу или почтовому индексу.

Операторы трубопроводов должны размещать яркие маркеры вдоль их полосы отвода, чтобы указать на наличие — но не обязательно точное местонахождение — их подземных трубопроводов.Маркеры бывают разных форм и размеров. Они содержат информацию о близлежащем трубопроводе, а также контактную информацию компании, которая его эксплуатирует, в экстренных случаях. Брифинг по маркерам трубопроводов

Газораспределительные системы состоят из распределительных магистральных и сервисных линий. Магистральные распределительные сети, как правило, прокладываются в подземных коммуникациях вдоль улиц и автомагистралей. Линии обслуживания распределения идут от главной линии распределения к домам или предприятиям.Распределительные магистрали и линии обслуживания обычно не обозначаются надземными маркерами. Чтобы обеспечить безопасность и избежать повреждения подземных линий, любой, кто планирует копать или проводить раскопки, по закону обязан связаться со своим государственным центром One Call за 48–72 часа до начала раскопок. Звоните, прежде чем копать!

Зачем они нам нужны?

Трубопроводы играют жизненно важную роль в нашей повседневной жизни. Они перевозят топливо и нефтехимическое сырье, которые мы используем для приготовления пищи и уборки, в наших ежедневных поездках на работу и в путешествия, для обогрева наших домов и предприятий, а также для производства сотен продуктов, которые мы используем ежедневно.

Природный газ обеспечивает почти 25% общего потребления энергии в нашей стране , а нефть обеспечивает почти 40%. Для этого требуется транспортировка огромных объемов опасных жидкостей и газа, и наиболее целесообразный, надежный и безопасный способ сделать это — по трубопроводам.

Вот дополнительная информация о трубопроводах, которые могут вас заинтересовать:

Системы газопроводов природного газа: от устья до потребителя

Нефтепроводные системы: от устья до потребителя

Основы разведки газа и нефти

Технологии разведки газа и нефти

Первые дни нефтяной промышленности

Строительство трубопроводов

Где они? — Техасский альянс по информированию о трубопроводах

Практически каждый житель Техаса живет рядом с трубопроводом.В нашем штате проложено более 225 000 миль трубопроводов, но, поскольку они обычно проходят под землей, мы не можем легко их увидеть.

Трубопроводы пересекают наши дворы, кварталы, общины, штаты и страны, каждый день безопасно транспортируя энергоносители. Они подключаются к газовым приборам в наших домах и расположены вокруг наших домов и предприятий в подземных коридорах, называемых полосами отвода трубопроводов.

 

ИНСТРУМЕНТЫ

ДЛЯ ПОИСКА ТРУБОПРОВОДОВ РЯДОМ ДО ВАШЕГО ДОМА ИЛИ ПРЕДПРИЯТИЯ:

Маркеры трубопроводов

Трубопроводные компании размещают знаки, называемые указателями трубопроводов, через равные промежутки времени, чтобы отметить общее, а не точное расположение трубопроводов.Маркеры располагаются в полосах отчуждения трубопроводов, на автомобильных и железнодорожных переездах, а также на всех надземных объектах.

Маркеры

могут различаться по форме, размеру и цвету, но все они содержат информацию о типе транспортируемого продукта, название оператора трубопровода и контактный номер телефона для экстренной связи. Повреждение, удаление или уничтожение указателя трубопровода является федеральным преступлением. Узнайте больше о маркерах трубопроводов и посмотрите примеры различных форм маркеров, посетив веб-сайт Администрации безопасности трубопроводов и опасных материалов.

Карты трубопроводов

Существуют две картографические онлайн-системы, которые помогут вам найти трубопроводы рядом с вашим домом или офисом.

• Национальная система картографирования трубопроводов (NPMS) показывает расположение трубопроводов, регулируемых Министерством транспорта США.
• Железнодорожная комиссия Техаса (RRC) управляет программой онлайн-картирования трубопроводов только в штате Техас, но может не включать системы трубопроводов для местных бытовых, коммерческих и промышленных поставок.

ВСЕГДА ЗВОНИТЕ ПО ТЕЛЕФОНУ 811, ЧТОБЫ ПОМЕТИТЬ ВСЕ КОММУНАЛЬНЫЕ ЛИНИИ, ПРЕЖДЕ ЧЕМ КОПАТЬ.

811 – Знай, что внизу. Звоните, прежде чем копать.

811/One Call — это бесплатная национальная служба, созданная для того, чтобы защитить вас от непреднамеренного повреждения подземных коммуникаций во время земляных работ. One Call работает с коммунальными службами, чтобы отметить расположение линий метрополитена, прежде чем копать.

При наборе номера 811 операторы коммунальных служб получают уведомление и отмечают расположение линий метро краской или флажками.Каждая утилита помечает свои строки определенным цветом. Нажмите здесь, чтобы просмотреть диаграмму, объясняющую цвета маркировки и типы коммунальных услуг, которые они обозначают.

Надземные трубопроводные сооружения

Помимо подземных трубопроводов, вы можете проживать и вблизи надземных сооружений трубопроводной системы.

На этих наземных объектах обычно можно найти маркеры (знаки, столбы и т. д.), помогающие идентифицировать владельца/оператора системы. Эти маркеры включают название компании и номер телефона, чтобы связаться, если у вас есть вопросы или запросить дополнительную информацию.

Pipeline — Energy Education

Рисунок 1. Нефтепровод на Аляске. ^[1]

Трубопроводы — это трубы, обычно подземные, по которым транспортируются и распределяются жидкости. При обсуждении трубопроводов в энергетическом контексте текучими средами обычно являются нефть, нефтепродукты и природный газ. Если водородное топливо получит широкое развитие, потребуются трубопроводы для транспортировки этого вторичного топлива. Вне энергетического контекста трубопроводы транспортируют другие жидкости, такие как вода. Нефте- и газопроводы образуют обширные распределительные сети, обеспечивая около 825 000 километров линий в Канаде для транспортировки природного газа, продуктов сжиженного природного газа, сырой нефти и других продуктов нефтепереработки. ^[2] Эти линии различаются по диаметру в зависимости от их использования и обычно проходят под землей.

Типы трубопроводов

В энергетическом секторе существует два основных типа трубопроводов: трубопроводы для жидкостей и трубопроводы для природного газа . Жидкостные трубопроводы транспортируют сырую нефть или природный газ в жидком виде на нефтеперерабатывающие заводы, где они подвергаются дистилляции и другим производственным процессам. Некоторые трубопроводы для жидкостей также используются для транспортировки дистиллированных нефтепродуктов, таких как бензин, в распределительные центры. ^[3] Трубопроводы природного газа используются исключительно для транспортировки природного газа на перерабатывающие заводы и используются для распределения. Природный газ также часто доставляется прямо в дома по трубопроводам. ^[4] В дополнение к этим двум основным типам трубопроводов существуют еще четыре подкатегории трубопроводов: ^[5]

• Сборочные линии : Эти линии диаметром 10-30 сантиметров предназначены для транспортировки природного газа, сырой нефти и сжиженного природного газа на короткие расстояния.Они существуют в основном для сбора продукции из скважин и перемещения ее на переработку.
• Подающие линии : Подающие линии перемещают сырую нефть, природный газ и сжиженный природный газ из резервуаров для хранения и перерабатывающих предприятий в магистральные трубопроводы.
• Трубопроводы передачи : Их диаметр может варьироваться от 10 сантиметров до более метра. Они перевозят природный газ, сжиженный природный газ, сырую нефть и нефтепродукты (в зависимости от того, являются ли они трубопроводами с жидкостями или природным газом).Эти перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, в том числе через международные границы.
• Распределительные трубопроводы : Они имеют диаметр от 1 до 15 сантиметров и используются для подачи природного газа в дома и на предприятия.

Эксплуатация

Для жидкостных трубопроводов, по которым транспортируют сырую нефть и сжиженные нефтепродукты, трубопроводы малого диаметра собирают продукт из места его извлечения. После перемещения на сборное предприятие он перемещается в питающие трубопроводы относительно большого диаметра, по которым продукт транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.Линии электропередач используются, когда масло и жидкости должны перемещаться на большие расстояния. Для проталкивания жидкости по трубе используются мощные насосы, перемещающие нефть со скоростью, близкой к пешеходной. ^[3] Трубопроводы для жидкостей очень универсальны и могут транспортировать сырую нефть и нефтепродукты различных сортов и разновидностей.

Процесс аналогичен для трубопроводов природного газа — добытый природный газ транспортируется для обработки по сборным и фидерным линиям, затем подается в крупные магистральные трубопроводы (обычно состоящие из стальных труб).Газ может течь, когда он перемещается из областей с высоким давлением в области с низким давлением. Эта разница давлений достигается за счет использования компрессоров, которые повышают давление газа, толкая его вперед. ^[4] Как только газ достигает распределительной станции, компании снижают давление газа и распределяют его по небольшим распределительным трубопроводам. ^[4]

Экологические проблемы

Хотя они являются необходимой частью использования и транспортировки различных нефтепродуктов, при строительстве и эксплуатации трубопроводов возникают экологические проблемы, которые различаются в зависимости от того, как и где строятся трубопроводы. Некоторые из проблем включают: ^[6]

• Снижение качества воздуха в результате образования пыли во время строительства и выбросов в результате сжигания ископаемого топлива, используемого для строительного оборудования.
• Повышенное шумовое загрязнение в результате строительства насосных станций.
• Эрозия почвы и загрязнение в результате строительства и любых утечек.
• Потеря растительности в результате строительства, поверхностных нарушений и изменения водного потока.
• Нарушения водных ресурсов по количеству и качеству в результате эрозии, гербицидов и утечек.

Трубопроводы активно строились на протяжении многих лет, поэтому предпринимаются многочисленные шаги для сведения к минимуму любого воздействия на окружающую среду. Воздействия на окружающую среду нельзя полностью избежать, можно только уменьшить. Хотя все эти проблемы вызывают беспокойство, большинство людей обеспокоены разрывом трубопровода и разливом. Разлив нефтепродуктов может нанести значительный ущерб окружающей среде и представлять опасность для здоровья человека, поскольку они могут гореть, содержать токсичные химические вещества и загрязнять подземные воды.Однако разрывы трубопроводов не очень распространены, но все же случаются. Старые трубопроводы гораздо более уязвимы к разрыву в результате коррозии. Хотя крупномасштабные разрывы происходят нечасто, в период с 1990 по 2005 год на трубопроводах Альберты произошло 758 небольших разрывов, и с каждым годом их становится все меньше. ^[6] Даже небольшие разливы могут оказать воздействие на окружающую среду, но степень воздействия резко различается в зависимости от места разлива. Крупномасштабные разрывы высвобождают от 1000 до 10 000 кубических метров жидкости и происходят не так часто.

Карты трубопроводов

Как указывалось выше, канадские трубопроводы не только различаются по пропускной способности, но и являются обширными. Ниже приведены две разные карты, на которых показаны маршруты различных канадских трубопроводов, как для транспортировки жидкости, так и для транспортировки газа. Обратите внимание, насколько обширны эти трубопроводы, и сколько из них пересекают границы провинций или стран. На рис. 2 показана карта крупных канадских и американских трубопроводов для жидкости и газа.

Рисунок 2. Карта трубопроводов для жидкостей и газа в Канаде и США. ^[7]

Для дальнейшего чтения

Каталожные номера

Анализ подземных трубопроводов, подверженных осадке и выпучению поверхности земли

Ступенчатое вертикальное смещение Δ z естественной поверхности земли приведет к отклонению прямого непрерывного подземного трубопровода, пересекающего зону осадки или вздутия, по показанной схеме на рис. 2. Любое движение грунта в горизонтальной плоскости в последующем анализе не учитывается, что говорит о том, что оно не справедливо для случаев вертикального смещения, развивающегося в результате определенных видов деформаций — т.е.г., поворотный провал наклона. После работы Wang and Yeh (1985) и Karamitros et al. (2007, 2011), анализ трубопровода будет основываться на теории балок, при этом изгибающее действие не будет зависеть от осевого удлинения. Для облегчения анализа трубопровод разделен на три характерные части: A’A, ABC и CC’ (рис. 2). Точки А и С вдоль трассы трубопровода определяют участок АВС, где предполагается развитие максимальных деформаций трубопровода. Его концами являются точки, ближайшие к краю зоны осадки или пучения, где относительное вертикальное смещение между грунтом и трубопроводом становится равным нулю.Точка В соответственно определяется как проекция края зоны осадки или пучения на ось трубопровода. Расчет максимальных значений внутренних усилий и деформаций трубопровода выполняется по пятиэтапному итерационному алгоритму, который описан ниже.

Шаг 1

Сначала рассматривается случай профиля осадки грунта, показанный на рис. 2 a . Балки A′A (от –∞ до A′) и CC′ (от C′ до +∞) анализируются с использованием теории балки на упругом основании, чтобы получить соотношение между силой реакции, V ; изгибающий момент, M ; и поворот упругой линии в точках А и С.Это означает, что части A’A и CC’ будут вести себя упруго в рассматриваемом диапазоне вертикальных смещений поверхности земли, а вертикальное отклонение балки w будет ограничено, так что можно предположить, что эффекты геометрической нелинейности пренебрежимо малы. В этом случае дифференциальное уравнение, определяющее линию упругости балок, имеет вид

(1)

, где E ₁ — начальный (упругий) модуль Юнга материала трубопровода, I — момент площади инерция поперечного сечения трубопровода, а К – постоянная вертикальной пружины.Последнее отличается для восходящего и нисходящего движения (см., например, Trautmann et al. 1985 и Kouretzis et al. 2014), но для простоты будет принято среднее значение для этих конкретных сегментов. Граничные условия для ур. (1) составляют w = 0 для x = 0, а также w = 0 для x → –∞ или x → +∞ для лучей A′A и CC′ соответственно ( Рис. 2). При вышеуказанных условиях ур. (1) дает

(2a)

(2b)

где

(3)

Дифференцирование уравнений.(2 a ) и (2 b ) дают изгибающий момент и силу реакции в точках A и C как поворот упругой линии балки. Они составляют граничные условия для анализа луча ABC на следующем шаге алгоритма. Чтобы эти граничные условия применялись, необходимо обеспечить наличие достаточной длины затухания x = L _a с каждой стороны луча ABC.Количественное определение этой длины представляет особый интерес в случаях, когда зона оседания или пучения имеет ограниченную ширину, и будет обсуждаться в следующих параграфах. Правила знаков для внутренних сил, перемещений и вращения соответствуют рис. 3, тогда как в На рис. 2 нанесены фактические направления внутренних сил и деформации балки.

Рис. 3.

Рис. 3. Положительные знаки для перемещений, поворотов и внутренних сил.2 b ), если порядок частей A’A и CC’ был обратным. Тем не менее, для сохранения согласованности на протяжении всего представления луч, расположенный выше по потоку от края зоны волнения, по-прежнему будет обозначаться как часть A’A, а луч, расположенный ниже по потоку от края зоны волнения, как часть CC’. В последнем случае знаки ур. (4) и (5) меняются местами.

Шаг 2

Сегмент ABC будет проанализирован как упругая балка, опирающаяся на две вращающиеся пружины на концах A и B. Константа обеих этих пружин определяется по уравнениям.(4 a ) и (4 b ) как

(6)

К балочной опоре С прикладывают заданное перемещение величиной ±Δ z (рис. 2), равное вертикальной осадке или пучине грунта . Положительный знак для Δ z соответствует осадке, а отрицательный знак обозначает пучение в соответствии с соглашением, показанным на рис. 3. Балка ABC длиной L соответственно разделена на два подотрезка с длинами L _AB и L _ВС , выше и ниже проекции кромки зоны осадки или пучения на ось трубопровода, Б.Длины L _AB и L _BC неизвестны и будут получены в результате следующего анализа. Вертикальное перемещение опоры С вниз приведет к отрицательной нагрузке на грунт q _AB , распределенной вдоль подотрезка АВ, и положительной нагрузке от реакции грунта q _BC на подотрезке ВС. Направление распределенной нагрузки реакции грунта, которое следует условности на рис. 3, меняется на обратное в случае вертикального движения опоры С вверх (рис.2 b ). Для анализа балки ABC предполагается, что нагрузки положительной реакции равномерны и имеют величину, равную предельному значению силы сопротивления, развиваемой во время подъема трубопровода (ASCE-ALA 2005; Trautmann et al. 1985). Это связано с тем, что эта предельная сила развивается при относительно небольших относительных перемещениях между грунтом и трубопроводом, порядка от 0,01 H до 0,02 H для трубопроводов, проложенных в засыпанных песком траншеях, причем H является глубина заделки трубопровода, измеренная от его центральной линии (ASCE-ALA 2005).Отрицательные реактивные нагрузки, однако, достигают своего предельного значения, равного максимальной силе сопротивления, развиваемой при относительном движении трубопровода вертикально вниз, при значительно больших значениях относительного перемещения порядка 0,1 D , где D диаметр трубопровода. (ASCE-ALA 2005). Поэтому ожидается, что отрицательная реакция грунта будет следовать треугольному распределению нагрузки, достигая пикового значения в точке В балки, равного К _вниз Δ z _Β в случае осадки грунта, и до K _вниз (Δ z – Δ z _Β ) в случае пучения грунта.Здесь K _вниз — жесткость пружин в направлении вниз (рис. 1) и Δ z _Β (в случае осадки) или Δ z — Δ z 73 z 74 (в случае пучения) — относительное вертикальное смещение грунта-трубопровода в точке B. Для облегчения анализа вместо использования треугольного распределения нагрузки рассматривается эквивалентное равномерное распределение (которое имеет тот же результат) для отрицательного грунта. реакция.Оно имеет величину

(7а)

(7б)

. Для оценки смещения Δ z _Β предполагается, что линия упругости подотрезков АВ и ВС деформируется по дуге окружности (рис. 4). Это означает, что отрезок ABC ведет себя как канат с нулевой жесткостью на изгиб, как в работе Kennedy et al. (1977). Тем не менее, это допущение о нулевой изгибной жесткости используется только для оценки смещения Δ z _Β , а не для последующего расчета конструкции балки, так как это приведет к переоценке деформаций трубопровода при малых значениях относительного смещения.Учитывая вышеизложенное, можно рассчитать радиусы кривизны подотрезков АВ и ВС, считая каждую дугу окружности частью поперечного сечения «полого цилиндра», с радиусом, равным радиусу кривизны соответствующего подотрезка, подвергнутого к равномерному внутреннему давлению q _AB или q _BC . Приложение внутреннего давления к полому цилиндру приведет к развитию растягивающей окружной силы, F _a , переведенной как осевая сила для балки ABC, и

(8a)

(8b)

Рис.4.

Рис. 4. Оценка Δ z _B в случае дифференциальной осадки грунта ( a ) и ( b ) пучения. Соответственно, из деформированной формы, показанной на рис. 4 A и 4 B и 4 Z Z _β могут быть рассчитаны из аналогичных треугольников как

(9A)

(9b)

уравнений ( A ) и (9 B ) Разрешить δ z _Β оценивается непосредственно из входных параметров задачи.Таким образом, анализ можно продолжить для упругой балки ABC, вращение которой ограничено вращательными пружинами в точках A и C, которая подвергается равномерным нагрузкам q _AB и q _BC и заданному смещению Δ z на его опоре C. Начиная с расчетных случаев, изгибающие моменты M _A и M _C в точках A и C оцениваются по уравнениям. (10 a ) и (10 b )

(10a)

(10b)

Объединение уравнений.(10 a ) и (10 b ) с ур. (4 a ) и (4 b ) для изгибающих моментов в точках A и C, полученные в результате анализа балок A’A и CC’ на шаге 1, дают

(11a)

(11b)

, где

(12a)

(12b)

Силы реакции в точках A и C также вычисляются из соображений равновесия как

(13a)

(13b)

Расположение точек A и C заранее неизвестно. Тем не менее, длина каждого подсегмента L _AB и L _BC и общая длина луча ABC, L , могут быть вычислены итеративно из граничных условий, описанных в уравнениях.(5 а ) и (5 б ). Для этого длинам L _AB = (от 5 до 10) D и L _BC = (10 до 20) D присваивается начальное значение, оценивая внутренние силы в точках A и C из уравнения (11), (12) и (13), и обновление L _AB и L _BC во время каждой итерации как

(14a)

(14b)

, где α

коэффициент.

Описанная выше процедура сходится, если значение α находится между 0.2 и 0,5. Максимальный изгибающий момент, который в сценарии дифференциальной осадки будет развиваться выше по течению от края зоны осадки, рассчитывается как

(15)

. силы в ур. (10) — (13) теперь меняются местами. Длины L _AB и L _BC также меняются местами, поэтому их начальные значения для ввода в итеративную процедуру теперь должны быть L _AB = (от 10 до 20) D 4 _{до н. э.} = (от 5 до 10) Д. Более того, максимальный изгибающий момент теперь будет развиваться ниже по течению от края зоны вздутия и рассчитывается как (17) подразумевает, что реакция трубопровода является линейно-упругой, и по мере того, как материал трубопровода подвергается текучести, он будет завышать деформации изгиба. Тем не менее, требуемая величина осадки или пучения, чтобы привести к текучести значительной части участка трубопровода (и, следовательно, становятся заметными эффекты геометрической нелинейности), нереалистична.Как обсуждалось на следующем этапе, преобладающим видом разрушения будет изгиб в сочетании с низким растягивающим усилием. Таким образом, расчет деформации изгиба по уравнению. (17) является реалистичным приближением.

Этап 3

Вертикальное смещение поверхности земли приведет к некоторому удлинению трубопровода, Δ x , и развитию осевых деформаций. Карамитрос и др. (2011) проигнорировали удлинение из-за вертикального смещения разлома, поскольку его можно считать незначительным по сравнению с удлинением, вызванным компонентом горизонтального смещения нормального разлома с реалистичным углом падения (обычно около 60°–70°). Это предположение, однако, неприменимо к проблеме осадки или пучения и может объяснить расхождения, отмеченные Karamitros et al. (2011) между численными и аналитическими результатами для местоположений вблизи вертикальных плоскостей разломов и больших смещений разломов. Здесь удлинение трубопровода из-за смещения по вертикали оценивается как (Рис. 4)

(18)

Уравнение (18) справедливо как для сценариев осадки, так и для сценариев пучения. Максимальное осевое усилие, которое будет развиваться на трубопроводе, может быть найдено исходя из требования совместимости между геометрически необходимым удлинением Δ L _req = Δ x (ур.(18)) и доступное удлинение трубопровода Δ L _ac , понятие, первоначально введенное Ньюмарком и Холлом (1975). Последняя определяется как интеграл осевых деформаций по незаанкерованной длине трубопровода L _и , т. е. длине по обеим сторонам проекции края зоны осадки или пучения на ось трубопровода (точка В) где между трубопроводом и окружающим его грунтом возникает некоторое относительное горизонтальное смещение

(19)

, где ε ( L ) – распределение осевой деформации вдоль трубопровода.

Все аналитические методологии для подобных задач с наложенным смещением (Ньюмарк и Холл, 1975; Кеннеди и др., 1977; Ван и Йе, 1985; Карамитрос и др., 2007, 2011; Трифонов и Черный, 2010) для простоты предполагают, что предельная сила трения между трубопроводом и окружающим грунтом полностью подвижна при расчете ε ( L ). Это предположение, однако, не является точным для рассматриваемой здесь проблемы. Как обсуждалось выше, геометрически требуемое удлинение из-за осадки или пучения, Δ x , значительно меньше, чем удлинение, вызванное разрывом крупного сейсмического разлома, для которого были разработаны вышеупомянутые методологии.Неучет упругой составляющей осевых пружин может привести к значительному завышению оценки осевой деформации трубопровода, поэтому в данном исследовании вводится уточнение расчета осевой силы трубопровода. недостаточно для мобилизации предельной осевой силы трения, t _u , осевая реакция трубопровода описывается следующим дифференциальным уравнением

(20)

, где ось x совпадает с осью трубопровода (рис. 5 a ), F ( х ) – осевая сила вдоль трубопровода, u ( х ) – осевое смещение трубопровода относительно окружающего грунта, т ( х ) — мобилизованная осевая сила трения, а x _u — относительное перемещение, необходимое для развития предельной силы трения t _u . Учитывая небольшую величину требуемого удлинения, Δ L _req , можно предположить, что связь между осевыми напряжениями и деформациями вдоль трубопровода остается упругой, таким образом

(21)

Рис.5.

Рис. 5. Распределение осевых и сил трения вдоль трубопровода для ( A ) Δ L

0 req <2 x _u и ( b ) δ l _req > 2 x _u .где A _s площадь поперечного сечения трубопровода. Объединение ур. (20) и (21) дает

(22а)

, где

(22б)

Измерение x от края зоны осадки или пучения (рис. 5 a ), поскольку x → +∞ смещение U ( x ) → 0, и, следовательно, C 1

1 = 0 и C ₂ = U = U o с U _o Быть относительным смещением на краю ( точка В трубопровода).Кроме того, u _o = Δ L _req /2 удовлетворяет совместимости перемещений с учетом того, что требуемое удлинение распределяется симметрично по обеим сторонам края зоны осадки или пучения. Соответствующая осевая сила F _o в точке B затем может быть рассчитана из соображений равновесия сил, поскольку интеграл сил трения вдоль трубопровода

(23)

Рис. 5 a представляет результирующее распределение осевого трубопровода сила и сила трения грунт-трубопровод, рассчитанные по ур.(20) — (22). Ясно экв. (23) справедливо только при ∆ L _req x _u . По мере увеличения требуемого удлинения Δ L _req = Δ x предельная сила трения грунта будет в конечном итоге мобилизована по длине L _u с обеих сторон края, как показано на рис. 5 б . Длина L _u может быть определена через критерий текучести осевых грунтовых пружин

(24)

В этом случае распределение осевых сил вдоль L _u задается как общее удлинение трубопровода по длине L _u составит

(26)

Дальше от края поведение трубопровода все еще может быть описано уравнением.(22) после замены x на x − L _u . Чтобы обеспечить совместимость между двумя сегментами трубопровода, где конечная сила трения задействована или не задействована, необходимо рассмотреть следующее уравнение равновесия сил:

(27)

Наконец, чтобы удовлетворить совместимость перемещений

(28) (24)–(28) дает максимальное осевое усилие, развиваемое в трубопроводе на краю зоны осадки или пучения

(29)

Как и ожидалось, когда Δ L _{требуется} = 2 x _u , ур.(23) и (29) дают одинаковую силу в B, F _o . Кроме того, если x _u = 0, ур. (29) сводится к соответствующей формуле, предложенной Karamitros et al. (2007), который не принял во внимание упругую составляющую осевых грунтовых пружин. Приведенный выше анализ по существу подразумевает, что требуемое удлинение обеспечивается вдоль бесконечной длины трубопровода. Если необходимо оценить незакрепленную длину трубопровода, на которой относительное осевое смещение между грунтом и трубопроводом не должно ограничиваться во избежание увеличения осевой деформации, можно использовать следующее выражение:

(30)

Один общий случай, когда эта незакрепленная длина может быть недоступен, если ожидаемая осадка или пучение происходит в пределах ограниченной зоны шириной L _s L _и , как показано на рис.6. Строгий анализ влияния этого сдерживания на деформации трубопровода потребовал бы различения следующих трех случаев:

1.

Предельная сила трения не перемещается по длине трубопровода.

2.

Предельная сила трения мобилизуется только вне зоны осадки или пучения.

3.

Предельная сила трения мобилизуется как внутри, так и вне зоны осадки или пучения.

Рис. 6.

Рис. 6.Распределение осевых сил и сил трения вдоль трубопровода в случае зоны осадки или пучения ограниченной ширины на осевые деформации трубопровода. Конечно, в силу симметрии относительное смещение грунт-трубопровод становится равным нулю в средней точке зоны осадки или пучения. Это означает, что вокруг этой точки должна существовать область, где относительное смещение грунт-трубопровод очень мало и остается ниже x _u , так что предельная сила трения не мобилизуется.Тем не менее, в тех случаях, когда ожидается, что ограничение осевого смещения станет критическим для конструкции трубопровода, т. е. в случаях увеличенного удлинения и ограниченной ширины зоны осадки или пучения, ожидается, что протяженность этой области окажет тривиальное влияние на максимальное значение трубопровода. деформации, которые будут развиваться вблизи краев зоны постоянных деформаций грунта. Поэтому им можно пренебречь и принять упрощенное распределение осевых сил и сил трения вдоль трубопровода, как показано на рис.6. Учитывая распределение силы трения, показанное на рис. 6, предельная сила трения будет мобилизована по длине L _u за пределами краев зоны осадки или пучения, где поведение трубопровода описывается уравнениями. (25) и (26). Дальше от этой длины осевые грунтовые пружины будут вести себя упруго, и поведение трубопровода описывается уравнением. (22). Наконец, в пределах зоны осадки или пучения, где также задействовано предельное трение, распределение осевой силы будет следующим: направление противоположно направлению оси x (рис.6). Удлинение трубопровода вдоль каждой половины L _s (рис. 6) рассчитывается как

(32)

Наконец, для удовлетворения совместимости перемещений

(33)

Объединение приведенных выше уравнений дает

(34)

Для небольшие значения L _с , экв. (34) предсказывает, что сила F _o увеличивается при уменьшении значений L _s , как и ожидалось. Тем не менее, существует критическое значение L _s,cr , выше которого эта тенденция меняется на противоположную. L _s,cr фактически является максимальной шириной зоны осадки или пучения, которая будет ограничивать осевое усилие, развиваемое в трубопроводе. Следовательно, критическая ширина L _s,cr может быть определена как

(35)

Если зона осадки или пучения шире указанного выше критического значения L _s > L _s,cr , то осевая сила должна быть рассчитана с использованием ур. (23) или (29), в зависимости от величины потребного удлинения Δ L _req = Δ x по сравнению с x _u (рис.5). Для более узких зон, где L _s L _s,cr , экв. (34) следует использовать при условии, что Δ L _req = Δ x > x _u /2. Когда Δ L _треб. = Δ x x _u /2 экв. (35) недействительно, так как требуемое удлинение было бы слишком мало, чтобы мобилизовать предельную силу трения. В этом случае сдерживающее влияние ширины зоны осадки или пучения на осевые усилия минимально и не должно учитываться при проектировании трубопровода.Развиваемая осевая сила может быть оценена непосредственно из уравнения. (23). Приведенная выше формулировка для учета ширины зоны осадки или пучения при расчете справедлива только тогда, когда полуширина этой зоны достаточна для размещения не только части ВС трубопровода, но и дополнительной длины затухания L _a , тем самым обеспечивая выполнение граничных условий, используемых при анализе части CC’ (уравнение (1)). Другими словами, полуширина зоны деформации грунта L _s /2 должна быть больше, чем L _s /2 > L _BC + L 90Длина L _BC рассчитывается на шаге 2, тогда как длина затухания L _a , определенная на шаге 1, может быть оценена путем рассмотрения эквивалентной задачи одинарной сваи с поперечной нагрузкой в ​​упругом однородном грунте. Активная длина L _a , за пределами которой поведение поперечно нагруженной сваи становится независимым от ее длины, была оценена Karatzia and Mylonakis (2012) как

(36)

, где D _p — диаметр, n – параметр допуска, а E _p и E _s – жесткости сваи и грунта соответственно.Изменение приведенного выше соотношения для учета полого цилиндрического участка трубопровода дает

(37)

, где t — толщина поперечного сечения трубопровода.

При разумном допуске в 10 % ( n = 0,1) длина затухания большинства подземных трубопроводов будет порядка L _a = (от 5 до 15) D . Тем не менее, даже за строгими ограничениями, наложенными вышеприведенным выводом, предлагаемая методика также дает достаточно точные результаты для промежуточного случая, когда Л _БК .Справедливость этой гипотезы исследуется путем сравнения с эталонным числовым анализом и подробно обсуждается в разделе «Сравнение результатов с эталонным числовым анализом».

Оценка риска утечки из подземного трубопровода в городском городе

Int J Environ Res Общественное здравоохранение. 2020 июнь; 17(11): 3929.

Гэри Ли-Кай Сяо

³ Департамент по борьбе со стихийными бедствиями Тайваньского полицейского колледжа, Тайбэй 11696, Тайвань

Цзу-Чи Ван

⁴ Департамент , Китайский университет культуры, Тайбэй 11114, Тайвань; мок.liamg@1gnawihcuzt

Chen-Shan Kao

⁵ Департамент техники безопасности, охраны здоровья и окружающей среды, Национальный объединенный университет, Мяоли 36003, Тайвань; wt.ude.uun@kscj

¹ Программа «Материаловедение и химическая инженерия», Национальный объединенный университет, Мяоли 36003, Тайвань; moc.liamg@027096rats

³ Кафедра ликвидации последствий стихийных бедствий Тайваньского полицейского колледжа, Тайбэй 11696, Тайвань

⁴ Кафедра химического машиностроения и материаловедения Китайского университета культуры, Тайбэй 11114, Тайвань; мок. liamg@1gnawihcuzt ⁵ Департамент техники безопасности, охраны здоровья и окружающей среды, Национальный объединенный университет, Мяоли 36003, Тайвань; wt.ude.uun@kscj

Поступила в редакцию 16 апреля 2020 г.; Принято 21 мая 2020 г.

Лицензиат MDPI, Базель, Швейцария. Эта статья находится в открытом доступе и распространяется на условиях лицензии Creative Commons Attribution (CC BY) (http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/).

Abstract

Безопасность подземных трубопроводов вызывает беспокойство у гражданских лиц в густонаселенных городских городах.Из-за потенциального значительного ущерба от утечек подземных трубопроводов очень важно определить зоны потенциального риска. В этом исследовании было разработано упрощенное значение риска с использованием программного обеспечения для оценки риска (ALOHA) и географических информационных систем (SuperGIS и Surfer) для создания карт потенциального риска утечки подземного трубопровода в крупном городском городе. Оценка риска зон, затронутых утечкой подземного трубопровода, была выполнена для диффузии паров, теплового излучения от горения и избыточного давления от взрыва. Результаты применимы к департаментам и агентствам по борьбе со стихийными бедствиями в густонаселенных городах.

Ключевые слова: подземный трубопровод , оценка рисков, ALOHA, SuperGIS, реагирование на чрезвычайные ситуации

1. Введение

Как в городских, так и в сельских районах подземные трубопроводные сети представляют собой опасную инфраструктуру, которая представляет высокий риск пожарного ущерба и ущерба для экосистем. . Существует много неожиданных причин утечек в подземных трубопроводах, по которым транспортируются опасные материалы, и такие утечки могут иметь пагубные последствия в густонаселенных городах, например, при обрушении конструкции в результате взрыва [1].Также было показано, что утечки из подземных газопроводов негативно влияют на здоровье растений и наносят серьезный ущерб окружающей среде [2,3].

Нефтехимические продукты, в частности, являются одними из наиболее легковоспламеняющихся и, следовательно, наиболее регулируемых химических веществ, и повреждение таких трубопроводов может привести к значительным разрушениям в случае пожара. Пожары и взрывы, связанные с нефтехимическими трубопроводами, привели к значительным травмам и гибели людей [4]. Расследование девяти пожаров, произошедших в период с 2004 по 2007 год, показало, что повреждение трубопровода было основной причиной взрывов и разрывов, что привело к значительным ожогам и гибели более 600 человек на местах стихийных бедствий [5].

Более очевидными причинами утечек являются явления взрыва расширяющихся паров кипящей жидкости, которые являются основной причиной опасности для персонала и окружающей среды при авариях на газовых заводах [6]. Однако даже кажущиеся обыденными условия, такие как сильный дождь, могут привести к взрывам нефтехимических трубопроводов из-за утечек в подземных трубопроводах [7]. Умышленное повреждение и отсутствие мониторинга также представляют риск [8].

После взрыва подземного трубопровода в Гаосюне в 2014 г. соответствующие ведомства сосредоточили свои усилия на повышении безопасности подземных трубопроводов, по которым транспортируются токсичные химические вещества под крупными густонаселенными городскими районами [9]. Другие исследования показали, что такие меры могут поддерживать или восстанавливать репутацию операторов нефтехимических трубопроводов, учитывая важность, которую потребители придают серьезности аварии при оценке своей безопасности и репутации [10]. В тех случаях, когда повреждены здания, темная среда уже затрудняет поиск пути для пожарных и гражданских лиц, а присутствие химических веществ еще больше затрудняет спасательные работы [11]. Таким образом, крайне важно иметь возможность определить потенциальные зоны бедствия, чтобы можно было принять соответствующие меры предосторожности.

Для таких оценок в настоящем исследовании была разработана упрощенная величина риска (SRV), которая была получена с использованием инструмента моделирования оценки риска под названием «Местоположения опасных атмосфер» (ALOHA), версия 5.4.7, и географических информационных систем, включая SuperGIS, версия 10.1. и Surfer, версия 10, для создания карты потенциального риска (PRM) утечки из подземного трубопровода в Тайбэе, Тайвань [12,13,14]. SRV можно использовать для определения областей, подверженных риску повреждения из-за утечек из трубопровода. В частности, он показывает потенциальные эффекты диффузии паров, теплового излучения от сгорания и избыточного давления от взрыва.

2. Метод

В настоящем исследовании изучались подземные трубопроводы, транспортирующие метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ), для выявления потенциальных районов стихийных бедствий в Тайбэе, Тайвань. МТБЭ представляет собой токсичное химическое вещество 4-го типа, регулируемое Агентством по охране окружающей среды Тайваня. Он в основном используется в качестве присадки без октанового числа для неэтилированного бензина. Это также важное сырье для получения полимерного изобутилена. Это бесцветная осветленная жидкость, легковоспламеняющаяся и токсичная. Контакт может вызвать серьезное повреждение и раздражение кожи и глаз, а также вызвать рак.

Районы потенциального бедствия — это районы, где стихийные бедствия случались в прошлом и где высок риск возникновения стихийных бедствий в будущем. Создание PRM для таких зон может помочь в определении мест с высоким риском и предоставить справочную информацию для руководства по реагированию на стихийные бедствия и эвакуации.

Существует множество программных приложений для оценки рисков для моделирования утечек в трубопроводах. В настоящем исследовании принята модель газовой дисперсии ALOHA, поскольку она широко используется для оценки риска [15].В этом исследовании использовалась ALOHA для моделирования областей, которые могут быть затронуты утечкой МТБЭ из подземного трубопровода, и для расчета SRV. Зоны потенциального риска оценивались на предмет эффектов диффузии паров, теплового излучения от горения и избыточного давления от взрыва. Затем были использованы SuperGIS и Surfer для создания PRM.

Для расчета утечки МТБЭ из подземного трубопровода метод оценки утечек из трубопровода был объединен с методологией проверки на основе рисков [16].

Из 57 160 м трубопровода изученной подземной сети в данном исследовании было рассмотрено только 12 656 м трубопровода. Размер разрыва оценивается в 2000 мм ² на основании данных о взрыве подземного трубопровода в Гаосюне в 2014 году. По оценкам, утечка МТБЭ из подземного трубопровода составляет от 115 113 до 124 145 кг массы.

Оценка уровня опасности (LOC) была основана на Руководстве по планированию реагирования на чрезвычайные ситуации (ERPG) Американской ассоциации промышленной гигиены [17].Общий риск определяется как результат последствий опасности, который обычно определяется как количество смертей. Полная оценка риска была бы нецелесообразна из-за большого распространения объектов подземных трубопроводов и различий в давлении и диаметре трубопроводов в сети. Таким образом, это исследование определило SRV следующим образом:

SRV = радиус опасности × частота

(1)

где радиус опасности измерялся в километрах, а частота определялась как количество случаев в год.

ERPG-3 относится к максимально допустимой концентрации токсичного переносимого по воздуху химического вещества, воздействию которого человек может подвергаться в течение приблизительно 1 часа без угрозы для его жизни. В этом исследовании использовалось значение теплового излучения ERPG-3, равное 12,5 кВт/м 90 248 2 90 249, и избыточное давление 0,5 фунта на кв. взрыв. Давление подземного трубопровода МТБЭ оценивается в 23.5 кг/см ² в начале и 20,4 кг/см ² в конце. Продолжительность утечки была установлена ​​на 30 минут. показывает параметры моделирования.

Таблица 1

Настройки параметров моделирования ALOHA.

Состояние	Установка
Продолжительность утечки	30 мин
1,0 м / с
температура окружающей среды	28 ° C
влажность	7578	75%
Размер разрыва	2000 мм
Утечка	Непрерывная утечка
5000 PPM	5000 PPM
POC Thermal Radiation	12 . 5 кВт/м 2
LOC избыточного давления при взрыве	0,5 фунта/кв. симуляция АЛОХА. По данным Американского института инженеров-химиков, частота выхода из строя трубопровода из-за разрыва при нормальной эксплуатации составляет 0,000235 раза в год для металлических трубопроводов. Таким образом, SRV ежегодно выявляет зоны, пострадавшие от возможных повреждений от рассеивания паров, теплового излучения от горения и избыточного давления от взрыва.В сочетании с данными ГИС относительные потенциальные риски пострадавших районов были получены из SRV на PRM. 3. Результаты и выводы Радиус опасности от утечки подземного трубопровода до близлежащих пораженных зон был определен как 431 м для рассеивания паров, 271 м для теплового излучения от горения и 527 м для избыточного давления от взрыва. показывает радиус опасности, наложенный на PRM, созданный с помощью SuperGIS и Surfer. Радиус опасности для диффузии пара, теплового излучения и избыточного давления из-за утечки из трубопровода. Подземный трубопровод МТБЭ проходит через всю городскую территорию общей протяженностью 12 656 м. Подземный трубопровод проходит через 5 районов и 12 сел. После моделирования ALOHA радиус опасности для диффузии паров, теплового излучения от горения и избыточного давления от взрыва были преобразованы в SRV. Как показано в и , рассеивание паров затронуло 6 районов и 27 деревень, тепловое излучение от горения — 6 районов и 17 деревень, избыточное давление от взрыва — 6 районов и 30 деревень. PRM диффузии паров в пораженные зоны при протечке подземного трубопровода. ПРМ теплового излучения на пораженные участки при протечках подземных трубопроводов. ПРМ избыточного давления от взрыва на пораженные участки при протечке подземного трубопровода. Моделирование ALOHA утечки подземного трубопровода МТБЭ было проведено для изучения областей потенциального риска диффузии паров, теплового излучения от горения и избыточного давления от взрыва. SRV был получен из комбинации радиуса опасности и частоты последствий, а затем нанесен на карту с помощью инструментов ГИС для создания PRM.Результаты применимы к департаментам и агентствам по борьбе со стихийными бедствиями. Следует провести обсуждения, чтобы определить, как эти выводы могут повлиять на городское планирование, особенно в отношении местоположения и распределения населения в опасной зоне. Уязвимые места включают школы, правительственные учреждения, медицинские учреждения, станции общественного скоростного транспорта, а также нефтяные или заправочные станции, которые следует оценивать в первую очередь. Участки, подверженные риску утечки из подземного трубопровода МТБЭ, должны быть обследованы для определения надлежащего плана эвакуации, включая выбор соответствующего места эвакуации, путей эвакуации, контроля перекрестков и мест сбора.Все эти соображения должны быть хорошо спланированы заранее, чтобы обеспечить более своевременное реагирование на чрезвычайные ситуации. Вклад авторов С. -Ю.К., Т.-К.В. и К.-С.К. задумал представленную идею и разработал теорию и выполнил расчеты. М.-С.Л. выполнил расчеты. Г.Л.-К.Х. проверил ссылки и проверил методы. Все авторы обсудили результаты и внесли свой вклад в окончательный вариант рукописи. Все авторы прочитали и согласились с опубликованной версией рукописи. Финансирование Городское правительство Тайбэя финансировало это исследование. Конфликт интересов Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов. Список литературы 1. Руссо П., Паризи Ф., Оженти Н., Руссо Г. Определение зон риска, связанных с взрывами газопроводов высокого давления, включая воздействие на структурные элементы. хим. англ. Транс. 2014; 36: 289–294. doi: 10.3303/CET1436049. [Перекрестная ссылка] [Академия Google]2. Ноомен М.Ф., Скидмор А.К., Ван дер Меер Ф.Д., Смит К.Л., Стивен М.Д., Коллс Дж.Дж. Влияние утечки газопровода на развитие растений и отражательную способность. Азиатская конф. Remote Sens. 2004; 1: 637–642. [Google Академия]3. Омоданиси Э.О., Елудоин А.О., Салам А.Т. Взгляд с разных точек зрения на последствия взрыва трубопровода в Нигерии. Междунар. J. Снижение риска бедствий. 2014;7:68–77. doi: 10.1016/j.ijdrr.2013.11.002. [Перекрестная ссылка] [Академия Google]4. Карлсон Л.К., Роджерс Т.Т., Камара Т.Б., Рыбарчик М.М., Леоу Дж.Дж., Кирш Т.Д., Кушнер А.Л. Взрывы нефтепроводов в странах Африки к югу от Сахары: всесторонний систематический обзор академической и непрофессиональной литературы.Бернс. 2015; 41: 497–501. doi: 10.1016/j.burns.2014.08.013. [PubMed] [CrossRef] [Google Scholar]5. Фадейиби И.О., Джево П.И., Опула П., Бабалола О.С., Угбуро А., Адемилуйи С.А. Ожоги и пожары из-за протекания нефтяных труб в Лагосе, Нигерия: 8-летний опыт. Бернс. 2011; 37: 145–152. doi: 10.1016/j.burns.2010.06.012. [PubMed] [CrossRef] [Google Scholar]6. Селлами И., Манеско Б., Четехуна К., Изарра С., Найт-Саид Р., Зидани Ф. Моделирование огненного шара BLEVE с использованием симулятора динамики огня (FDS) в газовой промышленности Алжира. Дж. Потеря Пред. Process Ind. 2018; 54:69–84. doi: 10.1016/j.jlp.2018.02.010. [Перекрестная ссылка] [Академия Google] 7. Тотани Г., Тотани Ф., Челли Д., Паскуали Д., Ди Рисио М. Исследование места происшествия, мониторинг, анализ устойчивости и моделирование взрыва газопровода. Дж. Неудача. Анальный. Пред. 2017;17:86–92. doi: 10.1007/s11668-016-0212-0. [Перекрестная ссылка] [Академия Google]8. Омоданиси Э.О., Елудоин А.О., Салам А.Т. Экологические последствия и восприятие жертв взрыва трубопровода в развивающейся стране. Междунар.Дж. Окружающая среда. науч. Технол. 2015;12:1635–1646. doi: 10.1007/s13762-014-0569-0. [Перекрестная ссылка] [Академия Google]9. Чанг Х.-Х. От взрывов газа до землетрясений: тематические исследования реагирования на стихийные бедствия на Тайване. В: Масис А., Лин Л., редакторы. Вызовы безопасности в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Передовые науки и технологии для приложений безопасности. Спрингер; Чам, Швейцария: 2018. стр. 221–242. [Перекрестная ссылка] [Академия Google] 10. Зардасти Л., Валипур А., Нур Н.М., Яхая Н. Приоритизация факторов угрозы для устойчивости репутации оператора трубопровода с точки зрения потребителя.Дж. Инж. науч. Технол. 2018;13:665–681. [Google Академия] 11. Сяо Г.Л.-К., Тан С.-Х., Хуан Т., Линь С.-Ю. Навигация пожарного в темноте под контролем RFID. Пожарная техника. 2016; 52: 273–279. doi: 10.1007/s10694-015-0477-y. [Перекрестная ссылка] [Академия Google] 15. Лоу В.П., Эрайн Н., Рамли Н.И., Гимбун Дж. Оценка распространения утечки хлора вокруг промышленной зоны Гебенг и потенциального пути эвакуации. Атмос. Рез. 2019;216:117–129. doi: 10.1016/j.atmosres.2018.10.003. [Перекрестная ссылка] [Академия Google] 16.Американский нефтяной институт . Методология инспекции на основе рисков, API RP 581. 3-е изд. Американский нефтяной институт; Вашингтон, округ Колумбия, США: 2016. [Google Scholar]17. Американская ассоциация промышленной гигиены. Справочник по ERPG/WEEL. Американская ассоциация промышленной гигиены; Фэрфакс, Вирджиния, США: 2019. No related posts. Оставить комментарий Отменить ответ Имя (Обязательно) Mail (Видно не будет) (Обязательно) Ваш веб сайт (Если есть) Комментарий