Расстояние между осями проектируемого и действующего магистральных газопроводов (м)
| Диаметр, мм | На землях не сельскохозяйственного назначения, м | На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м |
| До 400 400-700 700-1000 1000-1200 1200-1400 | 11 14 15 16 18 | 20 23 28 30 32 |
Возможность аварийных ситуаций на газопроводах требует обеспечения разрывов между осями газопроводов и строениями населенных пунктов. Так, для газопроводов диаметром 1020-1420 мм расстояние до городов и населенных пунктов, отдельных промышленных предприятий, зданий в три этажа и более, железнодорожных станций и аэропортов должно быть не менее 350 м при подземной и 700 м при наземной и надземной прокладке, до железных и автомобильных дорог при подземной укладке 200 м и при наземной и надземной 300 м, до мостов и территории КС при подземной укладке 250 м и при наземной и надземной 375 м, до отдельно стоящих
небольших зданий 200 м, до ГРС при подземной укладке 175 м, при наземной и надземной 250 м.
Расстояние между осями трубопроводов см. табл.4.1.
На период строительства для ведения работ по сооружению газопровода отводят полосу отчуждения (см. табл. 4.2).
Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным, наземным и надземным способами.
Магистральные газопроводы по рабочему давлению разделяют на 3 класса:
высокого давления, Рраб>25 кгс/см2;
среднего давления, от 12 до 25 кгс/см2;
низкого давления, Р<12 кгс/см2.
Таблица 4.2
|
|
|
Ширина полосы земель отчуждения одного подземного
Газопровода (м)
| Диаметр, мм | На землях не сельскохозяйственного назначения, м | На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м |
| До 400 400-700 700-1020 1020-1220 1220-1420 | 20 23 28 30 32 | 28 33 39 42 45 |
Подземная укладка наиболее широко применяемый "классический" способ: трубопровод укладывают в траншею (обычно не менее чем на 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы).
Засыпка трубопровода грунтом осуществляется с необходимостью обеспечения упругого радиуса изгиба трубы для конкретного рельефа местности, теплотехнических требований, использования минерального грунта для балластировки или удержания трубопровода от всплытия на обводненных участках. Для балластировки или удержания труб в проектном положении используются также армобетонные грузы, чугунные грузы и анкерные устройства.
Подземная укладка наиболее экономична. Вместе с тем, на многолетнемерзлых грунтах и категорий по просадочности, на участках горных выработок, в районах активных оползней практически не применяется.
Наземная укладка характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта, выше нее (на грунтовой подушке) или несколько ниже.
|
|
|
При этом способе укладки трубопровод чаще всего осуществляют обваловку привозным или местным грунтом. Этот вид укладки используется в сильно обводненных и заболоченных районах и при наличии засоленных почв.
Преимущества этого способа в том, что он позволяет избежать дорогостоящей балластировки трубопровода и ограничивает влияние трубопровода на грунт в условиях многолетней мерзлоты. Однако применение надземной укладки возможно там, где есть поблизости карьеры для добычи грунта и возведения насыпи.
Надземная укладка - это сооружение трубопровода над землей на свайных или других опорах. Ее применяют в тех случаях, когда по технико-экономическим соображениям исключаются описанные выше способы.
Запорные устройства размещают на линейной части магистрального газопровода не реже чем через 30 км, а также на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках примыкающих к компрессорным станциям, на расстоянии 500-700 м до границ их территории, на свечах и факелах для сброса газа.
В качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки и вентили.
|
|
|
По роду управления краны делят на ручные и с пневматическим приводом. По конструкции краны подразделяют на простые поворотные и краны с принудительной смазкой, по способу присоединения - на фланцевые, муфтовые и с концами под приварку. В последнее время на магистральных газопроводах используют шаровые равнопроходные краны со сферическим затвором и пневмогидроприводом. Начиная с Ду=1000 мм изготавливают два типа этих кранов: для колодезной и бесколодезной установки.
Задвижки ставят на газопроводах Ду=50-600 мм на давление до 6,4МПа.
Вентили применяют на трубках контрольно-измерительных приборов.
Основным эксплуатационным показателем МГ является его расчетная суточная пропускная способность, определяемая по проектной, годовой пропускной способности из соотношения:
(3.2),
где Vсут - суточная пропускная способность, млн.м3/сут в стандартных условиях;
Vгод - годовая пропускная способность, млн.м3 /сут;
Кгод - среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа; для МГ без хранилищ Кгод= 0,85, для отводов Кгод = 0,75.
Зависимость расчетной суточной пропускной способности МГ выражается формулой:
|
|
|
(3.3),
где d- внутренний диаметр газопровода, мм;
рн и рк - начальное и конечное абсолютное давление, кгс/см2;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода;
ρ - относительная плотность газа;
Zср - средний по длине коэффициент сжимаемости газа;
Тср - средняя по длине газопровода температура,
К - длина расчетного участка, км.
Из формулы (3.3) видно, что при прочих равных условиях пропускная способность газопровода пропорциональна его диаметру в степени 2,5. Поэтому удалось с увеличением d значительно увеличить его пропускную способность.
Увеличивается производительность при повышении давления или прокладкой нескольких линий газопроводов. На газопроводы - отводы к КС и ГРС распространяются все правила строительства и эксплуатации, применяемые для МГ.
Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 471; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!