Конструктивные схемы подводных переходов МТП.

Подводный переход, как правило, представляет в плане двух- или трехтрубную (или, как говорят проектировщики и строители, «ниточную») систему. Число труб может быть и большим. При меженном (среднем) уровне воды 75 м и более пересечение вводной преграды по СниП 2.05.06-85 рекомендуется осуществлять с обязательной укладкой резервной нитки и трубопровода. В порядке исключения при ширине рек более 75 м допускается при соответствующем обосновании укладка однониточного перехода. На рис. 13.9 изображена схема подводного перехода. На границах перехода устанавливаются отключающие устройства 1 (задвижки на нефтепроводах, краны на газопроводах). Резервную нитку 3 подключают к основной 2 и обычно включают в работу при возникновении аварийной ситуации на основной или при капитальном ее ремонте. Как уже отмечалось, подводный трубопровод заглубляется в грунт ниже возможной границы размыва дна реки и ее берегов. В этом случае не производится крепление дна; берега же реки обычно закрепляются. Если же трубопровод не может быть уложен ниже границ размыва, то участки, на которых возможен размыв, крепятся в обязательном порядке. В пределах длины подводного перехода желательно укладывать трубопроводы без кривых вставок предварительного гнутья, так как это усложняет условия строительства и статическую работу материала труб. Такие вставки вводят в трубопровод обычно при наличии высоких и крутых берегов (рис. 13.10). Вставка 1 установлена в надводном, а 2 – в подводном береговом участке трубопровода. Поперечный разрез (сечение А-А) двухниточного перехода изображен на рис. 13.9. Основная 2 и резервная 3 нитки уложены в траншеях, которые засыпаны грунтом.

Иногда с целью повышения надежности трубопроводов над ними делают каменную отсыпку или укладывают железобетонные плиты, которые предохраняют трубы от механического повреждения волокушами плотов или якорями судов.

Рассмотрим основные элементы конструкций поперечного сечения трубопровода. Подводный трубопровод в поперечном сечении может оформляться различными способами, в зависимости от назначения. Нефте- и нефтепродуктопроводы обычно только изолируют и покрывают футеровкой (рис. 13.11, а), а иногда применяют двухтрубную конструкцию (рис. 13.11, г). Газопроводы могут сооружаться в виде однотрубной (рис. 13.11, а) трубу 1 покрывают изоляцией 2 и футеровкой 3. При схеме (см. рис. 13.11, б) трубу 1 покрывают изоляцией 2, футеровкой 3, а затем навешивают утяжеляющие грузы 4 и скрепляют их болтами 5. Балластировка может производиться также бетоном 6 (см. рис. 13.11, 8).

Двухтрубная система (см. рис. 13.11, г) с заполнением межтрубного пространства представляет собой две трубы 1 и 7, расположенные одна внутри другой. Пространство между ними заполняется цементно-песочным раствором 6 или тяжелым заполнителем, свободно проникающим в межтрубное пространство. При этом применение утяжеляющих грунтов не требуется. К этому же прочность трубопровода оказывается почти в два раза выше, чем однотрубного. Наружную трубу 7 покрывают изоляцией 8. Для протаскивания внутренней трубы ее оснащают катками 9. Довольно редко, но все же применяются пакетные конструкции. В этом случае в одну траншею укладывают две и более трубы, соединенные между собой на берегу (рис. 13.12). При такой схеме укладки повреждение одной нитки может привести к повреждению других. Поэтому в СНиП 2.05.06-85 специально указывается, что расстояние между подводными газопроводами должно быть не менее 30 м при диаметре труб до 1000 мм и 50 м – при диаметре более 1000 мм.