Инженерно-гидрометеорологические изыскания Тема 6. Изыскания магистральных

с ними перекачивающих станций, хранилищ нефти, нефтепродуктов и других технологических

объектов, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти/нефтепродуктов, соответствующих требованиям законодательства Российской Федерации, от мест приема до мест сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта.

природные или искусственные газы, воду перекачивают от места добычи, переработки

или забора к месту по­требления.
Например, магистральный газопровод представляет собой комп­лекс различных объектов и сооружений. В их числе: головные, ли­нейные, компрессорные, газораспределительные станции, подземные хранилища газа, системы диспетчерской связи, электрозащиты и другое оборудование.
От газосборных пунктов на промысле газ направляется в газосборный коллектор и по нему на головную станцию магис­трального газопровода. Здесь происходит очистка газа от меха­нических примесей, влаги~ и серы при помощи сепараторов, пы­леуловителей, абсорберов. После очистки газ поступает на головную компрессорную станцию и далее под давлением в ма­гистральный газопровод. Перед подачей в него газу придают специфический резкий запах посредством одорантов (этимеркан-тана, сульфана и др.). На 1 тыс. м3 газа затрачивают примерно 16 г одоранта. Давление газа в магистрали составляет до 10 МПа. Это давление поддерживается линейными компрессор­ными станциями.
Газораспределительные станции магистрального газопровода служат для снижения давления перекачиваемого газа до 0,3-1,2 МПа, т.е. до уровня, необходимого потребителям. На
газораспределительных станциях осуществляют дополнительную подсушку газа и добавление одоранта.
Подземные хранилища газа обеспечивают регулирование се­зонной неравномерности его потребления. Сооружают их в бла­гоприятных геологических структурах (в выработанных подзем­ных пространствах, бывших водоносных пластах и т.д.).
Структура объектов и сооружений магистрального нефтепрово­да несколько отличается от структуры магистрального газопровода.
Нефть из промысловых скважин по индивидуальным нефтепрово­дам подают на нефтесборные пункты, а затем на головную станцию комплексной подготовки к транспортированию. Здесь в резервуарах она отстаивается, ее обезвоживают, отделяют от попутного нефтяного газа, а затем подают на головную насосную станцию и далее в ма­гистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потре­бителям.
Внутреннюю полость нефтепровода периодически очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специальными скребками, которые пропускают по ходу перекачки нефти.
Линейная часть магистральных нефтепроводов представляет собой собственно трубопровод с ответвлениями и луппингами (луппинг-трубопровод, идущий на ряде участков параллельно с основным). В линейную часть встраивают перекачивающие на­сосные станции.
Конечные пункты нефтепроводов имеют емкости (резервуары) для приемки поступающей нефти, хранения и подачи на ближай­ший нефтеперегонный завод. От нефтеперегонных заводов берут начало магистральные нефтепродуктопроводы.
Почти 98% линейной части магистральных трубопроводов находится под землей.
Для облегчения перекачки по трубопроводам высоковязкой и застывающей нефти (с большим содержанием парафина) в нее добавляют присадки, ведут паро- или электроподогрев линейной части трубопровода, смешивают эту нефть с водой или маловяз­кой нефтью.
Магистральные трубопроводы классифицируют по диаметру труб и сложности укладки их трасс. В настоящее время преобла­дают трубопроводы из стальных труб диаметром 1020, 1220, 1420 мм. Повышение пропускной способности трубопроводов воз­можно путем увеличения диаметров труб до 2500 мм. Изу-

сооружения, головные и промежуточные перекачивающие насосные станции, резервуарные парки. В

состав линейных сооружений входят следующие элементы: трубопровод дальнего транспорта нефти с ответвлениями и лупингами: запорная арматура: переходы через естественные и искусственные препятствия; узлы подключения нефтеперекачивающих станций (НПС); узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств; установки электрохимической защиты от коррозии; линии электропередачи и линии связи; средства телемеханики и устройства дистанционного управления запорной арматурой: земляные амбары для аварийного выпуска нефти: пункты подогрева нефти; противопожарные средства; постоянные дороги и указатели ( рис. 5.2).
Собственно трубопровод представляет собой сваренные в непрерывную нитку трубы. Обычно верхнюю образующую магистральных трубопроводов (МТ) заглубляют в грунт на глубину 0,8 м, если иная глубина заложения не диктуется особыми условиями. При прокладке МН в районах с вечномерзлыми грунтами или через болота трубы укладываются на опоры или в искусственные насыпи. Для них применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300-1220 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое может достигать 10 МПа. Помимо магистральных существуют промысловые, технологические и распределительные трубопроводы.
На пересечениях крупных рек трубопроводы утяжеляют грузами или бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной нитки перехода через реки укладывают резервную нитку того же диаметра.
В зависимости от рельефа трассы на трубопроводе с интервалом 10-30 км устанавливают задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.
Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются по трассе с интервалом 70-150 км и оборудуются центробежными насосами с электроприводом. Подача (расход) магистральных насосов может достигать 12500 м^3/ч. Головная НПС располагается вблизи нефтяного промысла и отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным трехсуточной пропускной способности МН. Если длина МН превышает 800 км. его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км. в пределах которых возможна независимая работа насосов. Промежуточные НПС, расположенные на границах эксплуатационных участков, имеют резервуарные парки объемом до 1,5-суточной пропускной способности МН.
На трубопроводах, транспортирующих высокозастывающие и высоковязкие нефти, устанавливают тепловые станции с печами подогрева. Такие трубопроводы имеют теплоизоляционное покрытие.
Затраты на строительство линейной части достигают 80% от общего объема капитальных вложений. Чем больше диаметр труб, тем больше доля стоимости труб в общей стоимости линейной части. При диаметре нефтепровода 320 мм металловложение в проект составляет 60 т/км, при диаметре 1220 мм - 420 т/км. Например, при переходе от диаметра 720 мм на диаметр 1020 мм металловложение увеличивается в 1,8 раза. Поэтому трассы нефтепроводов большого диаметра стремятся максимально спрямить. С увеличением диаметра уменьшаются удельные затраты на перекачку нефти. Примерно 20% капитальных вложений приходится на нефтеперекачивающие станции.
С увеличением рабочего давления и диаметра труб возрастает толщина стенок. При повышении давления увеличивается стоимость единицы длины нефтепровода, однако удельные эксплуатационные затраты при этом уменьшаются. Например, при перекачке нефти со средней скоростью 1,5 м/с по трубам разного диаметра удельный расход энергии (кВт\cdot ч на 1000 т\cdot км) составляет: диаметр 530 мм - 23,6; диаметр 720 мм - 14,8; диаметр 920 мм - 10,6.
В зависимости от прохождения трассы по равнинным участкам или через сложные естественные преграды стоимость сооружения линейной части может увеличиться в несколько раз. После определения оптимального направления трассы проводят выбор площадок для размещения НПС и уточняют на основании гидравлического расчета параметры нефтепровода.
МН подразделяются на четыре класса в зависимости от диаметра трубопровода:
I класс - диаметр свыше 1000 мм;
II класс - от 500 до 1000 мм включительно;
III класс - от 300 до 500 мм включительно;
IV класс - 300 мм и менее.
В зависимости от класса выбираются безопасные расстояния от трубопровода до строений и сооружений.
Установлены также следующие пять категорий участков трубопроводов, которые требуют обеспечения повышенных прочностных характеристик, объема неразрушающего контроля и величины испытательного давления: B, I, II, III, IV. Наиболее высокой и ответственной является категория B.
К последней категории относятся переходы диаметром 1000 мм и более через судоходные и широкие водные преграды, газопроводы внутри компрессорных, газораспределительных станций и подземных хранилищ газа (ПХГ). К участкам IV категории относятся трубопроводы, проходящие по равнинной местности в устойчивых грунтах вдали от строений и сооружений.
Вдоль трассы МТ проходит линия связи, которая имеет в основном диспетчерское назначение. Расположенные вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопроводы от наружной коррозии. По трассе нефтепровода могут сооружаться пункты налива нефти в железнодорожные цистерны. Допустимые радиусы изгиба трубопровода в различных плоскостях определяют из условия прочности и устойчивости положения. На трассе МН через каждые 500 м устанавливаются знаки высотой до 2 м с надписями-указателями .
Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо морская перевалочная нефтебаза, откуда нефть танкерами перевозится потребителям.

представляет собой единую технологическую цепочку. Газ с месторождений поступает через

газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (МГ).
В состав сооружений магистрального газопровода входят следующие основные объекты ( рис. 5.3):
головные сооружения;
компрессорные станции (КС);
газораспределительные станции (ГРС);
подземные хранилища газа (ПХГ);
линейные сооружения.
МГ в зависимости от рабочего давления подразделяются:
I класс - от 2,5 до 10 МПа включительно;
II класс - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.
На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке. В первый период разработки месторождений давление газа достаточно велико, поэтому нет необходимости в использовании головной компрессорной станции. Эту станцию строят на более поздних этапах разработки газовых месторождений.
Компрессорные станции (КС) предназначены для перекачки газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.
Объекты КС проектируются в блочно-модульном исполнении и оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом — около 20%.
Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для сжатия природного газа, достаточного для обеспечения его транспортировки с заданными технологическими параметрами. Газоперекачивающие агрегаты размещаются в блок-контейнерах, состоящих из отсеков двигателей (приводов) и нагнетателей. Базовая сборочная единица - блок турбоагрегата и оборудование технологических систем.
Установка охлаждения газа преимущественно состоит из аппаратов воздушного охлаждения (АВО). При компримирова-нии (сжатии) газ нагревается, что приводит к увеличению его вязкости, затрат мощности на перекачку и увеличению продольных напряжений в трубопроводе. Охлаждение газа после его компримирования увеличивает производительность и устойчивость газопровода, ослабляет действие коррозионных процессов. Газ охлаждают водой и воздухом в тешюобменных аппаратах различной конструкции. Конструктивно АВО представляет собой вентилятор с диаметром лопастей до 7 м. Количество АВО определяется теплотехническими расчетами. Рабочая температура охлаждаемой среды на входе в аппарат до 70^{\circ}C, на выходе - до 45^
Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого МГ или отвода от него. Высоконапорный газ не может быть непосредственно подан потребителям. На ГРС осуществляется понижение давления газа до требуемого уровня, очистка от механических частиц и конденсата, одоризация и измерение расхода.
К линейным сооружениям относятся собственно МТ, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через препятствия, станции противокоррозионной защиты, линии технологической связи, отводы от МГ и сооружения линейной эксплуатационной службы.
Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефтепроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, расстояние между которыми должно быть не более 30 км. Кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатос-борники. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура рассчитаны на рабочее давление до 10 МПа.
При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки размещаются на расстоянии не менее 40 км друг от друга, а также перед компрессорными станциями и после них.
Подземные хранилища газа (ПХГ) служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет существенно уменьшить капиталовложения в хранилища.

составе головную нефтеперекачивающую станцию (НПС) и промежуточные НПС. Головная НПС

предназначена для приема нефти с установок ее подготовки на промысле и закачки в МН. Промежуточные НПС обеспечивают поддержание в трубе напора, достаточного для дальнейшей перекачки нефти ( рис. 5.4). Объекты в составе НПС подразделяются на две группы: основного (технологического) и вспомогательного назначения.
К объектам первой группы относятся: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учета нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел регулирования давления и предохранительные устройства; камеры пуска и приема очистных и диагностических устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.
К объектам второй группы относятся: понижающая электрическая подстанция с распределительными устройствами; комплекс водоснабжения; комплекс по отводу промышленных стоков; котельная с тепловыми сетями; узел связи: лабораторный корпус; мастерские; пожарное депо; склад и т. д.
На головных НПС осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти; закачка нефти в МТ; запуск в полость трубопровода очистных и диагностических устройств.
На промежуточных НПС осуществляется увеличение напора транспортируемой нефти. При работе НПС в режиме "из насоса в насос" (конец предыдущего участка трубы МН подключен к линии всасывания насосов) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков. В других случаях резервуарные парки имеются. На промежуточных НПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.
МН разбиваются на эксплуатационные участки протяженностью до 800 км, которые соединяются друг с другом через резервуарные парки, поэтому в течение некоторого времени каждый участок может вести перекачку независимо от соседних участков. Эксплуатационные участки в свою очередь состоят из 3-5 более коротких участков, разделенных промежуточными НПС. которые работают в режиме "из насоса в насос" и гидравлически связаны друг с другом.
Для снижения затрат на сооружение НПС используется метод их блочно-модульного исполнения. Все оборудование станции входит в состав функциональных блоков, монтируется и испытывается на заводе. При этом блочно-модульные НПС могут быть открытого типа, когда насосные агрегаты размещаются под навесом на открытом воздухе.
Важным элементом НПС является узел учета нефти на потоке, который размещают на пути движения нефти из резервуара к нефтепроводу между подпорной и магистральной насосными.
Типичным элементом схемы НПС является узел приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода. На головных НПС размещаются только камеры пуска, на промежуточных - камеры пуска и камеры приема, на конечных—только камеры приема. Каждое из средств очистки обладает своими преимуществами и недостатками. Например, эластичный шаровой разделитель обладает повышенной проходимостью, способен преодолевать сужения трубы и крутые повороты, но обладает худшими очистными свойствами по сравнению со скребками.
Для приема разделителей с предыдущего участка используют специальную камеру, в которую разделитель поступает вместе с потоком нефти. Для пуска разделителей используется другая камера, из которой разделители вместе с потоком нефти уходят на следующий участок нефтепровода.
Магистральный газопровод (МГ) в своем составе имеет головную и промежуточные компрессорные станции (КС), обеспечивающие расчетную пропускную способность трубопровода

поступающего природного газа бывает достаточно большим, поэтому необходимость в сооружении

головной КС отсутствует. Головную КС строят позднее, уже после ввода МГ в эксплуатацию.
Размещение КС по длине трассы зависит от рабочих параметров МГ. Обычно оно колеблется в пределах 80-150 км.
Головная КС предназначена для приема газа от источников (с промысла), очистки его от пыли и сероводорода, осушки, охлаждения и компримирования - сжатия до рабочего давления.
Для выполнения этих технологических операций в составе головной КС имеются следующие объекты:
узел пылеуловителей;
узел очистки газа от серы и сероводорода;
узел осушки газа, состоящий из цеха низкотемпературной сепарации, холодильной станции, конденсатного парка, насосной для подачи диэтиленгликоля и др.;
компрессорный цех: аппарат воздушного охлаждения (АВО);
понизительная электроподстанция, если в качестве привода используются электродвигатели;
электростанция собственных нужд, если приводом служит газотурбинная установка;
оборотная система водоснабжения с градирней;
пожарная система водоснабжения с водонапорной башней;
система канализации, склады и др.
Промежуточная КС используется для очистки газа от пыли и его компримирования. В состав сооружений промежуточной КС входят:
узел подключения КС к МГ, цех очистки газа с системой маслохозяйства:
наружная обвязка центробежных нагнетателей;
компрессорный цех, оборудованный нагнетателями с приводом от газовых турбин или от электродвигателей. Цех включает в себя насосную оборотного водоснабжения, а также пункт подготовки и редуцирования топливного и пускового газа для КС, оборудованных газовыми турбинами; АВО;
электростанция собственных нужд для КС с приводом от газовых турбин;
межцеховые технологические трубопроводы газа, воды и масла:
открытое и закрытое распределительные устройства на КС с приводом от электродвигателей. ОРУ состоят из силовых понижающих трансформаторов и масляных выключателей. ЗРУ включают в себя пусковую аппаратуру электродвигателей и трансформаторы собственных нужд:
контрольно-распределительный пункт (КРП) для редуцирования газа на нужды КС.

ориентированы, в основном, на определение гидрологических условий водных объектов, пересекаемых

трассой трубопровода.
При выборе направления трассы, на стадии обоснований инвестиций в строительство магистрального трубопровода, на основе материалов гидрометеорологической и картографической изученности территории предварительно устанавливают:
климатические условия района;
местоположение и количество малых переходов;
гидрологические условия больших и средних переходов.
Отнесение перехода трассы к той или иной группе сложности следует осуществлять в зависимости от ширины и глубины водного объекта в соответствии с таблицей

должно быть предусмотрено неземное рекогносцировочное обследование участков больших и средних

переходов. Обследование малых переходов допускается для участков трассы, прокладываемых в районах с развитой овражно-балочной сетью.
Инженерно-гидрометеорологические изыскания для разработки проектной документации проводятся на выбранном направлении трассы в целях уточнения и детализации гидрологических условий и получения расчетных гидрологических характеристик водных объектов, отнесенных по условиям пересечения трассой трубопровода к большим и средним, а также получения исходных данных для оценки гидрологических условий на участках малых переходов.
Состав инженерно-гидрометеорологических изысканий следует устанавливать с учетом способа прокладки трубопровода и группы сложности его перехода через водные объекты.
При надземном способе проложения трубопровода основное внимание при обследовании пересекаемых водных объектов следует уделять определению высоты максимальных уровней воды, интенсивности и направленности деформационных процессов; при пересечении оврагов - водноэрозионной деятельности и ее интенсивности.
Для проложения трубопровода в земляной перемычке с водопропускным отверстием при обследовании следует также определять условия водохозяйственной деятельности в бассейне реки и гидравлические характеристики русла и поймы.
Подземный способ проложения трубопровода определяет необходимость детальной оценки интенсивности водноэрозионной деятельности, форм ее проявления и направленности, а также устойчивости дна и берегов русла к размыву.
Оценка гидрологических условий малых водотоков производится, как правило, по материалам гидрологической изученности, дополненным результатами рекогносцировочного обследования с комплексом морфометрических работ. При проложении трассы в районах интенсивного развития овражно-балочной сети, рекомендуется выделять эталонные участки (показательные по стоку и водноэрозионной деятельности) и предусматривать для них наблюдения за стоком малых рек, выполняемые в комплексе с работами по изучению водноэрозионной деятельности.

сведениям, полученным на стадии обоснований инвестиций в строительство трассы магистрального

трубопровода, должно быть установлено:
рыбохозяйственное значение реки с местоположением зимовальных ям и нерестилищ;
наличие ниже створа перехода трубопровода поверхностных и грунтово-инфильтрационных водозаборов, пляжей, мест отдыха и туризма;
наличие вблизи перехода якорных стоянок судов и их местоположение;
наличие мест производства дноуглубительных работ;
наличие существующих переходов трубопроводов, либо кабельных линий и опыт их эксплуатации.
Для оценки гидрологических условий средних и больших переходов трассы, неизученных и недостаточно изученных в гидрологическом отношении, в составе инженерных изысканий следует предусматривать организацию наблюдений за характеристиками гидрологического режима и детальное обследование участков переходов.
В состав гидрологических наблюдений на организуемых постах, как правило, включают: измерения температуры, уровней и расходов воды; изучение ледового режима на участке перехода; отбор проб донных отложений; детальное измерение скоростей течения для характеристики их распределения в створе и в плане участка перехода; изучение деформации берегов и дна русла.
Для больших переходов в состав наблюдений дополнительно включают изучение режима мутности, стока влекомых наносов и параметров песчаных гряд.
По результатам изыскательских работ должна быть дана детальная оценка гидрометеорологических условий района проложения трубопровода и получены необходимые для обоснования его проекта расчетные метеорологические и гидрологические характеристики

шаг ленточных гряд); 2 - побочневый тип (lпб - шаг

побочней); 3 - ограниченное меандрирование (lи - шаг излучины, a0 - угол разворота излучины); 4 - свободное меандрирование (Sи - длина излучины, lи - шаг излучины, a1 - угол входа, a2 - угол выхода, a0=a1+a2); 5 - незавершенное меандрирование; 1а - русловая многорукавность; 5а - пойменная многорукавность.

малых равнинных реках, сложенных из средних и крупных песков, а

также на горно-предгорных участках русел и в отдельных протоках крупных равнинных рек. Как самостоятельный тип руслового процесса на равнинных реках встречается редко.
Ленточногрядовый тип характеризуется наличием в реке одиночных, занимающих всю ширину русла песчаных гряд, длина которых составляет 6-8 ширин русла, а высота 0,15-0,30 глубины в плёсе при высоких уровнях воды менее 10%-ной обеспеченности.
Основные деформации русла при ленточногрядовом типе руслового процесса выражаются в сползании ленточных гряд по реке, вызывающем местные периодические повышения дна в фиксированном створе при прохождении гребней и понижение отметок при прохождении подвалий ленточных гряд.
Скорость активного сползания в период высоких паводков при отсутствии вторичных гряд на поверхности ленточных гряд определяется по зависимости (5) или номограммам рекомендуемого приложения 5.
При движении ленточных гряд за счет более мелких вторичных гряд на их поверхности скорость сползания гряд определяется по зависимости (7) или номограммам рекомендуемого приложения 6.
Ленточные гряды легко выявляются при продольном эхолотировании русла, а также при аэровизуальной разведке и на аэрофотоснимках меженного русла.
Ленточногрядовый тип руслового процесса характеризуется отсутствием поймы. Плановые деформации невелики и носят нерегулярный локальный характер.
Побочневый тип руслового процесса широко распространен на равнинных и горно-предгорных реках, сложенных из наносов любой крупности. Встречается в основном как самостоятельный тип руслового процесса на прямолинейных и слабоизвилистых участках рек, а также в отдельных рукавах пойменной многорукавности и в меандрирующих руслах.
Побочневый тип руслового процесса характеризуется наличием в русле крупных, занимающих в меженный период большую часть ширины русла частично обсыхающих в межень отмелей, расположенных в русле в шахматном порядке. В период паводков побочни покрываются водой и русло приобретает прямолинейный вид. Обсохшие побочни и межень придают руслу извилистость в плане. Пониженные затопленные части в местах перегиба русла между побочнями образуют перекаты. Плесы в русле располагаются против выпуклых краев побочней.
Русловые деформации при этом типе сводятся к сползанию побочней вниз по течению и в основном приурочены к периодам половодий и паводков. Высота побочней составляет 0,3Hпл, где Hпл - глубина в плесе, соответствующая уровню бровок русла, а длина побочней составляет 4+8В. где В - средняя ширина русла между бровками.
Расчет скорости перемещения побочней следует производить по формуле (7) или номограммам рекомендуемого приложения 6 и соответствии с разделом 5 настоящих Норм.
Побочный тип руслового процесса характеризуется отсутствием поймы. Плановые деформации берегов несущественны и не имеют закономерного характера.

на равнинных реках, характеризуется извилистым руслом с углом разворота до

120°, сохраняющем извилистость и во время паводка. Свободное развитие плановых деформаций русла при этом типе руслового процесса ограничено наличием неразмываемых склонов долины. Осевая линия русла имеет форму, близкую к синусоиде. Морфологическое строение русла такое же, как при побочневом типе. По обоим берегам реки за границами русла между неразмываемыми склонами долины располагаются чередующиеся обособленные пойменные массивы. Подмыв этих массивов с верховой стороны и наращивание с низовой приводят к сползанию излучин без существенного изменения их плановых очертаний.
Внутрирусловые деформации такие же, как при побочневом типе руслового процесса. В межень перекаты размываются, а в половодье намываются. В плесах размыв приурочен к половодью, а намыв - к межени. На пойме следы меандрирования отсутствуют. Деформации поймы выражаются в постоянном нарастании пойменного массива в высоту в результате отложения наилка, образуемого преимущественно взвешенными наносами. Наиболее мощный наилок образуется в верховой части пойменного массива, в результате чего она повышена. В низовой части массива образуются береговые валы.
Скорость сползания излучин при ограниченном меандрировании следует определять по совмещению материалов разновременных съемок русла подобно изложенному в разделе 6 настоящих Норм.
Свободное меандрирование - самый распространенный тип русловою процесса на равнинных реках. Этот тип руслового процесса обычно развивается в широких речных долинах, склоны которых не ограничивают свободное развитие плановых деформаций излучин. Характеризуется наличием одного действующего русла, механизм переформирования которого значительно сложнее и разнообразнее, чем при ограниченном меандрировании, сохраняющем при сползании свои размеры и плановые очертания.
В начальной стадии развития при углах разворота менее 90° излучины свободного меандрирования сползают вниз по течению по схеме ограниченного меандрирования, но при этом меняя (увеличивая) угол разворота. По мере увеличения угла разворота сползание излучины замедляется, но меняется ее форма (излучины вытягиваются). При углах разворота, близких к 140°. происходит разделение плесовой ложбины и нарушение плановой симметрии в результате преимущественного развития одного из плесов. Развитие излучин завершается сближением подмываемых берегов выше и ниже расположенных смежных излучин, прорывом образовавшегося между ними перешейка. После прорыва возникает новая излучина, что нарушает нормальный ход развития смежных излучин. Скорости деформации в зоне прорыва возрастают.
Общий ход глубинных деформаций в многолетнем разрезе подчинен характеру развития плановых деформаций. Глубинные деформации в пределах фиксированных плановых очертаний русла носят сезонный характер и сводятся к нарастанию перекатов и размыву плесов в период половодья и к противоположным деформациям в период межени. При наличии базального слоя им определяется предельная возможная глубина размыва плесов, а выступы коренных пород в русле, останцы на пойме и другие виды проявления ограничивающего фактора в плане, вносят существенные изменения в циклическую закономерность развития плановых деформаций при свободном меандрировании.
При свободном меандрировании пойменный массив образуется несколькими излучинами. Рельеф поймы имеет гривистый характер. Гривы представляют собой образованные в ходе плановых деформаций береговые валы. В пойме свободно меандрирующей реки сохраняются староречья - изолированные от действующего русла отпавшие излучины, находящиеся в различной стадии отмирания, соединяющиеся с рекой при высоком уровне воды.
Оценку интенсивности плановых деформаций русла при свободном меандрировании следует производить в соответствии с разделом 6 настоящих Норм.
Незавершенное меандрирование является разновидностью свободного меандрирования. Характеризуется наличием спрямляющего протока излучин. Возникает в сильно затапливаемых во время половодья поймах, сложенных из легкоразмываемых пород грунта.
В начальной стадии своего развития излучины развиваются по схеме свободного меандрирования, но задолго до завершения полного цикла развития излучины на пойме возникает и развивается спрямляющая протока, со временем превращающаяся в главное русло. По мере развития спрямляющей протоки деформации главного русла ослабевают.
Спрямляющая протока разрабатывается постепенно (на малых реках быстрее, на больших медленнее). По ней происходит интенсивное движение наносных скоплений в виде ленточных гряд, осередков, побочней. После того как спрямляющая, протока примет основную часть расхода воды в реке, прежнее главное русло начинает превращаться в старицу и цикл возобновляется.
Этот тип руслового процесса легко опознается на картах и аэрофотоснимках участков рек достаточно большого протяжения по наличию спрямляющих проток, находящихся в разных стадиях развития.
Прогноз деформаций следует производить путем совмещения плановых материалов разных лет съемок.

меандрирования, при котором спрямляются не отдельные излучины, а группы смежных

излучин. Характеризуется широкой поймой. Русловой процесс на каждом спрямляющем протоке может развиваться по законам любого типа руслового процесса. Выделить основное русло среди многочисленных протоков часто невозможно. Острова, образованные протоками представляют участки поймы, обладающие значительной плановой устойчивостью.
Деформации русла реки в целом сводятся к медленному развитию спрямляющих протоков, их отмиранию и возобновлению, сопровождающемуся перераспределением расхода воды между рукавами. Спрямлениями, как правило оказываются охвачены не отдельные излучины, как при незавершенном меандрировании, а группы смежных излучин.
При пойменной многорукавности в период половодий и паводков на пойме возникают вторичные протоки, не связанные с развитием незавершенного меандрирования.
При анализе материалов участков русел с пойменной многорукавностью требуется фрагментирование всех основных протоков по типам руслового процесса.
Осередковый тип руслового процесса (русловая многорукавность) распространен на участках равнинных и горно-предгорных рек с интенсивным движением донных наносов в условиях перегрузки потока наносами. Характеризуется распластанным руслом, по которому в наволочный период перемещаются мезоформы: осередки, побочни и ленточные гряды, в разной степени обсыхающие в период межени и создающие многорукавный облик русла.
В периоды межени и низких половодий на участках русел, сложенных из мелких наносов, происходят внутрирусловые плановые деформации контуров мезоформ. На горно-предгорных реках и равнинных реках с крупным и средним составом аллювия мезоформы сохраняют свою форму, управляя меженным потоком. При такой разновидности осередкового типа и редко повторяющихся больших паводках поверхность мезоформ может закрепляться растительностью и осередки превращаются в осередки-острова. Если поток характеризуется большим содержанием взвешенных наносов, в результате их осаждения на спаде половодий и паводков и интенсивного отложения наилка осередки становятся менее подвижными. Однако при высоких паводках редкой повторяемости, особенно на горных реках, эти образования приходят в движение.
На участках русел горно-предгорных рек кроме ленточногрядового побочневого и осередкового типов руслового процесса распространены типы свойственные только горным рекам: горная пойменная многорукавность (пойменное блуждание) и долинное блуждание. Эти типы руслового процесса распространены в расширениях горных долин или при выходе рек из горной в предгорную зону.
На дне горной речной долины выделяются два характерных элемента рельефа: пойма и паводочное русло. Характерным признаком поймы является наличие растительности, стабильность которой определяется стабильностью субстрата (грунта) на поверхности поймы и определяется режимом стока воды и гидравликой паводочного русла. В отличие от рельефа равнинных пойм, формирующихся в результате постоянного перемещения русла в плане, пойменный рельеф горных рек является результатом прерывисто происходящих во времени процессов стабилизации, зарастания и временной консервации подвижных русловых образований.
Паводочное русло горной реки представляет собой часть долины, систематически затапливаемую паводками средней повторяемости в пределах которой регулярно, каждый год во время паводков поддерживается процесс переотложения наносов. Растительность в пределах паводочного русла горно-предгорных рек практически отсутствует. Паводочное русло представляет собой широкое галечно-валунное пространство, в значительной степени обсыхающее в меженный период.
Рельеф обсохшего паводочного русла горной реки состоит из пологих гравийно-галечных россыпей - мезоформ. Мезоформы наволочного русла выступают как формы регулярного перемещения наносов. Частично или целиком обсыхая в межень, они обусловливают извилистость и разветвленность русла в плане.
При установившемся режиме течения русловой процесс на горных реках при значениях относительной гладкости потока H/d>15 выражается перемещением русловых мезо- и микроформ. В условиях колебаний водности установившиеся формы транспорта наносов периодически перестраиваются. На реках горно-предгорных зон с присущей им неравномерностью режима стока воды в многолетнем разрезе и внутри года инерционность русловых образований сравнительно невелика. Подвижные структуры, оставленные высокими (редкими и выдающимися) паводками, резко перестраиваются только такими же паводками, повторяющимися 1 раз в 20-30 лет. В относительно маловодные периоды продолжительностью 3-10 лет подвижные крупные формы частично зарастают и превращаются в пойменные пространства. В промежутке времени между редкими паводками транспорт наносов осуществляется на уровне структур меньших порядков. При описанной многопорядковой структуре руслового рельефа функционирование каждого порядка форм связано с соответствующим диапазоном расходов воды, а процесс в целом в многолетием и внутригодовом разрезе воспринимается как блуждание русла реки по пойме или долине, соответствующее типу горной пойменной многорукавности (на средних горных реках) или долинному блужданию (на малых горных реках).
В обоих случаях вероятность появления максимальных глубин, наблюдаемых на участке при данной морфологии русла за 20-30 лет, одинакова для любого поперечного створа горной поймы или долины.

составляется на основании экстраполяции значений смещения берегов русла, определяемых совмещением

планов русла, выполненных с интервалом не менее 5-7 лет (достоверность прогноза существенно возрастает при наличии трех разновременных съемок, в том числе одной на момент проектирования перехода).
Совмещение планов выполняется по координатной сетке или по не изменяющим своего положения деталям местности.
Характер установленных при совмещении съемок зон плановых деформаций должен сопоставляться с фактическими деформациями (в ходе морфологического обследования участка русла при низких уровнях воды) по следующим признакам:
- зонам размыва должна соответствовать четко выраженная бровка берега, крутой береговой откос, лишенный растительности со следами недавних обрушений;
- зонам намыва должны соответствовать сглаженные бровки берега, пологое очертание берегового откоса:
- должны быть опознаны на каждом из совмещенных планов наиболее характерные морфологические элементы, такие, как вершины и точки перегиба линий бровок вогнутого и выпуклого берегов, гребни и подвалья мезоформ и т.п.
Экстраполируя смещение характерных точек русла по направлению и по числовому значению, получают положение русла на прогнозируемый срок. При этом необходимо принимать во внимание обстоятельства, способные изменить характер русловых деформаций, в частности приближение излучины к коренному склону долины или останцу, образование спрямляющих протоков на смежных излучинах и др.

надежней исходные планы и их совмещение, подробнее освещен русловыми съемками

предыдущий ход развития излучины, меньше вариация интенсивности планового перемещения излучины за период совмещения съемок и прогнозируемый период, продолжительней по сравнению с периодом колебаний водности срок прогноза и промежутки времени между следующими друг за другом исходными русловыми съемками.
При отсутствии съемок предшествующих положений данного участка (излучины), но наличии подобных материалов по одной или нескольким излучинам рассматриваемого морфологически однородного участка прогноз плановых деформаций составляется следующим образом.
Границы зон плановых деформаций устанавливают при морфологическом обследовании участка перехода по указанным в п. 6.3 признакам и на основании русловой съемки по смещению линии наибольших глубин относительно геометрической средней линии русла (в любом створе, нормальном к осевой линии русла, берега перемещаются от средней линии в сторону линии наибольших глубин).
Смещение Lб береговой линии в произвольном створе данной излучины вычисляется по формуле
Lб=kСмаксТпр(Нмакс-H)/(Нпл-H), (11)
где Нмакс - наибольшая глубина в расчетном поперечнике; Нпл - наибольшая глубина в пределах всей излучины; Н - средняя глубина двух смежных перекатов (глубины должны быть приведены к одному уровню); Тпр, - период прогноза (проектный срок эксплуатации сооружения); k - коэффициент скорости развития излучины, зависящий от степени ее развитости, выражаемой значением угла разворота a0; k определяется по табл. 3.
Таблица 3
a0° 10 20 30 40 55 70 85 100 125 170 215 240 260
k 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 0,9 0,8 0,7
Входящая в формулу (11) максимально возможная для рассматриваемого морфологически однородного участка скорость плановых деформаций Смакс вычисляется по формуле
Смакс= (12)
где Смакс - наибольшая скорость смещения берегов в пределах каждой излучины, для которой имеются данные совмещения русловых съемок(средняя по периметру вогнутого берега скорость размыва берега каждой излучины составляет 0,66 наибольшей на данной излучине); ki - табличные значения коэффициента скорости развития соответствующей излучины; nи - число излучин, по которым имеются данные совмещений.
При полном отсутствии данных по смещению берегов в пределах рассматриваемого участка следует использовать материал по другой реке, которую можно рассматривать в качестве аналога. В качестве аналога можно рекомендовать реку с тем же типом руслового процесса, а для определения скоростей деформации использовать их связь с определяющими факторами при данном типе руслового процесса. Для получения таких связей могут быть использованы данные, приводимые в рекомендуемом приложении 8.
На вогнутых берегах излучин меандрирующих рек, как правило, не следует предусматривать капитального берегоукрепления с целью предотвращения (или замедления темпов) естественных плановых деформаций русла.

размыва русла за период эксплуатации трубопровода следует выполнять с учетом

типа руслового процесса на основании материалов топографических, гидрологических и инженерно-геологических изыскании, производства расчетов и прогнозов плановых и высотных деформаций дна и оценки их ориентировочной точности, а также на основании учета конструктивных решений перехода.
При ленточногрядовом и побочневом типах руслового процесса прогнозируемый профиль возможного размыва строят с учетом только высотных деформаций дна. При остальных типах руслового процесса наряду с глубинными деформациями следует учитывать плановые смещения берегов русла.
Основой для определения глубинных деформаций наряду со съемками прежних лет должны служить русловые съемки участка перехода, выполненные при изысканиях. Линию глубинных деформаций в створах строят в следующем порядке:
- на основании совмещения планов разных лет съемки, поперечных профилей или расчетным путем определяют вероятность и темпы смещения русловых мезоформ, плёсовых лощин, перекатов и длину участка совмещения Lсовм;
- совмещают на одном чертеже поперечные профили русла для участка выше створа перехода (за исключением участков меандрирующих рек с развитыми излучинами);
- по наинизшим отметкам совмещенных профилей проводят огибающую линию глубинных деформаций (размывов), обусловленных предполагаемым смещением плёсовых лощин с вышерасположенного участка реки в створ перехода за многолетний период;
- на основании материалов годичного цикла изысканий или расчетным путем определяют значение сезонных деформаций;
- строят прогнозируемый профиль суммарных (многолетних и сезонных) размывов дна.
Для рек шириной менее 50 м с сокращенным объемом изысканий совмещения поперечных профилей русла и построения огибающей линии глубинных деформаций не требуется. Вместо этого определяют наибольшую глубину по продольному профилю русла в пределах данной макроформы. Плановые деформации определяются совмещением планов разных лет съемки.
При ленточногрядовом и побочневом типах руслового процесса поперечники следует совмещать по осевой (средней геометрической) линии русла.
При ограниченном меандрировании поперечники, включающие русло и пойму, следует совмещать по средней линии пояса меандрирования.

Участок русла с побочневым типом руслового процесса.
Створ перехода совпадает с поперечником 15.

ленточногрядовым, побочневым или осередковым типами, в пределах которого выполняется совмещение

поперечных профилей, следует принимать по зависимости
Lсовм=kзСпрТпр, (25)
где Спр - средняя прогнозируемая скорость смещения характерных точек русловых мезоформ или других фрагментов руслового рельефа (гребень переката, подвалье плёса и т.д.), определяемая на основании совмещения разновременных русловых съемок или по реке-аналогу, м/год; Тпр - расчетный срок прогнозирования, включающий время проектирования и строительства, год; kз - коэффициент запаса, зависящий от достоверности определения Спр, принимаемый для интервала совмещения более 10 лет равным 1,2, а для интервала менее 10 лет, а также для значений Спр, полученных расчетом или по объекту-аналогу, равным 2.
Прогнозируемый поперечный профиль размыва русла при побочневом, осередковом и ленточногрядовом типах руслового процесса необходимо строить с учетом скорости смещения мезоформ и длины участка совмещения, определяемой по формуле (25) и по схемам, представленным на рис.

Прогнозируемые поперечные профили размыва русла.
1 - между поперечниками 8-15 аа1а2а3b1b2b3b4a6; 2 - между поперечниками 12-15 аа1а2а3b1c1c2a6; 3 - между поперечниками 14-15 аа1а2а3a4a5a6.

русла строится в следующем порядке:
- на поперечном профиле русла в

створе перехода проводят линию, параллельную существующей линии берега и подводного берегового склона, смещенную относительно нее в направлении размыва на расчетную величину ;
- на уровне, соответствующем наинизшей отметке прогнозируемого глубинного размыва, проводят горизонтальную линию.
Сопряжение прогнозируемых линий глубинного и берегового размывов выполняют с учетом трассировки трубопровода. При трассировке трубопровода по радиусу искусственного гнутья линии продолжают до их взаимного пересечения, При трассировке трубопровода по радиусу естественного упругого изгиба линию размыва (отступления берега) 2 продолжают до пересечения с горизонтальной линией 4, проведенной на уровне наинизшей отметки существующего дна (точка А). Линию глубинного размыва 1 продолжают до вертикали, проведенной через точку В до пересечения характерной линии существующего берегового склона с горизонтальной линией на уровне наинизшей отметки существующего дна (точка С). Крайние точки С и А линии глубинного размыва и отступления берега соединяют прямой линией.
Отступление бровок обоих берегов при ленточногрядовом и побочневом типах руслового процесса принимается равным
Lб=(Вмакс-Bств)/2, (26)
где Вмакс - максимальная ширина русла между бровками берегов на участке длиной Lсовм; Bств - ширина русла между бровками берегов в проектном створе; Lб принимается равным не менее 20 м.
Отступление бровки размываемого берега за прогнозируемый период при ограниченном и свободном меандрировании (для излучин с углом разворота менее 50°) следует определять графическим или аналитическим способом. При графическом способе совмещают по общим ориентирам разновременные съемки излучины, измеряют смещение излучины Lи за период между съемками t, далее смещают план участка более поздней съемки относительно первоначального положения излучины на величину Lи.р=LиТпр/t, где Тпр - продолжительность прогнозируемого периода. При аналитическом способе следует использовать данные о скорости сползания излучины Си по участку (или реке)-аналогу. Смещение излучины за прогнозируемый период Тпр следует рассчитывать по формуле
Lи.р=aСиТпр,
где a - коэффициент запаса, равный 1,5, если аналогом является участок данной реки, и равный 2,0, если аналогом является участок другой реки.

Схема построения прогнозируемого профиля размыва русла для свободномеандрирующих рек.
а - при трассировке трубопровода с кривой искусственного гнутья, б - при трассировке трубопровода по радиусу упругого изгиба; 1 - линия естественного дна, 2 - линия прогнозируемого размыва русла, 3 - дно траншеи, 4 - вспомогательные кривые построения прогнозируемого профиля размыва.

микроформ (гряд), определяют из выражения
Dг=0,1kг(H5%-H), где kг - коэффициент, учитывающий возможныt,

отклонения фактической высоты гряд от расчетных значений, принимаемый равным 1,3; Н5% - глубина на расчетной вертикали при уровне воды 5 %-ной обеспеченности; Н - глубина на этой же вертикали на момент русловой съемки.
Полученный прогнозируемый профиль возможного размыва русла на участке перехода совмещают с поперечным профилем русла в проектном створе, на который наносят границы залегания трудноразмываемых грунтов (базальтового слоя), если они обнаружены при инженерно-геологических изысканиях.
Окончательный профиль возможного размыва дна в створе перехода с выходами трудноразмываемых грунтов (базальтового) выше прогнозируемого профиля многолетних и сезонных деформаций дна, следует проводить по границе трудноразмываемых пород.

траншеи необходимо располагать следующими исходными данными:
- поперечными профилями дна реки

и траншеи в створе перехода;
- данными о гранулометрическом составе проб донных наносов;
- результатами измерения (или расчета) средних на вертикали скоростей течения потока в створе перехода при расчетном уровне воды. Измерения скоростей на вертикалях в период полевых изысканий следует выполнять при уровнях воды, близких к среднему рабочему уровню.
Скоростные вертикали необходимо располагать вблизи створа перехода.
Количество скоростных вертикалей определяется особенностями морфологического строения русла (формой поперечного сечения) и в зависимости от ширины реки составляет 2-5.
Вместо точечных измерений скорости потока на вертикалях допускается измерение ноля поверхностных скоростей поплавками с последующим пересчетом данных измерений на средние по вертикали скорости.
Пробы донных наносов следует брать одновременно с измерениями скорости течения на тех же промерных вертикалях.
В тех случаях, когда подводные земляные работы выполняют при уровнях воды и скоростях течения, существенно отличающихся от указанных в проекте, следует выполнить повторные расчеты заносимости траншей на стадии составления или уточнения проекта производства работ. Повторные расчеты выполняет строительная организация.
Расчеты заносимости траншеи в период строительства следует выполнять на основании измерений параметров потока (уровень, глубина, скорость течения) непосредственно перед началом или в период разработки траншеи. В отдельных случаях допускается расчет этих параметров на основании краткосрочного гидрологического прогноза, охватывающего период работы на подводном переходе.
Заносимость подводной траншеи следует учитывать лишь при скоростях, превышающих неразмывающие значения для данной крупности донных наносов. Неблагоприятные гидрологические условия при разработке подводной траншеи и укладке трубопровода в условиях интенсивного движения донных наносов следует учитывать увеличением ширины траншеи на значение расчетного запаса на заносимость Db3.
Значение расчетного запаса на заносимость (в метрах) следует определять для наиболее неблагоприятного участка траншеи, на котором расход наносов имеет максимальное, а глубина траншеи - минимальное значение. Запас на заносимость траншеи определяют по формуле
Db3=(qтtт)/hт=Cвtт, (28)
где qт - удельная (на 1 м) интенсивность отложения наносов в расчетном сечении траншеи, м3/сут; tт - время поступления наносов в расчетное сечение траншеи, сут; hт - глубина траншеи в расчетном поперечном сечении, м; Cв - скорость смешения верхового откоса траншеи в процессе отложения наносов, м/сут.

строительства
СП 11-104-97. Инженерно-геодезические изыскания для строительства
СП 11-104-97. Инженерно-геодезические изыскания для

строительства. Часть II. Выполнение съемки подземных коммуникаций при инженерно-геодезических изысканиях для строительства
СП 11-104-97. Инженерно-геодезические изыскания для строительства. Часть III. Инженерно-гидрографические работы при инженерных изысканиях для строительства
СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть I. Общие правила производства работ
СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть II. Правила производства работ в районах развития опасных геологических и инженерно-геологических процессов
СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть IV. Правила производства работ в районах распространения многолетнемерзлых грунтов
СП 11-105-97. Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть VI. Правила производства геофизических исследований
СП 14.13330.2011. Свод правил "СНиП II-7-81*. Строительство в сейсмических районах"
СП 22.13330.2011. Свод правил "СНиП 2.02.01-83*. Основания зданий и сооружений"
СП 33-101-2003. Определение основных расчетных гидрологических характеристик
СП 50-101-2004. Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений
СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах
СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы
СНиП 3.01.03-84. Геодезические работы в строительстве
СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения
СНиП 23-01-99*. Строительная климатология