Материал: Проектная документация Северный поток 2
|
0 |
|
|
2 |
45 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
На всем протяжении газопроводы DN700 (4 трассы) проложены в одном техническом коридоре параллельно на расстоянии 17 м друг от друга.
Прокладка газопроводов на всем протяжении трассы газопровода предусмотрена подземной преимущественно параллельно рельефу местности.
Глубина заложения газопроводов принята не менее 1,5 м.
Глубина заложения трубопроводов при прокладке в месте пересечения с патрульной автодорогой площадки запуска ДОУ согласно СТУ принята 2,0 м.
На участках прокладки газопровода с балластировкой глубина заложения принимается от верха балластирующего покрытия.
Ширина траншеи по дну принята 3,3 м.
Проектные решения по прокладке газопроводов представлены в томе W-EN-ENG- PRU-RPD-819-030701RU-03 (0284.034.001.П.0001– ТКР 7.1).
8.6Прокладка газопровода на подводном участке
На прибрежном участке трубопроводы укладываются в предварительно разработанные траншеи с последующей засыпкой. На отметке морского дна минус 13,59 трубопроводы выходят из траншеи и укладываются на поверхность морского дна. Точки выхода газопровода из траншеи на морское дно соответствуют ПК44+52 для нитки А и ПК44+56 для нитки В.
Глубина заложения трубопроводов обеспечивает их безопасность во избежание повреждений от ледового пропахивания с учетом литодинамических переформирований морского дна.
В соответствии с СТУ, для защиты от воздействия морских волн и течений, а также ледовых образований, трубопровод должен быть уложен в траншею до изобаты 11,6 м. При этом минимальная глубина укладки должна быть ниже линии максимального размыва или глубины ледового пропахивания морского дна и берега, рассчитанной на весь период строительства и эксплуатации, на величину не менее чем 0,5 м от верхней образующей трубопровода. Данные по заглублению газопровода представлены в таблице 8.2.
Таблица 8.2 |
– Параметры заглубления газопровода |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отметка |
Величина |
Откосы |
Ширина |
|
от КМ |
до КМ |
заглубления до |
траншеи по дну, |
||
|
морского дна, м |
траншеи |
||||
|
|
|
верха трубы, м |
м |
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Нитка А |
|
|
|
0,000 |
0,330 |
≈ -0,130 ÷ -2,160 |
≈ 3,33÷3 ,26 |
1:0 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,330 |
0,850 |
≈ -2,160 ÷ -6,053 |
≈ 3,26 ÷3 ,27 |
1:3 |
4 |
|
0,850 |
3,379 |
≈ -6,053 ÷ -11,700 |
≈ 3,27 ÷ 0,00 |
1:3 |
5,5 |
|
3,379 |
113,796 |
> -11,700 |
0,00 |
- |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нитка В |
|
|
|
0,000 |
0,326 |
≈ -0,130 ÷ -2,100 |
≈ 3,25 ÷3 ,33 |
1:0 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
0,326 |
0,850 |
≈ -2,100 ÷ -6,014 |
≈ 3,33 ÷3 ,31 |
1:3 |
4 |
Общая пояснительная записка |
43 |
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
46 |
|
|
|
|
|
|
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|||
ООО «УорлиПарсонс- |
|
|
|
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
|
|||
Сахнефтегаз Инжиниринг» |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отметка |
Величина |
|
Откосы |
Ширина |
|
|
от КМ |
|
до КМ |
заглубления до |
|
траншеи по дну, |
|
|
||
|
морского дна, м |
|
траншеи |
|
|
||||
|
|
|
верха трубы, м |
|
м |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
0,850 |
|
3,330 |
≈ -6,014 ÷ -11,612 |
≈ 3,31 ÷ 0 |
|
1:3 |
5,5 |
|
|
3,330 |
|
114,032 |
>-11.612 |
0,00 |
|
- |
- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В соответствии СТУ, на прибрежном участке трассы расстояние между нитками принято равным 20 м. Начиная с ПК47+46 (нитка А) расстояние между трубопроводами постепенно возрастает и на ПК76+00 (нитка А) достигает значения 75 м. Далее и до конца Российского участка расстояние между нитками трубопровода непостоянно - минимальное расстояние составляет 75 м, а максимальное – 350 м.
Решения по организации рельефа трассы и инженерной подготовке территории на морском (подводном) участке представлены в томе 0284.034.001.П.0004-ППО1.1 (W-EN- ENG-PRU-RPD-819-020101RU-02) Раздел 2 «Проект полосы отвода» Часть 1 «Морской участок» Книга 1 «Текстовая часть». В данном томе также указаны сведения о радиусах и углахповорота,длинепрямыхикриволинейныхучастков,продольныхипоперечныхуклонах, преодолеваемых высотах.
8.7Пересечение береговой линии
На участке пересечения береговой линии укладка трубопроводов 48” осуществляется в предварительно разработанную траншею путем протаскивания свариваемой на трубоукладочной барже плети трубопровода и последующей обратной засыпкой.
Для защиты траншеи от интенсивного замыва на данном участке устраивается коффердам, являющийся временным сооружением. По завершению работ по протаскиванию и засыпке траншеи коффердам демонтируется. Конструкция коффердама и описание последовательности его строительства представлены в томе № 0284.034.001.П.0001–ПОС2.1 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-050100RU-02) Раздел 5 «Проект организации строительства» Часть 2 «Линейная часть газопровода. Площадка ДОУ. Береговой участок».
В целях обеспечения устойчивости газопроводов применяется отсыпка крупнообломочным грунтом (гравий, щебень) до верхней образующей трубопровода, после чего выполняется засыпка траншеи ранее разработанным минеральным грунтом до естественных отметок.
8.8Переходы через коммуникации
Проектируемые газопроводы Ду1200 пересекают 2 недействующих кабеля связи, которые демонтируются в подготовительный период в пределах строительной полосы. Согласование демонтажа недействующих кабелей на береговом участке представлено в томе 0284.034.001.П.0001-ПЗ2.3 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010203RU) «Пояснительная записка. Сбор исходных данных. Технические условия на пересечение».
На участках ПК-(27+97), ПК-(31+58), ПК-(33+25) нитка А и ПК-(28+05), ПК-(31+66), ПК-(33+04) нитка В, проектируемые газопроводы пересекают мелиоративные канавы МК-1, МК-2 и МК-3 ЛОГКУ «Ленобллес». Канавы заросли растительностью и обмелели.
Общая пояснительная записка |
44 |
|
0 |
|
|
2 |
47 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
В соответствии с п.4.5.11 СТУ при пересечении мелиоративных канав проектом принята глубина заложения до верхней образующей бетонного покрытия газопровода не менее 1,1 м от проектируемого дна канавы.
Мелиоративные канавы восстанавливаются после строительства трубопроводов северной и южной нитки газопровода и укрепляются матрасно-тюфячными габионными сетчатыми изделиями 3х2х0,17 м в границах полосы отвода магистральных газопроводов.
На участках ПК(-18+06) нитка А и ПК(-18+14) нитка В, газопроводы пересекают противопожарную канаву глубиной 0,5 м, проектом предусмотрено глубина заложения до верхней образующей бетонного покрытия газопровода не менее 1,1 м от дна канавы. Укрепление дна и откосов противопожарной канавы предусмотрено матрацно-тюфячными габионами 3х2х0,17 м.
На участках ПК-(37+33) нитка А и ПК-(37+50) нитка В, проектируемые газопроводы пересекают мелиоративный канал М-4-1Д мелиоративной сети ФГБУ «Управление «Ленмелиоводхоз». В месте пересечения магистральных газопроводов с каналом предусматривается засыпка канала, которая согласована с ФГБУ «Управление «Ленмелиоводхоз». Засыпка с послойным уплотнением до Купл=0,85 выполняется местным грунтом от разработки траншеи магистральных трубопроводов и устройства срезки грунта на участках линейной части.
Проектные решения по переходам газопровода через коммуникации представлены в Томе 0284.034.001.П.0001– ТКР 7.2 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030702RU-03) (Графическая часть).
Сводные ведомости надземных и подземных коммуникаций по трассам
проектируемого газопровода представлены в таблицах ниже: |
|
|
||||||
Таблица 8.3 |
– |
Сводная ведомость подземных коммуникаций по трассе газопровода |
||||||
(линия А) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
км |
|
|
Наименование |
Техни– |
Сече- |
Глубина |
|
№ |
ПК |
|
заложе– |
||||
|
трасс |
|
пересечения |
ческое |
ние, |
|||
|
п/п |
трассы |
ния, |
|||||
|
мм |
|||||||
|
|
ы |
|
|
коммуникаций |
состояние |
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
0,1 |
1+03 |
|
кабель связи |
не действ. |
- |
0,7 |
|
2 |
1,5 |
-14+24 |
кабель связи |
не действ. |
- |
0,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
: количество пересечений проектируемого газопровода Ду1200 с кабелями связи: 2 |
||||||
|
пересечения |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 8.4 |
– |
Сводная ведомость подземных коммуникаций по трассе газопровода |
||||||
линия В) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
км |
|
|
Наименование |
Техни– |
Сече- |
Глубина |
|
№ |
ПК |
|
заложе– |
||||
|
трасс |
|
пересечения |
ческое |
ние, |
|||
|
п/п |
трассы |
ния, |
|||||
|
мм |
|||||||
|
|
ы |
|
|
коммуникаций |
состояние |
м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
0,1 |
1+01 |
|
кабель связи |
не действ. |
- |
0,7 |
|
2 |
1,5 |
-14+19 |
кабель связи |
не действ. |
- |
0,7 |
|
Общая пояснительная записка |
45 |
|
0 |
|
|
2 |
48 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
Итого: количество пересечений проектируемого газопровода Ду1200 с кабелями связи: 2
пересечения
В томе 0284.034.001.П.0004-ППО1.1(W-EN-ENG-PRU-RPD-819-020101RU-02) Раздел
2 «Проект полосы отвода» Часть 1 «Морской участок» Книга 1 «Текстовая часть» отражены участки пересечения газопроводом «Северный поток – 2» кабельных линий и решения по пересечению действующих линий. Меры для защиты не действующих кабелей не предусматриваются.
Таблица 8.5 – Ведомость пересечений с кабельными линиями
|
|
|
Место пересечения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
система координат ETRS 89 |
Угол |
|
|
|
|
Пересекаемый |
|
проекция UTM 35 |
Глубина |
|
||
Нитка |
кабель |
ПК+… |
|
|
пересече |
воды, м |
Статус |
|
|
||||||
|
|
Восточная |
Северная |
ния (о) |
|
|
|
|
|
|
долгота |
широта |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
UPT |
636+02 |
504536,500 |
6625194,010 |
50,1 |
-65,90 |
Действующий |
|
UPT |
787+04 |
495563,650 |
6637049,270 |
30,9 |
-64,90 |
Действующий |
А |
Йолас |
|
|
|
|
|
Не |
(Финляндия) |
1035+50 |
473305,5835 |
6647800,4830 |
56,6 |
-73,37 |
||
|
– Ленинград |
действующий |
|||||
|
(Россия) |
|
|
|
|
|
|
|
UPT |
1125+74 |
466192,170 |
66582488,300 |
60,1 |
-61,70 |
Действующий |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
UPT |
639+81 |
504238,190 |
6625189,470 |
55,0 |
-66,20 |
Действующий |
|
UPT |
787+48 |
495647,400 |
6636920,640 |
34,9 |
-64,70 |
Действующий |
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
Йолас |
|
|
|
|
|
Не |
(Финляндия) |
1042+00 |
473518,3105 |
6647781,0050 |
56,6 |
-72,56 |
||
|
– Ленинград |
действующий |
|||||
|
(Россия) |
|
|
|
|
|
|
|
UPT |
1128+52 |
466110,820 |
6652463,420 |
61,1 |
-61,50 |
Действующий |
8.9Переходы через обводненные участки
Для обеспечения устойчивости положения газопроводов DN1200 против всплытия на участках с поверхностным обводнением свыше 20 суток, а также на заболоченных участках предусматривается применение труб с армированным бетонным покрытием толщиной 60 мм на всем береговом участке до перехода на толщину 41мм.
Расчет устойчивости обетонированного газопровода берегового участка выполнен согласно СТУ в соответствии с главой 8.5.4 и главой 11.6 ГОСТ Р 54382-2011.
Расчет представлен в томе 0284.034.001.П.0001– ТКР 7.3. (W-EN-ENG-PRU-RPD-819- 030703RU-02).
В соответствии с решением Компании Nord Stream 2 AG на отдельных участках трассы трубопровода предусмотрено устройство глиняных перемычек и трубных экранов. Устройство данных сооружений необходимо для:
Общая пояснительная записка |
46 |
|
0 |
|
|
2 |
49 |
|
84.034.001.П.0001-ПЗ1 |
|
ООО «УорлиПарсонс- |
W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010100RU |
|
Сахнефтегаз Инжиниринг»
─предотвращения эрозии и ограничения потока грунтовых вод вдоль траншеи трубопровода;
─предотвращения засоления территории берегового участка в результате повышения уровня Балтийского моря в штормовых условиях и проникновения морской воды
вгрунт берегового участка;
─предотвращения выноса в море материала обратной засыпки траншеи в результате штормового воздействия.
Ведомость установки трубных экранов и глиняных перемычек представлена в таблице
8.6.
Таблица 8.6 – Ведомость установки трубных экранов и глиняных перемычек
Наименование |
Нитка А |
Нитка B |
|
|
|
|
|
Трубный экран |
ПК-(1+50.00) |
ПК-(1+50.00) |
|
|
|
||
ПК-(2+60.00) |
ПК-(2+60.00) |
||
|
|||
|
|
|
|
|
от ПК-(3+88.50) до ПК-(3+98.30) |
от ПК-(3+88.50) до ПК-(3+98.30) |
|
|
|
|
|
|
от ПК-(14+16.40) до ПК-(14+26.20) |
от ПК-(14+16.40) до ПК-(14+26.20) |
|
Глиняная |
|
|
|
от ПК-(21+74.80) до ПК- |
от ПК-(21+74.80) до ПК-(21+84.60) |
||
перемычка |
|||
(21+84.60) |
|
||
|
|
||
|
|
|
|
|
от ПК-(30+95.30) до ПК- |
от ПК-(30+95.30) до ПК-(31+05.10) |
|
|
(31+05.10) |
|
|
|
|
|
Для устройства глиняных перемычек и трубных экранов применяются временные конические и тросовые затворы. Данные затворы устанавливаются до протаскивания трубопровода. В процессе работ по протаскиванию трубопровода и обратной засыпки траншеи конический и тросовый затворы демонтируются.
Проектные решения по прокладке газопроводов представлены в томе W-EN-ENG- PRU-RPD-819-030701RU-03 (0284.034.001.П.0001– ТКР 7.1).
8.10 Переход через патрульную автомобильную дорогу
При прокладке газопроводов в одном техническом коридоре под патрульной автодорогой согласно СТУ, расстояние между осями ниток предусмотрено не менее 20,0 м на глубине укладки не менее 2,0 м над верхней образующей газопровода.
В соответствии с п.4.5.3 СТУ проектом предусмотрена защита газопроводов под подъездной автодорогой к технологической площадке за счет использования железобетонных дорожных плит по ГОСТ 21924.0 толщиной не менее 140 мм. Защитный кожух при этом не предусматривается.
Проектные решения по данным переходам представлены в томе 0284.034.001.П.0001–
ТКР 7.2 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030702RU-03) (Графическая часть).
Общая пояснительная записка |
47 |