Газоснабжение всесезонного туристско-рекреационного комплекса

Страницы: 1 2 3 4

Оглавление

• Введение
• 1. Характеристика местоположения объекта строительства
• 1.1 Состояния воздушного бассейна в районе прохождения трассы
• 1.2 Гидросфера, состояние поверхностных водных объектов, гидрологические характеристики залегания подземных вод
• 2. Воздействие объекта на окружающую среду
• 2.1 Оценка воздействия на атмосферный воздух в период строительства
• 2.2 Оценка воздействия на атмосферный воздух в период эксплуатации
• 2.3 Объем выбросов при перемещении песка и грунта
• 2.4 Объем выбросов при производстве окрасочных работ
• 2.5 Шумовая нагрузка на строительной площадке
• 2.6 Характеристика выбрасываемых загрязняющих веществ
• 2.7 Расчет категории опасности предприятия
• 2.8 Воздействие объекта на подземные и поверхностные воды
• 2.8.1 Водоохранные зоны
• 2.8.2 Водопотребление
• 2.8.3 Водоотведение
• 2.8.4 Охранная зона газопровода
• 2.9 Воздействие объекта на растительный и животный мир
• 2.10 Воздействие объекта при аварийных ситуациях
• 2.10.1 Идентификация опасности
• 2.10.2 Аварийная ситуация с разрывом газопрвода
• 2.10.3 Мероприятие по предотвращению и ликвидации аварий
• 3. Предложения по экологическому мониторингу в зоне влияния проектируемого газопровода
• 3.1 Мероприятия по защите атмосферного воздуха
• 3.1.1 Мероприятия по защите атмосферного воздуха при строительстве обьекта
• 3.1.2 Мероприятие по защите от шума на строительной площадке
• 3.1.3 Мероприятия по защите атмосферного воздуха от загрязнения промышленными выбросами при эксплуатации
• 3.1.4 Мероприятие по регулированию выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в период неблагоприятных метеорологических условий
• 3.1.5 Организация контроля за выбросами при эксплуатации объекта
• 3.2 Мероприятие по охране водной среды
• 3.2.1 Мероприятие по охране водной среды при строительстве
• 3.2.2 Мероприятие по охране водной среды при эксплуатации
• 4. Расчет газораспределительные системы
• 4.1 Механический расчет трубопровода
• 4.2 Физические свойства природного газа
• 4.3 Расчет давления на входе в ГРС
• 4.4 Расчет тупиковой разветвленной сети среднего давления
• 4.5 Выбор регулятора давления
• 4.6 Подбор предохранительных клапанов
• 4.7 Графическая часть
• Заключение
• Литература

Аннотация

Выбор этой темы возник по причине экономической целесообразности, улучшение технических, технологических возможностей и безусловно расширение туристического кластера этого региона.

Всесезонный туристско-рекреационный комплекс (ВТРК) Эльбрус – Безенги позволит бесперебойно обеспечить газом д. Эльбрус, д. Юсенги, д. Чегет, д. Чипер – Азау.

Увеличивая зону газопотребления данного района, модно заложить в условия модернизации газораспределительной станции (ГРС) Тырныауз – 2.

Для этого я выполнил с экономической точки зрения гидравлический расчет, механический расчет трубопроводов, рассчитал необходимое оборудование, которое будет эксплуатироваться в дальнейшем.

Особое внимание уделяется экологическим вопросам при строитеьстве, при вводе и эксплуатации газопровода.

Значение  всесезонного туристско-рекреационного комплекса (ВТРК) возрастает в связи привлечением отечественного туризма. Туризм – эффективное средство потребление людей в отдыхе, а региону экономическое подспорье. Во многих странах мира – это наиболее высокодоходная отрасль экономики. Необходимо освоение новых, современных ВТРК с транспортной доступностью, инженерной и социальной инфраструктурой.

Поэтому газификация удалённых  населенных пунктов является острой необходимостью, для обеспечения теплом обьектов туристической направленности.

Газоснабжение деревень “Чегет”, “Чипер-Азау ”, “Элббрус ”, “Юсенги ” позволит расширить туристические возможности Кабардино-Балкарской республики, тем самым снять многие вопросы трудоустройства населения, его занятости и благополучия.

Введение

В работе предполагается рассмотреть комплекс мероприятий по обеспечению газоснабжением сетевым природным газом объектов всесезонного туристско-рекреационного комплекса «Эльбрус-Безенги» с учетом газификации населенных пунктов, расположенных вдоль трассы газопровода.

Общие сведения о курорте «Эльбрус-Безенги»

Объекты ВТРК «Эльбрус-Безенги» располагаются на территории Чегемского и Эльбрусского районов Кабардино-Балкарской Республики.

Курорт «Эльбрус-Безенги» состоит из 4 туристических деревень – «Чегет», «Чипер-Азау», «Эльбрус», «Юсеньги».

Перспективная потребность в газе.

По видам потребления тепла на площадке существует четыре основных группы нагрузок: отопление, вентиляция, горячее водоснабжение (далее ГВС), бытовое потребление (стирка белья в номерном фонде, пополнение бассейнов, необходимость поддержания температуры воды в бассейнах в пределах 28÷30 °C).

Для теплоснабжения коттеджей предусматривается установка автоматизированных напольных чугунных котлов с чугунными теплообменниками и газовыми атмосферными горелками предварительного смешивания.

Для теплоснабжения крупных зданий (апартаменты, отели, помещения персонала, объекты инфраструктуры) предполагается использовать комбинированный централизованный источник тепловой энергии в деревне. Для покрытия части нагрузки используется тепловая энергия, утилизируемая при работе электрогенерирующего оборудования (когенератор на базе газопоршневых машин). Недостающее количество тепловой энергии предлагается получать от газовых водогрейных котлов.

Таблица1  – Перспективные объемы газопотребления туристических деревень ВТРК «Эльбрус-Безенги»

 

Поселок Эльбрус расположен в эльбруском  растоне кабалдино – балкарии. На обоих берегах реки Баксан.  Дальних пор Эльбрус наиболее высокая вершина центральной части Большого Кавказа, привлекает туристов всего мира.

Деревня Чегет в горах Кавказа. Гора Чегет находится чуть ближе к поселкам и имеет очень интересный для горнолыжного катания склоны. Протяженность трассы различных степеней сложности, комфортная температура , много солнца

Чипер-Азау. Первый горный перевал через главный кавказский хребет ущелье Азау (на севере) и верховья Ненскры ( на юге). Чипер — Азау

Существующие и перспективные потребители по населенному пункту Эльбрусского района

По каждому населенному пункту района определены перспективные объемы роста газопотребления в соответствии с разработанными предложениями по вовлечению природного газа в топливно-энергетический баланс. Проведены расчеты объемов максимального часового и годового потребления газа, учитывающие основные особенности сезонного газопотребления и прогноз спроса на другие виды энергоресурсов.

Расчетная потребность в природном газе определена по следующим направлениям использования:

1. на индивидуально-бытовые и коммунальные нужды, исходя из количества газоснабжаемых квартир и укрупненных норм расхода газа на эти нужды;
2. на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий, исходя из количества и средней площади (строительного объема) газоснабжаемых квартир и общественных зданий на основе теплотехнических расчетов или применяемых газовых приборов с учетом действующих нормативных документов.

Современное состояние газоснабжения и газификации Эльбрусского района

В настоящее время источниками газоснабжения потребителей районов являются ГРС Былым, ГРС Тырнауз, основные технические характеристики ГРС сведены в таблице 2.

Таблица 2 –  Основные технические характеристики ГРС

 

 

Рисунок 1 газоснабжения и газификации ВТРК «Эльбрус-Безенги».

Деревни «Чегет», «Чипер-Азау», «Эльбрус», «Юсеньги»

Для обеспечения газоснабжением туристических деревень «Чегет», «Чипер-Азау», «Эльбрус», «Юсеньги» необходимо предусмотреть проведение следующих мероприятий.

1. Строительство газопровода-отвода и ГРС Тырнауз-2;

(Сталь Д 273х6 – 0,45 км), (ГРС Тырнауз-2 Qрасч.=36,7 тыс.м³/час, Рвых.=1,2/0,3МПа).

Протяженность газопровода, его диаметр, и производительность ГРС будут уточнены на стадии разработки проектной документации с учетом материалов инженерных изысканий.

2. Строительство межпоселкового газопровода Эльбрус – Азау, с отводами ВТРК «Эльбрус-Безенги» — д.Юсеньги, д.Чегет, д.Чипер- Азау и д.Эльбрус.

Общая протяженность – 26,03 км, из них:

• Предусмотрена установка 4 ГРП.

 

Схема  газоснабжения представлена  на Рисунке 2

Гидравлический расчет сети газораспределения

Гидравлический расчет выполнен в соответствии с СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002», СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» и СТО 2‑2.1-411-2010 «Проектирование, строительство и эксплуатация газопроводов давлением от 0,5 МПа до 1,2 МПа из полиэтиленовых труб».

Диаметры перспективных межпоселковых газопроводов определены гидравлическим расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа при допустимых перепадах давления.

Гидравлический расчет и оптимизация параметров проектируемых газопроводов выполнены с использованием программного обеспечения ПК «АРС» (гос. рег. №2011618549), разработанного специалистами ОАО «Газпром промгаз».

Расчетное давление газа для перспективных потребителей (населенных пунктов) на входе в ГРП принималось не ниже 0,65 МПа в сетях высокого давления первой категории.

Максимально допустимые скорости газа в надземных газопроводах принимались не более 25 м/с в сетях высокого давления.

Результаты вариантов гидравлического расчета межпоселковых газопроводов представлены в виде схем на Рисунке 3

Общие требования к газопроводу

Магистральный газопровод–отвод

Выбор труб для строительства линейной части газопровода выполнен на основании:

• «Инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром» СТО Газпром 2-2.1-131-2007;
• сортамента труб, выпускаемых отечественной промышленностью;
• климатических условий района строительства и условия эксплуатации газопровода.

Качество труб должно  соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*.

Трубы соединяются с помощью сварки. Методы и технология сварки определяются согласно  требованиям СТО Газпром 2-2.2-136-2007 часть 1.

Объемы, способы и контроль качества сварных соединений устанавливаются в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.4-083-2006 с изменением 1.

Предельные отклонения по наружному диаметру для труб плюс 2,0 мм.

Кривизна труб не должна превышать 1,0 мм на 1 м длины трубы.

Овальность торцов труб  не должна выводить их размеры за пределы отклонения по наружному диаметру.

Монтажные узлы обвязки кранов изготавливаются в базовых условиях из унифицированных монтажных заготовок и поставляются комплектно на площадки крановых узлов.

Ограждение площадок крановых узлов предусматривается из сетки ССЦП типа «ЗГР-500» с заглублением полотна ограждения на глубину не менее 0.5 м с устройством по низу трубной обвязки. Высота ограждения 2.0-2.5 м. Для усиления верха ограждения от перелаза устанавливается козырек из спирали АКП на кронштейнах.

На ограждениях  площадок крановых узлов устанавливаются знаки: «Газ! Вход запрещен», «Запрещается пользоваться открытым огнем и курить» и информационные таблички с указанием эксплуатирующей организации. На колонках продувочных свечей устанавливается знак «Осторожно! Газ» и информационная табличка с указанием эксплуатирующей организации.

Предусмотрено применение соединительных деталей, изготовленных и испытанных в заводских условиях в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* и СНиП III-42-80*.

Повороты линейной части газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскости выполнены упругим изгибом сваренной нитки трубопровода или монтажом криволинейных участков из гнутых отводов.

Изоляция профильных изделий деталей монтажных узлов в подземной части предусматривается  антикоррозионным покрытием.

Надземные поверхности кранов, трубопроводов, продувочных и вытяжных свеч, ограждений крановых узлов покрываются специальным составом в 2 слоя с последующим нанесением цветных опознавательных колец согласно ГОСТ 14207-69.

Конструкция изоляционного покрытия и его качество должно соответствовать ГОСТ 9.602 – 2005 и ГОСТ Р 51164-98.

Контроль качества изоляционных работ должен осуществляться пооперационно в процессе очистки, грунтовки и нанесения изоляционного покрытия в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*, ВСН 008-88 и ВСН 012-88.

Расстояние от оси подземного газопровода до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений, предусмотрены строго согласно таблице. 4 СНиП 2.05.06-85.

Переходы газопроводом-отводом через автомобильные дороги выполняются  с устройством защитного кожуха из труб большего диаметра по ГОСТ 10705-80/ГОСТ 10704-91 с трехслойной заводской изоляцией усиленного типа по ТУ 1394-015-05757848.

Концы защитного кожуха герметизируются резиновыми манжетами.

Концы кожуха на переходах через автомобильные дороги выводятся на расстояние не менее 25 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Газопровод на переходах через автодороги в пределах расстояния 25 м по обе стороны от подошвы насыпи отнесен к I категории.

На переходах газопровода через автодороги III категории категория газопровода на расстоянии 50 м по обе стороны от подошвы земляного полотна в соответствии с таблицей 2 СТО Газпром 2-2-1.1-249-2008.

Глубина заложения газопровода на переходах через региональные автомобильные  дороги в пределах полосы отвода, в соответствии с требованиями технических условий Главного Управления автомобильных дорог принять не менее 1.5 м от верха защитного кожуха до верха покрытия. Пересечение предусматривается под углом 90⁰ методом продавливания или горизонтально направленного бурения. По обеим сторонам пересекаемой дороги предусматривается установка знаков «Остановка запрещена!» и «Осторожно газопровод!».

Дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта, устанавливает организация, эксплуатирующая дорогу, по требованию организации, эксплуатирующей газопровод, и согласованию с ГИБДД РФ.

При пересечении  проектируемого газопровода с грунтовыми дорогами открытым способом предусмотреть укладку ж/б плит:

• по верху автомобильной дороги на длине 10 м в обе стороны от оси газопровода;
• над участками газопровода на длине 10 м в обе стороны от подошвы насыпи или бровки земляного полотна. На этих участках бетонные плиты следует уложить на глубине 0,5 м над верхней образующей трубы и засыпать грунтом до уровня верха траншеи.

Изоляция сварных стыков труб газопровода и защитных кожухов, гнутых отводов предусматривается  термоусаживающимися манжетами.

Необходимо предусмотреть подземную прокладку газопровода, с укладкой преимущественно параллельно рельефу местности.

Перед началом строительства трассу газопровода подлежит расчистить от лесорастительности, кустарника и других насаждений.

До начала производства основных строительно-монтажных работ по трассе газопровода выполнить срезку плодородного слоя на площади, занимаемой траншеей и отвалами, для использования его в последующем для восстановления (рекультивации) нарушенных сельскохозяйственных угодий.

Размеры и профили траншеи принять в зависимости от группы разработки грунтов, их влажности, типов землеройных машин и других факторов.

Ширина траншеи по дну для газопровода принять не менее значений в соответствии с п.5.3 СНиП 2.05.06-85*.

На участках кривых вставок из отводов машинного гнутья ширина траншеи принимается в 2 раза больше, чем на прямолинейных участках, при этом расширение производится в обе стороны от оси кривой вставки.

В целях обеспечения прочности и продольной устойчивости газопровода в процессе эксплуатации проектом предусмотреть ограничение по температуре замыкания трубы в нитку (не менее — 20°С, не более + 30°С), обеспечивающее расчетный температурный перепад между температурой эксплуатации и температурой замыкания.

Для придания устойчивости газопроводу против всплытия на обводненных участках, предусмотрено его закрепление на проектных отметках утяжелителями.

Расчет балластировки газопровода выполняется из условий устойчивости против всплытия и с учетом общей устойчивости газопровода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* и ВСН 39-1.9-003-98.

Смонтированный, уложенный в траншею и засыпанный грунтом газопровод подвергается промывке водой с пропуском поршней разделителей, перемещающихся под давлением потока воды.

После промывки водой газопровод подвергается гидравлическому испытанию на прочность давлением не менее 1,1 Рраб. в верхней точке и герметичность давлением Рисп. .= Рраб.

При гидравлическом испытании газопровода величина максимального испытательного давления в нижней точке не должна превышать заводского испытательного давления принятых проектом труб и соединительных деталей.

Эта величина подлежит уточнению при разработке ППР на испытание, с учетом фактически уложенных труб.

Перед сбросом испытательной, а особенно промывочной воды на рельеф ее надлежит очистить от строительного мусора, взвешенных частиц и других нерастворимых загрязнений. Для этого в проекте предусмотрена механическая очистка ее — отстой в земляных амбарах, объем которых соответствует объему промывочной воды.

В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-354-2009 и ВСН 011-88 перед испытанием газопровода должны быть выполнены предварительные гидравлические испытания на прочность следующих участков:

• крановые узлы до врезки в газопровод;
• участки газопроводов I категории на переходах через автодороги подвергаются предварительному гидравлическому испытанию на прочность после укладки до засыпки;
• участки газопровода I категории на переходах через реки, сооружаемые   методом ННБ, испытываются в 2 этапа: 1 этап — перед протаскиванием в скважину, 2 этап —  после протаскивания;
• узлы запуска и приема очистных устройств, прилегающие участки газопровода I категории подвергаются предварительному гидравлическому. После испытания газопровода на прочность из него должна быть полностью удалена вода. Полное удаление воды после испытания должно производиться не менее, чем трехкратной продувкой газопровода воздухом с пропуском поршней-разделителей.

Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды должна быть в пределах 3-10 км/час.

Результаты удаления воды из  газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды, и он вышел из газопровода не разрушенным.

В число контрольных мероприятий перед приемкой газопровода в эксплуатацию включена внутритрубная дефектоскопия. Пропуск дефектоскопа производится после полной очистки полости газопровода от воды и прохождения шаблона.

Выявленные дефекты ликвидируются в установленном порядке с последующим контролем сварных стыков методом радиографирования. Повторные гидравлические испытания при этом не производятся.

Для предотвращения коррозии газопровода и образовании в нем гидратов, проектом предусматривается осушка полости газопровода после проведения гидроиспытаний. В этих целях используется  воздух, осушаемый в адсорбционных установках до точки росы по влаге  минус 40⁰ С.

Испытание газопровода на прочность и осушка внутренней полости газопровода от влаги после проведения гидравлических испытаний осуществляется в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-354-2009, ВСН 011-88 «Очистка полости и испытание», согласно «Перечня требований к порядку организации и завершения работ по проведению гидравлических испытаний при реконструкции, ремонте и строительстве объектов добычи и  транспорта газа» утв. Зам. Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым от 11.12.2004г.

После осушки газопровода  и заполнения его газом производится  контроль герметичности газопровода лазерной установкой поиска утечек газа.

Кроме очистки газопровода установка камер приема-запуска позволяет проводить диагностическое обследование трубопроводов, пропуская по нему различные дефектоскопические устройства.

Линейная часть газопровода является сложной транспортной системой большой протяженности, для определения фактического состояния которой, необходимы регулярные наблюдения не только за телом газопровода, что производится с помощью интеллектуальных снарядов дефектоскопов, запускаемых внутри трубопровода, но и за природно-климатическими явлениями и технологическими режимами перекачки.

Перед обследованием газопровода дефектоскопом производится запуск очистных и калибровочных поршней по «Инструкциям по проведению внутритрубной дефектоскопии», разработанным эксплуатирующей организацией по каждому участку запуска приема индивидуально.

Выявленные дефекты ликвидируются в установленном порядке с последующим контролем сварных стыков методом радиографирования.

Межпоселковый газопровод

Прокладка распределительных сетей предусматривается в соответствии с требованиями Технических регламентов «О безопасности зданий и сооружений» и «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления», свода правил – СП 62.13330.2011 «СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы» (Актуализированная версия)» и рекомендациями, содержащимися в ведомственных документах Госстроя Российской Федерации под шифрами: СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газопроводов из металлических и полиэтиленовых труб», СП 42-102-2004 «Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб» (для стальных труб) и СП 42-103-2003 «Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов» (для полиэтиленовых труб).

Прокладка газопроводов преимущественно подземная на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра.

При прокладке газопроводов на пахотных землях глубину заложения рекомендуется принимать не менее 1,0 м до верха газопровода.

На оползневых и подверженных эрозии участках прокладка газопроводов предусматривается на глубину не менее 0,5 м ниже:

• для оползневых участков — зеркала скольжения;
• для участков, подверженных эрозии — границы прогнозируемого размыва.

При прокладке газопроводов по местности с уклоном свыше 200% в проекте предусматриваются мероприятия по предотвращению размыва засыпки траншеи: устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов (обетонирование, шпунтовое ограждение и т.п.), нагорных канав, обвалования или другие мероприятия для отвода поверхностных вод от трассы газопровода. Выбор способа защиты определяется в каждом конкретном случае, исходя из инженерно-геологических, топографических и гидрогеологических условий местности.

При наличии вблизи охранной зоны трассы газопровода растущих оврагов и провалов, карстов и т.п., которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию газопроводов, рекомендуется предусматривать мероприятия по предотвращению их развития.

Для строительства используются:

Стальные трубы, изготовленные по ГОСТ 10704-91 (ГОСТ 10705-80) или другим техническим условиям, рекомендованным к использованию, в зависимости от температуры эксплуатации, таблицами 2 СП 42-102-2004. Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм. Стальные подземные газопроводы должны быть защищены средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Соединение длинномерных труб производиться при помощи деталей с закладными нагревателями (ЗН), мерные трубы соединяются сваркой встык с использованием сварочной техники средней или высокой степени автоматизации. Углы поворота трассы выполняются свободным изгибом с радиусом не менее 25 диаметров трубы или при помощи литых отводов. В качестве соединительных деталей используются литые фасонные изделия (отводы, переходы, тройники, заглушки) по ГОСТ Р 52779 с коэффициентом запаса прочности не менее 2.0.

При необходимости, по результатам расчетов на всплытие, следует произвести балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и сплавные реки — на 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна на срок 25 лет

При пересечении несудоходных водных преград допускается прокладывать подводные газопроводы, изготовленные из труб с балластным покрытием в защитной оболочке заводского изготовления, без заглубления в дно, при условии подтверждения их пригодности для  указанных целей в установленном порядке.

При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более подводные переходы следует предусматривать, как правило, в две нитки.

Для подводных газопроводов, предназначенных для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов в подаче газа, или при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню ГВВ 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а также горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берегами, рекомендуется прокладка второй нитки.

Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее 10 м от границ перехода или участков, подверженных эрозии или оползням. За границу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких вод с 10 %-ной обеспеченностью.

В случаях необходимости размещения отключающих устройств на подтопляемых участках при небольшой продолжительности подтопления (до 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления (до 0,5 м) высота их установки принимается на 0,5 м выше прогнозируемой отметки подтопления за счет устройства специальных площадок, насыпей и т.д. В этих случаях необходимо предусматривать мероприятия по обеспечению доступа обслуживающего персонала к отключающим устройствам во время подъема воды (отсыпка грунтовых подходов, плавсредства и т.д.).

Пересечения с железнодорожными и  автомобильными дорогами — прокладка газопроводов при пересечении железных и автомобильных дорог I-IV категорий производиться подземно, в футлярах, стальных или неметаллических (полиэтиленовые, как правило, из труб по ГОСТ 18599-2001). Футляры должны удовлетворять условиям прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство. Стальной футляр должен быть защищен от разрушения средствами ЭХЗ

Концы футляров при пересечении газопроводов железных дорог общего  пользования следует выводить на расстояния от них не менее установленных СНиП 32-01-95 «Железные дороги колеи 1520 мм». При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается сокращение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

При пересечении подземными газопроводами концы футляров должны располагаться на расстоянии:

• не менее 2 м от подошвы земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках), внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий;
• не менее 2 м от бордюра, обочины, подошвы откоса насыпи автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог;
• не менее 3 м от края водоотводных сооружений (кювета, канавы, резерва).

В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:

• не менее 2 м от крайнего рельса внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, а также от края проезжей части улиц;
• не менее 3 м от края водоотводного сооружения дорог (кювета, канавы, резерва) но не менее 2 м от подошвы насыпей.

Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог должны быть, не менее:

• до мостов и тоннелей на железных дорогах общих сетей и внешних железнодорожных подъездных путях предприятий, трамвайных путях, автомобильных дорогах категорий I — III, магистральных улиц и дорог, а также до пешеходных мостов, тоннелей через них – 30 м, а для внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий,  автомобильных дорог категорий IV – V и труб – 15 м;
• до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) – 4 м для трамвайных путей и 20 м – для железных дорог;
• до опор контактной сети – 3 м.

Допускается сокращение указанных выше расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.

При пересечении газопроводами железнодорожных линий общего пользования колеи 1520 мм глубина укладки газопровода должна соответствовать СНиП 32-01-95.

В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги, а при наличии насыпи – от ее подошвы до верха футляра должна отвечать требованиям безопасности, но быть не менее:

• при производстве работ открытым способом — 1,0 м;
• при производстве работ методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовой проходки- 1,5 м;
• при производстве работ методом прокола — 2,5 м.

Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении ими железных дорог общего пользования должна быть на 2-3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм на расстояниях по 50 м в каждую сторону от края земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках).

Для полиэтиленовых газопроводов на участках пересечений с железными и автомобильными дорогами I – III категорий, магистральных улиц и дорог должны применяться  трубы и соединительные детали с  SDR не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях поселений и городских округов, и  не менее 2,0 — для межпоселковых  газопроводов.

Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные и автомобильные дороги, следует размещать:

• на тупиковых газопроводах — не далее 1000 м от перехода (по ходу газа);
• на кольцевых газопроводах — по обе стороны перехода на расстоянии не далее 1000 м от перехода.

Контроль качества сварных стыковых соединений

Сварные стыки стальных газопроводов проверяются радиографическим или ультразвуковым методами.

Сварные стыки полиэтиленовых газопроводов проверяются только ультразвуковым методом. Сварные стыки полиэтиленовых газопроводов, выполненные с использованием ручной сварочной техники, проверяются в том же объеме, как для стальных газопроводов.

Объем проверки сварных стыков следующий:

• 100% от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте, при прокладке газопроводов в футляре (для стальных и полиэтиленовых газопроводов).

для стальных газопроводов

• 100% от общего числа стыков труб, сваренных каждым сварщиком на объекте, при прокладке:
• газопроводов в особых условиях, а также на переходах через водные и естественные преграды;
• газопроводов давлением свыше 0,3 МПа при прокладке в поселениях;
• подземных газопроводов всех давлений, прокладываемых под магистральными дорогами и улицами с капитальными типами дорожных одежд, а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения).
• подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений
• надземных газопроводов всех давлений на участках переходов через автомобильные категорий I-III, магистральные дороги и улицы и естественные преграды, а также по мостам и путепроводам.
• 20% от общего числа стыков труб, сваренных каждым сварщиком на объекте, при прокладке газопроводов вне поселений за пределами их перспективной застройки;

Испытания газопроводов

При производстве испытаний газопроводов на герметичность испытательное давление:

для стальных газопроводов

• изолированных битумными мастиками или полимерными лентами составляет 0,75 МПа. при рабочем давлении от 0,3 до 0,6 МПа,
• изолированных экструдированным полиэтиленом составляет 1,5 МПа при рабочем давлении от 0,3 до 0,6 МПа,
• независимо от типа изоляции составляет 1,5 МПа при рабочем давлении от 0,6 до 1,2 МПа.

Продолжительность испытания – 24 часа. Максимальная протяженность газопровода для проведения испытаний выбирается в зависимости от диаметра газопровода и класса точности манометра, в соответствии с рекомендациями СП 42-101-2003.

Защита стальных газопроводов

Для защиты от атмосферной коррозии надземные стальные газопроводы окрашиваются в два слоя эмалями желтого цвета (ПФ-115 ГОСТ 6465-76, ПФ-133 ГОСТ 926-82, ПФ-1126 ТУ6-10-1540-78) по грунтовке (ГФ-021 ГОСТ 25129-82, ПФ-020 ГОСТ 18186-79, ГФ-0142 ТУ6-10-1698-78).

В грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности при отсутствии блуждающих токов стальные подземные газопроводы защищаются изоляционными покрытиями «весьма усиленного типа» (допускается применение покрытий из экструдированного полиэтилена «усиленного типа» с обязательным применением электрохимической защиты (ЭХЗ)); в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при наличии опасного влияния блуждающих токов – защитными покрытиями «весьма усиленного типа» с обязательным применением средств ЭХЗ.

ЭХЗ стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах длиной не более 10 м на линейной части и участков соединений полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в дома (при наличии на вводе электроизолирующих соединений) разрешается не предусматривать. При этом засыпка траншеи в той ее части, где проложена стальная вставка, по всей глубине заменяется на песчаную.

Стальные футляры трубопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами ЭХЗ, при прокладке открытым способом – изоляционными покрытиями и ЭХЗ. В качестве футляров рекомендуется использовать трубы с внутренним защитным покрытием. При защите трубы и футляра средствами ЭХЗ труба и футляр соединяются через регулируемую перемычку.

Проектом ЭХЗ должна быть, как правило, предусмотрена установка стационарных контрольно-измерительных пунктов (КИПов) с интервалом не более 200 м в пределах поселения и не более 500 м вне пределов поселения.

В первую очередь такие КИПы устанавливаются:

• в пунктах подключения дренажного кабеля к трубопроводу;
• в концах заданных зон защиты;
• в местах максимального сближения трубопровода с анодным заземлителем.

Рекомендуется также установка КИПов:

• в местах пересечения трубопровода с рельсами электрифицированного транспорта;
• у одного конца футляров длиной не более 20 м и у обоих концов футляров длиной более 20 м.

С целью обеспечения эффективности ЭХЗ трубопроводов в проекте предусматривается установка электроизолирующих соединений (электроизолирующих фланцев, муфт, вставок, сгонов и др.).

Установку электроизолирующих соединений предусматривают:

• на входе и выходе газопровода из земли (на участках перехода подземного газопровода в надземный разрешается вместо установки электроизолирующих соединений применять электрическую изоляцию газопроводов от опор и конструкций изолирующими прокладками);
• на входе и выходе газопроводов из ГРП (ШРП);
• на вводе трубопроводов в здания, где возможен их электрический контакт с землей через заземленные металлические конструкции, инженерные коммуникации здания и нулевой провод электропроводки здания;
• на вводе трубопровода на объект, являющийся источником блуждающих токов;
• для электрической изоляции отдельных участков стального газопровода от остального трубопровода.

Для защиты подземных стальных газопроводов от коррозии, вызываемой блуждающими токами, применяют дренажную защиту (поляризованные или усиленные дренажи).

В тех случаях, когда включением электродренажей не удается обеспечить защиту газопровода в пределах опасной зоны и на отдельных участках остаются анодные или знакопеременные зоны, то в комплексе с электродренажами (или вместо них) применяют катодные установки. При значительном удалении трассы газопровода от источника блуждающих токов, а также в случае прокладки газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности применяют катодную защиту.

Протекторную защиту подземных стальных сооружений в основном применяют при опасности почвенной коррозии. При защите от коррозии блуждающими токами протекторы применяют при средних значениях анодных потенциалов на сооружении до + 0,3 В и оборудуют вентильными устройствами.

Протекторы используют в грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 50 Ом·м, устанавливая их на глубине не менее 1 м ниже границы промерзания грунта.

Протекторную защиту осуществляют с одиночной или групповой расстановкой протекторов. Схему расстановки протекторов выбирают с учетом технико-экономических показателей для данного сооружения.

Располагать протекторы на расстоянии ближе 3 м от защищаемого сооружения не рекомендуется, так как это может привести к повреждению изоляционного покрытия солями растворяющегося протектора. Допускается применение протяженных протекторов. Как правило, протектор располагают на расстоянии 4 — 5 м от газопровода.

В случае прокладки газопроводов в одной траншее или в разных траншеях с разносом не более 5 м допускается предусматривать электроперемычки из изолированных стальных полос (с изоляцией не ниже изоляции газопровода). Разъемные соединения выводятся под люк.

Для присоединения к подземным стальным газопроводам кабелей от электрозащитных установок используют контактные устройства (КУ). Контактное устройство может быть выполнено в колодце, в колонке или в ковере согласно существующим типовым чертежам. При необходимости подключения кабеля от электрозащитной установки к подземному участку стального газопровода может быть использовано типовое решение по соединению кабеля с газопроводом.

В случаях подключений к газопроводам, проложенным под дорогами и проездами с интенсивным движением транспорта, контактные устройства рекомендуется выносить за их пределы.

Электроизолирующие соединения (ЭИС) устанавливаются в зоне действия электрохимической защиты. Основное назначение электроизолирующих соединений заключается в ликвидации нерегулируемых контактов стального газопроводов с другими заземленными коммуникациями и конструкциями.

Установку электроизолирующих соединений предусматривают преимущественно на надземных участках стального газопроводов вблизи места выхода их из земли, как правило, после отключающего устройства. Высота установки электроизолирующего соединения выбирается по технологическим условиям прокладки газопровода.

В качестве основных материалов для формирования защитных покрытий стальных подземных газопроводов установлены: полиэтилен, полиэтиленовые липкие ленты, термоусаживающиеся полиэтиленовые ленты, битумные и битумно-полимерные мастики, наплавляемые битумно-полимерные материалы, полимерно-битумные ленты, композиции на основе хлорсульфированного полиэтилена, полиэфирных смол и полиуретанов. Применяемые материалы и покрытия на их основе должны соответствовать требованиям Технических условий и иметь сертификаты качества или технические паспорта.

Наиболее прогрессивным покрытием для труб диаметром от 57 до 2020 мм является покрытие из экструдированного полиэтилена, нанесённое на трубу по жёсткому адгезиву.

Покрытие из полиэтиленовых липких лент отечественного и зарубежного производства, наносится на трубы диаметром от 45 до 530 мм.

Структура покрытия весьма усиленного типа включает два слоя полиэтиленовой липкой ленты толщиной 0,63 мм, нанесённой по специальной битумно – полимерной грунтовке, и наружную обёртку из обёрточной полиэтиленовой ленты с липким слоем.

Газорегуляторные пункты

Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают:

• блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ)
• шкафные газорегуляторные пункты (ШРП).

ГРПБ размещается отдельно стоящими.

ШРП размещают:

• на отдельно стоящих опорах (независимо от входного давления)
• наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены (при давлении газа не более 0,6 МПа).

Расстояния от отдельно стоящих ШРП ГРПБ до зданий и сооружений должны быть:

• при входном давлении газа до 0,6 МПа — не менее 10 м до зданий, сооружений и железнодорожных путей и не менее 5 м до обочины автомобильных дорог.
• при входном давлении газа свыше 0,6 МПа — не менее 15 м до зданий, сооружений и железнодорожных путей и не менее 8 м до обочины автомобильных дорог.

По надежности электроснабжения  ГРПБ населенных пунктов следует относить к 3-ей категории, а ГРПБ промышленных предприятий — по основному производству.

Молниезащита ШРП, ГРПБ должна отвечать требованиям, предъявляемым к объектам II категории молниезащиты. С помощью стержневого молниеотвода производиться защита ШРП, ГРПБ от прямых ударов молнии, а от вторичных проявлений молнии — присоединением газопроводов на входе и выходе из ШРП ГРПБ к контуру защитного заземления.

Площадка под ШРП, ГРПБ ограждается в пределах охранной зоны (по периметру) металлической сеткой высотой 1,6 м.

Охранная зона газораспределительных сетей

Газораспределительные сети включают в себя межпоселковые газопроводы, распределительные и газопроводы-вводы с установленной на них арматурой, отдельностоящие ГРПШ, переходы газопроводов через автомобильные дороги.

В целях обеспечения сохранности распределительных газопроводов и газопроводов-вводов, с установленной на них арматурой, создания нормальных условий их эксплуатации, предотвращения аварий и несчастных случаев, согласно «Правил охраны газораспределительных сетей», утвержденных Постановлением РФ от 20 ноября 2000 г., устанавливается охранная зона.

Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:

• вдоль трасс наружных газопроводов — в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;
• вокруг отдельно стоящих ГРПШ – в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 м от границ ГРПШ.
• вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, — в виде просек шириной 6 метров, по 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев в течение всего срока эксплуатации газопровода.

Любые работы в охранных зонах газораспределительных сетей производят при строгом выполнении требований по сохранности вскрываемых сетей и других инженерных коммуникаций, а также по осуществлению безопасного проезда специального транспорта и перехода пешеходов.

На земельные участки, входящие в охранные зоны газораспределительных сетей, в целях предупреждения их повреждения или нарушения условий их нормальной эксплуатации налагаются ограничения, которыми запрещается:

• строить объекты жилищно-гражданского и производственного назначения;
• разрушать земляные и иные сооружения, предохраняющие газораспределительные сети от разрушений;
• перемещать, повреждать, засыпать и уничтожать устройства газораспределительных сетей;
• устраивать свалки и склады, разливать растворы кислот, солей, щелочей и других химически активных веществ;
• огораживать и перегораживать охранные зоны, препятствовать доступу персонала эксплуатационных организаций к газораспределительным сетям, проведению обслуживания и устранению повреждений газораспределительных сетей;
• разводить огонь и размещать источники огня;
• рыть погреба, копать и обрабатывать почву сельскохозяйственными и мелиоративными орудиями и механизмами на глубину более 0,3 м.;
• открывать калитки и двери газорегуляторных пунктов;
• набрасывать, приставлять и привязывать к опорам и надземным газопроводам, ограждениям и зданиям газораспределительных сетей посторонние предметы, лестницы, влезать на них;
• самовольно подключаться к газораспределительным сетям.

Организации и частые лица, получившие разрешение на ведение работ в охранной зоне газопровода, обязаны выполнить их с соблюдением мероприятий по его сохранности.

Организации, выполняющие работы, которые вызовут необходимость переустройства газопровода или защиту его от повреждений, обязаны выполнить работы с соблюдением требований «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» за счет своих средств по согласованию с организацией, в собственности которой находится данный газопровод.

Плановые работы и реконструкции газопровода, проходящего по территории землепользователя, производятся по согласованию с ним.

Работы по предотвращению, ликвидации аварий или ликвидации их последствий на газопроводе производятся в любое время без согласования с землепользователем, с обязательным уведомлением его о производимых работах.

Юридические и физические лица, виновные в нарушении «Правил охраны газораспределительных сетей», а также функционирования газораспределительных сетей, привлекаются к ответственности в порядке, установленном законодательством РФ.

1. Характеристика местоположения объекта строительства

Проектируемый объект находится на территории Кабардино-Балкарской Республики в пределах муниципальных районов: Черекский, Чегемский и Эльбрусский.

Кабардино-Балкарская Республика входит в состав Северо-Кавказского федерального округа Российской Федерации. Образована 1 сентября 1921 г. На севере граничит со Ставропольским краем, на востоке и юго-востоке – с Республикой Северная Осетия-Алания. На юге – с Республикой Грузия. На западе – с Карачаево-Черкесской Республикой. Протяжённость с севера на юг – 100, с запада на восток – 175 км. Территория республики занимает площадь в 12,5 тыс. кв. км.

В составе республики 100 муниципальных образований (на 1 января 2011 г.) в т. ч.: муниципальных районов – 10 (Рисунок 1.1), городских округов – 3, городских поселений – 7, сельских поселений – 112. Крупные города: Нальчик (столица), Прохладный, Баксан. Население на 1 января 2012 года – 859,1 тыс. чел. Плотность населения – 68,7 чел./км², доля городского населения – 54,3%.

Рисунок 4 – Карта-схема административного деления Кабардино-Балкарской Республики.

Эльбрусский район расположен в юго-западной части КБР и граничит: на севере – с Баксанским районом, на западе – Зольским районом, на востоке – Чегемским районом КБР и на юге – Республикой Грузия. Район вытянут вдоль долины реки Баксан (Баксанского ущелья) с юго-запада на северо-восток на расстояние 75 км. Все населенные пункты расположены в долине реки Баксан. Территория района занимает 1,85 кв. км. Численность постоянного населения составляет около 35,2 тыс. человек. На территории района имеется 9 муниципальных образований. Административный центр – г. Тырныауз, который расположен в 100 км от столицы республики г. Нальчика. В составе района 7 административно-территориальных единиц.

1.1 Состояния воздушного бассейна в районе прохождения трассы

Территория Кабардино-Балкарии характеризуется большим разнообразием климата, зависящим от нескольких абиотических факторов: географического расположения, рельефа местности, направления господствующих ветров, влияния Кавказских гор. Республика, отгороженная с юга и юго-запада горами Большого Кавказа, открыта с севера и северо-запада для свободного вторжения холодных воздушных масс из Арктики. Горный рельеф вызывает высотную зональность климата, особенно ярко выраженную в высокогорной области Центрального Кавказа. Как и весь Северный Кавказ, Кабардино-Балкарская Республика находится в южной части умеренного климатического пояса. По сочетанию тепла и влаги она расположена в двух климатических областях: в Предкавказье и Высокогорном Кавказе. Расположенная в относительно низких южных широтах (между 42⁰51′ и 44⁰01′ северной широты), территория республики получает значительные суммы солнечной радиацией, что определяет обилие солнечного света и тепла. Максимальные суммы радиации поступают в мае – июле при наибольших высотах солнца и продолжительности дня.

По условиям теплообеспеченности и условиям увлажнения можно выделить типы климатов:

• — континентальный (степная зона, северо-восточная часть);
• — умеренно – континентальный (предгорная часть);
• — высокогорный (горная часть).

Для климата Кабардинской равнины по сравнению с другими районами характерны наиболее яркие признаки континентальности. Зима умеренно холодная, малоснежная, преимущественно с пасмурной погодой; средняя температура января −4°С. Весна тёплая, с сильными сухими восточными ветрами. Лето продолжительное, жаркое, сухое; средняя температура июля +23°С. Осень тёплая, во второй половине преобладает пасмурная погода. Осадков выпадает около 500 мм в год.

Для климата низкогорно-среднегорной полосы характерны обилие тепла и солнца, умеренная относительная влажность. Зима мягкая, малоснежная, с неустойчивым снежным покровом; средняя температура января около −2°С. Весна ранняя, с обильными осадками. Лето продолжительное, жаркое, сухое, с большим числом солнечных дней; средняя температура августа +20°С. Осень тёплая, сухая. Осадков выпадает около 580 мм в год, главным образом весной и в начале лета.

Из-за сильного охлаждающего влияния Главного Кавказского и Бокового хребтов климат высокогорья более сухой и холодный, здесь характерно большое количество осадков (до 2000 мм в год и более). Среднегодовая температура воздуха низкая (+2,8 – -9,8°С). Холодный период характеризуется устойчивой отрицательной температурой, которая устанавливается с начала ноября по май на высотах 2000-3000 м над у. м., с октября по июнь выше 3000 м над у. м Зима холодная; средняя температура января-февраля до −12°С и ниже. Лето прохладное; средняя температура июля-августа +4°С. Относительная влажность максимальная летом, минимальная зимой. Число часов солнечного сияния 1849 в год.

Климат района Северной депрессии – умеренно холодный и сухой; предгорной части – умеренно теплый и влажный; равнинной части – умеренно теплый и сухой.

Из-за разности температур в высокогорьях, в долинах и ущельях возникают горно-долинные ветры, а на хребтах – бризы, дующие в утренние часы вверх по ущелью, а с обеда – в обратном направлении. Если зимой часты фены – теплые ветры, проникающие из Закавказья, – тогда зима мягкая, теплая. Резкое потепление зимой вызывает массовый сход снежных лавин, приводящий к гибели высокогорных животных, лесной растительности. В юго-восточных районах (Баксан-Урух) ветры – явление редкое, а на равнине (Малая Кабарда) они почти постоянны, достигая скорости 5-7 м/сек. На общее изменение температуры и влажности воздуха с высотой накладывается изменение циркуляции воздуха в высоких слоях атмосферы. В горах, начиная с высоты примерно 2000 м, ведущая роль принадлежит западному переносу воздуха.

На Кавказе до 3000-3200 м происходит постепенное увеличение осадков. Далее среднегодовое количество осадков уменьшается. Эта закономерность наблюдается на Главном Кавказском и на Боковом хребтах. Область, лежащая к югу от Бокового хребта, относится к зоне умеренного увлажнения, к северу – незначительного, в особенности в условиях Северной депрессии, окрестностей Верхнего Чегема, Мухола, Безенги, Былыма, Актопрака, Сукан-Су, Хызны-Су, расположенных у подножия Скалистого хребта. Больше всего осадков выпадает в п. Терскол, расположенном на высоте 1870 м. Меньше всего осадков выпадает в Безенги, Былыме, расположенных в зоне малых суммарных осадков, в пределах аридных котловин.

В летний период часто дожди носят локальный характер, достигая местами критерия опасного явления. Повторяемость очень сильных дождей в июне 1 раз в 9 лет, сильных ливней – 1 раз в 47 лет. При выпадении интенсивных осадков вероятен массовый сход селей, обвалов и оползней.

Климатические характеристики для Кабардино-Балкарской Республики приводятся в таблицах 2.1 – 2.3 по СНиП 23-01-99 «Строительная климатология».

Таблица 3 – Климатические параметры холодного периода года

Таблица 4 – Климатические параметры тёплого периода года

Период, в который отмечается промерзание почвы – декабрь-март. Нормативная глубина сезонного промерзания грунта (под оголённой поверхностью), определённая согласно рекомендациям СНиП 2.02-83, составляет: для глин и суглинков 35 см, для супесей и песков мелких пород – 42 см, для песков от средних до гравелистых – 45 см.

Таблица 5 – Средняя месячная и годовая температура воздуха, ⁰С

 

Гидросфера, состояние поверхностных водных объектов, гидрологические характеристики залегания подземных вод

Территория Кабардино-Балкарии обладает достаточно развитой речной сетью. Однако ее густота не везде одинакова: больше в горных районах, меньше в предгорьях и и на равнинах. Общая площадь речных бассейнов составляет 18740 кв. км. Все основные артерии республики относятся к бассейну реки Терек, самой крупной и многоводной в республике.

Рельеф Большого Кавказа и Предкавказья оказывает влияние на направление и характер течения, строения долин рек. Для всех основных рек республики характерны следующие особенности:

• – общая направленность с юго-запада на северо-восток (за исключением Терека);
• – в верховьях, расположенных в высокогорьях, реки протекают в узких, каньонообразных долинах, имеют значительные уклоны, большую скорость течения;
• – сток формируется в высокогорьях;
• – выходя на равнины, реки расширяют свои долины, разбиваются на рукава и протоки;
• – почти все реки имеют ярко выраженные черты горного типа;
• – все основные реки с их многочисленными притоками за исключением р. Золки, относятся к бассейну реки Терек.

Основные источники питания рек КБР – снеговое, ледниковое, дождевое и грунтовое (подземное).

По источникам питания выделяют два типа рек:

• – смешанные с преобладанием ледникового – Терек, Малка, Черек и их притоки;
• – смешанный с преобладанием грунтового – Нальчик, Шалушка, Куркужин, Лескен, Аргудан, Курп, Дейка и другие малые реки.

По водному режиму различают реки с весенне-летним и летним половодьем, связанным с интенсивным таянием снегов и ледников в высокогорьях (все основные реки республики ) и паводочным режимом (Нальчик, Урвань, Шалушка и др.). Во время кратковременных ливневых или продолжительных (до нескольких суток) дождей уровень воды в них резко поднимается. Максимум стока наблюдается в июне – августе в период наиболее интенсивного таяния ледников и выпадения осадков. Годовые минимумы стока приходятся на декабрь – март, период прекращения питания рек поверхностными водами.

Страницы: 1 2 3 4