СП 42-102-2004. 
Примечания:

СП 42-102-2004. Примечания:
Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 

 

 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ОСТ 36-50-86 - Трубопроводы стальные технологические термическая обработка сварных соединений. Типовой технологический процесс.

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  СП 42-102-2004 -> 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 2


Продолжение таблицы 2


Продолжение таблицы 2


Продолжение таблицы 2


Окончание таблицы 2

Примечания:

1. При выборе труб из стали со степенью раскисления ПС, КП следует также руководствоваться таблицей 1.

2. Стальные трубы, изготовленные по ГОСТ или ТУ, которыми не предусматривается их деление на группы, но регламентируются требования по химическому составу и механическим свойствам (σв, σт, δ) могут применяться для условий, предусматривающих применение труб групп В, Г.

3. Допускается применение стальных труб групп А и Б для газопроводов природного газа и паровой фазы СУГ с PN ≤ 0,005 МПа.

4. Допускается применение стальных труб по таблице 3 при соответствующем обосновании. При этом трубы из стали по ГОСТ 19281 допускается применять 3—8 категорий.

5. Герметичность стальных труб должна быть гарантирована предприятием-изготовителем методами, предусмотренными соответствующими ГОСТ или ТУ

6. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять бесшовные трубы со 100 %-ным контролем трубы основного метталла физическими методами контроля Допускается применять электросварные трубы, при этом трубы до DN 50 должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва физическими методами, а трубы DN 50 и более — также испытаниями сварного шва на растяжение

7. Заводы-изготовители (приложение Б) труб по позиции 19, обозначенные «*», выпускают трубы данного диаметра, в том числе из слитка. Такие трубы разрешается применять только при условии 100 %-ного контроля металла труб физическими методами, что должно быть указано в заказе на поставку.

8. Трубы с толщиной стенки, обозначенной «**», допускается применять только для импульсных газопроводов

9. Допускается применение труб, наружный диаметр которых не включен в таблицу, но предусмотрен сортаментом стана соответствующего предприятия-изготовителя

10. Трубы, выпускаемые заводами, не включенными в приложение Б, могут быть включены в таблицу только после их апробации в соответствии с требованиями ГОСТ Р 15 201 и при получении разрешения к применению в установленном порядке

11. Гнутые участки газопроводов из труб по позициям 22—25 должны иметь радиус гиба не менее 2DN.

4.6. В случаях когда нормирование механических свойств ГОСТ (ТУ) на трубы не предусмотрено, механические свойства металла труб следует определять по таблице 4.

 

Таблица 3. Перечень стальных труб, применяемых в газораспределительных системах в районах с температурой воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (температурой эксплуатации) ниже минус 40°С


Продолжение таблицы 3


Продолжение таблицы 3


Примечания:

1. Трубы по позиции 1 допускается применять для газопроводов давлением до 0,6 МПа. Толщина стенки труб по позиции 1 не должна превышать 4 мм, трубы с толщиной стенки 3—4 мм должны быть термически обработанными.

2. Стальные трубы, изготовленные по ГОСТ или ТУ, которыми не предусматривается их деление на группы, но регламентируются требования по химическому составу и механическим свойствам (σв, σт, δ), могут применяться для условий, предусматривающих применение групп В, Г.

3. Герметичность стальных труб должна быть гарантирована предприятием-изготовителем методами, предусмотренными соответствующими ГОСТ, ТУ.

4. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять бесшовные трубы со 100 %-ным контролем трубы основного металла физическими методами контроля Допускается применять электросварные трубы, при этом трубы до DN 50 должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва физическими методами, а трубы DN 50 и более — также испытаниями сварного шва на растяжение

5. Допускается применение труб, наружный диаметр которых не включен в таблицу, но предусмотрен сортаментом стана соответствующего предприятия-изготовителя

6. Трубы с толщиной стенки, обозначенной «**», допускается применять только для импульсных газопроводов.

7. Заводы-изготовители (приложение Б) труб по позиции 11, обозначенные «*», выпускают трубы данного диаметра, в том числе из слитка. Такие трубы разрешается применять только при условии 100 %-ного контроля металла труб физическими методами, что должно быть указано в заказе на поставку

8. Трубы, выпускаемые заводами, не включенными в приложение Б, могут быть включены в таблицу только после их апробации в соответствии с требованиями ГОСТ Р 15 201 и при получении разрешения к применению в установленном порядке.

9. Гнутые участки газопроводов из труб по позиции 15 должны иметь радиус гиба не менее 2 DN, а требования о термообработке или горячем редуцировании электросварных труб должны быть оговорены в заказе.

 

Таблица 4.

 

4.7. Стальные импульсные газопроводы для присоединения контрольно-измерительных приборов и приборов автоматики газифицируемого оборудования следует предусматривать из труб, приведенных в таблицах 2 и 3, или согласно данным, приведенным в паспортах на оборудование.

4.8. Соединительные детали газопроводов должны быть изготовлены в соответствии с ГОСТ (ОСТ).

4.9. Допускается применение соединительных деталей из стальных бесшовных и сварных труб и листового проката, металл которых отвечает требованиям, предъявляемым к металлу трубы и области применения газопровода, для которого предназначены соединительные детали.

 

МЕДНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

4.10. Для внутренних газопроводов рекомендуется применять тянутые или холоднокатаные медные трубы по ГОСТ 617 круглого сечения в твердом состоянии или в твердом повышенной прочности, нормальной или повышенной точности изготовления с толщиной стенки не менее 1 мм, трубы должны быть испытаны на герметичность на заводе-изготовителе. Материал труб: медь марок М1, М1р, М2, М2р, по ГОСТ 859.

4.11. Условное обозначение медных труб включает: наименование изделия — труба; способ изготовления; форму сечения; точность изготовления; состояние поставки; наружный диаметр; толщину стенки; марку меди; особые условия; ГОСТ 617. Условные обозначения медных труб расшифровываются следующим образом:

 

Способ изготовления: тянутые или холоднокатаные        Д

Форма сечения: круглая                                                        КР

Точность изготовления:

нормальная                                                                Н

повышенная                                                               П

Состояние:
твердое                                                                       Т
твердое повышенной прочности                            Ч

Длина:
немерная                                                                    НД
кратная мерной                                                         КД

Особые условия:
трубы повышенной точности по длине                 Б
трубы высокой точности по кривизне                    К

Примечание. Знак «X» ставится вместо отсутствующих данных, кроме длины и особых условий.

 

Пример: Труба ДКРНТ 22x1,5x3000 М2 К ГОСТ 617. Труба тянутая, круглая, нормальной точности изготовления, твердая, диаметром 22 мм, толщиной стенки 1,5 мм, длиной 3000 мм, из меди марки М2, высокой точности по кривизне, по ГОСТ 617

 

4.12. Физико-механические свойства медных труб:

– температура плавления ≥ 1083°С;

– плотность 8,94 г/см3;

– предел прочности: σв ≥ 280 МПа — для труб в твердом состоянии, σв ≥ 310 МПа — для труб в твердом состоянии повышенной прочности;

– предел текучести σт ≥ 68 МПа; - относительное удлинение при разрыве δ10 ≥ 2 %.

4.13. Медные трубы поставляются пакетом или отдельно. На каждый пакет труб должен быть прикреплен ярлык с указанием: - товарного знака или товарного знака и наименования предприятия-изготовителя; - условного обозначения труб или марки материала, размеров труб, точности изготовления, состояния поставки металла, обозначения ГОСТ 617; - номера партии; - штампа технического контроля или номера технического контролера. На каждой трубе, поставляемой отдельно, также должен быть прикреплен ярлык с вышеуказанными данными.

4.14. Допускается строительство внутренних газопроводов из импортных медных тянутых или холоднокатаных труб в твердом состоянии и соединительных деталей, разрешенных к применению в установленном порядке. Содержание Си или Си + AgСи + в материале труб и деталей — не менее 99,9 %, включения фосфора — не более 0,04 %. Си +

Марка меди обозначается:

– Cu-DHP — согласно международному стандарту ISO 1190-1 и европейскому стандарту EN 133/20;

– SF-Cu — согласно национальному стандарту Германии DIN 1787;

– С 106 — согласно национальному стандарту Великобритании BS 1172.

Твердое состояние труб обозначается символами: R290, F30, z6.

Маркировка импортных труб производится согласно требованиям нормативной документации фирмы-поставщика.

4.15. Соединительные детали изготавливаются из медных труб по рабочим чертежам и технологической документации, утвержденным в установленном порядке.

Соединительные детали испытываются на герметичность по технологии завода-изготовителя. Виды соединительных деталей приведены в приложении Д.

На наружную поверхность каждого раструба (гладкого конца) соединительной детали наносится маркировка типоразмера. Маркировка импортных соединительных деталей производится согласно требованиям нормативной документации фирмы-поставщика.

На каждое товарное место упакованных соединительных деталей прикрепляется ярлык, на котором указывается:

– наименование или наименование и товарный знак предприятия;

– наименование и условное обозначение деталей;

– гарантийные сроки хранения и эксплуатации;

– номер партии и количество деталей;

– штамп технического контроля или номер технического контролера.

Предприятия-изготовители должны иметь разрешение Госгортехнадзора России на право производства соединительных деталей газопроводов.

4.16. Размеры труб, раструбов и гладких концов соединительных деталей (приложение Д) приведены в таблице 5. Сортамент отечественных медных труб и соединительных деталей, применяющихся для строительства газопроводов, и перечень отечественных заводов-изготовителей приведены в приложениях В и Г.

 

Таблица 5.

 

4.17. В качестве припоев следует применять медно-фосфорные припои: ПМФС6-0,15, ТУ 48-3650-10; ПМФОЦр6-4-0,03, ТУ48-21-663. Медно-фосфорные припои имеют высокую жидкотекучесть и сравнительно низкую температуру плавления (680—850°С), обеспечивают высокую прочность паяного соединения. Припои ПМФСб-0,15, ТУ 48-3650-10; ПМФОЦр6-4-0,03, ТУ 48-21-663 обладают самофлюсующими свойствами, и пайку этими припоями рекомендуется выполнять без применения флюсов.

 

 

5. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ СТАЛЬНЫХ ТРУБ

 

5.1. При выборе способа прокладки стальных газопроводов следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, положениями СП 42-101 и настоящего раздела.

5.2. Допустимые радиусы изгиба газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности и местной устойчивости стенок труб в соответствии с подразделом «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» настоящего СП.

 

НАЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.3. Наземная прокладка газопроводов возможна на участках со сложными геологическими

условиями (болота II — III типов, скальные грунты, высокий УГВ и т.д.) при соответствующем технико-экономическом обосновании.

5.4. Наземную прокладку газопроводов следует предусматривать преимущественно в насыпи. Толщина насыпи должна обеспечивать ее устойчивость при деформации грунтового основания

При пересечении водотоков, а также при необходимости обеспечения поверхностного стока дождевых вод в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропуски.

5.5. Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных коммуникаций до наземных газопроводов, проложенных в насыпи, принимают как до подземных газопроводов, для остальных наземных газопроводов — как от надземных газопроводов.

 

НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

5.6. Надземная прокладка газопроводов допускается: на участках переходов через естественные и искусственные преграды; по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов; для межпоселковых газопроводов, расположенных в районах распространения скальных, вечномерзлых грунтов, при наличии оползней, горных выработок, карстов и т.д., где при подземной прокладке по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые.

Прокладка газопроводов на опорах по территории поселений, за исключением промышленных зон, не рекомендуется.

5.7. При проектировании надземного газопровода необходимо предусматривать технические решения, защищающие газопровод от наезда автотранспорта.

5.8. Газопроводы по стенам зданий рекомендуется прокладывать без нарушений архитектурных элементов фасада на высоте, обеспечивающей возможность осмотра и ремонта газопроводов и исключающей возможность их механического повреждения.

5.9. Расстояние по горизонтали (в свету) от газопроводов до дверных и оконных проемов зданий рекомендуется принимать не менее 0,5 м. Для газопроводов высокого давления следует предусматривать преимущественную прокладку по глухим стенам (или участкам стен) зданий. Допускается прокладка указанных газопроводов под проемами на расстоянии более 5 м.

5.10. Размещение отключающих устройств на газопроводах под проемами и балконами, расположенными на расстоянии менее 3 м от газопровода, не рекомендуется.

5.11. Расстояние по горизонтали в свету от надземных газопроводов, проложенных на опорах, до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, СНиП И-89, ПУЭ (приложение Н).

5.12. При прокладке газопровода на опорах вдоль зданий, расстояние до которых не нормируется, опоры и газопровод не должны препятствовать открыванию оконных и дверных блоков.

5.13. Высоту от уровня земли до низа трубы (или изоляции) газопровода, прокладываемого на опорах, в соответствии с требованиями СНиП N-89 следует принимать в свету, не менее:

а) в непроезжей части территории, в местах прохода людей — 2,2 м;

б) в местах пересечения с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) — 5 м;

в)         в местах пересечения с внутренними железнодорожными подъездными путями и путями общей сети — в соответствии с требованиями ГОСТ 9238;

г)         в местах пересечения с трамвайными путями — 7,1 м от головки рельса;

д)         в местах пересечения с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей части дороги) — 7,3 м.

В местах нерегулярного проезда автотранспорта (внутренние подъезды к домовладениям и т.д.) высоту прокладки надземных газопроводов допускается сокращать, но не более чем до 3,5 м. При этом на газопроводе следует устанавливать опознавательные знаки, ограничивающие габариты транспорта.

На свободной территории в местах отсутствия проезда транспорта и прохода людей допускается прокладка газопровода на высоте не менее 0,35 м от поверхности земли до низа трубы (при ширине группы труб до 1,5 м) и не менее 0,5 м (при ширине группы труб более 1,5 м).

5.14. Под арками зданий и галереями разрешается прокладка газопроводов низкого давления, а в обоснованных случаях — и среднего давления. На газопроводах в пределах арки (галереи) следует предусматривать использование бесшовных труб и проверку всех сварных стыков и по одному стыку за пределами арки (галереи) физическими методами контроля. Установка отключающих устройств в пределах арки (галереи) не рекомендуется.

5.15. Расстояние между опорами (креплениями) газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями подраздела «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость» настоящего СП.

5.16. С целью уменьшения перемещений и снижения напряжений в газопроводе от температурных и других воздействий по трассе следует предусматривать, кроме промежуточных опор (скользящих, гибких, маятниковых и т.д.), неподвижные опоры на газопроводе и установку между ними компенсаторов (линзовых, сильфонных), а также самокомпенсацию за счет изменения направления трассы.

5.17. Расстояния в свету между надземными газопроводами и трубопроводами инженерных коммуникаций при их совместной прокладке следует принимать исходя из условий монтажа, осмотра и возможности ремонта. Рекомендуемые минимальные расстояния приведены в таблице 6.

 

Таблица 6.

 

5.18. Допускается крепление газопроводов к газопроводам и трубопроводам других инженерных коммуникаций (за исключением трубопроводов, транспортирующих агрессивные жидкости) по согласованию с организациями, в ведении которых находятся данные инженерные коммуникации.

5.19. При прокладке газопроводов совместно с трубопроводами, транспортирующими агрессивные жидкости, газопровод следует прокладывать выше них на расстоянии не менее 25 см. При наличии на трубопроводах с агрессивными жидкостями разъемных соединений, арматуры, а также при прокладке с ними газопроводов на одной высоте следует предусматривать устройство защитных экранов, предотвращающих попадание агрессивных жидкостей на газопровод.

5.20. В местах пересечения с естественными и искусственными преградами прокладка газопроводов давлением до 0,6 МПа разрешается по несгораемым конструкциям автомобильных и пешеходных мостов при условии согласования принятого решения с заинтересованными организациями (разработчик проекта и владелец моста).

При прокладке газопроводов по мостам должен быть обеспечен свободный доступ для их осмотра и ремонта.

Газопроводы, прокладываемые по мостам, должны выполняться из бесшовных труб и располагаться таким образом, чтобы исключалась возможность скопления газа в конструкциях моста.

5.21. При прокладке надземных газопроводов вдоль воздушных линий электропередачи, а также при пересечении с ними и при совместной прокладке газопроводов с электрическими кабелями и проводами следует руководствоваться требованиями ПУЭ.

5.22. Допускается крепление к газопроводам кабелей, предназначенных для обслуживания газопроводов (силовых, для сигнализации, диспетчеризации, управления задвижками). Кабели в этом случае должны быть заключены в кожух (трубу, короб) и проложены на расстоянии (в свету) не менее 0,5 м от газопровода.

 

 

ТРЕБОВАНИЯ К СООРУЖЕНИЮ ГАЗОПРОВОДОВ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Многолетнемерзлые грунты

5.23. При проектировании систем газоснабжения для районов с вечномерзлыми грунтами следует учитывать требования СНиП 42-01, СНиП 2.02.04 и ПБ 12-529.

5.24. Инженерно-геологические изыскания в районах распространения вечномерзлых грунтов, а также предварительные инженерные изыскания трассы, где возможно развитие криогенных процессов, для прогноза этих процессов должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 11-02.

5.25. Прокладка газопроводов в зависимости от объемно-планировочных решений застройки, мерзлотно-грунтовых условий по трассе, теплового режима газопровода и принципа использования вечномерзлых грунтов в качестве основания должна приниматься: - подземной — бесканальной; - надземной — по опорам, эстакадам, конструкциям зданий и сооружений.

5.26. Внутри жилых кварталов, на территориях промышленных предприятий в зоне распространения вечномерзлых грунтов должна применяться, как правило, надземная прокладка газопроводов.

5.27. Высота прокладки надземного газопровода от поверхности земли должна приниматься в зависимости от рельефа и грунтовых условий местности, теплового воздействия газопровода, но не менее 0,5 м от поверхности земли.

Участки надземных газопроводов, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещений трубы, рекомендуется прокладывать выше максимального уровня снегового покрова не менее чем на 0,1 м.

5.28. При отличающихся между собой свойствах грунта по трассе газопровода необходимо устройство песчаного основания под газопроводом высотой не менее 10 см на длине в каждую сторону от места стыковки разнородных грунтов не менее 50 диаметров газопровода; засыпка в этом случае должна осуществляться песком на высоту не менее
20 см. Запрещается использовать в качестве оснований под газопроводы пылеватые пески.

5.29. Конструкция ввода газопровода должна обеспечивать прочность при взаимных перемещениях газопровода и здания из-за температурных перемещений газопровода, осадок здания, просадок или выпучивания грунта путем обеспечения независимости перемещений газопровода и здания за счет установки соответствующих компенсационных устройств.

5.30. При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути предусматриваются мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания.

 

Подрабатываемые территории

5.31. При проектировании систем газоснабжения размещаемых над месторождениями полезных ископаемых, где проводились, проводятся или предусматриваются горные разработки, а также проходящих по закарстованным территориям, следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП 2.01.09, ПБ 12-529.

5.32. Проект прокладки газопровода на подрабатываемой или закарстованной территории должен, как правило, иметь в своем составе горногеологическое обоснование.

5.33. При составлении проекта газораспределения объектов, размещаемых на площадях залегания полезных ископаемых, необходимо учитывать программу развития горных работ на период предполагаемой эксплуатации газопровода.

5.34. При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, предусматривается подача газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территориям, подработка которых начнется в разное время, с обязательным кольцеванием газопроводов.

5.35. Прочность и устойчивость газопроводов, проектируемых для прокладки на подрабатываемых или закарстованных территориях, должны, как правило, обеспечиваться за счет:

– увеличения подвижности газопровода в грунте;

– снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод.

Для обеспечения подвижности газопровода в грунте и снижения воздействия деформирующегося грунта на газопровод предусматриваются: применение компенсаторов, устанавливаемых в специальных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом, применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб.

В качестве малозащемляющих материалов для засыпки траншей газопровода следует применять песок, песчаный грунт и другой грунт, обладающий малым сцеплением частиц.

Протяженность зоны защиты газопровода определяется длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150de в каждую сторону от границы мульды сдвижения.

На участках пересечения газопроводами мест тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок, предусматривается установка компенсаторов.

5.36. Вводы газопроводов в здания при прокладке газопроводов на подрабатываемых и закарстованных территориях должны отвечать требованиям СНиП 42-01 и ПБ 12-529.

5.37. Надземная прокладка газопроводов рекомендуется, если по данным расчета напряжения в подземных газопроводах не могут соответствовать требованиям прочности, а уменьшение напряженности газопроводов путем устройства подземных компенсаторов связано со значительными затратами.

Кроме того, надземными рекомендуется предусматривать: переходы газопроводов через реки, овраги, железные и автомобильные дороги в выемках, а также места, где возможно, по данным горно-геологического обоснования, образование провалов и трещин. Опоры газопроводов должны иметь регулируемый по высоте ригель.

5.38. На газопроводах в пределах подрабатываемых и закарстованных территорий предусматривают установку контрольных трубок.

Контрольные трубки устанавливают на углах поворота (кроме выполненных упругим изгибом) и в местах разветвления сети.

Для предохранения от механических повреждений контрольные трубки в зависимости от местных условий выводят под ковер или другое защитное устройство.

5.39. В местах пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, проложенными в каналах и коллекторах, предусматривают уплотнительные устройства (глиняные экраны, футляры на газопроводе и др.) и установку контрольных трубок.

5.40. Крепление к газопроводу элементов электрохимической защиты должно быть, как правило, податливым, обеспечивающим их сохранность в процессе деформации земной поверхности

 

Сейсмические районы

5.41. При проектировании наружных газопроводов, предназначенных для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных газопроводов, следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП И-7 и ПБ 12-529.

5.42. Определение сейсмичности трассы газопровода производится на основании сейсмического микрорайонирования или в соответствии с указаниями, приведенными в СНиП II-7.

5.43. Для ГРП с входным давлением свыше 0,6 МПа и предприятий с непрерывными технологическими процессами предусматривают наружные обводные газопроводы с установкой отключающих устройств.

5.44. Размещение запорной арматуры (отключающих устройств) предусматривается в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

5.45. При пересечении газопроводом участков трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, рекомендуются устройство траншеи с пологими откосами и засыпка газопровода крупнозернистым песком, песчаным грунтом и т.д. Грунтовое основание газопровода должно быть уплотнено.

5.46. На надземных газопроводах, прокладываемых в районах с сейсмичностью 8 и 9 баллов, предусматриваются компенсирующие устройства в местах пересечения естественных и искусственных препятствий, присоединения газопроводов к оборудованию, установленному на фундаменты (резервуары СУГ, компенсаторы, насосы и т. д.), а также на вводах в здания.

5.47. На участках пересечения трассой газопровода активных тектонических разломов рекомендуется применять надземную прокладку.

5.48. Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках можно предусматривать надземными.

5.49. Конструкции опор надземных газопроводов должны обеспечивать возможность перемещений газопроводов, возникающих во время землетрясения.

5.50. Ввод газопровода в здание осуществляется через проем, размеры которого должны, как правило, превышать диаметр газопровода не менее чем на 200 мм. Эластичная водонепроницаемая заделка между трубой и проемом не должна препятствовать возможному взаимному смещению газопровода и здания.

5.51. Контрольные трубки на подземных газопроводах предусматриваются в местах врезки газопроводов, на углах поворота (кроме выполненных упругим изгибом), в местах пересечения с подземными инженерными коммуникациями, проложенными в каналах и коллекторах, а также на вводах в здания.

 

Районы с пучинистыми, просадочными, набухающими и насыпными грунтами

5.52. При проектировании подземных газопроводов для районов с пучинистыми, просадочными, набухающими и насыпными грунтами следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, СНиП 2.02.01, СНиП 2.01.09 и ПБ 12-529.

5.53. Газопроводы для районов с просадочными, набухающими и насыпными грунтами проектируют с учетом свойств этих грунтов, предусматривая мероприятия по уменьшению деформации основания, например уплотнение грунтов, химическое закрепление, водозащитные и конструктивные мероприятия, с учетом имеющегося опыта использования таких грунтов в районе строительства в качестве оснований под здания и сооружения.

5.54. Глубина прокладки газопроводов при одинаковой степени пучинистости по трассе принимается до верха трубы:

            – в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах не менее 0,8 нормативной глубины промерзания;

            – в чрезмерно пучинистых грунтах не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее значений, определяемых требованиями СНиП 42-01.

5.55. Глубина прокладки газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости по трассе (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги в газон и др.) принимается не менее 0,9 нормативной глубины промерзания, но не менее значений, определяемых требованиями СНиП 42-01.

5.56. Прокладка газопроводов в слабопучинистых, слабонабухающих и I типа просадочности грунтах предусматривается в соответствии с требованиями подраздела «Подземные газопроводы» СНиП 42-01.

5.57. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых, просадочных или набухающих грунтах, определяются требованиями подраздела «Расчет газопроводов на прочность и устойчивость».

5.58. Противокоррозионная изоляция вертикальных участков подземных газопроводов и футляров (вводы в здания и ГРП, конденсатосборники, гидрозатворы и др.) предусматривается из полимерных материалов.

5.59. Для резервуарных установок СУГ с подземными резервуарами в среднепучинистых и сильнопучинистых грунтах предусматривается, надземная прокладка соединяющих резервуары газопроводов жидкой и паровой фаз.

5.60. При проектировании колодцев в пучинистых грунтах предусматриваются мероприятия по их защите от воздействия сил морозного пучения (гравийная или гравийно-песчаная засыпка пазух, обмазка внешней стороны стен гидроизоляционными или несмерзающимися покрытиями, например железнение, и др.). Над перекрытием колодцев устраивается асфальтовая отмостка, выходящая за пределы пазух не менее чем на 0,5 м.

 

Болота и заболоченные участки

5.61. При проектировании систем газоснабжения на болотах и заболоченных участках следует учитывать требования СНиП 42-01, СНиП 02 01 и ПБ 12-529.

5.62. Прокладка по болотам и заболоченным участкам должна предусматриваться, как правило, прямолинейной с минимальным числом поворотов. В местах поворотов следует применять упругий изгиб газопроводов.

5 63. Укладка газопроводов предусматривается:

– на болотах I типа, при мощности торфяного слоя:

– более 0,8 глубины промерзания — в торфяном слое;

– менее 0,8 глубины промерзания — в траншее минерального основания, но не менее 1,0 м от верха трубы;

– на болотах II и III типов независимо от мощности торфяного слоя — в траншее минерального основания, но не менее требований СНиП 42-01.

Тип болота принимается согласно классификации СНиП III-42.

5.64. Участки газопроводов, прокладываемые через болота или заболоченные участки, рассчитываются против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и др.)

5.65. При закреплении газопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа или заторфованного грунта, не обеспечивающем надежное закрепление анкера.

 

РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

 

5.66. Расчет газопроводов на прочность и устойчивость положения (против всплытия) включает: определение толщин стенок труб и соединительных деталей по рабочему (нормативному) давлению, проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения, т. е. оценку допустимости назначенных радиусов упругого изгиба газопровода и температурного перепада, определение необходимой величины балластировки, определение расстояний между опорами (при надземной прокладке газопроводов). Прочность и устойчивость газопроводов обеспечиваются и на стадиях сооружения, испытания и эксплуатации. Буквенные обозначения величин и единицы их измерения, используемые в расчетах и формулах данного раздела, приведены в приложении Е.

 

 

Расчетные характеристики материала газопроводов

5.67. Расчетными характеристиками материала газопроводов являются: временное сопротивление и предел текучести металла труб и сварных соединений, принимаемые по государственным стандартам и техническим условиям на трубы, модуль упругости материала труб, коэффициент линейного теплового расширения, коэффициент Пуассона, плотность материала труб.

5.68. Модуль упругости материала труб принимается равным: Е= 206000 МПа.

5.69. Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным: α = 1,2 .10-5,°С-1.

5.70. Коэффициент Пуассона материала труб принимается равным: (μ)= 0,3.

5.71. Плотность материала труб принимается равной: ρq= 7850 кг/м3.

 

Нагрузки и воздействия

5.72. Нагрузки и воздействия, действующие на газопроводы, различаются на:

– силовые нагружения — внутреннее давление газа, вес газопровода, обустройств и транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, снеговая, гололедная и ветровая нагрузки, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;

– деформационные нагружения — температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т. д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (просадки, пучения, деформации земной поверхности в районах горных выработок и т. д.);

– сейсмические воздействия.

5.73. Рабочее (нормативное) давление транспортируемого газа устанавливается проектом.

5.74. Собственный вес единицы длины газопровода определяется по формуле (3)

                      (3)

5.75. Вес транспортируемого газа в единице длины газопровода определяется по формуле (4)

                             (4)

5.76. Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле (5)

                                                  (5)

5.77. Гидростатическое давление воды определяется по формуле (6)

                                              (6)

5.78. Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода определяется по формуле (7)

                                              (7)

5.79. Вес снега на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (8)

                                                  (8),

где μc =0,2 для газопроводов диаметром до 600 мм включительно и 0,3 — св. 600 мм.

Нормативная снеговая нагрузка(Н/м2) должна приниматься по СНиП 2.01.07. Нормативная снеговая нагрузка

5.80. Вес обледенения на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (9)

                                              (9),

где     ti— толщина слоя, м;

        γi — плотность гололеда, Н/м3.

Величины необходимо принимать по СНиП 2.01.07.

5.81. Ветровая нагрузка на единицу длины надземного газопровода, действующая перпендикулярно его осевой вертикальной плоскости, определяется по формуле (10)

                                    (10),

где     wo— нормативное значение ветрового давления, принимаемое в зависимости от ветрового района России по СНиП 2.01.07;

k,ζ — коэффициенты, принимаемые по таблице 7, в зависимости от типа местности.

 

Таблица 7.

 

В таблице 7 типы местности определяются:

А — открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра;

В — городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м;

С — городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м.

5.82. Температурный перепад в газопроводе принимается равным разности между температурой газа в процессе эксплуатации газопровода (наименьшей или наибольшей) и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода.

5.83. Воздействие от предварительного напряжения газопровода (упругий изгиб по заданному профилю) определяется по принятому конструктивному решению газопровода.

5.84. Воздействия от неравномерных деформаций грунта (просадки, пучение, влияние горных выработок и т. д.) определяются на основании анализа грунтовых условий и возможного их изменения в процессе эксплуатации газопровода.

5.85. Сейсмические воздействия на надземные газопроводы принимаются согласно СНиП II-7.

 

Определение толщины стенок труб и соединительных деталей

5.86. Расчетные толщины стенок труб, отводов, переходов, днищ и основной трубы тройников определяются по формуле (11)

                                                  (11),

где значения расчетного сопротивления R определяются по формуле (12)

                                            (12)

Толщина стенки ответвления тройникового соединения определяется по формуле (13)

                                            (13),

где    R(1), R(2)— определяются по формуле (12) соответственно для основной трубы и ответвления тройникового соединения;

 t(1), t(2) — толщины стенок основной трубы  и ответвления.

Номинальная толщина стенки трубы принимается: для подземных газопроводов — не менее 3 мм, для надземных — не менее 2 мм.

Нормативные сопротивления Rип и Rуп принимаются равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.

5.87. Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей принимаются:

– для труб, заглушек и переходов — 1,0;

–для тройниковых соединений и отводов — αζ + b

где  — для тройниковых соединений;

 — для отводов.

Значения коэффициентов а и b принимаются: для тройниковых соединений по таблице 8, для отводов — по таблице 9.

 

Таблица 8.

 

Таблица 9.

5.88. Допускаемое рабочее давление для труб, отводов, днищ и основной трубы тройников, если известны номинальная толщина стенки трубы или соединительной детали tnom, механические свойства материала, из которого изготовлен рассматриваемый элемент, т. е. Rип и Rуп определяется по формуле (14)

                                              (14),

где значение R определяется по условию (12).

Для тройникового соединения должно соблюдаться и условие (13).

 

Проверка прочности подземных газопроводов

5.89. Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий:

– при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:

                                                         (15)

– при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:

                                                        (16)

При отсутствии 100 %-ного контроля сварных швов газопроводов правые части условий (15) и (16) должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85. Значенияиопределяются по формулам (17) и (18):

где   σоу   — дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях;

σс  — дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.

 

5.90. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах, принимаются в зависимости от глубины промерзания по таблице 10.

 

Таблица 10.

 

Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в средне-набухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, в сильно набухающих грунтах и на подрабатываемых территориях, принимаются равными соответственно 40 МПа и
60 МПа.

Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40de в обе стороны от него.

Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.

Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле (19)

                                  (19)

Значения коэффициента защемления газопровода в грунте т0, скоростей распространения продольных сейсмических волн vc и сейсмических ускорений ас определяются по таблицам 11 и 12.

 

Таблица 11.

 

Таблица 12.

 

5.91. Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба для различных значений рабочих давлений и расчетных сопротивлений даны на рисунках 1—3.

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге