СП 42-103-2003. 
Размещение арматуры на газопроводах

СП 42-103-2003. Размещение арматуры на газопроводах
Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов

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

 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
МДС 53-2.2004 - Диагностирование стальных конструкций

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  СП 42-103-2003 -> 

 

 

Диаметр

Минимальный диаметр футляра, мм, из

газопровода, мм

полиэтиленовых труб SDR11 (ГОСТ Р 50838 или ГОСТ 18599)

асбестоцементных труб

поливинилхлоридных труб типа «ОТ» исполнения К или РК

ТУ 6-19-231

20

40

100

40

25

50

100

50

32

63

100

63

40

75

100

90

50

90

100

75

63

110

100

90

75

110

200

110

90

140

200

140

110

160

200

160

125

180

200

180

140

200

250

225

160

225

250

225

180

250

300

250

200

280

300

280

225

315

300

315

250

315

300

315

280

355

315

400

 

5.13. С целью обеспечения сохранности поверхности полиэтиленовой трубы при протаскивании ее через металлический или асбестоцементный футляр допускается предусматривать защиту ее поверхности с помощью специальных колец (закрепленных на трубе липкой синтетической лентой) или другими способами. Если состояние внутренней поверхности футляра исключает возможность повреждения полиэтиленовой трубы, то дополнительных мер по ее защите можно не предусматривать. Способы защиты, в частности количество опор и расстояния между ними, определяются конструктивно или расчетом и указываются в рабочих чертежах.

 

Размещение арматуры на газопроводах

 

5.14. Необходимость и местоположение отключающих устройств на полиэтиленовых газопроводах следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и положениями СП 42-101.

В качестве отключающих устройств могут использоваться как металлическая запорная арматура, так и полиэтиленовые краны.

Установку полиэтиленовых кранов следует предусматривать подземно. В случае безколодезной установки шток регулирования крана следует заключать в футляр или другую защитную конструкцию с выводом под ковер или люк.

5.15. Присоединение полиэтиленовых газопроводов к металлической запорной арматуре может быть выполнено как непосредственно при помощи разъемных соединений, так и через стальные вставки с неразъемными соединениями «полиэтилен—сталь».

5.16. При установке арматуры в колодцах с использованием соединений «полиэтилен—сталь» рекомендуется предусматривать опоры для исключения недопустимых напряжений в монтажном узле.

 

Вводы полиэтиленовых газопроводов

 

5.17. В местах перехода наружного подземного газопровода в надземное положение (далее — выход) и в местах расположения этих выходов непосредственно у здания (далее — цокольный ввод) присоединение полиэтиленового газопровода к стальному может выполняться как на горизонтальном, так и на вертикальном участке газопровода.

5.18. При переходе с полиэтилена на сталь на горизонтальном участке газопровода-ввода соединение «полиэтилен—сталь» располагается на расстоянии от фундамента газифицируемого здания (в свету) не менее 1 м для газопроводов низкого давления и 2 м для газопроводов высокого и среднего давления, а в футляр заключается вертикальный участок надземного выхода (рисунок 1, а).

5.19. При переходе с полиэтилена на сталь на вертикальном участке газопровода-ввода (далее — ввод), расположенном непосредственно у фундамента газифицируемого здания, расстояние в свету от футляра на вводе до стены здания должно устанавливаться, как правило, с учетом ширины и заглубления фундаментов, но не менее 50 мм.

Ввод, выполненный изгибом полиэтиленовой трубы (с радиусом не менее 25 диаметров) и с соединением «полиэтилен—сталь» на вертикальном участке, рекомендуется заключать в защитный футляр от вертикального до горизонтального участка ввода. Расстояние от фундамента здания до конца горизонтального участка футляра должно быть не менее 1 м (рисунок 1, б).

Ввод, выполненный с использованием отвода с закладными нагревателями (ЗН) и соединением «полиэтилен — сталь» на вертикальном участке рекомендуется заключать в футляр только на вертикальном участке (рисунок 1, в).

Не рекомендуется на вертикальном участке ввода располагать соединение «полиэтилен — сталь» выше уровня земли.

 

а — стальной цокольный ввод;

б — полиэтиленовый ввод, выполненный свободным изгибом трубы;

в — полиэтиленовый ввод, выполненный при помощи отвода с ЗН

 

1 стальной участок цокольного ввода;

2 переход «сталь—полиэтилен»;

3 — полиэтиленовый газопровод;

4 — футляр;

5 — полиэтиленовый футляр изогнутый;

6 — отвод с ЗН;

7 — электроизолирующее устройство

 

Рисунок 1. Цокольные вводы газопровода в здание

 

5.20. При использовании на участках вводов и выходов из земли полиэтиленовых труб с защитным покрытием из стеклопластика (цельная конструкция ввода, выполненного в заводских условиях) устройство футляра не предусматривается, а переход «сталь—полиэтилен» располагается выше уровня земли (рисунок 2).

 

1 стальной участок газопровода-ввода;

2 — переход «сталь—полиэтилен»;

3 — полиэтиленовый газопровод;

4 — стеклопластиковая оболочка;

5 — отвод с закладным нагревателем

 

Рисунок 2. Цокольный ввод газопровода со стеклопластиковым покрытием

 

5.21. В футлярах выходов и вводов могут размещаться как разъемные, так и неразъемные узлы соединений «полиэтилен—сталь». Диаметр футляров рекомендуется принимать по данным таблицы 1.

На полиэтиленовые вводы не должны передаваться нагрузки от веса стальных газопроводов, запорной арматуры и других устройств.

5.22. При разработке проектных решений выходов и вводов рекомендуется соблюдать следующие основные принципы:

– все конструкции должны иметь компенсатор;

– конструкция футляра должна обеспечивать тепловую изоляцию полиэтиленовых труб с целью предотвращения охлаждения трубы ниже температуры минус 15°С;

– переход «полиэтилен—сталь» должен располагаться таким образом, чтобы место соединения полиэтиленовой и стальной его частей располагалось не выше уровня земли;

– футляр газопровода должен быть герметично заделан с двух концов. Для отбора проб воздуха допускается предусматривать контрольную трубку (штуцер);

– подземный участок ввода газопровода, выполненный «свободным изгибом», должен заключаться в жесткий (пластмассовый) футляр, плотно соединяющийся с вертикальным стальным футляром;

– надземный участок футляра должен быть стальным и обеспечивать защиту от механических и температурных воздействий внешней среды.

5.23. Выходы и вводы полиэтиленовых газопроводов следует изготавливать по типовой документации, утвержденной в установленном порядке.

 

Стальные вставки на полиэтиленовых газопроводах

 

5.24. Для стальных вставок полиэтиленовых газопроводов следует применять трубы, отвечающие требованиям СНиП 42-01 и СП 42-102. Стальные вставки на полиэтиленовых газопроводах устанавливаются только в тех случаях, когда применение полиэтиленовых труб в соответствии с требованиями СНиП 42-01 не допускается.

5.25. Защита от коррозии стальных вставок полиэтиленовых газопроводов проектируется в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и СП 42-102 исходя из условий прокладки газопровода, данных о коррозионной активности грунтов, наличия блуждающих токов, требуемого срока службы газопровода.

5.26. Неразъемные соединения «полиэтилен— сталь» должны укладываться на основание из песка (кроме пылеватого) длиной по 1 м в каждую сторону от соединения, высотой не менее 10 см и присыпаться слоем песка на высоту не менее 20 см.

 

Требования к сооружению газопроводов в особых природных

и климатических условиях

 

Многолетнемерзлые грунты

 

5.27. Проектирование газопроводов, прокладываемых в районах с многолетнемерзлыми грунтами, выполняют в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и СНиП 2.02.04.

5.28. Основным принципом при прокладке газопроводов в многолетнемерзлых грунтах является создание такого температурного режима их эксплуатации, при котором воздействие подземного газопровода на окружающий грунт было бы минимальным с точки зрения нарушений естественного теплового режима грунтового массива в зоне прохождения газопроводов.

5.29. Глубина заложения газопровода выбирается так, чтобы температура стенки трубы была выше минус 15°С в процессе эксплуатации при рабочем давлении.

5.30. При резко отличающихся между собой свойствах грунта вдоль трассы газопровода высота песчаного основания под газопроводом принимается не менее 20 см на длине в каждую сторону от места стыковки разнородных грунтов не менее 50 диаметров газопровода; присыпка в этом случае должна осуществляться на высоту не менее 30 см.

5.31. Конструкция ввода газопровода должна обеспечивать возможность взаимных перемещений газопровода и зданий из-за температурных перемещений газопровода и осадок зданий или грунта.

 

Подрабатываемые территории

 

5.32. При проектировании газопроводов, прокладываемых в районах, где проводились, проводятся или предусматриваются горные разработки, следует руководствоваться требованиями СНиП 42-01, ГОСТ Р 12.3.048.

5.33. Трасса газопровода предусматривается преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.

5.34. Прочность и устойчивость газопроводов, проектируемых для прокладки на подрабатываемых территориях, обеспечивается 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: непрямолинейная укладка газопровода по дну траншеи; применение малозащемляющих материалов для засыпки траншей после укладки труб.

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

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

5.35. Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках, а также в местах, где возможно образование провалов и трещин, рекомендуется предусматривать надземными из стальных труб.

5.36. На газопроводах в пределах подрабатываемых территорий рекомендуется предусматривать дополнительную установку контрольных трубок на крутоизогнутых углах поворота и в местах разветвления сети.

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

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге