СП 42-103-2003. 
Сейсмическиерайоны

СП 42-103-2003. Сейсмическиерайоны
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:
ВСН 362-87 - Изготовление, монтаж и испытание технологических трубопроводов на Ру до 10 МПа

 

 

 

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

 

 

Сейсмические районы

 

5.37. При проектировании газопроводов из полиэтиленовых труб для строительства в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов руководствуются требованиями СНиП 42-01 и СНиП II-7.

5.38. На участках пересечения трассой газопровода активных тектонических разломов рекомендуется применять надземную прокладку из стальных труб.

5.39. Переходы газопроводов через реки, овраги и железнодорожные пути в выемках рекомендуется предусматриваться также надземными из стальных труб.

5.40. Контрольные трубки рекомендуется дополнительно предусматривать в местах врезки газопроводов, на крутоизогнутых углах поворота и в местах расположения соединений «полиэтилен—сталь».

 

Районы с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами

 

5.41. При проектировании газопроводов для районов с пучинистыми, просадочными и набухающими грунтами руководствуются требованиями СНиП 42-01 и СНиП 2.02.01.

5.42. Глубина прокладки газопроводов при одинаковой степени пучинистости, набухаемости или просадочности по трассе принимается до верха трубы:

– в среднепучинистых, средненабухающих, сильнопучинистых и II типа просадочности — не менее 0,8 глубины промерзания, но не менее 0,9 м;

– в чрезмернопучинистых и сильнонабухающих — не менее 0,9 глубины промерзания, но не менее 1,0 м.

Прокладка газопроводов в слабопучинистых, слабонабухающих и I типа просадочности грунтах должна предусматриваться в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

5.43. Прокладка газопроводов в грунтах неодинаковой степени пучинистости, набухаемости или просадочности по трассе (резко меняющийся состав грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопровода из проезжей части дороги в газон и др.), а также в насыпных грунтах принимается до верха трубы - не менее 0,9 глубины промерзания, но не менее 1,0 м.

5.44. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых, просадочных или набухающих грунтах, определяются расчетом.

 

Расчет газопроводов на прочность и устойчивость

 

5.45. Расчет газопроводов на прочность и устойчивость положения (против всплытия) включает:

– определение размеров труб по рабочему (нормативному) давлению;

– проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения, т.е. оценка допустимости назначенных радиусов упругого изгиба газопровода и температурного перепада;

– определение необходимой величины балластировки;

– обеспечение кольцевой формы поперечного сечения (предельно допустимой величины овализации).

Прочность и устойчивость газопроводов обеспечивается также на всех стадиях строительства и испытаний.

5.46. При расчетах на прочность и устойчивость газопроводов из полиэтиленовых труб срок службы принимается равным 50 годам.

 

Расчетные характеристики материала газопроводов

 

5.47. Расчетными характеристиками материала газопроводов являются: минимальная длительная прочность, определяемая по ГОСТ Р 50838, модуль ползучести материала трубы, коэффициент линейного теплового расширения, коэффициент Пуассона.

5.48. Минимальная длительная прочность согласно ГОСТ Р 50838 должна приниматься для труб из:

– ПЭ 80  —    8,0 МПа;

– ПЭ 100 — 10,0 МПа.

5.49. Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50 лет принимается в зависимости от температуры эксплуатации по графикам, приведенным на рисунке 3, где напряжения в стенке трубы определяются по формуле

(МПа)                                                (2)

При напряжении в стенке трубы s меньше 1,5 МПа значение модуля ползучести следует принимать по кривой а рисунка 3.

 

 

аs = 1,5 МПа;

бs = 2,5 МПа;

вs = 3 МПа;

г s = 4 МПа

 

Рисунок 3. Значения модуля ползучести s материала труб для проектируемого срока эксплуатации 50 лет в зависимости от температуры транспортируемого газа

 

 

5.50. Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным:

.

Коэффициент Пуассона материала труб должен приниматься равным m = 0,43.

Буквенные обозначения величин и единицы их измерения, принятые в расчетах на прочность и устойчивость, приведены в приложении В.

 

Нагрузки и воздействия

 

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

– силовые нагружения — внутреннее давление газа, вес газопровода, сооружений на нем и вес транспортируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды, нагрузки, возникающие при укладке и испытании;

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

– сейсмические воздействия.

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

5.53. Собственный вес единицы длины газопровода определяется по формуле

(Н/м),                                                             (3)

где тq расчетная масса 1 м трубы, принимаемая по ГОСТ Р 50838.

5.54. Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле

(Н/м),                                                         (4)

5.55. Гидростатическое давление воды определяется по формуле

(МПа).                                                     (5)

5.56. Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода определяется по формуле

(Н/м).                                                      (6)

5.57. Температурный перепад в материале труб принимается равным разности между температурой газа в процессе эксплуатации газопровода и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода.

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

5.59. 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.

 

Проверка прочности принятого конструктивного решения

 

5.60. Проверка прочности газопровода согласно требованиям СНиП 42-01 состоит в соблюдении следующих условий:

– при действии всех нагрузок силового нагружения

(МПа);                                                     (а)

 

– при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений

(МПа);                                                     (в)

(МПа);

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

(МПа);                                                   (с)

(МПа).

При отсутствии 100 %-го контроля сварных швов газопроводов, соединенных сваркой нагретым инструментом встык, правые части условий (а), (в) и (с) принимаются с понижающим коэффициентом 0,95.

5.61. Значения ,  и  определяться по формулам (7) — (9):

 (МПа);                                                   (7)

(МПа);                                (8)

(МПа),                 (9)

где sоу — дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в особых условиях;

sс — дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах, при этом используются условия прочности (с).

5.62. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах, должны приниматься в зависимости от глубины промерзания по таблице 3.

 

Таблица 3.

Глубина промерзания,

Значения дополнительных напряжений, МПа при пучинистости грунта

м

средней

сильной

чрезмерной

1,0

0,3

0,4

0,5

2,0

0,4

0,6

0,7

3,0

0,5

0,7

0,8

4,0

0,7

0,9

1,0

 

5.63. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, равны 0,6 МПа, в сильнонабухающих грунтах и на подрабатываемых территориях — 0,8 МПа.

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

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

5.64. Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле

(МПа).                                               (10)

5.65. Значения коэффициента защемления газопроводов в грунте m0, скоростей распространения продольных сейсмических волн и сейсмических ускорений ac определяются по таблицам 4 и 5.

 

Таблица 4.

Грунты

Коэффициент защемления газопровода в грунте m0

Скорость распространения продольной сейсмической волны vc, км/с

Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных

0,50

0,12

Песчаные маловлажные

0,50

0,15

Песчаные средней влажности

0,45

0,25

Песчаные водонасыщенные

0,45

0,35

Супеси и суглинки

0,60

0,30

Глинистые влажные, пластичные

0,35

0,50

Глинистые, полутвердые и твердые

0,70

2,00

Лесс и лессовидные

0,50

0,40

Торф

0,20

0,10

Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,00

2,20

Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,00

1,50

Гравий, щебень и галечник

См. примеч. 2

1,10

Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные и сильновыветренные)

То же

1,50

Скальные породы (монолиты)

»

2,20

Примечания:

1. В таблице приведены наименьшие значения vc, которые уточняют при изысканиях.

2. Значения коэффициента защемления газопровода принимают по грунту засыпки.

 

Таблица 5.

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение ас, см/с2

100

200

400

800

 

5.66. Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации 0°С для различных значений SDR и MRS даны на рисунках 4—6.

 

 

Рисунок 4. Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода при температуре эксплуатации 0°С и рабочем давлении 0,3 МПа для SDR11 и различных MRS

 

 

Рисунок 5. Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода при температуре эксплуатации 0°С и рабочем давлении 0,6 МПа для SDR11 и различных MRS

 

 

Рисунок 6. Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода при температуре эксплуатации 0°С и рабочем давлении 0,3 МПа для SDR17,6 и различных MRS

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге