Файл: По проектированию и строительствуп рое к тирован и е ист роите ль ст во газопроводов из металлических труб bсп издание официальное.pdf

22

С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 Таблица 9
С
а
ь
От 1,0 до 2,0 0,3 Более 2,0 0,0 1,0
5.88 Допускаемое рабочее давление для труб, отводов, днищ и основной трубы тройников, если известны номинальная толщина стенки трубы или соединительной детали поп, механические свойства материала, из которого изготовлен рассматриваемый элемент, те и R определяется по формуле (Р =
2Rtnom
y]de - l , 2 t nom где значение R определяется по условию (Для тройникового соединения должно соблюдаться и условие (Проверка прочности подземных газопроводов Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:
®npNS - 1,15Л;
с пр < 1 З Л ;
(15)
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий прда -
1
>ЗЛ;
0Пр5*1,6Л. Об Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пу- чинистых грунтах, принимаются в зависимости от глубины промерзания по таблице Таблица Глубина промерзания,
м
Значения дополнительных напряжений, МПа, при пучинистости грунта средней сильной чрезмерной 6 0 4 , 0 5 0 6 0 7 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в средне- набухающих грунтах и грунтах II типа просадоч- ности, в сильно набухающих грунтах и на подра­
батываемых территориях, принимаются равными соответственно 40 МПа и 60 МПа.
Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40dc в обе стороны от него.
Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучи- нистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле (с с = 0 , 0 4 £ ^ ^ ( МПа. Значения коэффициента защемления газопровода в грунте т скоростей распространения продольных сейсмических волн vc и сейсмических ускорений дс определяются по таблицами При отсутствии 100 % -н ого контроля сварных швов газопроводов правые части условий (15) и
(16) должны приниматься с понижающим коэффициентом Значения о NS и anpJ определяются по формулами (18):
ОцрЛК _
И’/Ч^е
1
• о )
It
nom
- а Д
tE
+ с (МПа (17)
--- L^nom) _ а А (Е+
+ aoy + °c (МПа) где о
— дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях яс — дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.
Т а блица Грунты Коэффициент защемления газопровода в грунте
т0
Скорость распространения продольной сейсмической волны vc, км/с
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных
0,50 Песчаные маловлажные
0,50 Песчаные средней влажности Песчаные водонасыщен­
ные
0,45 Супеси и суглинки Глинистые влажные, пластичные 0,50 23

С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 Окончание таблицы Грунты Коэффициент защемления газопровода в грунте ш
0
Скорость распространения продольной сейсмической волны vc, км/с
Глинистые, полутвердые и твердые Лесс и лессовидные Торф Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные 1,50
Гравий,щебень и галечник
См.
примеч.
2 Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные и сильновыветренные)
То же
1,50
Скальные породы (монолиты)
»
2,20
П р им е чан и я В таблице приведены наименьшие значения vc, которые следует уточнять при изысканиях Значения коэффициента защемления газопровода следует принимать по грунту засыпки.
Т а блица Сила землетрясения, баллы 8
9 Сейсмическое ускорение ас, см/с
2 100 200 400 800
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.
R=120MT[a
R=160MTIa
500 600 700 800 900 1000 р Рисунок 1
24
R=I20Mfla
R=160MTla
500 600 700 800 900 1000 Рисунок 2
R=120Mria
R=160M[la
500 600 700 800 900 1000 Рисунок Определение необходимой величины балластировки Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводных переходах, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемых участках применяются следующие виды балластировки- пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др- минеральный грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом
(НСМ);
- анкерные устройства При балластировке газопровода при- грузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др) расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (пр n p Y i(P i)
Y a P w )
,
,
----------- ч- 1 (М |_ Ya
(Qw Уизг
)
Qq
J
(
2 Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода qmT при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулами (ДЛЯ выпуклых кривых #изг
Ш
о р у (
21
)

СП для вогнутых кривых 9изг
32 £7 9Р
2
Р
3
!0 6
(Н/
м
).(22)
Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице Таблица Участок газопровода Зн а ч е ­
ние уа
О б вод не н н ы е и пойменные, заграницами производства подводно- технических работу част кит рас с ы ,0 Русловые участки трассы, включая прибрежные участки в границах производства подводно технических работ Здесь коэффициент условий работы уса анкерного устройства принимается:
при г = 1 или г > 2 и d/d > 3, уса = при 2 и 1 < dJda < 3, Yea
0,25 1
+ Г- несущая способность анкера Фа, Н, определяется расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП коэффициент надежности анкера ута принимается равным 1,4 при определении несущей способности анкера расчетом и 1,25 при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагруз­
кой.
Коэффициент надежности по материалу при- груза принимается для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью — 0,85; для чугунных грузов — Вес пригруза принимается по соответствующим стандартам или ТУ При балластировке газопровода грунтом обратной засыпки, закрепляемым нетканым синтетическим материалом (НСМ), высота грунта, закрепляемого в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха закрепляемого НСМ грунта, должна быть, как правило, не менее величины, определяемой формулой (23)
ff
0
> l g l ± ^ ) 0,5- a (м,
(23)
С
где
@ Яре р) ’
b = ф) х х
я „ А 1
, Ча(Я», + Я п к ) Я ч qnd: + --------------------- -
8 Чр е Определение пролетов надземных газопроводов .9 6 Расстояние между опорами надземных газопроводов, укладываемых на опоры с обеспечением компенсации температурных удлинений например, путем установки П-образных, Q -образных или линзовых компенсаторов, должно удовлетворять условиям- статической прочности- предельно допустимому прогибу- динамической устойчивости.
В случае необходимости удовлетворения всех условий расстояние между опорами принимается наименьшим из определенных по этим усло­
виям.
Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых по вечномерзлым, пучинистым, просадочным, набухающим или насыпным грунтам, устраивают так, чтобы позволять восстанавливать проектное положение газопроводов, а величины пролетов в этих случаях принимают с коэффициентом Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать согласно таблице с = 2A:<7ptg(0,7
„
„ Рр Здесь q„ = g — ---------;
1
l + e
k — безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м.
Значения ср, р, рр и е принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода. Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-технической документации При балластировке газопровода анкерными устройствами расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (24)
L '
^УсаФаУ^(Рг> - YaPw)
Y ишРА [Ya (?w Я П К )
— Яд J
(м).
(24)
Т а блица Диаметр газопровода, мм
Расстояние между неподвижными опорами, мне более
Д о 3 0 0 1 0 Св до При определении величин пролетов различают средние и крайние пролеты (рисунок 4). Средние пролеты не должны, как правило, отличаться друг от друга более чем на 20 %. Расстояние между опорами крайнего пролета составляет 80 % расстояния между опорами среднего пролета

С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
2 3
2 1
1 2
3 Рисунок 4
1 — средний пролет 2 — крайний пролет 3 — компенсатор 4 — подвижная опора 5 — неподвижная опора Величина среднего пролета газопровода из условия статической прочности, которое должно удовлетворяться во всех случаях, определяется по формуле (Ат (е
^nom )
5.100 Величина среднего пролета газопровода из условия динамической устойчивости (расчет на резонанс) не превышает величины 3n/„om ^
1/2
L = 430г/е о 3 1
9
)
X
[ q q + dg + vs + vi j
\1/4
М
(28)
х j 1 - 0,75
p(de -
1
,
2
tn
9/
/?
^*пошЛ
)
1/ 4 10 м, (здесь из нагрузок снеговой vs и гололедной v( принимается одна — большая.
Значение коэффициента кс принимается по таблице 16 в зависимости от числа пролетов.
где q = [(
0
? + q g + vs + v
,)2
+ w
2
] ' П (Нм, при этом в выражении для q из нагрузок снеговой V,. и гололедной v, принимается одна — большая Для газопроводов, в которых возможно образование конденсата при их отключении, величина среднего пролета не превышает величины, < 875\|я/е
V
1 / м здесь q — определяется по формуле (26);
i(/ — по таблице 15 в зависимости от диаметра газопровода и его уклона. Таблица Уклон газопровода К оэф ф ициент у для условных диаметров газопровода, мм и менее 500 0 , 0 0 0 1 ,0 0 1 ,0 0 1 ,0 0 0 ,0 0 1 1 ,3 3 1 , 2 6 1 ,2 3 0 , 0 0 2 1 ,5 4 1 , 4 4 1 ,3 9 0 , 0 0 3 1 ,7 2 1 ,5 8 1 ,5 3 0 , 0 0 4 1 ,8 6 1 ,7 2 1 ,6 6 0 , 0 0 5 2 , 0 0 1 ,8 5 1 ,7 9 0 , 0 0 6 2 , 1 3 1 ,9 8 1 ,92 0 , 0 0 7 2 , 2 6 2 , 1 0 2 , 0 4 0 , 0 0 8 2 , 3 8 2 , 2 2 2 , 1 6 0 , 0 0 9 2 , 5 0 2 , 3 3 2 , 2 7 0 , 0 1 0 2 ,61 2 , 4 4 2 , 3 Таблица Число пролетов 2
3 4
5 к с 2,46 2,01 1,83 1,74 1,69 Расчет на динамическую устойчивость выполняется только для надземных газопроводов, прокладываемых на открытых участках трассы.
При прокладке надземных газопроводов по стенам зданий и сооружений расчет на динамическую устойчивость не требуется Нагрузками, действующими на опоры газопроводов, являются- вертикальные- горизонтальные вдоль оси газопровода- горизонтально перпендикулярные оси газо­
провода.
Вертикальная нагрузка А определяется по формуле (Л =
^
--3
L (Н) , где
qB = q4 + qg + vs + v,, Н/м;
7ЛСВ, L np— величины пролетов слева и справа от рассматриваемой опоры при этом в выражении для qB из нагрузок снеговой vs и гололедной v(. принимается одна — боль­
шая.
Горизонтальные нагрузки вдоль оси газопровода определяются по формулами С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 на подвижные опоры:
А п = О,ЗА, (Н, где 0,3 — коэффициент трения металла оме таллна неподвижные опоры:
Лн = ( ЕЛ па гк
) - 0 Д £
2 п +
лгк
)(Н), где ^ А пи А п — 'суммы продольных горизонтальных усилий, действующих на промежуточные подвижные опоры на участках от неподвижной опоры до компенсаторов слева и справа — отпор компенсатора, определяемый по правилам строительной механики с учетом гибкости отводов и поперечных перемещений на участках 40 de от угла по­
ворота.
Индекс 1 относится к большей величине
( X Ап + А ) слева или справа от рассчитываемой неподвижной опоры.
Горизонтальная нагрузка, перпендикулярная оси трубопровода, определяется по формуле (32)
Ао - " , Н.
(32)
6 ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ МЕДНЫХ ТРУБ Проектирование газопроводов из медных труб должно отвечать требованиям СНиП 42-01 с учетом рекомендаций СП 42-101 и настоящего
СП.
6.2 Соединение медных труб между собой осуществляется капиллярной пайкой твердым припоем через медные соединительные детали Для крепления газопровода предусматривают медные (латунные) опоры. При применении стальных опор между газопроводом и опорой необходимо устанавливать резиновую прокладку (рисунок Рекомендуемые расстояния между опорами определяются по таблице Таблица Диаметр трубы, мм
Расстояние между опорами при горизонтальной прокладке газопроводам Расстояние между опорами при вертикальной прокладке газопроводам ,4 5 3 5 2 ,7 5 3 ,0 0 4 2 3 ,0 0 3 , 3 0 5 4 3 ,5 0 3 , 8 Расстояние от соединительной детали до опоры составляет не менее 50 мм Для присоединения запорной арматуры и измерительных приборов к медному газопроводу следует предусматривать латунные переходные детали (рисунок
6
). Опоры для крепления запорной и измерительной арматуры устанавливают с двух сторон от арматуры на расстоянии не болеем между ними. Расстояние от соединительной латунной детали до опоры медного газопровода составляет не болеем. Непосредственное присоединение медных труб к стальным, латунным, бронзовым деталям трубопроводной арматуры и измерительных приборов не рекомендуется Внутри зданий и сооружений допускается прокладка медных газопроводов в штрабе стены, прикрытой хорошо вентилируемыми щитами. Заполнение свободного пространства в штрабе, в которой проложен газопровод, не до­
пускается.
Рисунок 5 — Опоры для крепления медных газопроводов
а — из медной (латунной ленты б — стальные с хомутом и резиновой прокладкой в — стальные с резиновой прокладкой

С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 Рисунок Присоединение запорной арматуры к медному газопроводу .6 При прокладке медных газопроводов предусматривают возможность компенсации тепловых удлинений и деформаций, которые могут возникнуть в результате оседания здания. Компенсация линейных удлинений медных газопроводов может быть выполнена путем соответствующей прокладки с использованием естественной са- мокомпенсации или путем установки компенсаторов. Компенсаторы могут быть в виде гнутых трубили в виде соединений из дуги отводов.
Примеры правильной и неправильной прокладки газопровода показаны на рисунке 7.
6.7 Медные трубопроводы не рекомендуется подвешивать к другим трубопроводами сами они тоже не могут быть опорой для других трубопроводов СТРОИТЕЛЬСТВО ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ТРУБИ СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ Входной контроль труби соединительных деталей производят в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01 и положениями настоящего раздела При входном контроле труби соединительных деталей проводится проверка- соответствия проекту- наличия и содержания сертификатов заво- дов-изготовителей на трубы и фасонные части- соответствия требованиям ГОСТ (ТУ) — внешним осмотром и измерениями геометрических размеров- наличия и содержания технических паспортов заводов-изготовителей (ЦЗЗ, Ц З М ) на соединительные детали и монтажные узлы- наличия и содержания сертификатов заво­
дов-изготовителей (или паспортов, актов, если изоляция труб выполнена в базовых условиях строительно-монтажных организаций, на изоляционное покрытие труб (для стальных труб- наличия протоколов проверки качества физическими методами контроля сварных стыков соединительных деталей, изготовленных в базовых условиях строительно-монтажных организаций (для стальных труб Внешнему осмотру и измерениям на соответствие требованиям ГОСТ (ТУ) рекоменду-
Р и сун ок 7 — Прокладка газопроводов с соблюдением правил естественной компенсации а — правильная прокладка газопровода б — неправильная прокладка газопровода в — правильная прокладка ответвления газопровода г —■ неправильная прокладка ответвления газопровода С П 4 2 - 1 0 2 - 2 0 0 4
ется подвергать не менее
10
% партии трубили соединительных деталей (ноне менее одной трубы, соединительной детали) и при обнаружении брака проводят проверку их удвоенного количества. Визуальный и измерительный контроль производят в соответствии с РД При обнаружении при повторной проверке хотя бы одного бракованного изделия вся партия труб (соединительных деталей) забраковывается Допустимые отклонения от геометрических размеров трубы или соединительной детали толщина стенки по периметру, наружный диаметр, овальность) принимаются в соответствии с ГОСТ ТУ) на эти изделия.
Стальные трубы Трубы с трещинами, не выправляемыми вмятинами и недопустимыми коррозионными повреждениями забраковываются Внешнему осмотру изоляционного покрытия подвергается каждая труба партии изолированных труб.
При обнаружении внешним осмотром отдельных повреждений изоляционного покрытия трубы площадью более
10
% или нескольких повреждений общей площадью более
20
% труба полностью переизолируется механизированным способом.
По решению заказчика или генерального подрядчика, кроме внешнего осмотра изоляционного покрытия труб, при входном контроле может производиться приборная проверка изоляции по ГОСТ 9.602.
7.7 При внешнем осмотре соединительных деталей проверяются наличие вмятин, забоин, заусениц, трещин, коррозионных повреждений, расслоения металла, раковин и качество резьбы, а также соответствия геометрических размеров требованиям ГОСТ (ТУ).
При наличии трещин, сквозных отверстий, раковин, неполной или забитой резьбы, отклонения геометрических размеров от требований ГОСТ ТУ, невыправляемых вмятин соединительные детали забраковываются.
Медные трубы Каждая партия медных труб сопровождается документом о качестве (сертификатом) за­
вода-изготовителя (или копией, заверенной владельцем, подтверждающим их соответствие требованиям ГОСТ 617. Документ о качестве (сертификат) содержит следующие данные- товарный знак или товарный знаки наименование предприятия-изготовителя;
- условное обозначение медных труб- результаты испытаний труб на герметичность- результаты испытаний механических свойств- номер партии и дату изготовления- массу партии.
Маркировка медных труб производится в соответствии с 4.11. Документ о качестве, сопровождающий импортные медные трубы, переводится на русский язык с указанием фирмы-произ­
водителя, условного обозначения медных трубили их химического состава, механических свойств, состояния поставки и проведенных испытаний на герметичность .9 Каждая партия соединительных деталей сопровождается документом о качестве (сертификатом) завода-изготовителя (или копией, заверенной владельцем сертификата, подтверждающим их соответствие требованиям технических условий. Документ о качестве (сертификат) содержит следующие данные- товарный знак или товарный знаки наименование предприятия-изготовителя;
- условное обозначение соединительных деталей- результаты испытаний деталей на герметичность- результаты испытания механических свойств- номер партии и дату изготовления- количество деталей.
В документе о качестве (сертификате) указывается наличие у предприятия-изготовителя разрешения Госгортехнадзора России направо производства соединительных деталей газопроводов или прилагается копия разрешения. Маркировка соединительных деталей производится в соответствии с 4.13.
7 .1 0 При поступлении медных труби соединительных деталей на склад строительной организации проводят входной контроль качества. При входном контроле проверяют внешний вид всех труби деталей, а также величины диаметров D, — Д и размеров
— £3
соединительных деталей —
5 % партии, ноне менее 3 шт. согласно приложению Д и таблице 5.
7.11 Поверхность труби соединительных деталей должна быть ровная и гладкая, без трещин, расслоений, пузырей, раковин и надрывов. Допускаются отдельные следы от формующего и калибрующего инструмента, если они не выводят размеры за пределы допусков. Наружная и внутренняя поверхности труби соединительных деталей очищаются в случае загрязнения. Внешний осмотр деталей проводят визуально без применения увеличительных приборов .1 2 В случае получения неудовлетворительных результатов хотя бы по одному показателю внешнему виду или размерам) трубы и детали к производству работ не допускаются. По результатам входного контроля составляют протокол .1 4 При входном контроле материалов (припоев, кислот, щелочей) проверяют наличие и соответствие документов о качестве (сертификатов).

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   16