Документация | АРИЭЛЬ ПЛАСТКОМПЛЕКТ

Особенности проектирования наружных газопроводов из полиэтиленовых

введение
Область применения
Нормативные ссылки
Общие положения
Трубы, соединительные детали и другие материалы

5 ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

5.1 При выборе трассы полиэтиленового газопровода необходимо учитывать расположение и насыщенность в районе прокладки: тепловых сетей, водоводов и других подземных коммуникаций, проведение ремонтных работ на которых может привести к повреждению полиэтиленовых труб.

5.2 Минимальные расстояния от зданий, сооружений и инженерных коммуникаций до полиэтиленовых газопроводов принимают в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

В местах пересечения или параллельной прокладки полиэтиленового газопровода с бесканальной теплотрассой расстояние между ними уточняется расчетом исходя из условий исключения возможности нагрева полиэтиленовых труб выше температуры 40 °С за весь период эксплуатации.

5.3 Глубина прокладки полиэтиленового газопровода принимается в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и положениями СП 42-101.

5.4 Повороты линейной части газопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях выполняются полиэтиленовыми отводами или упругим изгибом с радиусом не менее 25 наружных диаметров трубы.

5.5 Полиэтиленовые трубы при толщине стенки труб не менее 5 мм соединяют между собой сваркой встык или деталями с закладными нагревателями, при толщине стенки менее 5 мм - только деталями с закладными нагревателями.

5.6 Обозначение трассы газопровода предусматривают: путем установки опознавательных знаков (в соответствии с положениями СП 42-101) и укладки сигнальной ленты по всей длине трассы, а для межпоселковых газопроводов возможна (при отсутствии постоянных мест привязки) прокладка вдоль присыпанного (на расстоянии 0,2-0,3 м) газопровода изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5-4 мм ²

с выходом концов его на поверхность под ковер или футляр вблизи от опознавательного знака. Допускается применение сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом-спутником или полосой металлической фольги, позволяющей определить местонахождение газопровода приборным методом.

5.7 Вывод провода-спутника над поверхностью земли под защитное устройство (например, ковер) предусматривается в специальных контрольных точках, располагаемых на расстояниях не более 4,0 км друг от друга.

Пластмассовая сигнальная лента желтого цвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "Осторожно! Газ" (ТУ 2245-028-00203536) укладывается на расстоянии 0,2 м от верха присыпанного полиэтиленового газопровода.

На участках пересечений газопроводов (в том числе межпоселковых) с подземными инженерными коммуникациями лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстояние не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения в соответствии с проектом.

При прокладке газопровода в футляре (каркасе) или способом наклонно-направленного бурения укладка сигнальной ленты не требуется. На границах прокладки газопровода способом наклонно-направленного бурения устанавливаются опознавательные знаки.

5.8 В зависимости от условий трассы прокладку газопроводов из полиэтиленовых труб допускается проектировать бестраншейно (наклонно-направленным бурением, проколом, продавливанием) или в траншеях. Предпочтение отдается прокладке из длинномерных труб или труб, сваренных в длинномерные плети.

Ширина траншей по постели при траншейной прокладке должна быть не менее: d _e+200 мм для труб диаметром до 110 мм включительно,
d _e +300 мм для труб диаметром более 110 мм.

Допускается уменьшение ширины траншеи (устройство узких траншей) или канала (при бестраншейной прокладке) вплоть до диаметра укладываемой трубы при условии, что температура поверхности трубы при укладке не выше плюс 20 °С, а также исключения возможности повреждения ее поверхности.

5.9 Рекомендации по применению отдельных видов пригрузов для предотвращения всплытия газопровода, их размещению на газопроводе приведены в подразделе "Балластировка и закрепление газопроводов" настоящего СП.

Расстояние в свету от края пригруза до сварного соединения газопровода должно быть не менее 0,5 м.

5.10 В случаях прокладки газопроводов без защитных футляров глубину заложения газопроводов в местах пересечений газопроводами улиц, проездов и т.д. рекомендуется принимать не менее 1,0 м, а длину углубленного участка траншеи - не менее 5 м в обе стороны от края указанных дорог.

В случаях прокладки газопроводов без защитных футляров под дорогами V категории глубину заложения газопроводов определяют расчетом (но не менее 1 м).

5.11 При пересечении полиэтиленовыми газопроводами бесканальных инженерных коммуникаций необходимость устройства футляров и установки контрольной трубки на них решается проектной организацией.

Возможность использования полиэтиленовых футляров при пересечении газопроводом железных дорог общей сети рекомендуется обосновывать расчетом на прочность, а также способом прокладки, например наклонно-направленным бурением.

5.12 Диаметр футляра на газопроводе следует принимать исходя из грунтовых условий и способа производства работ. Рекомендуемые минимальные наружные диаметры футляров из стальных труб с учетом возможности размещения разъемных и неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" приведены в таблице 1, футляров из неметаллических труб - в таблице 2.

Таблица 1

	Минимальный диаметр стального футляра, мм, для			Толщина стенки футляра при способе прокладки, мм
Диаметр газопровода, мм	плети газопровода	размещения фланцевых соединений	размещения неразъемных соединений	открытом	продавливанием или проколом
20	40	-	50	3,0	4,0
25	57	-	57	3,0	4,0
32	57	-	57	3,0	4,0
40	76	-	76	4,0	5,0
50	89	-	108	4,0	5,0
63	108	219	159	4,0	5,0
75	114	219	159	5,0	5,0
90	127	273	219	5,0	6,0
110	159	273	219	5,0	6,0
125	159	273	219	5,0	7,0
140	219	325	273	6,0	7,0
160	219	325	273	7,0	8,0
180	219	325	273	7,0	8,0
200	273	377	325	8,0	9,0
225	273	377	325	8,0	9,0
250	325	426	377	8,0	9,0
280	325	530	377	8,0	9,0
315	377	530	426	8,0	9,0

Таблица 2

	Минимальный диаметр футляра, мм, из
Диаметр 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).

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

5.19 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.

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.

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 предусматривать 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 σ меньше 1,5 МПа значение модуля ползучести следует принимать по кривой α рисунка 3.

а - σ =1,5 МПа; б - σ =2,5 МПа; в - σ =3 МПа; г - σ =4 МПа Рисунок 3 - Значения модуля ползучести σ материала труб для проектируемого срока эксплуатации 50 лет в зависимости от температуры транспортируемого газа

5.50 Коэффициент линейного теплового расширения материала труб принимается равным:

(°С ).

Коэффициент Пуассона материала труб должен приниматься равным μ=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

q_q=m_qg (Н/м). (3)

где

m_q- расчетная масса 1 м трубы, принимаемая по ГОСТ Р 50838.

5.54 Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле

q_m= ρ _mgd_eh_m(Н/м). (4)

5.55 Гидростатическое давление воды определяется по формуле

p _w=ρ _wgh_w10 ^-6(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

σ_прF≤0,4MRS (НПа); (a)

- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений

σ_прNS≤0,5MRS (МПа); (в) σ_прS≤0,9MRS (МПа);

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

σ_прNS≤0,7MRS (МПа); (с) σ_прS≤MRS (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 σ_прS,σ_прNS и σ_прS должны определяться по формулам (7)-(9):

где

σ_оу - дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в особых условиях; σ_c - 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, м	Значения дополнительных напряжений, МПа, при пучинистости грунта
	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 d_e 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

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

Грунты	Коэффициент защемления газопровода в грунте m ₀	Скорость распространения продольной сейсмической волны , ν _cкм/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 ν_c, которые уточняют при изысканиях. 2. Значения коэффициента защемления газопровода принимают по грунту засыпки.

Таблица 5

Сила землетрясения, баллы

Сейсмическое ускорение , a _cсм/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 SDR 11 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 SDR 11 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 SDR 17,6 и различных MRS

Определение необходимой величины балластировки

5.67 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.);

- грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом (НСМ);

- пригрузы из синтетических прочных тканей, наполненные минеральным грунтом или цементно-песчанной смесью.

5.68 При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть не более определяемых условиями:

(11)

(12)
где нагрузка от упругого отпора газопровода q _изг при свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости должна определяться по формулам: для выпуклых кривых

(13)
для вогнутых кривых

5.69 Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице 6.
Таблица 6

Участок газопровода

Значение γ _a

Обводненные и пойменные за границами производства подводно-технических работ, участки трассы

1,05

Русловые участки трассы, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ

1,10

Коэффициент надежности по материалу пригруза принимается:

- для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью - 0,85;

- для чугунных грузов - 0,95.

Вес пригруза определяется по соответствующим стандартам или ТУ.

5.70 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 не менее величины, определяемой формулой

k - безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м.

Значения c_гр, φ ρ_гр , e и принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода. Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно-технической документации.

Если полученная по формуле (15) величина H ₀ меньше глубины заложения газопровода, определяемой требованиями СНиП 42-01, то принимается глубина заложения газопровода, регламентируемая этим документом.

Обеспечение допустимой овализации и устойчивости круглой формы поперечного сечения газопровода

5.71 Для обеспечения допустимой овализации поперечного сечения газопровода согласно требованиям СНиП 42-01 должно соблюдаться условие

где коэффициент ζ , принимается равным:

- при укладке на плоское основание - 1,3;

- при укладке на спрофилированное основание - 1,2.

Полная погонная эквивалентная нагрузка Q вычисляется по формуле

где B _i - коэффициенты приведения нагрузок;
Q _i - составляющие полной эквивалентной нагрузки.
Параметр жесткости сечения газопровода определяется по формуле

Внешнее радиальное давление p _e принимается равным:

- для необводненных участков - нулю;

- для обводненных участков - p _w.

5.72 Составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки определяются по формулам (19)-(23);

от давления грунта

(Н/м), (19)

где значения коэффициента k _гр в зависимости от глубины заложения газопровода и вида грунта определяются по таблице 7;

Таблица 7

Глубина заложения газопровода, м	Значения коэффициента k _гр для грунтов
	Песок, супесь, суглинок твердый	Суглинок тугопластичный, глина твердой консистенции
0,5	0,82	0,85
1,0	0,75	0,78
2,0	0,67	0,70
3,0	0,55	0,58
4,0	0,49	0,52
5,0	0,43	0,46
6,0	0,37	0,40
7,0	0,32	0,34
8,0	0,29	0,32

от собственного веса газопровода

(Н/м); (20)
от выталкивающей силы воды на обводненных участках трассы
(Н/м); (21)
от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки
(Н/м); (22)
где
Значение интенсивности равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта q _v при отсутствии специальных требований принимают равным 5,0 кН/м² ;

от подвижных транспортных средств
(Н/м); (23)
где коэффициент γ _т принимается равным:

- для нагрузки от автомобильного транспорта - 1,4;

- для нагрузки от гусеничного транспорта - 1,1;

нагрузка q_т принимается в зависимости от глубины заложения газопровода по рисунку 7.

1 - для нагрузки от автомобильного транспорта; 2 - для нагрузки от гусеничного транспорта

Рисунок 7 - Зависимость нагрузки от транспортных средств, от глубины заложения газопровода при нерегулярном движении транспорта

Для газопроводов, укладываемых в местах, где движение транспортных средств невозможно, величина γ_тq_т принимается равной 5000 Н/м ² .

5.73 Значения коэффициентов приведения нагрузок β ₁ и β ₂ принимаются в зависимости от вида укладки по таблице 8.

Таблица 8

Вид укладки	β ₁	β ₂
Укладка на:
плоское основание	0,75	0,75
спрофилированное с углом охвата:
70°	0,55	0,35
90°	0,50	0,30
120°	0,45	0,25

Значения коэффициентов β ₃ , β ₄ и β ₅ принимаются равными: β ₃= β ₄= β ₅=1. 5.74 Для обеспечения устойчивости круглой формы поперечного сечения газопровода соблюдается условие
(МПа). (24)
В качестве критической величины внешнего давления должно приниматься меньшее из двух значений, определенных по формулам (25), (26):
(МПа). (25)

(МПа). (26)
Примеры расчета на прочность и устойчивость приведены в приложении Г.