Страница 5: ДБН В.2.5-41:2009. ГАЗОПРОВОДИ З ПОЛІЕТИЛЕНОВИХ ТРУБ (29632)

7.4.7 Глибина прокладання газопроводів при однаковому ступені спучення (здимання), набухання або просідання по трасі приймається до верху труби:

• у середньопучинистих, середньонабухаючих, сильнопучинистих і II типу просадочності – не менше 0,8 глибини промерзання, але не менше 0,9 м;
• у надмірнопучинистих і сильнонабухаючих - не менше 0,9 глибини промерзання, але не менше 1,0 м.

Прокладання газопроводів у слабопучинистих, слабонабухаючих і І типу просадковості ґрунтах повинна передбачатися відповідно до вимог ДБН В.2.5-20 та цих Норм

7.4.8 Прокладання газопроводів у ґрунтах неоднакового ступеня спучення (здимання), набухання або просідання по трасі (різко мінливий склад ґрунту, зміна рівня ґрунтових вод, перехід газопроводу із проїзної частини дороги в газон тощо), а також у насипних ґрунтах приймається до верху труби - не менше 0,9 глибини промерзання, але не менше 1,0 м.

7.4.9 Значення додаткових напружень, обумовлених прокладанням газопроводів у здимальних, просадних або ґрунтах, що набухають, визначаються розрахунком та цими Нормами.

7.5 Розрахунки трубопроводів із поліетиленових труб на міцність та стійкість до впливу навколишнього середовища

7.5.1 Розрахунок газопроводів на міцність та стійкість положення (проти спливання) включає:

• визначення розмірів труб за робочим (нормативним) тиском;
• проведення перевірного розрахунку прийнятого конструктивного рішення, тобто оцінка допустимості призначених радіусів пружного вигину газопроводу й температурного перепаду;
• визначення необхідної величини баластування;

- забезпечення кільцевої форми поперечного перерізу (гранично припустимої величини овальності).

Міцність і стійкість газопроводів забезпечується також на всіх стадіях будівництва й випробувань.

1. При розрахунках на міцність і стійкість газопроводів із поліетиленових труб термін служби приймається 50 років.
2. Розрахункові характеристики матеріалу газопроводів

7.5.3.1 Розрахунковими характеристиками матеріалу газопроводів є: мінімальна тривала міцність згідно з 3.1 та 3.5 цих Норм, модуль повзучості матеріалу труби, коефіцієнт лінійного теплового розширення, коефіцієнт Пуассона.

7.5.3.2 При проведенні розрахунків значення MRS повинні прийматися для труб, що виготовлені з композицій поліетилену типу:

ПЕ 80 - MRS = 8,0 МПа; ПЕ 100 - MRS = 10,0 МПа.

7.5.3.3 Модуль повзучості матеріалу труб для терміну служби газопроводу 50 років приймається залежно від температури експлуатації за графіками, наведеними на рисунку 3, де напруження в стінці труби визначаються за формулою:

При напруженні в стінці труби σ менше 1,5 МПа значення модуля повзучості варто приймати по кривій а рисунка 3.

Рисунок 3 - Значення модуля повзучості σ матеріалу труб для проектного терміну експлуатації 50 років залежно від температури газу, що транспортується

7.5.3.4 Коефіцієнт лінійного теплового розширення матеріалу труб приймається рівним α =2,2ּ10-4 (°С). Коефіцієнт Пуассона матеріалу труб повинен прийматися рівним μ =0,43.

7.5.4 Навантаження та впливи

7.5.4.1 Навантаження та впливи, що діють на газопроводи, розділяються на:

• силові навантаження - внутрішній тиск газу, вага газопроводу, споруд на ньому та вага газу, що транспортується, тиск ґрунту, гідростатичний тиск та виштовхувальна сила води, навантаження, що виникають при укладанні й випробуванні;
• деформаційні навантаження - температурні впливи, впливи попереднього напруження газопроводу (пружний вигин, розтяг компенсаторів тощо), впливи нерівномірних деформацій ґрунту (осідання, здимання, деформації земної поверхні в районах гірничих робіт);
• сейсмічні впливи.

1. Робочий (нормативний) тиск газу, що транспортується, встановлюється проектом.
2. Власна вага одиниці довжини газопроводу, Н/м, визначається за формулою:

7.5.4.4 Тиск ґрунту на одиницю довжини газопроводу, Н/м, визначається за формулою:

7.5.5.3 Значення додаткових навантажень, обумовлених прокладанням газопроводів у ґрунтах, що спучуіоться (здимаються), повинні прийматися залежно від глибини промерзання згідно із таблицею 5.

Таблиця 5

7.5.5.4 Значення додаткових напружень, обумовлених прокладанням газопроводів у середньонабухаючих ґрунтах і ґрунтах II типу просадковості повинні прийматися рівними 0,6 МПа, у сильнонабухаючих ґрунтах і на підроблювальних територіях значення додаткових напружень повинні прийматися рівними 0,8 МПа.

Додаткові навантаження враховуються в межах розглянутої ділянки та на відстанях 40de в обидва боки від нього.

Додаткові навантаження при прокладанні газопроводів у слабонабухаючих і слабоздимальних ґрунтах, у ґрунтах І типу просадковості не враховуються.

7.5.5.5 Значення додаткових напружень, МПа, обумовлених прокладанням газопроводів у сейсмічних районах, визначаються за формулою:

7.5.5.6 Значення коефіцієнта защемлення газопроводів у ґрунті m0 , швидкостей поширення поздовжніх сейсмічних хвиль і сейсмічних прискорень аC визначаються за таблицями 6 і 7.

Таблиця 6

Таблиця 7

7.5.5.7 Для газопроводів, що прокладаються у звичайних умовах, залежності між максимально припустимим температурним перепадом і мінімально припустимим радіусом пружного вигину при температурі експлуатації 0 °С для різних значень SDR і MRS наведені на рисунках 4-6.

Рисунок 4 - Максимально припустимий негативний температурний перепад у залежності від відношення радіуса пружного вигину до зовнішнього діаметра газопроводу при температурі експлуатації 0°С и робочому тиску 0,3 МПа для SDR 11 і різних MRS

Рисунок 5 - Максимально припустимий негативний температурний перепад у залежності від відношення радіуса пружного вигину до зовнішнього діаметра газопроводу при температурі експлуатації 0°С и робочому тиску 0,6 МПа для SD.R 11 і різних MRS

Рисунок 6 - Максимально припустимий негативний температурний перепад у залежності від відношення радіуса пружного вигину до зовнішнього діаметра газопроводу при температурі експлуатації 0°С и робочому тиску 0,3 МПа для SDR 17,6 і різних MRS

7.5.6 Визначення необхідної величини баластування

7.5.6.1 Для забезпечення проектного положення газопроводів на підводних переходах, на ділянках прогнозованого обводнювання, на ділянках, що обводнюються періодично, застосовуються наступні види баластування:

• вантажі з високощільних матеріалів (залізобетон, чавун та ін.);
• ґрунт зворотного засипання, що закріплюється нетканим синтетичним матеріалом;
• вантажі із синтетичних міцних тканин, наповнені мінеральним ґрунтом або цементно-піщаною сумішшю.

7.5.6.2 При баластуванні газопроводу вантажами з матеріалів, що мають високу щільність (залізобетон, чавун тощо), відстані між ними, м, повинні бути не більше обумовлених наступними співвідношеннями:

7.5.6.3 Значення коефіцієнта надійності стійкого положення γа для різних ділянок газопроводу приймаються за таблицею 8.

Таблиця 8

Коефіцієнт надійності за матеріалом вантажу приймається:

• для залізобетонних вантажів і мішків із цементно-піщаною сумішшю - 0,85;
• для чавунних вантажів - 0,95.

Вага вантажу визначається за проектною та технологічною документацією, що затверджена у встановленому порядку.

7.5.6.4 При баластуванні газопроводу ґрунтом зворотного засипання, що закріплюється нетканим синтетичним матеріалом, відстань, м, від осі труби до верху ґрунту повинна бути не менше величини, що визначена за формулою:

Таблиця 9

Таблиця 10

8 РЕКОНСТРУКЦІЯ ПІДЗЕМНИХ СТАЛЕВИХ ТРУБОПРОВОДІВ ІЗ ВИКОРИСТАННЯМ ПОЛІЕТИЛЕНОВИХ ТРУБ

8.1 Проектування робіт з реконструкції підземних сталевих газопроводів із використанням поліетиленових труб

8.1.1 Положеннями цього розділу можна керуватися при реконструкції зношених підземних сталевих газопроводів із використанням їх як каркаса для протягання в них поліетиленових труб.

Допускається використання як каркаса раніше виведених з експлуатації газопроводів після відповідного їхнього прочищення та перевірки.

Рішення про використання конкретного варіанта безтраншейного відновлення працездатності газорозподільних мереж приймається після складання загальної схеми реконструкції газової мережі на підставі техніко-економічного порівняння варіантів і розрахунку пропускної здатності газопроводу з урахуванням вимог ДБН В.2.5-20.

8.1.2 Використання безтраншейних методів реконструкції газових мереж низького (до 0,005 МПа), середнього (понад 0,005 МПа до 0,3 МПа) і високого (до 1,0 МПа) тисків із застосуванням поліетиленових труб є доцільним для всіх природно-геологічних умов, що передбачені цими Нормами для прокладання газопроводів із поліетиленових труб.

При реконструкції сталевого газопроводу низького тиску поліетиленові труби, що протягнені у ньому, можуть використовуватися для подачі газу як низького, так і середнього або високого тиску. Доцільність переводу існуючих газових мереж із низького тиску на середній або високий встановлюється розрахунком пропускної здатності газопроводу, що підлягає реконструкції.

1. Технологія протягання усередині сталевого зношеного газопроводу поліетиленової труби передбачає протягання звичайної круглої труби, при цьому зменшується діаметр газопроводу, що підлягає реконструкції.
2. Для проведення робіт із протягання поліетиленових труб використовується наступне устаткування: