Васильев Г.Г. и др. Сети газоснабжения

М инис т е р с т в о о б р а зо в а н ия и науки Р оссийской Федер ации РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) имени И. М. ГУБКИНА Кафедра сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ

Г. Г. Васильев С. И. Сенцов И. А. Леонович

СЕТИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ Учебное пособие

Москва 2017

УДК 622.691.4.054 (1–21) (075) Б Б К 39.7 В 19

Реценз енты: В. А. Поляков – д.т.н., профессор заместитель заведующего кафедрой «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина В. П. Дукин – к.т.н., главный сварщик АО «ГСИ»

Васильев Г. Г. , Сенцов С. И., Леонович И. А. В 19 Сети газоснабжения: Учебное пособие. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2017. – 79 с. Приведены практические задачи по строительству трубопроводов сетей газоснабжения, способствующие систематизации, закреплению и расширению теоретических и практических знаний, в том числе для самостоятельного решения широкого круга инженерных задач. Пособие предназначено для бакалавров по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» (уровень бакалавриата) по кафедре «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и хранилищ».

Васильев Г. Г. , Сенцов С. И., Леонович И. А., 2017 РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2017

Содержание Введение ........................................................................................................

4

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ........................................................................

5

2. ПРАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ ................................................................ 2.1. Определение расчетных расходов газа сетевого газопровода .... 2.2. Расчет диаметра сетевого газопровода и допустимых потерь давления ........................................................................................................ 2.3. Расчет толщины стенки стального газопровода газоснабжения и фасонного элемента ................................................................................. 2.4. Проверка прочности поземного стального газопровода .............. 2.5. Расчет балластировки стального сетевого газопровода .............. 2.6. Расчет длины пролета надземного участка сетевого газопровода .......................................................................................................... 2.7.Проверка на прочность полимерного газопровода ........................ 2.8. Расчет на прочность сетевого газопровода под сейсмической нагрузкой ...................................................................................................... 2.9.Балластировка полимерного газопровода ....................................... 2.10. Проверка полимерного газопровода на овальность и устойчивость круглой формы.............................................................................

10 11

Приложение А. Нормы расхода природного газа по категориям потребления (данные по [10] и [11])......................................................... Приложение Б. Определение плотности газа при стандартных условиях (методика [12]) ............................................................................... Приложение В. Справочные характеристики грунта [22] ................ Литература....................................................................................................

3

17 21 26 31 37 45 52 57 64 71 74 76 78

Введение Учебное пособие разработано на основании федерального законодательства в сфере высшего образования бакалавриата: • Федерального закона от 29.12.2012 № 273-ФЗ (редакция от 29.07.2017) «Об образовании в Российской Федерации»; • федерального государственного образовательного стандарта высшего образования по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» (уровень бакалавриата); стандартов университета: • СТВ 900-01 «Учебный процесс»; • СТВ 900-02 «Планирование учебного процесса»; • ИМ 900-18 «Обеспечение учебного процесса учебнометодической литературой»; А также методических материалов кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ. Учебное пособие отражает общие требования к выполнению практических работ по курсу «Сооружение и ремонт сетей газоснабжения» бакалавриата специальности 21.03.01.04.

4

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Сети газоснабжения (или сети газораспределения и газопотребления) представляют собой сложный комплекс инженерных коммуникаций, объектов и технологического оборудования предназначенный для обеспечения природным и сжиженным углеводородными газами потребителей. СП 62.13330.2011 «Газораспределительные системы» [1] устанавливает следующие определения её элементов. Сеть газораспределения: технологический комплекс, состоящий из наружных газопроводов поселений, включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства газораспределительной станции (ГРС), или иного источника газа, до вводного газопровода к объекту газопотребления. Сеть газопотребления: производственный и технологический комплекс, включающий вводный газопровод, внутренние газопроводы, газовое оборудование, автоматическую систему безопасности и регулирования процесса сжигания газа, газоиспользующее оборудование. Проектирование, строительство, капитальный ремонт, расширение и реконструкция сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в федеральной, межрегиональной и региональной программой газификации субъектов Российской Федерации для обеспечения необходимого уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций. Обеспечение безопасности жизненного цикла объектов сетей газораспределения и газопотребления базируется на Федеральном законе РФ «О газоснабжении в Российской Федерации» [2], который определяет правовые, экономические и организационные основы отношений в области и направлен на удо5

влетворение потребностей государства в энергетических ресурсах. В соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» [3] принят технический регламент «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления» [4], который направлен на защиту жизни и здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества, охраны окружающей среды, жизни и здоровья животных и растений, предупреждения действий, вводящих в заблуждение приобретателей, а также для обеспечения энергетической эффективности. Действие технического регламента распространяется на сеть газораспределения и газопотребления, а также на связанное с ними проектирование (включая инженерные изыскания), строительство, реконструкцию, монтаж, эксплуатацию (включая техническое обслуживание, текущий ремонт), капитальный ремонт, консервацию и ликвидацию газовых объектов. В соответствии с требованиями [3] при строительстве, реконструкции, монтаже и капитальном ремонте сетей газораспределения и газопотребления должно быть соблюдены: а) технические решения, предусмотренные проектной документацией; б) требования эксплуатационной документации изготовителей газоиспользующего оборудования, технических и технологических устройств, труб, материалов и соединительных деталей; в) технология строительства, монтажа, капитального ремонта и реконструкции. Выбранная технология укладки газопроводов должна гарантировать: а) сохранность поверхности трубы газопровода, его изоляционных покрытий и соединений; 6

б) положение газопровода, указанное в проектной документации. Строительство сетей газораспределения и реконструкция изношенных стальных газопроводов должны осуществляться с применением преимущественно полимерных труб и соединительных деталей (например, из полиэтилена и его модификаций, полиамидов), установкой у каждого потребителя регулирующих и предохранительных устройств, прокладкой газопроводов в местах ограниченного доступа. В сетях газопотребления безопасность использования газа должна обеспечиваться техническими средствами и устройствами. При проектировании газопроводов из полиэтиленовых и стальных труб допускается присоединение их к действующим газопроводам без снижения давления. Проектные и строительные работы по сетям газораспределения и газопотребления являются прерогативой организаций, имеющих свидетельство о допуске к таким работам. Минимальный состав и содержание проектной документации должны соответствовать требованиям Постановления Правительства [5]. В проектной документации должен указываться уровень ответственности проектируемого объекта. Газораспределительная система должна подавать потребителям газ требуемых параметров и объема. Для потребителей газа, не имеющие ограничений или отказа в газоснабжении (перечень их утверждается в установленном порядке) должна быть обеспечена бесперебойная его подача газа. При этом нутренние диаметры газопроводов должны определяться из условия газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления. Качество природного газа должно соответствовать ГОСТ 5542 [6], СУГ (сжиженный углеводородный газ)  ГОСТ 20448 [7], 7

ГОСТ Р 52087 [8]. Допускается транспортирование газов иного происхождения при условии обеспечения целостности и надежности сетей газораспределения и газопотребления на весь период эксплуатации в соответствии с требованиями [1]. Схема газораспределения выбирается в зависимости от объема, структуры и плотности газопотребления поселений (сельских и городских) и городских округов, размещения жилых и производственных зон, а также источников газоснабжения (местоположение и мощность существующих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС (газораспределительная станция) и др.). Выбор той или иной схемы в проектной документации должен быть экономически обоснован и обеспечен необходимой безопасностью. Любое изменение существующей сети должно происходить с сохранением характеристик надежности и безопасности. Подача газа потребителям должна предусматриваться по сетям газораспределения I-IV категорий (таблица 1) с редуцированием давления, как правило, у потребителя [1]. Таблица 1 Категорирование сетей газораспределения Классификация Вид транспортиругазопроводов по емого газа давлению, категория I-а Природный Природный Высокое I СУГ II Природный и СУГ Среднее III Природный и СУГ Низкое IV Природный и СУГ

Рабочее давление в газопроводе, МПа, включительно Свыше 1,2 до 2,5 Свыше 0,6 до 1,2 Свыше 0,6 до 1,6 Свыше 0,3 до 0,6 Свыше 0,1 до 0,3 до 0,1

По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы бывают высокого давления категорий I-а, I и II, среднего давления категории III и низкого давления категории IV. 8

Газопроводы из полиэтиленовых труб следует применять для подземной прокладки при давлении природного газа до 0,6 МПа (здесь и далее включительно)  внутри поселений, до 1,2 МПа  межпоселковые, и до 0,005 МПа включительно  для паровой фазы СУГ. Газопроводы из стальных труб и их соединительные детали могут применяться при наружной и внутренней прокладке для всех давлений природного газа и до 1,6 МПа  для СУГ. Газопроводы из медных труб и их соединительные детали могут применяться для наружной и внутренней прокладки при давлении природного газа и СУГ до 0,1 МПа. Газопроводы из многослойных полимерных труб и их соединительные детали могут применяться для внутренней прокладки при давлении природного газа до 0,1 МПа.

9

2. ПРАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ Комплекс практических работ представляет собой 10 задач (сквозной расчет) при проектировании газопроводов сетей газоснабжения. Современные городские распределительные системы  это сложный комплекс сооружений, состоящий из газовых сетей низкого, среднего и высокого давления, газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов и установок. В станциях и установках давление газа снижают до необходимой величины и поддерживают постоянным в автоматическом режиме. Они имеют автоматические предохранительные устройства, исключающие повышение давления газа выше проектного. Для управления и эксплуатации этой системы существует специальная служба, располагающая средствами, обеспечивающими бесперебойное газоснабжение. Проекты газоснабжения областей, городов, поселков разрабатывают на основе схем перспективных потоков газа, схем развития и размещения отраслей народного хозяйства и проектов районных планировок, генеральных планов городов с учетом их развития. Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям, быть безопасной в эксплуатации, простой и удобной в обслуживании, предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов или участков газопроводов для ремонтных и аварийных работ. В системе газоснабжения следует применять унифицированные, по возможности, однотипные сооружения, оборудование и узлы. Принятый вариант системы должен быть экономически максимально эффективным а предусматривать, строить и вводить в эксплуатацию систему нужно по частям [9]. 10

В настоящее время почти все города Российской Федерации газифицированы, поэтому основная задача при проектирование конкретной системы газоснабжения  это реконструкция существуещей в соответствии с развитием города и его промышленности. Для этого прежде всего необходимо выявить новую газовую нагрузку на перспективу, в зависимости от схемы реконструкции городской застройки, принятого теплоснабжения, горячего водоснабжения и бытового обслуживания. После расчета новых нагрузок определяются газопроводы новой сети и их диаметры. Следует отметить, что с развитием города растет его система газоснабжения, и к ней предъявляются более высокие требования по надежности, поэтому сеть должна быть спроектирована со структурными и транспортными резервами. 2.1. Определение расчетных расходов газа сетевого газопровода Годовое потребление газа городом, его районом или поселком является основой при составлении проекта газоснабжения. Годовое потребление рассчитывают по нормам на конец расчетного периода с учетом перспективы развития городских потребителей газа. Продолжительность расчетного периода устанавливают на основании плана перспективного развития города или поселка. Газоснабжение поселений рассчитывается на:  индивидуально-бытовые нужды: приготовление пищи и горячей воды, а для сельчан еще и для кормов и подогрева воды для животных в домашних условиях;  отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и общественных зданий;  отопление и нужды производственных и коммунальнобытовых потребителей. 11

Расчет расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нужды представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от целого ряда факторов: газооборудования, благоустройства и населенности квартир, газооборудования городских учреждений и предприятий, степени обслуживания населения этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением и от климатических условий. Большинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому потребление газа рассчитывают по результатам анализа многолетнего опыта фактического потребления газа и перспектив его изменения. Особенно трудно определить расход газа в квартирах. В нормах расхода газа учтено, что население частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а также пользуется услугами коммунально-бытовых предприятий. Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), предприятий бытового обслуживания, общественного питания, по производству хлеба и кондитерских изделий, а также для учреждений здравоохранения рекомендуется определять по нормам расхода теплоты, приведенным в приложении А (извлечение из ГОСТ Р 51617 [10]). Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленные в приложении А [10], следует принимать по нормам расхода других видов топлива или по данным фактического расхода используемого топлива с учетом КПД (коэффициента полезного действия) при переводе на газовое топливо. Для повышения наглядности решения в первой задаче приведен полный алгоритм решения по нейтральному расчетному условию.

12

Определение низшей теплоты сгорания газовой смеси Низшая теплота сгорания смеси определяется как сумма произведений теплоты сгорания горючих компонентов на объемные доли: n

Qн,см   Qн,i  ri

(1)

i 1

Qн,см = 35.76·0.9764 + 63.65·0.01 + 91.14·0.01 + 118.53·0.0036 = = 34.92 + 0.64 + 0.91 + 0.43 = 36.9МДж / м3 где n – число компонентов смеси; Qн,i – низшая теплота сгорания i-го компонента смеси, кДж/м3; ri – процентное содержание i-го компонента в смеси газа на месторождении (начальное условие). Таблица 2 Средний состав и характеристика природного газа Уренгойского месторождения Компоненты газа СН4 Процентное содержание в смеси V, % 97.64 Низшая теплота сгорания Qн,i, МДж/м3 35.76

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

1

1

0.36



63.65

91.14 118.53 146.18

Газовый расход на бытовые нужды населения в жилых зданиях определяется по формуле г Qж.зд.  г Qж.зд. 

N q

(2)

Qн.см

3 77098·2800 = 5850216 м год 36.9

где N – число жителей в городе (начальное условие), чел; q – удельная норма по данной статье (приложение А) МДж/чел в год. Газовый расход на стирку белья в немеханизированных пра13

чечных с осушительными шкафами (из расчета 100 кг сухого белья на 1 жителя в год): г Qпрач. 

г Qпрач. 

N q z0,1

(3)

Qн.см

3 77098·0,1·0,1·12600 = 263261м год 36.9

q – удельная норма по данной статье (приложение А) МДж/т год; z – охват населения прачечными (в рамках данного расчета принимается равным 0,1). Газовый расход на бани (из расчета 1 помывки 1 жителя в неделю или 52 помывки 1 жителя в год): г Qбани 

г Qбани 

N q z52 р Qн

(4)

3 77098·52·40·0,05 = 217295 м год 36.9

здесь q – удельная норма расхода газа по данной статье (приложение А) МДж/год на 1 помывку; z – охват населения банями (принимается равным 0,05). Газовый расход на предприятия общепита (из расчета 360 обедов на 1 жителя в год и 360 ужинов (завтраков) на 1 жителя в год): г Qстол.

г  Qобед

N × z× qобед × 360 N × z× qужин × 360  + р Qнр Qн

г  Qужин

г Qстол.  1421611м

3

год

г Qстол.обед 

3 77098·360·4,2·0,3 = 947741м ; год 36,9

г Qстол.ужин 

3 77098·360·2,1·0,3 = 473870 м , год 36.9

14

(5)

где qобед – удельная норма на приготовление обедов (приложение А), МДж/обед в год; qужин – удельная норма на приготовление ужинов (приложение А), МДж/ужин в год; z – охват населения общественным питанием (в рамках расчета принимается равным 0,3). Газовый расход на предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий (из расчета 0,6 т на 1000 жителей в сутки): г Qконд. 

г Qконд. 

N×q×0,6 р Qн ×1000

(6)

3 77098·0,6·2500·365 = 1143933 м год 36,9·1000

в формуле q – удельная норма по данной статье (приложение А), МДж/т год. Годовой расход газа на нужды предприятий торговли, бытового обслуживания непроизводственного характера, согласно п.3.13 СП 42-101-2003, принимаем: г г Qторг  0,05  Qж.зд.

(7)

г Qторг  0,05·5850216 = 292511м

3

год

.

Определяем часовой расход газа по статьям газопотребления. По каждой норме потребления: h Qih  Qiг  Kmax ; h Qж.зд = 5850216× 1

2800

h Qпрач = 263261× 1 h Qбани = 217295× 1

15

(8)

= 2089 м

2900 2700

= 91м

3

= 81м

3

3

час

час

;

час

;

;

h Qстол = 1421611× 1

2000

h Qконд = 1143933× 1

h Qторг = 292511× 1

= 711 м

= 190 м

3

= 104 м

3

6000

2800

3

час

;

час

;

час

,

где Qih – часовой расход газа по i-ой статье газопотребления, м3/час; Qiг – годовой расход газа по i-ой статье газопотребления, м3/год; Khmax – коэффициент часового максимума [таблица А2 и А3 приложения А]. Значения коэффициента часового максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в таблице А1 приложения А; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий – в таблице А3 приложения А. Таблица 3 Начальные условия задачи № 1 Номер варианта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Номер Месторождение Население вари- Месторождение Население канта Степановское 10 000 16 Василковское 85 000 Ленинградское 15 000 17 Ямбург 90 000 Североставро20 000 18 Бованенковское 95 000 польское Пунгинское 25 000 19 Ямал 100 000 Медвежье 30 000 20 Заполярное 105 000 Оренбургское 35 000 29 Верхнеомринское 150 000 Вуктылское 40 000 22 Жирновское 115 000 Угерское 45 000 23 Ромашкинское 120 000 Шебелинское 50 000 24 Туймазинское 125 000 Газлинское 55 000 25 Шкаповское 130 000 Карадагское 60 000 26 Ключевское 135 000 Ачакское 65 000 27 Дмитриевское 140 000 Тенгенское 70 000 28 Небит-Дагское за145 000 падное Ванейвиское 75 000 29 Уренгойское 150 000 Лаявож 80 000 30 Степановское 155000 16

Определяем суммарное значение часового расхода m

h h г г г г (9) Q   Qih  Qторг  Qконд.  Qстол.  Qбани  Qпрач.  Qж.зд. h

i 1 m

Q h =  Qih = 104+190+711+81+91+2089=3266 м i=1

3

час

.

Начальные условия задачи №1 Определить, согласно указанного алгоритма, суммарный часовой расход по условиям газоснабжения согласно вариантам таблицы 3. 2.2. Расчет диаметра сетевого газопровода и допустимых потерь давления Пропускная способность газопроводов может приниматься из условий наиболее экономичной и надежной в эксплуатации системы (при максимально допустимых потерях давления газа), обеспечивающей устойчивость работы газорегуляторных пунктов (ГРП) и газорегуляторных установок (ГРУ), а также горелок потребителей в допустимых диапазонах давления газа. Расчетные внутренние диаметры газопроводов определяются, исходя из обеспечения бесперебойного газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа. Расчет диаметра газопровода лучше выполнять на компьютере с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети. При невозможности или нецелесообразности расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т.п.) его можно заменить расчетом по приведенным ниже формулам или по номограммам (приложение Б [11]). 17

Расчетные суммарные потери давления газа в газопроводах низкого давления (от источника газоснабжения до наиболее удаленного прибора) принимаются не более 180 кПа, в том числе в распределительных газопроводах 120 кПа, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах  60 кПа. Расчетная потеря давления газа для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и организаций коммунально-бытовой сферы принимается в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик газового оборудования, устройств безопасности и регулирования технологического режима тепловых агрегатов. Определение падения давления на участке газовой сети Для сетей среднего и высокого давления: Pн2



Pк2



P0 81

2



2

Q0 d

5

4

0l  1,2678  10 

2

Q0 d

5

0l

(10)

где Pн  абсолютное давление в начале газопровода, МПа;

Pк  абсолютное давление в конце газопровода, МПа; 𝑃0  атмосферное давление, 0,101325 МПа; λ  коэффициент гидравлического трения; 𝑙  расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м; 𝑑  внутренний диаметр газопровода, см; ρ0  плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; Q0  расход газа, м3/ч, при нормальных условиях. Для сетей низкого давления: Pн  Pк 

6

10

162

2



2

Q0 d

5

0l  626б1  

2

Q0 d

5

 0l

(11)

Pн  давление в начале газопровода, Па; Pк  давление в конце газопровода, Па. 18

Коэффициент гидравлического трения  определяется в зависимости от режима движения газа, характеризуемого числом Рейнольдса:

Re 

Q0

 0,0354

9 d 

Q0 d

(12)

𝜐  коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нормальных условиях; В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического трения 𝜆 определяется: для ламинарного режима движения газа Re ≤ 2000:



64 Re

(13)

для критического режима движения газа Re = 20004000:   0,0025  Re0,333

(14)

для Re > 4000  в зависимости от выполнения дополнительного условия: n Re    23 (15) d 

где n  эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы (для новых стальных  0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных  0,1 см, для полиэтиленовых, независимо от времени эксплуатации,  0,0007 см); для гидравлически гладкой стенки (дополнительное условие справедливо): при 4000 < Re < 100000 по формуле: 

0,3164 Re

(16)

0,25

при Re > 100000 по формуле: 

1 (1,82  lg Re  1, 64)

19

2

(17)

для шероховатых стенок (дополнительное условие формула (15)  несправедливо) при Re > 4000:



n 68   0,11  d Re



0,25

.

(18)

Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов определяют по формуле:

l  l1 

d t 100

(19)

l1  действительная длина газопровода, м;  t  сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 510 %. Принятый диаметр трубопровода определяется округлением расчетного диаметра в большую сторону до первого типового диаметра трубы. Типовой диаметр трубы определяется по каталогам и сортаментам ГОСТ, ГОСТ Р или ТУ. При решении обязательно указать нормативный документ сортамента! Начальные условия задачи №2 а) Расход газа при нормальных условиях принять по формуле (9) в задаче 1 и увеличить в 5 раз. б) Плотность газа при нормальных условиях рассчитать согласно приложению Б (методология п. 18.2 СТО Газпром 2-3.5051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов» [12]). в) Состав газа взять по условиям задачи 1 (месторождение газа указано в начальных условиях). г) Кинематическую вязкость (м2/с) определить по формуле: 20



 0

,

(20)

где   динамическая вязкость (определяется по приложению Б) Па·с; ρ0  плотность природного газа (кг/м3). Таблица 4 Варианты для задачи №2 Началь- КонечНачаль- КонечДлина гаДлина гаНо- ное дав- ное давНо- ное дав- ное давзопровода, зопровода, мер ление, ление, мер ление, ление, км км МПа МПа МПа МПа 1 0,005 0,003 15 16 0,6 0,4 80 2 0,005 0,002 25 17 0,6 0,39 90 3 0,005 0,001 35 18 0,6 0,38 100 4 0,3 0,1 50 19 0,6 0,37 110 5 0,3 0,09 60 20 0,6 0,36 120 6 0,3 0,08 70 29 0,6 0,35 130 7 0,3 0,07 80 22 0,6 0,34 140 8 0,3 0,06 90 23 0,6 0,33 150 9 0,3 0,05 100 24 0,6 0,32 160 10 0,3 0,04 110 25 0,6 0,31 150 11 0,3 0,03 120 26 0,6 0,3 140 12 0,3 0,02 130 27 1,2 0,75 130 13 0,3 0,01 140 28 1,2 0,7 120 14 0,3 0,005 150 21 1,2 0,65 110 15 0,3 0,005 160 30 1,2 0,6 100

2.3. Расчет толщины стенки стального газопровода газоснабжения и фасонного элемента На сегодняшний день наиболее распространенными в сетях газоснабжения являются стальные трубы, так как они могут применяться в достаточно разнообразных эксплуатационных условиях, а их надежность и качество всегда стабильно высокие. Газификация регионов Российской Федерации проводилась преимущественно стальными трубами, а трубы из альтернативных материалов стали применяться лишь 1015 лет назад. 21

Эксплуатационные требования предполагают, что поверхность стальных труб должна быть защищена от пагубного воздействия коррозии. Как показывают расчеты, такие работы являются довольно затратными. Кроме того, стальные трубы могут различаться адекватно областям их применения. Существуют разные требования к эксплуатации стальных труб, а также изделий с различной прочностью и толщиной стенок. Для строительства стальных газопроводов следует [21] применять трубы следующих типов: 1  бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8731 (группа В), ГОСТ 8732 и ГОСТ Р 53383; 2  бесшовные холоднодеформированные по ГОСТ 8733 (группа В) и ГОСТ Р 54159 (группа В); 3  прямошовные, сваренные высокочастотной контактной сваркой с одним продольным швом по ГОСТ 20295, ГОСТ 10704, ГОСТ 10705 (группа В) и ГОСТ Р 54929; 4  спиральношовные, сваренные ДСФ (дуговая сварка под флюсом) спиральным швом по ГОСТ 20295, ГОСТ 8696 (группа В) и ГОСТ Р 54929; 5  прямошовные, сваренные ДСФ с одним или двумя продольными швами по ГОСТ 20295, ГОСТ 10706 (группа В) и ГОСТ Р 54929; 6  трубы печной сварки по ГОСТ 3262). Для стальных сетевых газопроводов необходимы трубы и соединительные детали с толщинами стенок не менее: 3 мм  для подземных, 2 мм  для надземных и внутренних. Для импульсных газопроводов толщина стенки трубы должна быть не менее 1,2 мм [1]. Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значе22

ния нагрузок, воздействий и их сочетаний, а также свойств материалов следует принимать по ГОСТ 27751 [13] и СП 20.13330 [14]. Расчеты газопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами [1] и [11]. Расчетная толщина стенок труб, отводов, переходов, днищ и основной трубы тройников определяются по формуле: t

p  de   м, 2( R  0,6 p )

(21)

где 𝑝  рабочее давление (определяется по максимальному давлению в задаче 2), МПа; d e  наружный диаметр газопровода (определяется в задаче 3), м; η  коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей; R  расчетное сопротивление, МПа. Номинальная толщина стенки трубы: для подземных газопроводов  не менее 3 мм, для надземных  не менее 2 мм. Расчетное сопротивление (МПа) определяется так:

 R Ryn  R  min  un ; . 2,6 1,5  

(22)

Нормативные сопротивления Run и Rуn принимаются равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартами и техническим условиям на трубы и соединительные детали. Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей η принимаются: для труб, заглушек и переходов  1,0; для тройниковых соединений и отводов  a  b, 23

𝑑𝑒2

здесь 𝜁 =

𝑑𝑒1

для тройниковых соединений;  

r de

для отво-

дов; r  радиус гнутого отвода, м; Значения коэффициентов а и b принимаются: для тройниковых соединений по таблице 5, для отводов — по таблице 6 (согласно [15]). Таблица 5 Значение коэффициентов расчета тройников Тройниковые соединения Сварные без усиливающих Бесшовные накладок и штампосварные a b a b 0,00 1,00 0,22 1,00 1,60 0,76 0,62 0,94 0,10 1,51 0,40 1,05

𝑑𝑒2 𝑑𝑒1 От 0,00 до 015 От 0,15 до 0,50 От 0,50 до 1,00

Таблица 6 Значение коэффициентов расчета отводов 

a 0,3 0,0

От 1,0 до 2,0 Более 2,0

b 1,6 1,0

Толщина стенки ответвления тройникового соединения: t2  t1 

R1 d e 2



R2 d e1

,

(23)

R1, R2  определяются соответственно для основной трубы и ответвления тройникового соединения, МПа; t1 и t2 – толщины стенок основной трубы и ответвления, м. Толщина стенки основной трубы и фасонного элемента округляется в большую сторону до ближайшего значения по сортаменту ГОСТ, ГОСТ Р или ТУ. Необходимо указать нормативный документ, по которому определена итоговая толщина стенки.

24

Начальные условия задачи №3 Наружный диаметр газопровода предварительно принимается равным определенному в задаче №2. Если внутренний диаметр после расчета толщины стенки становится меньше расчетного (в задаче №2), то наружный принимается на один шаг больше, а толщина стенки пересчитывается так, чтобы внутренний диаметр стал больше рассчитанного. Начальные условия задачи № 3

Таблица 7

Номер Класс КП фа- Номер Класс КП фаФасонный Фасонный вариан- прочсонного вари- прочносонного элемент элемент та ности элемента анта сти элемента 1 К34 Тройник К38 16 К38 Отвод К48 (r=1,2 м) 2 К38 Отвод К42 17 К42 Тройник К50 (r=0,5 м) 3 К42 Тройник К48 18 К48 Отвод К52 (r=1,3 м) 4 К48 Отвод К50 19 К50 Тройник К54 (r=0,6 м) 5 К50 Тройник К52 20 К52 Отвод К34 (r=1,4 м) 6 К52 Отвод К34 29 К34 Тройник К38 (r=0,7 м) 7 К54 Тройник К38 22 К38 Отвод К42 (r=1,5 м) 8 К34 Отвод К42 23 К42 Тройник К48 (r=0,8 м) 9 К38 Тройник К48 24 К48 Отвод К50 (r=1,6 м) 10 К42 Отвод К50 25 К50 Тройник К52 (r=0,9 м) 11 К48 Тройник К52 26 К52 Отвод К54 (r=1,6 м) 12 К50 Отвод К54 27 К54 Тройник К34 (r=1 м) 13 К52 Тройник К34 28 К34 Отвод К48 (r=1,6 м) 14 К54 Отвод К38 21 К38 Тройник К50 (r=1,1 м) 15 К34 Тройник К42 30 К42 Отвод К52 (r=1,6 м) 25

2.4. Проверка прочности подземного стального газопровода Поверочный расчет трубопровода на прочность и устойчивость проводится после выбора его основных размеров с учетом всех возможных нагрузок и воздействий. Определить усилия расчетных нагрузок и воздействий в отдельных элементах трубопроводов можно методами строительной механики  расчетом статически неопределимых стержневых систем. Расчетная схема трубопровода должна отражать действительные условия его работы. В качестве такой схемы следует рассматривать статически неопределимые плоские или пространственные, простые или разветвленные стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия трубопровода с опорными устройствами и окружающей средой (при прокладке непосредственно в грунт). Проверка прочности подземного сетевого газопровода считается выполненной, если выполняются следующие условия: а) при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений: σпр𝑁𝑆 ≤ 1,15 ∙ 𝑅

(24)

σпр𝑆 ≤ 1,3 ∙ 𝑅

(25)

б) при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий: σпр𝑁𝑆 ≤ 1,3 ∙ 𝑅

(26)

σпр𝑆 ≤ 1,6 ∙ 𝑅

(27)

где 𝑅  расчетное сопротивление (определяется в защите 3), МПа. Значения σпр𝑁𝑆 и σпр𝑆 определяются по формулам (28) и (29): 26

прNS 

  p(d e  1,2tпот )   t  E  c 2tпот

(28)

𝑝  рабочее давление (определяется по максимальному давлению в задаче 2), МПа; de  наружный диаметр газопровода (определяется в задаче 3), м; tпот  номинальная толщина стен-ки трубы по сортаменту (определяется в задаче 3), м; μ  коэффициент Пуассона для стальной трубы; α  коэффициент линейного теплового расширения материала труб, 1; t  температурный перепад, °С; 𝐸  модуль упругости материала труб, Мпа; с  дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.

прNS 

E d e   p(d e  1,2tпот )   t  E   oy  c , 2 2tпот

(29)

здесь oy  дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях, МПа; ρ  радиус упругого изгиба трубопровода, м. Дополнительные напряжения, обусловленные прокладкой газопроводов в сейсмических районах σc , определяются по формуле:

c  0,04 E

m0ac , vc

(30)

где 𝑚0  коэффициент защемления газопровода в грунте (определяется по таблице 11 из СП 42-102-2004); 𝜈𝑐  скорость распространения продольных сейсмических волн [15] (см. табл. 8), км/с; 𝑎𝑐  сейсмическое ускорение [15] (см. табл. 9), см/с2. Дополнительные напряжения [15] при прокладке газопроводов в пучинистых грунтах принимаются в зависимости от глубины промерзания по таблице 10, а в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, в сильно набухающих грунтах и на подрабатываемых территориях, соответственно, 40 и 60 МПа. 27

Таблица 8 Скорость распространения продольных сейсмических волн Скорость Коэффициент распространения защемления продольной сейгазопровода в смической волгрунте ны, км/с

Грунты*

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

см. примеч.

1,10

То же

1,50

"

2,20

Гравии, щебень и галечник Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные и сильновыветренные) Скальные породы (монолиты)

*Примечание. Значения коэффициента защемления газопровода следует принимать по грунту засыпки.

Таблица 9 Сейсмическое ускорение Сила землетрясения, баллы

7 100

Сейсмическое ускорение, см/с

28

8 200

9 400

10 800

Таблица 10 Дополнительные напряжения пучинистости грунта Глубина промерзания, м 1,0 2,0 3,0 4,0

Значения дополнительных напряжений при пучинистости грунта, МПа средней сильной чрезмерной 20 30 40 30 40 50 40 50 60 50 60 70

Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимость между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба определяются по рисунку 1.

Рис. 1. Зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба [15]

Если условия σпрNS и σпрS не выполняются, следует увеличить толщину стенки трубопровода на один типоразмер по сортаменту и сделать повторной расчет!

29

Начальные условия задачи № 4 Модуль упругости материала труб принимается равным Е = = 206 000 МПа, коэффициент линейного теплового расширения  α = 1,2·105, °С1, коэффициент Пуассона  μ = 0,3. Таблица 11 Начальные условия задачи №4 Номер ∆𝑡, вари°С анта

Особые условия

Номер ∆𝑡, вари°С анта

Особые условия

1

5 Сейсмичность  7 баллов, рыхлый песок.

16

40 Грунты второго типа просадочности

2

10 Сейсмичность  7 баллов, песчаный грунт средней влажности.

17

5 Сильнонабухающие грунты

3

15 Сейсмичность  7 баллов, глинистые влажные грунты.

18

10 Средненабухающие грунты

4

20 Сильная пучинистость грунта, глубина промерзания до 2 м.

19

15 Сейсмичность  7 баллов, высокотемпературные мерзлые грунты..

5

25 Средняя пучинистость грунта, глубина промерзания до 3 м.

20

20 Сейсмичность  7 баллов, низкотемпературные мерзлые грунты.

6

30 Чрезмерная пучинистость грунта, глубина промерзания до 1 м.

21

25 Сейсмичность  7 баллов, супесь

7

35 Средненабухающие грунты

22

30 Сильная пучинистость грунта, глубина промерзания до 4 м.

8

40 Сильнонабухающие грунты

23

35 Средняя пучинистость грунта, глубина промерзания до 1 м.

9

5 Подрабатываемые территории

24

40 Чрезмерная пучинистость грунта, глубина промерзания до 2 м.

30

Продолжение табл. 11 Номер Номер ∆𝑡, ∆𝑡, вариОсобые условия вариОсобые условия °С °С анта анта 10 10 Сейсмичность  8 бал- 25 5 Средненабухающие грунты лов, маловлажный песчаник. 11 15 Сейсмичность  8 бал- 26 10 Сильнонабухающие грунты лов, торф 12 20 Сейсмичность  8 бал- 27 15 Подрабатываемые территории лов, лессовидный грунт. 13 25 Средняя пучинистость 28 20 Сейсмичность  9 балгрунта, глубина пролов, рыхлый песок. мерзания до 4 м. 14 30 Средняя пучинистость 29 25 Сейсмичность  9 балгрунта, глубина пролов, песчаный грунт мерзания до 1 м. средней влажности. 15 35 Чрезмерная пучини30 30 Сейсмичность  9 балстость грунта, глубина лов, глинистые влажные промерзания до грунты. 2 м.

2.5. Расчет балластировки стального сетевого газопровода При сооружении трубопроводов на болотах и в обводненных грунтах для устойчивости их в траншее на проектных отметках проводится балластировка или закрепление. Для этой цели используются два типа конструкции, создающие давление на трубопровод (пригрузку) за счет пассивного давления (отпора) грунта в основании траншеи. К первому типу относятся железобетонные утяжелители различных типов, грунтовая засыпка, устройства, выполненные из полотнищ нетканых синтетических материалов, и полимерные контейнеры. Ко второму типу относятся различные анкерные 31

устройства, обеспечивающие закрепление газопровода в талых и вечномерзлых грунтах. Выбор конструкций и способов балластировки и закрепления газопроводов на проектных отметках определяется рабочим проектом с учетом:  конкретных инженерно-геологических условий участков трассы (вид и характеристика грунтов, рельеф местности);  схем прокладки трубопровода, расположения его участков в плане и профиле (горизонтальных и вертикальных кривых);  мощности торфяной залежи на участке прокладки, типа болот и уровня грунтовых вод;  сезона и методов работ. Для обеспечения проектного положения сетевого газопроводов на подводных переходах, участках прогнозного обводнения и периодически обводняемых применяются следующие виды балластировки:  пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.);  минеральный грунт обратной засыпки, закрепляемый НСМ (нетканым синтетическим материалом);  анкерные устройства. При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними в метрах должны быть, как правило, не более определяемых по формуле Lпр 

Qпр   b (b   a  w ) b [  a ( qw  qизб )  qq ]

(31)

где ρ𝑏  плотность материала пригруза, кг/м3; ρ𝑤  плотность грунтовой воды, кг/м3; 𝑞𝑤  выталкивающая сила воды на едини32

цу длины газопровода, Н/м; 𝑞𝑞  собственный вес единицы длины газопровода, Н/м. Нагрузка от упругого отпора газопровода 𝑞изг при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется: для выпуклых кривых: qизб 

8EI 92 p

6 (Н/м);  10 3

(32)

для вогнутых кривых: qизг 

32 EI 92 p

6 (Н/м);  10 3

(33)

𝐸  модуль упругости материала труб, МПа; 𝐼  момент инерции сечения газопровода, м4; β  угол поворота оси газопровода, рад.; 𝑝  радиус упругого изгиба газопровода, м. Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице 12. Таблица 12 Значение коэффициента надежности устойчивого положения γ𝑎

Участок газопровода 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

1,1

Коэффициент надежности по материалу пригруза γ𝑏 принимается: для железобетонных грузов и мешков с цементнопесчаной смесью  0,85; для чугунных грузов  0,95. Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода: 

qw  w gd e2 , H/м, 4

(34)

где ρ𝑤  гидростатическое давление воды, МПа; d e2  наружный диаметр газопровода, м. 33

Собственный вес единицы длины газопровода 𝑞𝑞 (Н/м) определяется по формуле:

qq  q g (d e  tпот )t пот ,

(35)

где ρ𝑞  плотность материала труб, кг/м; t пот  номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, м. Вес пригруза Qпр принимается по соответствующим стандартам или ТУ на конкретный тип пригруза! 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 (м): 2

( a  b) H0  c

a  qгрd e 

0,5

a

,

0, 7 ксгр cos(0,7)

(36) ;

 a ( qw  qизг )  qq   b  4кqгр tg(0,7)  q p d e2  ; 8 0,7  

с  2кqгр tg(0,7); qгр  g

pгр   a pw 1 e

;

κ  безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м; 𝑐гр  удельное сцепление грунта засыпки, Н/м2; φ  угол внутреннего трения грунта, град.; 𝑝гр  плотность частиц грунта, кг/м3; 𝑒  коэффициент пористости грунта засыпки. Значения 𝑐гр , 𝜑, 𝑝гр и 𝑒 принимаются по результатам инженерных изысканий. Допускается определение этих величин по нормативно-технической документации. 34

Начальные условия задачи № 5 а) Плотность материала пригруза и его вес определяется согласно ТУ на указанный в варианте тип пригруза; б) Номинальная толщина стенки и наружный диаметр берется по предыдущим задачам. в) Параметры грунта для расчета указаны в приложении В; г) В работе должны быть ссылки на справочную литературу. Таблица 13 Начальные условия задачи № 5 Номер Тип Мествари- пригруза ность анта 1 Чугунный; Русла

2 3

4

Ж/б кольцевой; Ж/б охватывающего типа; Мешки с ПГС;

Номер УслоТип варивия пригруза анта 16

Поймы

17

Обводненный участок Русла

18

19

Чугунный; Обводненный участок Ж/б коль- Поймы цевой; Ж/б охва- Русла тывающего типа; Мешки с ОбводПГС; ненный участок Грунт об- Поймы ратной засыпки.

5

Грунт об- Поймы ратной засыпки.

6

Чугунный; Обводненный участок Ж/б коль- Русла цевой;

21

Чугунный; Русла

22

Ж/б охва- Поймы тывающего типа;

23

Ж/б коль- Обводцевой; ненный участок Ж/б охва- Поймы тывающего типа;

7

8

Супесь влажная

Местность

20

35

Условия

Суглинок маловлажный

Продолжение табл. 13 НоНомер мер Тип приг- Мест- УслоТип приг- Мествариварируза ность вия руза ность анта анта 9 Мешки с Обвод24 Мешки с Русла ПГС; ненный ПГС; участок 10 Грунт об- Русла Влаж25 Грунт об- Обводратной заный ратной за- ненный сыпки. суглисыпки. участок нок 11 Чугунный; Поймы 26 Чугунный; Поймы 12 Ж/б коль- Обвод27 Ж/б коль- Русла цевой; ненный цевой; участок 13 Ж/б охва- Русла 28 Ж/б охва- Обводтывающего тывающего ненный типа; типа; участок 14 Мешки с Поймы 29 Мешки с Поймы ПГС; ПГС; 15 Грунт об- Обвод- Влаж30 Грунт об- Русла ратной за- ненный ная ратной засыпки. участок глина сыпки.

36

Условия

Супесь маловлажная

Маловлажная глина

2.6. Расчет длины пролета надземного участка сетевого газопровода Для снижения расходов на строительные работы можно применять различные технические решения по прокладке сетевых газопроводов. Одним из способов упрощения прокладки и её удешевления является надземное расположение труб. Прокладка газопроводов надземным способом возможна на участках с естественными или искусственными препятствиями, оврагами, водными преградами и на территориях коммунальных, бытовых и промышленных предприятий. Кроме того, надземная прокладка допускается по территориям предприятий коммунально-бытового или промышленного назначения. Безусловным преимуществом этого способа является отсутствие больших объемов земляных работ. Кроме того, в этом случае значительно упрощается осмотр и техническое обслуживание газопровода. А из недостатков самым серьезным является большая вероятность механического повреждения труб вследствие воздействия человека и неблагоприятных природных факторов. Поэтому при проектировании и монтаже надземных газопроводов следует тщательно оценивать каждый участок трубопровода, где возможны механические повреждения. Если вероятность таковых велика, то прокладку газопровода на участках необходимо проводить под землей с соблюдением всех технических требований. Используемые при монтаже трубы, монтажные узлы и арматура должны перевозиться, разгружаться и храниться в условиях, обеспечивающих целостность изоляционных покрытий и защиту их от механических повреждений и попадания внутрь грязи, воды и посторонних предметов. Надземная проводка газопроводов по территории густонаселенных районов не допускается. Идущий через городские кварта37

лы газопровод из соображений техники безопасности должен располагаться под землей. Расстояние между опорами надземных участков сетевых газопроводов, где опоры компенсируют температурные удлинения (например, путем установки П-образных, Г-образных или линзовых компенсаторов), должно удовлетворять следующим условиям:  статической прочности;  предельно допустимому прогибу;  динамической устойчивости. Для удовлетворения всех условий расстояние между опорами принимается наименьшим. Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых по вечномерзлым, пучинистым, просадочным, набухающим или насыпным грунтам, должна быть такой, чтобы обеспечить возможность восстановления проектного положения газопроводов в процессе эксплуатации, а величины пролеты в этих случаях принимают с коэффициентом 0,9. Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать по таблице 14. Таблица 14 Расстояние между неподвижными опорами Диаметр газопровода, мм До 300 Св. 300 до 600 >600

Расстояние между неподвижными опорами, м, не более 100 200 300

Пролеты различают средние и крайние (рис. 2). Средние пролеты не должны, как правило, отличаться друг от друга более чем на 20%. Расстояние между опорами крайнего пролета составляет 80% такового между опорами среднего пролета. 38

Рис. 2. Схема надземного участка трубопровода: 1  средний пролет; 2  крайний пролет; 3  компенсатор; 4  подвижная опора; 5  неподвижная опора

Величина среднего пролета газопровода выбирается из условия статической прочности, которое должно удовлетворяться во всех случаях и определяется по формуле: 1/2

 3t  R  Lст  (d e  tпот )  пот  q  



1/4

2   p ( d e  1, 2tпот      1  0,75    2 t  R пот      

 103 м,

(37)

q  [( qq  qg  vs  vi )2  wn2 ]1/2 Н/м,

(38)

где vs – вес снега на единицу длины газопровода, Н/м; vs  c s0d e (Н/м)

(39)

μ𝑐 = 0,2 для газопроводов диаметром до 600 мм включительно и 0,3  св. 600 мм. Нормативная снеговая нагрузка s0 (Н/м2) должна приниматься по снеговому району расположения объекта согласно п.10 СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия» [14]. 𝑣𝑖 – вес обледенения на единицу длины газопровода, Н/м; vi  1,9  ti  gi  d e (Н/м), ti  толщина слоя, м; gi  плотность гололеда, Н/м3. 39

(40)

Плотность гололеда gi должна быть 8820 Н/м3  в соответствии с требованиями п. 12.2 [14]. ti необходимо принимать по гололедному району расположения объекта (см. табл. 15). Таблица 15 Толщина стенки гололеда (п. 12 [14]) Гололедные районы (принимаются I по карте 3 приложения Е [14]) Толщина стенки гололеда, мм Не менее 3

II

III IV

V

5

10 15

Не менее 20

qg  вес транспортируемого газа в единице длины газопровода, Н/м;

qg  102 (d e  2tnom ) (Н/м);

(41)

qg  собственный вес единицы длины газопровода, Н/м; qg  p q  g(d e  2tnom )tnom (Н/м);

(42)

wn  ветровая нагрузка на единицу длины газопровода, Н/м;

wn  w0  d e  k (1  0,7) (Н/м);

(43)

w0  нормативное значение ветрового давления, принимаемое в зависимости от ветрового района РФ по табл. 16. Таблица 16 Нормативное значение ветрового давления (п.11.1.4 [14]) Ветровые районы (принимаются по карте 2 приложения Е [14]) 𝑤0 , кПа

Iа

I

II

III

IV

V

VI

0,17 0,23 0,30 0,38 0,48 0,60 0,73

VII

0,8

k, ζ  коэффициенты, принимаемые по таблице 17, в зависимости от типа местности. 40

Таблица 17 Коэффициенты по типам местности Коэффициент

Тип местности В** 0,5 1,22

А* 0,75 0,85

k ζ

С*** 0,4 1,78

*А  открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра; **В  городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м; ***С  городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м.

При этом в выражении для q из нагрузок снеговой vs и гололедной vi принимается одна  бóльшая. Для газопроводов, в которых при отключении возможно образование конденсата, величина среднего пролета не должна превышать величины: 1/4

t  Lпр  875d e  nom   q 

м,

(44)

где ψ  по таблице 18, в зависимости от диаметра газопровода и его уклона. Таблица 18 Коэффициенты по уклону газопровода Уклон газопровода 0,000 0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 0,006 0,007 0,008 0,009 0,010

Коэффициент ψ для условных диаметров газопровода, мм 100 и менее от 100 до300 больше 500 1,00 1,00 1,00 1,33 1,26 1,23 1,54 1,44 1,39 1,72 1,58 1,53 1,86 1,72 1,66 2,00 1,85 1,79 2,13 1,98 1,92 2,26 2,10 2,04 2,38 2,22 2,16 2,50 2,33 2,27 2,61 2,44 2,38 41

Величина среднего пролета газопровода, исходя из условия динамической устойчивости (расчет на резонанс) также не должна быть более: 2   d e kc tnom м. L  430d e   qq  qg  vs  vi   

(45)

Из нагрузок снеговой vs и гололедной vi принимается одна  бóльшая. Значение коэффициента kc выбирается по таблице 19, в зависимости от числа пролетов. Таблица 19 Коэффициент по числу пролетов Число пролетов kc

1 3,56

2 2,46

3 2,01

4 1,83

5 1,74

6 1,69

>6 1,57

Динамическая устойчивость рассчитывается только для надземных газопроводов, прокладываемых на открытых участках трассы. При прокладке надземных газопроводов по стенам зданий и сооружений рассчитывается на динамическую устойчивость не требуется. Нагрузки, действующие на опоры газопроводов, бывают:  вертикальные;  горизонтальные вдоль оси газопровода;  горизонтально-перпендикулярные оси газопровода. Вертикальная нагрузка Aв определяется по формуле:

AB  qB

Lлев  Lпр 2

(Н),

qB  qq  qg  vs  vi Н/м,

(46) (47)

где Lлев, Lпр  величины пролетов слева и справа от рассматриваемой опоры. 42

При этом в выражении для qв из нагрузок снеговой vs и гололедной vi принимается одна  бóльшая. Горизонтальные нагрузки вдоль оси газопровода определяются по формуле AГП  0,3  AB Н),

(48)

0,3  коэффициент трения металла о металл. Начальные условия задачи № 6 ● Необходимые данные по конфигурации трубопровода взять из задач №15; ● В задаче необходимо определить: 1) величину среднего пролета между подвижными опорами ( Lст ), м; 2) величину пролета между подвижными опорами (при опасности появления конденсата) ( Lпр ), м; 3) расстояние между опорами крайнего пролета ( Lкр ), м; 4) расстояние между неподвижными опорами ( LНП ), м; 5) вертикальная нагрузка на опору ( AB ), Н; 6) горизонтальная нагрузка на опору ( AГП ), Н.

43

Таблица 20 Номер Число вари- пролеанта тов 1 3 2 4 3 5 4 6 5 7

Уклон газ-да 0,005 0,006 0,007 0,008 0,009

Исходные данные к расчету задачи №6 Номер Число Тип местРегион варипролености анта тов пустыня Энгельс 16 4 степь Оренбург 17 5 тундра Норильск 18 6 поселок Смоленск 19 7 лес Вязьма 20 8 холмистая местность мегаполис пустыня степь тундра поселок лес

8

0,01

7 8 9 10 11 12

2 3 4 5 6 7

0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 0,006

13

8

0,007

14

2

0,008

холмистая местность мегаполис

15

3

0,009

пустыня

44

6

Уклон газ-да

Тип местности

0,01 0,001 0,002 0,003 0,004

степь тундра поселок лес холмистая местность мегаполис

Оренбург Норильск Смоленск Вязьма Якутск

Орск Урюпинск Пермь Тында Архангельск Печора

Регион

Якутск

21

9

0,005

Москва Орск Урюпинск Пермь Тында Архангельск Печора

22 23 24 25 26 27

2 3 4 5 6 7

0,006 0,007 0,008 0,009 0,01 0,001

28

8

0,002

пустыня степь тундра поселок лес холмистая местность мегаполис

СанктПетербург Энгельс

29

3

0,003

пустыня

СанктПетербург Энгельс

30

4

0,004

степь

Урюпинск

44

Москва

2.7. Проверка на прочность полимерного газопровода Трубы из полиэтилена выпускаются диаметром от 16 до 630 мм. При выборе полиэтиленовых труб для водопроводов и газопроводов следует учитывать их достоинства и недостатки. К несомненным достоинствам, по сравнению со стальными трубами, можно отнести их стойкость к коррозии, значительно меньший вес, возможность применения длинномерных труб диаметром до 180 мм, способность восстанавливать свою первоначальную форму после кратковременной деформации, автоматизирование процессов сварки и контроля качества соединений. Недостатками являются необходимость только подземной укладки (под воздействием ультрафиолетовых лучей полиэтилен изменяет свои свойства, охрупчивается), зависимость толщины стенки трубы от давления и температуры транспортируемой среды. Для того, чтобы определить оптимальные параметры полиэтиленовой трубы, необходимо знать:  максимальное рабочее давление (MOP), в МПа (оно может быть меньше, чем величина максимального, установленного для определенной категории давления в газопроводах);  минимальную длительную прочность (MRS), в МПа (для ПЭ 80–8,0 МПа и ПЭ 100–10,0 МПа);  коэффициент запаса прочности С, значение которого регламентируется нормативными документами, учитывающими условия эксплуатации;  коэффициент снижения давления Сt, зависящий от рабочей температуры транспортируемой среды. Стандартное отношение номинального наружного диаметра 45

трубы к номинальной толщине стенки  SDR  определяется по формуле:

SDR 

2MRS  1. MOPC Ct

(49)

Полиэтиленовые трубы для газоснабжения по ГОСТ Р 50838 используются с коэффициентом запаса прочности не менее С=2,0 в соответствии с требованиями СП 62.13330.2011. Технические требования при производстве труб из полиэтилена для газопроводов регламентированы ГОСТ Р 50838–2009 (ИСО 4437:2007) «Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия», предусматривающим изготовление труб из ПЭ 80 и ПЭ 100 диаметром от 16 до 630 мм и SDR от 26 до 9. Полиэтиленовые трубы и соединительные детали газопроводов должны изготавливаться из полиэтиленов ПЭ 80 и ПЭ 100 с минимальной длительной прочностью (MRS), соответственно, 8,0 и 10,0 МПа. При этом стандартное размерное отношение наружного диаметра к толщине стенки (SDR) трубы и соединительной детали и сам полиэтилен следует выбирать, ориентируясь на максимальное рабочее давление (МОР) в проектируемом газопроводе и принятый с учетом условий эксплуатации коэффициент запаса прочности. Из таблицы ДА1 ГОСТ Р 50838 наглядно видно, что при максимальной величине рабочего давления в газопроводе до 0,3 МПа и С = 3,2 можно применять трубы ПЭ 80 SDR 17,6 и ПЭ 100 SDR 21, а для газопроводов с давлением 0,6 МПа  ПЭ 100 SDR 11 (С = 3,3) и SDR 13,6 (С = 2,6). В то же время трубы из ПЭ 100 SDR 11 (С = 2,0) могут применяться для межпоселковых газопроводов с максимальной величиной рабочего давления до 1,0 МПа. Следует учитывать, что принятая в проекте максимальное рабочее давление в газопроводе может быть меньше максимального для этой категории газопровода, но при этом защитные и предо46

хранительные устройства в газорегуляторном пункте должны быть настроены так, чтобы на выходе из него проектное максимальное рабочее давление не превышало бы допустимых пределов. В данном случае, для межпоселковых газопроводов из ПЭ 100 SDR 11, выходное давление из газорегуляторного пункта не должно быть более 1,0 МПа. В некоторых случаях пропускная способность труб с SDR 9 и SDR 11 может оказаться одинаковой (за счет увеличения проходного сечения трубы), несмотря на то, что давление в газопроводе снижено с 1,2 до 1,0 МПа. Преимущество газопроводов с SDR 11 и давлением 1,0 МПа состоит в том, что для них можно использовать зарубежные детали и технологии врезки без снижения давления в трубопроводе. Полиэтиленовые трубы (с защитной оболочкой и без неё, с соэкструзионными слоями) должны соответствовать ГОСТ Р 50838 [16], соединительные детали  ГОС Т Р 52779 [17]. Проверка прочности газопровода согласно требованиям [1] состоит в соблюдении следующих условий:  при действии всех нагрузок силового нагружения

прF  0,4  MRS МПа;

(50)

 при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений

прNS  0,5  MRS МПа,

(51)

прS  0,9  MRS МПа.

(52)

Значения прF , прNS и прS должны определяться по формулам:

прF 

2 2   1  SDR 

47

МПа;

2

1

(53)

прNS 

прS 

2   1  SDR 

2 2   1  SDR 

 E (te ) t МПа;

2 2

1

 E (te ) t   oy 

2

1

(54)

E ( te ) d e 2p

МПа,

(55)

где  oy  дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в особых условиях. Дополнительные напряжения, обусловленные прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах, должны приниматься в зависимости от глубины промерзания по таблице 21. Таблица 21 Дополнительные напряжения, обусловленные прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах Значения дополнительных напряжений, МПа, Глубина при пучинистости грунта промерзания, 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

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, а в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности  не учитываются. Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимость между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации 0 °С для различных значений SDR и MRS даны на рис. 35. 48

Рис. 3. 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

Рис. 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 0,6 МПа для 𝐒𝐃𝐑 11 и различных 𝐌𝐑𝐒

Рис. 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 0,3 МПа для 𝐒𝐃𝐑 17,6 и различных 𝐌𝐑𝐒 49

Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50 лет принимается в зависимости от температуры эксплуатации по графикам рисунка 6, где напряжения в стенке трубы определяются по формуле:



p ( SDR  1) 2

МПа.

(56)

При напряжении в стенке трубы  меньше 1,5 МПа модуль ползучести следует принимать по кривой a (рис. 6).

Рис. 6. Значения модуля ползучести 𝛔 материала труб для проектируемого срока эксплуатации 50 лет в зависимости от температуры транспортируемого газа: а   = 1,5 МПа; б   = 2,5 МПа; в   = 3 МПа; г   = 4 МПа

Коэффициент линейного теплового расширения материала труб (57)   2,2  194 C1. Коэффициент Пуассона материала труб должен приниматься µ = 0,43 (п.5.50 [15]). Начальные условия задачи № 7 1) Начальные условия задачи даны в таблице 22. 2) Максимальное рабочее давление и внутренний диаметр принять по условиям задачи №2. 3) В расчетах SDR трубной продукции выбирать между 11 и 17,6. 50

51 сильная просадочность чрезмерная просадочность сильнонабухающий прорабатываемый слабонабухающий прорабатываемый

15

20

25

30

35 40

ПЭ 100

ПЭ 80

ПЭ 100

ПЭ 80

ПЭ 100 ПЭ 80

10

11

12

13

14 15

51

слабая просадочность средняя просадочность

40 10

ПЭ 100 ПЭ 80

8 9

29 30

28

27

26

25

23 24

ПЭ 80 ПЭ 100

ПЭ 100

ПЭ 80

ПЭ 100

ПЭ 80

ПЭ 80 ПЭ 100

35 40

30

25

20

15

40 10

Начальные условия задачи № 7 Номер МаксиНомер МаксиВид Особые условия Вид варимальный варимальный ПЭ нагружения ПЭ ант перепад, С анта перепад, С 1 ПЭ 80 слабая просадочность 16 ПЭ 100 5 5 2 ПЭ 100 средняя просадочность 17 ПЭ 80 10 10 3 ПЭ 80 сильная просадочность 18 ПЭ 100 15 15 4 ПЭ 100 чрезмерная просадоч19 ПЭ 80 20 20 ность 5 ПЭ 80 сильнонабухающий 20 ПЭ 100 25 25 6 ПЭ 100 прорабатываемый 21 ПЭ 80 30 30 7 ПЭ 80 слабонабухающий 22 ПЭ 100 35 35

слабонабухающий прорабатываемый

прорабатываемый

чрезмерная просадочность сильнонабухающий

сильная просадочность

слабая просадочность средняя просадочность

слабонабухающий

чрезмерная просадочность сильнонабухающий прорабатываемый

слабая просадочность средняя просадочность сильная просадочность

Особые условия нагружения

Таблица 22

2.8. Расчет на прочность сетевого газопровода под сейсмической нагрузкой Сейсмостойкость

сетевых

газопроводов

обеспечивается

надземной прокладкой  при сейсмичности свыше 6 баллов и подземной  свыше 7 баллов следующими методами:  выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс;  повышением коэффициента прочности для полиэтиленовых труб не менее 2,8;  повышенной прочностью и устойчивостью конструкций газопроводов, подтвержденных соответствующими расчетами. Расчетную сейсмичность и параметры колебаний грунта следует принимать одинаковыми как для надземных, так и подземных газопроводов. Прокладка газопроводов через естественные и искусственные преграды, а также на участках тектонических разломов, как правило, должна быть надземной. При выборе трассы нужно избегать участков с косогорами, неустойчивыми, просадочными и набухающими грунтами, пересечениями горных выработок, активных тектонических разломов, селеопасных и оползневых склонов, а также тем, где возможны карстовые процессы или сейсмичность выше 9 баллов. Прокладка газопроводов в перечисленных условиях допускается только при соответствующем обосновании и согласовании с органами Ростехнадзора России. В проектах необходимо предусматривать подвижные соединения газопроводов с оборудованием и там, где он проходит через конструкции зданий и сооружений. В местах присоединений (врезок) газопроводов и подсоединения к оборудованию должны быть компенсационные участки за счет углов поворота или компенсаторов. 52

В проектах газоснабжения поселений с численностью более 1 млн. человек при сейсмичности 7 баллов, а также поселений с населением более 100 тыс. человек при сейсмичности 8 и 9 баллов должны быть не менее двух ГРС. При проектировании наружных газопроводов в районах с сейсмичностью 7 баллов и более:  трассы надземных газопроводов необходимо удалять от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 1,2 мм высоты;  не допускать прокладку газопроводов по стенам несейсмостойких зданий и сооружений; компенсирующую способность участков газопровода между неподвижными опорами определять с учетом сейсмической нагрузки;  отключающую арматуру газопроводов удалять от несейсмостойких зданий на расстояние не менее 1,2 высоты зданий;  предусматривать подземные вводы газопроводов в несейсмостойкие здания на участке протяженностью не менее 1,2 высоты здания. Вводить газопровод в здание нужно через проемы с бóльшим диаметром, чем у трубопровода не менее чем на 30 см. При этом ось газопровода должна проходить через центр проема. Крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным с предохранением труб от возможного сброса. Гасить колебания надземных газопроводов следует с помощью уменьшение пролетов между опорами или увеличения жесткости трубы. На участках трассы с динамически неустойчивыми грунтами и возможными большими осадками или выпучиванием нужно предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков. 53

Проверка прочности сетевого газопровода под воздействием сейсмической нагрузки, согласно требованиям СП 42-103, состоит в проверке условий:

прNS  c   c  0,7  MRS   n МПа,

(58)

прS  c   c  1,0  MRS   n МПа,

(59)

где c  дополнительное напряжение, обусловленное прокладкой газопроводов в сейсмическом районе, МПа;  c  коэффициент надежности по сейсмическому воздействию, для полиэтиленовых газопроводов принимается 1,0;  n  значение коэффициента надежности сварного соединения сетевого газопровода, при 100% УЗК сварных соединений «встык» принимается 1,0; прNS и прS должны определяться по формулам задачи №7: Дополнительные напряжения, обусловленные прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле

c  0,04  E (te )

m0  ac vc

МПа.

(60)

Коэффициент защемления газопроводов в грунте m0, скорость распространения продольных сейсмических волн vc и сейсмических ускорений ас определяются по таблицам 23 и 24. Таблица 23 Коэффициенты защемления и скорости распространения продольной сейсмичности Грунты Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных Песчаные маловлажные Песчаные средней влажности Песчаные водонасыщенные

Коэффициент Скорость распростразащемления нения продольной газопровода в сейсмической грунте т0 волны vc, км/с 0,50 0,12

0,50 0,45 0,45 54

0,15 0,25 0,35

Продолжение табл. 23 Коэффициент Скорость распростразащемления нения продольной Грунты газопровода в сейсмической грунте т0 волны vc, км/с 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 1,00 2,20 (песчаные, глинистые, насыпные) Высокотемпературные мерзлые 1,00 1,50 (песчаные, глинистые, насыпные) Гравий, щебень и галечник См. примеч. 2 1,10 [18] Известняки, сланцы, песчаники То же 1,50 (слабо выветренные и сильно выветренные) Скальные породы (монолиты) То же 2,20 Таблица 24 Значение сейсмического ускорения Сила землетрясения, баллы Сейсмическое ускорение ас, см/с2

7 100

8 200

9 400

10 800

Начальные условия задачи № 8 1) Значение параметров 𝜎пр𝑁𝑆 и 𝜎пр𝑆 определить согласно условиям задачи №7. 2) Силу землетрясения определить для указанного в варианте населенного пункта согласно сейсмическому районированию территории Российской Федерации ОСР-97 и соответствующей степени сейсмической опасности по картам и таблицам сейсмического районирования приложения А [20].

55

56 A B C A B C A B C

Нижнеангарск

Улан-Удэ

Аксай

Махачкала

Каспийск

Малгобек

Назрань

Тикси

Оймякон

7

8

9

10

11

12

13

14

15

B

Ташир

5 C

A

Кяхта

4

Нарын

A B C

Майкоп Барагаш Баргузин

6

Степень сейсмической опасности

Населенный пункт

Номер варианта 1 2 3

Щебень

56

Лессовидный грунт

Суглинок

Скальная порода

Известняк

Высокотемпературный мерзлый грунт Гравий

Мерзлый грунт

Торф

Лесс

Твердая глина

Средне влажный песок Обводненный песок Супесь Пластичная влажная глина

Грунт засыпки

30

29

28

27

26

25

24

23

22

21

20

19

16 17 18

Номер варианта

Минеральные Воды Амурск Комсомольск-наАмуре Иркутск

Находка

Владивосток

Крымск

Красная Поляна

Анапа

Грозный

Аргун

Пригорск

Моздок Казань Шамбалыг

Населенный пункт

Начальные условия задачи №8

C

B

A

C

B

A

C

B

A

C

B

A

A B C

Степень сейсмической опасности

Известняк Скальная порода Суглинок

Щебень

Лесс Лессовидный грунт

Твердая глина

Сланцы Лесс Торф Мерзлый грунт Высокотемпературный мерзлый грунт Обводненный песок Супесь Пластичная влажная глина

Грунт засыпки

Таблица 25

2.9. Балластировка полимерного газопровода При проектировании и строительстве полиэтиленовых трубопроводов, особенно в районах с высоким уровнем грунтовых вод, необходимо учитывать, что полиэтилен имеет низкую плотность – в среднем 0,95 г/см3, т.е. трубы из него обладают положительной плавучестью. Для многих территорий РФ характерен высокий уровень грунтовых вод, что существенно затрудняет земляные работы, поскольку вода может подниматься до 20–30 см от уровня поверхности. В зависимости от грунтовых и гидрологических условий, действующие стандарты [19], [20] рекомендуют применять для балластировки и закрепления газопроводов:  утяжелители из высокоплотных материалов (железобетонные, чугунные, шлакобетонные и т.п.);  утяжелители из минерального грунта;  грунтовую засыпку с использованием текстильных полотнищ;  анкерные устройства. Газопроводы, проложенные бестраншейными методами, балластировке и закреплению не подлежат. При выборе средств для балластировки соблюдают обязательное требование [18] по ограничению предельно допустимого значения овализации труб  не более 5%. К утяжелителям из высокоплотных материалов относятся седловидные пригрузы, охватывающие трубу по бокам, и кольцевые пригрузы. Для предохранения труб от механических повреждений под седловидные и кольцевые пригрузы подкладываются защитные коврики из негниющих материалов (резинотканевые, полиэтиленовые и др.). В качестве силового пояса для охватываю57

щих пригрузов используются синтетические ткани (капроновая, нейлоновая и т.п.). Утяжелители из минерального грунта бывают в виде полимерконтейнеров, удлиненных контейнеров и спаренных. Балластировка грунтовой присыпкой включает:  использование гибких полотнищ из геотекстильных материалов для увеличения площади давления грунта на газопровод;  повышенное заглубление газопровода. Анкерные устройства содержат винтовые анкеры, свайные с раскрывающимися лепестками и дисковые (в многолетнемерзлых грунтах). Выбор конструкций, способов балластировки и закрепления газопроводов определяется проектом, исходя из:  инженерно-геологических условий трассы;  рельефа местности, характера горизонтальных и вертикальных кривых;  типа болот и уровня грунтовых вод;  методов и сроков работ;  глубины и ширины водных преград. Утяжелители из плотных материалов используются на участках, где газопровод опирается на основания из минерального грунта; анкерные устройства применяются там, где глубина болот превышает глубину заложения газопровода. Балластировка минеральным грунтом применяется на участках с прогнозируемым обводнением и на болотах мелкого заложения (до верха газопровода) при отсутствии воды в траншее. Балластирующие устройства на газопроводе устанавливаются на равном расстоянии друг от друга; групповая их установка не рекомендуется. К применению для изготовления контейнеров допускаются 58

тканые или нетканые синтетические материалы. Контейнеры изготавливаются трех видов: с металлическим каркасом (полимерконтейнерные балластирующие устройства), без металлического каркаса и спаренные. Последние представляют собой два мешка из технической (геотекстильной) ткани, соединенных полотном. Они заполняются грунтом вне строительной полосы, навешиваются на газопровод краном-трубоукладчиком и применяются при отсутствии минерального грунта в отвале или когда невозможно удалить воду из траншеи. Контейнеры заполняются грунтом на специальном загрузочном бункере с послойным его трамбованием. В зимнее время балластирующие устройства контейнерного типа заполняют рыхлым грунтом, без примесей льда и снега, в условиях, исключающих смерзание грунта. Гибкое полотнище из геотекстильных материалов применяется в водонасыщенных минеральных грунтах. При этом засыпка газопровода проходит в две стадии: присыпка экскаватором газопровода на 0,40,5 м выше верхней образующей (не допуская поперечного смещения газопровода), засыпка бульдозером с образованием валика грунта над газопроводом. При балластировке газопровода с применением нетканых синтетических материалов полотна в продольном направлении соединяются укладкой внахлест (не менее 0,5 м), а в поперечном направлении  сваркой или прошивкой синтетическими нитками. Анкерные устройства могут быть винтового типа, раскрывающегося и вмораживаемые. Каждый тип состоит из самого анкера, анкерной тяги и силового пояса. Ширина силового пояса выбирается с учетом допустимых контактных напряжений на стенку трубы. Вмораживаемые анкеры применяются при прокладке газопровода в вечномерзлых грунтах. В пучинистых грунтах анкеры снабжаются ограничителями усилий. Они применяются и в 59

твердомерзлых песчаных, а также глинистых грунтах при условии нахождения анкеров (рабочих лопастей) в вечномерзлом грунте в течение всего срока их эксплуатации. Винтовые анкеры применяются в глинистых и суглинистых грунтах, а раскрывающегося типа  в песчаных и супесчаных грунтах. Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводных переходах, на участках прогнозного обводнения и периодически обводняемых применяются следующие виды балластировки:  пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.);  грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом;  пригрузы из синтетических прочных тканей, наполненные минеральным грунтом или цементно-песчанной смесью. При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть не более:

Lпр 

Qпр  b ( pb   a pw ) pb [  a ( qw  qизг )  qq ]

м,

(61)

 3 de Lпр  d e    0,9MRS  SDR q  q  q  w изг q 2 1  2   SDR 

2

1

E (t )d    aE (te ) t  e e   2 p 

0,5

103 ,

(62)

Qпр  вес одного пригруза, Н;  b  коэффициент надежности по 60

материалу пригруза; 𝑝𝑏  плотность материала пригруза, кг/м3;

 а  коэффициент надежности устойчивого положения; 𝑝𝑤  плотность воды, кг/м3; 𝑞𝑤  выталкивающая сила воды на 1 м длины газопровода, Н/м. Нагрузка от упругого отпора газопровода qизг при свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости должна определяться: для выпуклых кривых по формуле: 4

qизг

E ( te ) d e  6    10 Н/м, SDR 9  2  3

(63)

для вогнутых кривых по формуле: 4

qизг

4  E ( te ) d e    106 Н/м. 2 3 SDR 9    

(64)

Значения коэффициента надежности устойчивого положения γа для различных участков газопровода выбираются по таблице 26. Таблица 26 Значение коэффициента надежности устойчивого положения Участок газопровода

Значение γа

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 𝛾𝑏 принимается:  для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью  0,85;  для чугунных грузов  0,95. 61

Вес пригруза находится по соответствующим стандартам или ТУ! При балластировке газопровода грунтом обратной засыпки, закрепляемым нетканым синтетическим материалом (НСМ), высота его в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха, закрепляемого НСМ, грунта), должна быть не менее: 2

( a  b) H0  c

a  qгрd e 

0,5

a

0, 7kcгр cos(0,7)

м,

(65)

;

 a ( qw  qизг )  qq   b  4k  qгр  tg(0,7)    qгр  d e2  ; 8 0,7  

с  2kqгр tg(0,7) k  безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м.

qгр  g

гр   a w 1 e

.

(66)

сгр, , гр и е принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода. В рамках учебного расчета допускается определение этих величин по соответствующей нормативнотехнической документации (приложение В). Если полученная по формуле (65) величина Н0 меньше глубины заложения газопровода, определяемой требованиями [1], то за основу берется глубина заложения газопровода, регламентируемая этим расчетом. Начальные условия задачи № 9 1) Значения параметров 𝐸 (𝑡𝑒 ), 𝑑𝑒 , SDR, MRS, 𝑝 и ∆𝑡 взять из результатов решения задачи №7. 2) Параметры грунта сгр, , гр и е взять из приложения В. 62

63

УБО-М

9

15

165 170

Русло

160

155

150

145

140

135

130

125

120

115

110

105

Пойма

УЧК

13

Мешки с песком УЧК

Русло Обводненный участок

УБТ

12

14

Пойма

УБГ

11

10

Русло УБО-ПМ Обводненный участок

Пойма

УБО

7

8

УБТ

5

Русло Обводненный участок

Пойма

УБГ

4

УЧК Мешки с песком

Русло Обводненный участок

УБО-ПМ

3

6

Пойма

УБО-М

2

Угол поНомер Тип вариТип местности ворота пригруза оси г-да, анта град Обводненный 1 УБО 100 участок

глина

ил

торф

песок

63

30

29

28

27

26

25

ил глина

24

торф

23

22

глина песок

21

20

19

18

ил

торф

песок

глина

17

16

торф ил

Номер варианта

Грунт засыпки

Мешки с песком УЧК

УЧК

УБТ

УБГ

УБО-ПМ

УБО-М

УБО

Мешки с песком

УЧК

УБТ

УБГ

УБО-ПМ

УБО-М

УБО

Тип пригруза

Начальные условия задачи № 9

Обводненный участок Пойма

Русло

Обводненный участок Пойма

Русло

Обводненный участок Пойма

Русло

Обводненный участок Пойма

Русло

Обводненный участок Пойма

Русло

Тип местности

глина

ил

торф

песок

глина

ил

торф

песок

глина

ил

торф

песок

глина

ил

торф

160

155

150

145

140

135

130

125

120

115

110

105

100

180

175

Угол Грунт поворота засыпки оси г-да, град

Таблица 27

2.10. Проверка полимерного газопровода на овальность и устойчивость круглой формы Существующие нормативные документы регламентируют овальность труб па стадиях поставки (технические условия на поставку труб), проектирования газопроводов и их строительства. Так, СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы» устанавливает однопроцентный предел овальности концов труб с толщиной стенки менее 20 мм и 0,8%  для труб с толщиной стенки 20 мм и более. Для стадии эксплуатации предельная величина овальности магистральных трубопроводов не отражена в нормативных документах, а для сетевых полимерных газопроводов стандарт [18] устанавливает предельно допустимое её значение  не более 5%. Совпадение зоны повышенных напряжений на нижней образующей газопроводов, вызванных овализацией, с местами разрушений позволяет отнести овализацию поперечных сечений труб к факторам, требующим учета. Для обеспечения допустимой овальности поперечного сечения газопровода, согласно требованиям [1] и [18], должно соблюдаться условие:



 0,125Eгр  pe  4  1    5  10 , 4 Dd e  D  0, 012 Eгр  Q

где коэффициент   принимается равным:

 при укладке на плоское основание  1,3;  при укладке на спрофилированное основание  1,2. d e  наружный диаметр газопровода, м; Eгр  модуль деформации грунта засыпки, МПа; pe  внешнее радиальное давление, МПа. 64

(67)

Полная погонная эквивалентная нагрузка

Q  15 iQi Н/м,

(68)

где i  коэффициенты приведения нагрузок; Qi  составляющие полной эквивалентной нагрузки. Параметр жесткости сечения газопровода:



SDR 1 D 2 2 4(1   ) E ( te )



3

МПа.

(69)

Внешнее радиальное давление 𝑝𝑒 принимается равным:  для необводненных участков  0;  для обводненных участков  pw. Составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки определяются по формулам (7075): от давления грунта:

Q1  qm

B k Н/м, d тр

(70)

где 𝑞𝑚  давление грунта на единицу длины газопровода, Н/м; значения коэффициента kгр, в зависимости от глубины заложения газопровода и вида грунта, определяются по таблице 28. Таблица 28 Значение коэффициента kгр Глубина заложения газопровода, м 0,5 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0

Значения коэффициента kгр для грунтов Суглинок тугопластичПесок, супесь, суглинок ный, глина твердой контвердый систенции 0,82 0,85 0,75 0,78 0,67 0,70 0,55 0,58 0,49 0,52 0,43 0,46 0,37 0,40 0,32 0,34 0,29 0,32 65

от собственного веса газопровода

Q1  1,1  qq H/м.

(71)

Собственный вес единицы длины газопровода 𝑞𝑞 определяется по формуле:

qq  mq  g H/м,

(72)

где 𝑞𝑞 расчетная масса 1 м трубы [16]; от выталкивающей силы воды на обводненных участках трассы Q3  1,2  qw H/м. (73) Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода:  4

qw  w gd e2 Н/м,

(74)

от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки

Q4  1,4  qv  d e  k H Н/м, kH 

3 D  0,125Eгр . 2 D  0, 25Eгр

(75) (76)

Значение интенсивности равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта 𝑞𝑣 при отсутствии специальных требований принимают 5,0 кН/м2; от подвижных транспортных средств:

Q5  T  d e  qT Н/м,

(77)

где коэффициент т для нагрузки:  от автомобильного транспорта  1,4;  от гусеничного транспорта  1,1; Нагрузка qт принимается в зависимости от глубины заложения газопровода по рисунку 7. 66

Рис. 7. Зависимость нагрузки от транспортных средств, от глубины заложения газопровода при нерегулярном движении транспорта: 1  для нагрузки от автомобильного транспорта; 2  для нагрузки от гусеничного транспорта)

Для газопроводов, укладываемых в местах, где движение транспортных средств невозможно, величина γтqт принимается 5000 Н/м2. Коэффициенты приведения нагрузок 1 и 2 зависят от вида укладки (табл. 29). Таблица 29 Значения коэффициентов приведения нагрузок Вид укладки Укладка на: плоское основание спрофилированное с углом охвата: 70° 90° 120°

1

2

0,75

0,75

0,55 0,50 0,45

0,35 0,30 0,25

Значения коэффициентов 3, 4 и 5 должны быть равны 1. Для устойчивости круглой формы поперечного сечения газопровода необходимо: 67

 Q  1,7  6  Pw   Pкр MПа.  10 d e 

(78)

Гидростатическое давление воды:

pw  w ghw106 MПа,

(79)

здесь р𝑤  высота столба грунтовых вод над верхней образующей газопровода, м; ρ𝑤  плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3. В качестве критического внешнего давления должно приниматься меньшее из двух:

Pкр1  0,7( DEгр ) МПа,

(80)

Pкр2  D  0,143Eгр МПа.

(81)

Начальные условия задачи № 10 1) Модуль деформации грунта 𝐸гр определить по таблице В3 приложения В. 2) SDR принять исходя из условия задачи №7.

68

69 69

Уровень Глуби- Уровень Номер Тип Тип Тип Номер Тип Глубина грунтона за- грунтоТип грунта вари- основагрунта транс- вари- основа- заложе- вых вод, ложе- вых вод, засыпки анта ния засыпки порта анта ния ния м ния, м м Проавтомо1 Плоское 0,5 0,3 Песок 16 фильное, 0,5 0,35 Песок бильный 120 Прогусенич2 фильное, 1 0,35 Супесь 17 Плоское 1 0,4 Супесь ный 70 ПроТвердый без ПроТвердый 3 фильное, 2 0,4 сугли- транс18 фильное, 2 0,45 суглинок 90 нок порта 70 ПроПроТвердая автомоТвердая 4 фильное, 3 0,45 19 фильное, 3 0,3 глина бильный глина 120 90 СуглиПрогусеничСуглинок 5 Плоское 4 0,5 нок 20 фильное, 4 0,35 ный пласт. пласт. 120 Проавтомо6 фильное, 5 0,55 Песок 21 Плоское 5 0,4 Песок бильный 70 ПроПрогусенич7 фильное, 6 0,6 Супесь 22 фильное, 6 0,45 Супесь ный 90 70

Начальные условия задачи №10

автомобильный

без транспорта

гусеничный

автомобильный

гусеничный

автомобильный

без транспорта

Тип транспорта

Таблица 30

70

15

14

13

12

11

10

9

Профильное, 70 Профильное, 90

Плоское

Профильное, 70 Профильное, 90 Профильное, 120

Плоское

5

4

3

2

1

0,5

8

0,95

0,9

0,85

0,8

0,75

0,25

0,7

30

Суглигусеничнок ный пласт.

70

29

Твердая автомоглина бильный

Профильное, 70

Плоское

5

4

0,9

0,85

Суглинок пласт.

Твердая глина

Уровень Тип Номер Тип Глубина грунто- Тип грунта транс- варин- основа- заложевых вод, засыпки порта та ния ния м без ПроТвердый сутранс23 фильное, 7 0,5 глинок порта 90 ПроТвердая автомоТвердая 24 фильное, 8 0,55 глина бильный глина 120 СуглигусеничСуглинок нок 25 Плоское 0,5 0,25 ный пласт. пласт. ПроавтомоПесок 26 фильное, 1 0,6 Песок бильный 70 ПрогусеничСупесь 27 фильное, 2 0,65 Супесь ный 90 Твердый без ПроТвердый сусугли- транс28 фильное, 3 0,7 глинок нок порта 120

Глуби- Уровень Номер Тип Тип ос- на за- грунтоваригрунта нования ложе- вых вод, ант засыпки ния, м м ПроТвердый 8 фильное, 7 0,65 сугли120 нок

гусеничный

автомобильный

гусеничный

автомобильный

без транспорта

гусеничный

автомобильный

гусеничный

Тип транспорта

Продолжение табл. 30

Приложение А Нормы расхода природного газа по категориям потребления (данные по [10] и [11]) Нормы расхода природного газа Показатель потребления газа

Потребители газа

Таблица А1 Нормы расхода теплоты, МДж (тыс.ккал)

1. Население При наличии в квартире газовой плиты и централизованного горячего водоснабжения газоснабжение происходит: природным газом, СУГ При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизованного горячего водоснабжения) газоснабжение происходит: природным газом, СУГ При наличии в квартире газовой плиты и отсутствии горячего водоснабжения и газового водонагревателя газоснабжение происходит: природным газом, СУГ

На 1 чел. в год То же

4100 (970)

" "

10000 (2400) 9400 (2250)

" "

6000 (1430) 5800 (1380)

3850 (920)

2. Предприятия бытового обслуживания населения Фабрики-прачечные: на стирку белья в механизированных На 1 т сухого прачечных белья на стирку белья в немеханизированТо же ных прачечных с сушильными шкафами на стирку белья в механизированных " прачечных, включая сушку и глажение

71

8800 (2100) 12600 (3000)

18800 (4500)

Продолжение прилож. 1 Показатель потребления газа

Потребители газа

Нормы расхода теплоты, МДж (тыс.ккал)

Дезкамеры: на дезинфекцию белья и одежды в па" 2240 (535) ровых камерах на дезинфекцию белья и одежды в го" 1260 (300) рячевоздушных камерах Бани: мытье без ванн На 1 помывку 40 (9,5) мытье в ваннах То же 50 (12) 3. Предприятия общественного питания Столовые, рестораны, кафе: на приготовление обедов (вне зависиНа 1 обед 4,2 (1) мости от пропускной способности предприятия) на приготовление завтраков или ужиНа 1 завтрак 2,1 (0,5) нов или ужин 4. Учреждения здравоохранения Больницы, родильные дома: на приготовление пищи На 1 койку 3200 (760) в год на приготовление горячей воды для То же 9200 (2200) хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья) 5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий Хлебозаводы, комбинаты, пекарни: на выпечку хлеба формового На 1 т 2500 (600) изделий на выпечку хлеба подового, батонов, То же 5450 (1300) булок, сдобы на выпечку кондитерских изделий " 7750 (1850) (тортов, пирожных, печенья, пряников и т.п.) Примечания: 1. Нормы расхода теплоты на жилые дома, приведенные в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях. 2. При применении газа для лабораторных нужд школ, вузов, техникумов и других специальных учебных заведений норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж (12 тыс.ккал) в год на одного учащегося.

72

Таблица А2 Коэффициенты часового максимума бытовых потребителей Число жителей, снабжаемых газом, тыс.чел. 1 2 3 5 10 20 30 40 50 100 300 500 750 1000 2000 и более

Коэффициент часового максимума расхода газа (без отопления) 1/1800 1/2000 1/2050 1/2100 1/2200 1/2300 1/2400 1/2500 1/2600 1/2800 1/3000 1/3300 1/3500 1/3700 1/4700

Таблица А3 Коэффициенты часового максимума промышленных потребителей Коэффициент часового максимума Предприятия расхода газа Бани 1/2700 Прачечные 1/2900 Общественного питания 1/2000 По производству хлеба, кондитер1/6000 ских изделий

73

Приложение Б Определение плотности газа при стандартных условиях (методика [12]) Молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле Б1: n

M   xi M i  x1M1  x2 M 2  ...  xn M n i 1

(Б1)

где хi – концентрация i-го компонента газа, доли ед.; Mi – молярная масса i-го компонента газа, определяемая по ГОСТ 30319.1. Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, , кг/м3, при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = = 293,15 К) вычисляют по формуле: c = 103 MPc / R Tc Zc

(Б2)

R = 8,31451 кДж/кмоль·К – универсальная газовая постоянная; Zс – коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях. Относительную плотность природного газа по воздуху  определяют так:   с (Б3) в в = 1,20445 кг/м3 – плотность воздуха при стандартных условиях. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250400 К, Z, вычисляют по формуле: 2 Z  1  A1Pпр  A2 Pпр

A2  0,0423 

0,1812 Tпр 74



0,2124 2 Т пр

(Б4) ;

n n P T Pпр  ; Т пр  ; Pпк   xi Pкрi ; Tпк   xi Pкрi Pпк Т пк i 1 i 1

здесь Ркрi, Ткрi – критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1. Динамическую вязкость природных газов, , Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250400 К вычисляют по формуле Б5:

  0 (1  B1Pпр  B2 Pпр  B3Pпр )

(Б5)

0 = (1,81 + 5,95 Тпр) · 10-6

(Б6)

B1  0,67 

2,36 Tпр



1,93 2

Т пр

B3  0,1 

; B2  0,8 

0,354 Tпр



0,314 2

Т пр

2,89 Tпр



2,65 2

Т пр

;

.

Число Рейнольдса Re вычисляют по формуле:

Re  17,75  103 d [мм];  [Па·с]; q [млн.м3/сут].

75

q , d

(Б7)

Приложение В Справочные характеристики грунта [22] Таблица В1 Удельное сцепление и угол внутреннего трения грунтов Характери- Характеристики грунтов при коэффициенте пористости 𝑒, равном стика грунтов 0,45 0,55 0,65 0,75 0,85 0,95 1,05 21 17 15 13 𝑐гр *    маловлаж(0,21) (0,17) (0,15) (0,13) ные 30 29 27 24 φ    19 15 13 11 9 𝑐гр   (0,19) (0,15) (0,13) (0,11) (0,09) влажные 28 26 24 21 18 φ   47 37 31 25 22 19 𝑐гр  маловлаж(0,47) (0,37) (0,31) (0,25) (0,22) (0,19) ные 26 25 24 23 22 20 φ  39 34 28 23 18 15 𝑐гр  (0,39) (0,34) (0,28) (0,23) (0,18) (0,15) влажные 24 23 22 21 19 17 φ  81 68 54 47 41 36 𝑐гр  маловлаж(0,81) (0,68) (0,54) (0,47) (0,41) (0,36) ные 21 20 19 18 16 14 φ  57 50 43 37 32 𝑐гр   (0,57) (0,50) (0,43) (0,37) (0,32) влажные 18 17 16 14 11 φ  

Наименование грунтов

Супеси

Суглинки

Глины

*Примечание 2. Показатели величины удельного сцепления в кПа, в скобках - в кгс/см2. Таблица В2 Плотность частиц грунта Наименование грунтов Супеси Суглинки Глины

маловлажные влажные маловлажные влажные маловлажные влажные

76

Плотность частиц грунта, г/см3 2,66 2,66 2,72 2,71 2,74 2,74

Таблица В3 Модуль деформации грунтов Наименование грунтов Песок Супесь Суглинки Глины

  твердые пластичные твердые пластичные

77

Модуль деформации грунтов, кг/см2 70160 100240 60170 220340 90150 210280

Литература 1. СП 62.13330.2011*. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 с изменением №1 [Текст].  Введ. 201105-20.  М.: Госстрой, 2012.  С. 70. 2. Федеральном Законе «О газоснабжении в Российской Федерации». [Электронный ресурс]: от 31.03.1999 № 69-ФЗ (ред. от 05.12.2016) // «Собрание законодательства РФ», 05.04.1999, № 14, ст. 1667.  Режим доступа: [http://www.consultant.ru]. 3. Федеральный закон «О техническом регулировании». [Электронный ресурс]: от 27.12.2002 № 184-ФЗ (ред. от 05.04.2016) // «Собрание законодательства РФ», 30.12.2002, № 52 (ч. 1), ст. 5140.  Режим доступа: [http://www.consultant.ru]; 4. Постановление Правительства РФ «Об утверждении технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления». [Электронный ресурс]: от 29.10.2010 № 870 (ред. от 23.06.2011) // «Собрание законодательства РФ», 08.11.2010, № 45, ст. 5853.  Режим доступа: [http://www.consultant.ru]. 5. Постановление Правительства РФ «О составе проектной документации». [Электронный ресурс]: от 16.02.2008 № 87 (ред. от 28.04.2017) // «Собрание законодательства РФ», 25.02.2008, № 8, ст. 744.  Режим доступа: [http://www.consultant.ru]. 6. ГОСТ 5542-2014. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия [Текст].  Введ. 2015-07-01.  М.: Стандартинформ, 2015.  С.11. 7. ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия [Текст].  Введ. 1990-09-29.  М.: Стандартинформ, 2005.  С.9. 8. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия [Текст].  Введ. 2003-06-30.  М.: Госстандарт России, 2003.  С.11. 9. Ионин А.А. Газоснабжение.  М.: Стройиздат, 2012.  468 c. 10. ГОСТ Р 51617-2014. Услуги жилищно-коммунального хозяйства и управления многоквартирными домами. Коммунальные услуги. Общие требования [Текст].  Введ. 2014-06-11.  М.: Стандартинформ, 2015.  С.13. 11. СП 42-101-2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб [Текст].  Введ. 2003-07-8.  М.: ЗАО «Полимергаз», 2006.  С.182. 12. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов [Текст].  Введ. 2005-12-30.  М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006.  С.205. 78

13. ГОСТ 27751-2014. Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения [Текст].  Введ. 2015-07-01.  М.: Стандартинформ, 2015.  С.16. 14. СП 20.13330.2011. Нагрузки и воздействия [Текст].  Введ. 201105-20.  М.: Минрегион России, 2010.  С.96; 15. СП 42-102-2004. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб [Текст].  Введ. 2004-05-27.  М.: ЗАО «Полимергаз», 2004.  С.99. 16. ГОСТ Р 50838-2009. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия [Текст].  Введ. 2009-12-15.  М.: Стандартинформ, 2012.  С.60. 17. ГОСТ Р 52779-2007. Детали соединительные из полиэтилена для газопроводов. Общие технические условия [Текст].  Введ. 2007-11-19.  М.: Стандартинформ, -2008.  С.35. 18. СП 42-103-2003. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов [Текст].  Введ. 2003-11-27  М.: ЗАО «Полимергаз», 2004.  С.90. 19. Шурайц А.Л., Картин В.Ю., Вольнов Ю.Н. Газопроводы из полимерных материалов: Пособие по проектированию, строительству и эксплуатации.  Саратов: Журнал Волга-XXI век, 2007.  С. 612. 20. СП 14.13330.2014. Строительство в сейсмических районах [Текст].  Введ. 2014-06-01.  М.: Минстрой России, 2015.  С.131. 21. ГОСТ Р 554742013. Системы газораспределительные. Требования к сетям газораспределения. Часть 2. Стальные газопроводы [Текст].  Введ. 2013-07-05.  М.: Стандартинформ, 2016.  С.28. 22. Справочное пособие для обработки материалов инженерногеологических изысканий.  М: ДАР\\ВОДГЕО, 2005.  94 с.

79

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

ВАСИЛЬЕВ Геннадий Германович СЕНЦОВ Сергей Иванович ЛЕОНОВИЧ Игорь Александрович

СЕТИ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Редактор: Л. А. Суаридзе Компьютерная верстка: И. В. Севалкина

Подписано в печать 29.12.2017. Формат 60×841/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Гарнитура «Таймс». Усл. п. л. 5,0. Тираж 50 экз. Заказ № 771

Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, дом 65 тел./факс: (499) 507 82 12