 Новости
|
|
СП 107-34-96 Свод правил по сооружению магистральных газопроводов. Свод правил по сооружению линейной части газопроводов. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках
Ниже представлен типовой образец документа. Документы разработаны без учета Ваших персональных потребностей и возможных правовых рисков. Если Вы хотите разработать функциональный и грамотный документ, договор или контракт любой сложности обращайтесь к профессионалам.
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"
СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ
СВОД ПРАВИЛ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
СВОД ПРАВИЛ ПО СООРУЖЕНИЮ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДОВ
БАЛЛАСТИРОВКА, ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЕКТНЫХ ОТМЕТКАХ
Code of the regulations on contstruction of trunk gas pipelines
СП 107-34-96
Москва
1996
Дата введения 1.10.1996 г.
Разработаны Ассоциацией “Высоконадежный трубопроводный транспорт”, РАО “Газпром”, АО “Роснефтегазстрой”, АО ВНИИСТ, АО “НГС-Оргпроектэкономика”.
Согласовано с Минстроем РФ письмом № 13/567 от 7 декабря 1995 г.
Под общей редакцией
акад. Б. Е. Патона, канд. техн. наук В. А. Динкова. проф. О. М. Иванцова
1. Балластировка и закрепление газопроводов. Общие положения
1.1. Для обеспечения устойчивости положения трубопровода в траншее на проектных отметках производится его балластировка или закрепление.
Для этой цели используются конструкции, создающие давление на трубопровод (пригрузку), а также конструкции, использующие пассивное давление (отпор) грунта в основании траншеи.
• К первому типу конструкций относятся обетонированные трубы, железобетонные утяжелители различных типов, грунтовая засыпка, устройства, выполненные из полотнищ нетканых синтетических материалов и полимерконтейнеры;
• Ко второму типу относятся анкерные устройства различных типов, обеспечивающие закрепление газопровода как в талых, так и в вечномерзлых грунтах.
1.2. Выбор конструкций и способов балластировки и закрепления газопроводов на проектных отметках определяется рабочим проектом с учетом:
• конкретных инженерно-геологических условий участков трассы; вида и характеристики грунтов; рельефа местности;
• схем прокладки трубопровода, расположения участков трубопровода в плане и в профиле (наличия и характера горизонтальных и вертикальных кривых);
• мощности торфяной залежи на участке прокладки, типа болот и уровня грунтовых вод;
• методов и сезона производства работ.
1.3. В рабочих чертежах (в проектах) на строительство газопроводов применяются конструкции и способы балластировки и закрепления, прошедшие приемочные испытания и отвечающие требованиям нормативных документов или стандартов, регламентирующих их изготовление, а также области и способы применения.
1.4. Следует использовать средства и методы балластировки, обеспечивающие надежность закрепления газопроводов на проектных отметках, а также снижение стоимости производства строительно-монтажных работ, сокращение материалоемкости объекта и трудовых затрат.
Организация и технология выполнения строительно-монтажных работ по балластировке и закреплению газопроводов осуществляется в соответствии со СНиП 3.01.01-85 “Организация строительного производства”, ВСН 007-88, ОСТ, ТУ, РД, проектами производства работ (ППР) и настоящим разделом Свода Правил.
1.5. При необходимости изменения проектных решений по обеспечению устойчивости положения газопровода в ходе его сооружения, замена конструкций и способов балластировки и закрепления газопроводов согласовываются с организацией - заказчиком и проектной организацией.
1.6. Расчет основных параметров, средств и методов балластировки и закрепления газопроводов на проектных отметках осуществляется в соответствии с прил. 1 “Методика расчета основных параметров устойчивости положения балластируемых и закрепляемых трубопроводов” настоящего раздела Правил.
1.7. В настоящих СП рассмотрены различные конструкции и способы балластировки и закрепления газопроводов, оформленные в установленном порядке и получившие широкое распространение в практике линейного строительства, а также перспективные средства и способы обеспечения устойчивости положения газопроводов на проектных отметках (прил. 2), обеспеченные конструкторской документацией, техническими условиями на изготовление опытных партий и успешно прошедшие полигонные и трассовые испытания.
Использование последних в практике трубопроводного строительства допускается при условии их согласования с проектной организацией и выполнения требований пункта 1.3. Свода Правил.
2. Балластировка газопроводов железобетонными утяжелителями различных конструкций
2.1. Для балластировки газопроводов, сооружаемых в сложных условиях, могут быть использованы утяжелители, охватывающие трубопровод по боковым образующим (типа УБО), опирающиеся на него, седловидные (типа УБК) и кольцевые.
2.2. Железобетонные утяжелители типа УБО (охватывающего типа) применяются для балластировки газопроводов круглогодично - на переходах через болота различных типов, на обводненных участках, в поймах рек и на вечномерзлых грунтах, за исключением участков газопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения более 40 мм, а при использовании мягких силовых поясов - более 50 мм.
В случаях применения утяжелителей в сильно агрессивных грунтах при их изготовлении должны учитываться повышенные требования к бетону в зависимости от вида и степени засоленности грунтов, а также необходимость вторичной их защиты - нанесения покрытий по бетону и металлическим элементам конструкции в соответствии с требованиями СНиП 2.93.11-85.
2.3. Утяжелитель типа УБО (рис. 1) состоит из двух железобетонных блоков и двух металлических, защищенных изоляционным противокоррозионным покрытием, или мягких, изготовленных из прочного долговечного синтетического материала, соединительных поясов.
При установке утяжелителей типа УБО на участках газопроводов, перемещающихся в процессе эксплуатации в продольном направлении на величину более 40 мм, целесообразно устанавливать мягкие соединительные пояса, изготовленные из синтетических материалов.
Утяжелители типа УБО устанавливаются на газопроводе либо по одному через равные расстояния между ними, либо групповым методом.
При групповом методе установки утяжелители укладываются отдельными участками вплотную друг к другу; при этом общее их количество и расстояния между грунтами должно соответствовать требованиям проекта.
2.4. Для создания замкнутого контура при групповом размещении утяжелителей на трубопроводе следует использовать утяжелители типа УБО-М (рис. 2) модернизированные, в которых соединительные пояса устанавливаются в глухие пазы, размещенные на бетонных блоках, или утяжелители УБО-ПМ (рис. 3), представляющие собой разновидность утяжелителя УБО-М, в котором изъята часть бетона, превращающая бетонный блок в емкость для грунта.
2.5. К числу утяжелителей охватывающего типа следует отнести железобетонный утяжелитель типа УБГ (рис. 4), представляющий собой корытообразную емкость, заполняемую грунтом засыпки и состоящий из трех, шарнирно соединенных между собой прямоугольных плит, боковые из которых имеют сквозные отверстия или анкерующие элементы, через которые проходят или к которым крепятся два соединительных пояса.
2.6. Отличительной особенностью балластировки газопроводов утяжелителями типа УБГ является то, что их установка в траншею должна производиться до укладки трубопровода в траншею, а замыкание под трубопроводом соединительных поясов - после укладки трубопровода на проектные отметки.
2.7. Опирающиеся на трубопроводы железобетонные утяжелители типа 1-УБКм возможно применять для балластировки газопроводов в зимних и летних условиях на переходах через болота с мощностью торфяной залежи, не превышающей глубины траншеи, на обводненных и заболоченных участках, в поймах рек и на территориях, сложенных вечномерзлыми грунтами. Не допускается установка утяжелителей на участках газопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения более 40 мм.
При установке в сильноагрессивных грунтах к утяжелителям должны предъявляться требования, аналогичные изложенным в п. 2.2.
2.8. Железобетонный утяжелитель типа 1-УБКм (рис. 5) представляет собой конструкцию седловидного типа с клиновидной внутренней поверхностью, образованной двумя цилиндрическими взаимно пересекающимися поверхностями с радиусом, превышающим радиус трубопровода.
Надлежащая устойчивость утяжелителей типа 1-УБКм (в т.ч. в процессе эксплуатации газопровода) обеспечивается лишь при наличии минеральных грунтов в основании траншеи. При мощности торфяной залежи, превышающей глубину траншеи, такие грузы в результате подвижек трубы могут потерять устойчивость.
2.9. К числу утяжелителей опирающегося типа следует отнести железобетонный утяжелитель типа УБТ (рис. 6), в состав комплекта которого входят два трехсекционных блока, каждый из которых состоит из продольной стенки и двух опирающихся на трубопровод, поперечно размещенных диафрагм. При этом поперечные диафрагмы шарнирно соединены с продольной стенкой.
2.10. Установка двух блоков утяжелителя типа УБТ на газопровод производится последовательно с опиранием каждой продольной стенки блока - утяжелителя на откос траншеи. После установки обеих блоков утяжелителя на трубопровод они соединяются между собой за строповочные петли диафрагм, и утяжелитель (траншея) заполняется грунтом.
2.11. Монтаж утяжелителя типа УБТ осуществляется после укладки газопровода в траншею на проектные отметки. Область его применения определяется требованиями нормативных документов по его применению в трубопроводном строительстве.
2.12. В состав работ по балластировке газопроводов утяжелителями рассмотренных выше типов входят: доставка, разгрузка утяжелителей и раскладка их в местах, предусмотренных проектом; подача утяжелителей к месту монтажа, сборка и установка комплектов утяжелителей на уложенный трубопровод.
Монтаж утяжелителей на уложенный в траншею газопровод рекомендуется выполнять автомобильными кранами типа КС-3562А, грузоподъемностью 10 т(с длиной стрелы 10 м или кранами-трубоукладчиками. Для монтажа утяжелителей типа УБО, УБО-М, УБО-ПМ, УБГ и УБТ применяются специальные траверсы.
2.13. Погружение трубопровода на проектные отметки в заполненную водой траншею возможно осуществлять с помощью утяжелителей типа УБО и УБО-М.
2.14. Железобетонные утяжелители типа УТК (рис. 7) рекомендуется применять на переходах через болота и обводненные участки при сооружении их методом сплава или протаскивания, преимущественно, в летний период. Установка кольцевых утяжелителей типа УТК (утяжелитель трубопровода кольцевой) на трубопровод осуществляется на специальной монтажной площадке у створа перехода непосредственно перед протаскиванием его через болото, водные преграды или заболоченные участки.
Технологический процесс по балластировке трубопровода утяжелителями такого типа включает: транспортировку со склада (или полигона ЖБИ) и раскладку полуколец краном-трубоукладчиком на спусковой дорожке. При этом нижний ряд полуколец укладывается по оси спусковой дорожки, а верхний - вдоль нее; футеровку трубопровода, укладку плети трубопровода кранами-трубоукладчиками на нижний ряд полуколец; укладку краном-трубоукладчиком верхних полуколец на трубопровод; закрепление полуколец между собой с помощью болтовых соединений.
До закрепления установочных утяжелителей на трубе проверяется величина зазора между футеровочными рейками (матами) пояса крепления и полукольцами. В местах, где зазоры составляют более 5 мм, под внутреннюю поверхность полукольца устанавливаются дополнительные рейки соответствующих размеров.
Монтажные операции по установке УТК на трубопровод осуществляются с помощью кранов-трубоукладчиков, входящих в состав бригады, занятой подготовкой к протаскиванию и самим процессом протаскивания плети газопровода.
2.15. Самозакрепляющиеся утяжелители типа СГ (рис. 8) на газопроводе могут применяться на участках трассы с грунтами, обладающими слабой защемляющей способностью.
Самозакрепляющиеся (самозажимные) утяжелители поставляются на трассу в сборном исполнении. Принцип работы данной конструкции заключается в следующем: утяжелитель воздействует своей массой на дополнительные грузы 2, шарнирно связанные с основным посредством петель 4. Грузы 2, закрепленные гибким стальным поясом 3, плотно притягиваются при установке к трубопроводу. При этом пояс 3, натягиваясь, охватывает трубопровод по окружности, обеспечивая утяжелителю устойчивость на трубе.
2.16. Для подготовки плети газопровода для протаскивания через болота или водные преграды навеску утяжелителей типа СГ на трубопровод осуществляют на монтажной площадке, при этом стропы подъемного механизма крепят за внешние петли; в результате натяжения строп происходит раскрытие кольцевого утяжелителя, который при установке на трубопровод сжимает его за счет действия распорных пружин и собственной массы и, таким образом, закрепляется на поверхности трубы.
2.17. Целесообразность использования утяжелителя СГ на конкретных участках газопровода должна быть подтверждена соответствующими технико-экономическими расчетами.
3. Анкерное закрепление газопроводов
3.1. Закрепление газопроводов в траншее на проектных отметках в талых грунтах может осуществляться с помощью винтовых или свайных раскрывающихся анкерных устройств, а в вечномерзлых грунтах - дисковых, винтовых и стержневых.
3.2. Закрепление газопроводов анкерными устройствами осуществляют на болотах с мощностью торфяной залежки (Н торф., м), не превышающей величины: Н торф. = 1 + Д тр., (где Д тр. - диаметр прокладываемого газопровода, м) и с подстилающими минеральными грунтами, обеспечивающими надежную работу анкеров, а также в условиях обводненной и заболоченной местности.
Закрепление газопроводов на проектных отметках винтовыми анкерными устройствами ВАУ-1 допускается на участках, сложенных минеральными грунтами, имеющими тенденцию к восстановлению прочностных свойств после разрушения их естественного состояния при условии отсутствия воды в траншее в период производства работ.
Не допускается установка анкерных устройств на участках газопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения свыше 40 мм.
3.3. Винтовое анкерное устройства ВАУ-1 (рис. 9) состоит из двух тяг с наконечниками, двух винтовых лопастей со втулками и силового соединительного пояса. Конструкция силового анкерного, устройства не предусматривает проведение сварочных и изоляционных работ в трассовых условиях. Диаметр лопастей, применяемых в практике трубопроводного строительства винтовых анкеров достигает 400 мм, развиваемый установками для завинчивания анкеров в грунт крутящий момент - 20 КН(м.
3.4. При необходимости использования винтовых анкерных устройств с диаметрами лопастей анкера до 500-550 мм необходимо использование конструкции ВАУ-М (рис. 10), отличающейся от широко применяемой изменением прямой режущей кромки заходной части лопасти анкера на серповидную, что сокращает величину крутящего момента в процессе завинчивания анкера в грунт до 30 % и обеспечивает возможность использования существующего парка машин.
3.5. Винтовые анкеры погружаются в грунт в летнее время, как правило, после укладки газопровода в траншею. В зимний период установку анкеров, в основном, осуществляют сразу же после разработки траншеи. При этом выполняется комплекс мероприятий, обеспечивающий сохранность изоляционного покрытия трубопровода при укладке последнего в траншею.
3.6. Установка винтовых анкеров в грунт (если допущено промерзание траншеи) выполняется после размораживания мерзлых грунтов в основании траншеи или после их механического рыхления.
3.7. Минимальная глубина заложения винтового анкера в грунт устанавливается равной шести диаметрам его лопасти.
3.8. Свайное раскрывающееся анкерное устройство АС-200 (рис. 11) представляет собой конструкцию из двух анкеров, оснащенных двумя тягами с раскрывающимися двумя лопастями на каждой и конусами для погружения их в грунт, а также силового соединительного пояса. При необходимости увеличения несущей способности анкерного устройства на каждой тяге могут быть установлены по две пары раскрывающихся лопастей.
3.9. Установка анкеров в грунт производится с помощью инвентарной забивной трубы. При этом анкер помещается в трубу до упора о конус, после чего труба вместе с анкером забивается или задавливается в грунт на проектную глубину. Затем труба извлекается на поверхность, а лапы анкера, благодаря их смещенному центру тяжести от точек опоры, упираются заостренными концами в стенки скважины, образованной инвентарной трубой.
3.10. Раскрытие лопастей анкера может производиться путем принудительного извлечения анкера из грунта на 30-35 см до полного раскрытия лопастей или укладки газопровода в перезаглубленную (на 30-35 см) траншею. В этом случае раскрытие лопастей анкера происходит в результате подъема трубы под действием выталкивающей силы воды.
Анкерные устройства АС-200 характеризуются компактностью, пониженной металлоемкостью и высокой надежностью раскрытия лопастей.
3.11. Анкерные устройства АС-200 могут устанавливаться преимущественно в глинистых и суглинистых грунтах. Область их применения должна регламентироваться актом и протоколом приемочных испытаний, а также нормативными документами на их применение.
3.12. Конструкция свайного раскрывающего анкера типа АР-401 (рис. 12) представляет собой штангу в виде трубы (диаметром 168 мм, с толщиной стенки 8-10 мм), которая снабжена заостренным наконечником, расположенным на забойном конце, и четырех лопастей трапецеидальной формы, которые шарнирно крепятся к штанге, лопасти расположены попарно в два яруса по длине штанги с углом поворота в плане между парами 90°. Свайный раскрывающийся анкер погружается в грунт под действием ударной нагрузки, прикладываемой к оголовнику его штанги, после чего он раскрывается обратным частичным извлечением из грунта с помощью мощного трубоукладчика или специально разработанного для этого механизма.
3.13. Закрепление газопроводов свайными анкерными устройствами типа АР-401 и АР-401В можно осуществлять как в зимних, так и в летних условиях преимущественно на болотах, заболоченных и обводняемых территориях; при этом верхние лопасти анкера после их раскрытия должны находиться в минеральном грунте на глубине не менее 3 метров. Весь комплекс работ выполняется в 3 этапа:
• Подготовительный - расчистка вдольтрассового проезда, устройство “карманов” в отвале грунта, раскладка анкеров и деталей соединения;
• Основной - устройство лидерных скважин, забивка анкеров;
• Заключительный - приведение анкеров в рабочее положение, монтаж соединительных анкерных устройств на трубопроводе.
3.14. Раскрытие лопастей анкера фиксируется по резкому увеличению показаний динамометра при нагрузках от 25 до 40 т(с, ход анкера составляет 120-150 см.
3.15. Закрепление трубопроводов свайными анкерными устройствами АР-401 осуществляется специальной бригадой, состав которой колеблется в зависимости от сезона производства работ.
Забивка анкеров АР-401 в грунт производится с использованием сваебойного оборудования, например, СП-49 или С-870. При толщине мерзлого грунта более 30 см необходимо предварительное бурение скважин бурильной установкой БМ-802С.
3.16. Учитывая значительную материалоемкость свайных раскрывающихся анкеров АР-401 и АР-401В целесообразность применения их для балластировки газопроводов должна подтверждаться технико-экономическими расчетами.
3.17. Закрепление газопроводов при помощи вмораживаемых анкерных устройств рекомендуется на участках вечной мерзлоты (преимущественно в низкотемпературных твердомерзлых минеральных песчаных и тинистых устойчивых в реологическом отношении грунтах), включая болота с мощностью торфяного покрова не более глубины траншеи, при условии, что несущие элементы вмораживаемых анкеров должны находиться в вечномерзлом грунте в течение всего срока их эксплуатации.
Не допускается применение вмораживаемых анкерных устройств на участках газопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения более 40 мм.
Для закрепления газопроводов на участках вечномерзлых грунтов могут использоваться вмораживаемые анкерные устройства дискового и винтового типов, а также стержневые анкерные устройства.
Погружение вмораживаемых анкеров в вечномерзлые грунты следует производить буроопускным и опускным способами.
Буроопускной способ целесообразно применять в твердомерзлых грунтах при средней температуре по их глубине -0,5° С и ниже, а опускной - в песчаных и глинистых грунтах, содержащих не более 15 % крупнообломочных включений, при средней температуре по их глубине -1,5 °С и ниже.
Производство работ по бурению скважин осуществляется буровыми машинами, передвигающимися по спланированному (преимущественно за счет подсыпки грунта) дну траншеи, а также с помощью специального навесного оборудования к гидравлическим одноковшовым экскаваторам, выполняющим работы по бурению скважин с бермы траншеи.
Для разработки скважин парооттаиванием используются передвижные паровые котлы с рабочим давлением 1,0 МПа, производительность которых должна обеспечивать работу целесообразного числа одновременно работающих паровых игл, исходя из расчетного расхода пара до 20-25 кг/час на одну работающую иглу.
Установку вмораживаемых анкеров в грунт следует производить в календарные сроки, обеспечивающие смерзание анкеров с грунтом для обеспечения их расчетной несущей способности.
3.18. Анкерное устройство дискового типа (рис. 13) состоит из двух тяг с одним или двумя круглыми дисками на каждой тяге, расположенными на определенном расстоянии друг от друга, двух ограничителей усилий (компенсаторов) и силового соединительного пояса. Ограничители усилий в анкерном устройстве применяются в случаях закрепления газопроводов, прокладываемых в пучинистых грунтах.
3.19. Анкерные устройства дискового типа ДАУ устанавливаются в заранее разработанные в вечномерзлом грунте скважины, диаметр которых должен превышать диаметр диска не менее, чем на 3 см при диаметре анкера до 200 мм, и на 5 см- при диаметре скважины свыше 200 мм.
При этом пространство между стенками скважин и анкеров должно быть заполнено грунтовым (песчаным) раствором, состав и консистенция которого подбирается в соответствии с указаниями действующих строительных норм и правил.
3.20. Винтовое вмораживаемое анкерное устройство ВАУ-В (рис. 14) состоит из двух или четырех приваренных к втулкам винтовых лопастей, двух тяг с наконечниками и силового соединительного пояса. Кроме того, составными элементами ВАУ-В являются два ограничителя усилий (при установке анкеров в пучинистых грунтах) и две втулки, одеваемые на тягу поверх нижних лопастей и фиксирующих положение верхних лопастей в случаях, когда каждая тяга оснащена двумя винтовыми лопастями, диаметры которых на 2-10 см превышают диаметр скважины.
3.21. Винтовой вмораживаемый анкер устанавливается в заранее разработанную скважину следующим образом: сначала в скважину устанавливается тяга с наконечником, а затем скважина заполняется грунтовым (песчаным) раствором соответствующего состава и консистенции. Сразу же после заполнения скважины раствором, с помощью средств малой механизации или существующих установок для завинчивания анкеров в грунт, одетая на тягу винтовая лопасть завинчивается до упора (наконечника). Затем на тягу устанавливается втулка и вторая винтовая лопасть, которая также завинчивается до упора. Заключительной операцией является установка силового соединительного пояса.
3.22. Винтовое вмораживаемое анкерное устройство обеспечивает значительное повышение его несущей способности по сравнению с ДАУ при равном диаметре и глубине разрабатываемой скважины, за счет значительного увеличения площади винтовой лопасти по сравнению с диском. Кроме того, упрощается технология заполнения скважины грунтовым (песчаным) раствором и повышается надежность работы анкерного устройства.
3.23. Длина части вмораживаемого анкера (ДАУ, ВАУ-В), взаимодействующая с вечномерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода должна быть не менее 2 метров.
Конструкция ограничителя усилий обеспечивает работоспособность анкера в течение всего периода эксплуатации газопровода (на переходах через болота), и в течение 3-7 лет на участках, сложенных минеральными грунтами (до полной стабилизации грунта).
3.24. Вмораживаемое анкерное устройство стержневого типа (рис. 15) состоит из двух тяг, выполненных из арматурных стержней периодического профиля, двух ограничителей усилий (при установке их в пучинистые грунты) и силового соединительного пояса.
3.25. Контроль за несущей способностью анкерных устройств необходимо осуществлять посредством проведения контрольных испытаний выдергивающей нагрузкой на величину, указанную в проекте.
Контроль качества производства работ по закреплению трубопроводов анкерными устройствами различных конструкций осуществляется на разных стадиях: входной, операционный и приемочный контроль.
3.26. В условиях вечной мерзлоты, в том числе полуострова Ямал, ввиду возможности проявления неблагоприятных реологических свойств грунта в результате длительных нагрузок и, как следствие, снижение удерживающей способности дисковых и винтовых вмораживаемых анкеров, необходимо перед массовым применением анкерных устройств (особенно вмораживаемых анкеров стержневого типа) на конкретных трассах провести экспериментальное апробирование этого метода на опытных участках длиной по 0,3-0,5 км с целью определения практической надежности работы вмораживаемых анкеров в конкретных грунтовых условиях.
4. Балластировка газопроводов минеральным грунтом. Комбинированные методы балластировки газопроводов, включая использование геотекстильных синтетических материалов
4.1 Балластировка газопроводов минеральными, склонными к самоуплотнению и самоупрочнению, грунтами засыпки траншеи может осуществляться на участках прогнозируемого обводнения, обводненных и заболоченных территориях, а также на переходах через болота с мощностью торфяной залежи, не превышающей глубины траншеи.
4.2. Использование для балластировки газопроводов больших диаметров минеральных грунтов засыпки траншеи возможно при условиях:
• использования гибких полотнищ из нетканых синтетических материалов (НСМ) в сочетании с минеральным грунтом засыпки;
• использования закрепленных грунтов;
• применения комбинированных методов балластировки минеральным грунтом с железобетонными утяжелителями различных конструкций или анкерных устройств;
• укладки газопровода в перезаглубленную траншею (необходимое увеличение глубины траншеи определяется расчетом);
• применения заполненных грунтом полимерконтейнеров различных конструкций.
4.3. Балластировка газопроводов минеральными грунтами засыпки или комбинированными методами, включая использование полотнищ из НСМ и полимероконтейнеров, может производиться лишь после укладки трубопровода на проектные отметки, при условии отсутствия воды в траншее в процессе производства работ (после удаления воды из траншеи техническими средствами), а также в случаях, когда трубопровод удерживается в проектном положении с помощью инвентарных утяжелителей повышенной массы. При этом глубина траншеи определяется проектом, исходя из требований СНиП 2.05.06-85.
Производство строительно-монтажных работ способами, изложенными в п. 4.2. и 4.3., должно осуществляться в соответствии с требованиями проектов производства работ и технологических карт, а также настоящего СП.
4.4. Для балластировки газопроводов с использованием НСМ в зависимости от категории местности могут применяться различные конструктивные схемы:
• В условиях обводненной местности и на участках прогнозируемого обводнения в суглинистых грунтах может быть использовано устройство, в котором НСМ укладывается в траншею на установленный в проектное положение трубопровод и на откосы траншеи; траншея засыпается грунтом до дневных отметок, после чего полотнище из НСМ перекрывает сверху засыпанный участок траншеи. При этом края полотнища по всей длине устройства замыкаются (свариваются) над засыпанным трубопроводом, образуя замкнутый грунтовый контур.
• На участках трасс сложенных, преимущественно, песчаными, вечномерзлыми грунтами и на обводненных территориях используется устройство (рис. 16) в котором полотнище из НСМ укладывается на лежащий на дне траншеи (на проектных отметках) трубопровод и на откосы траншеи, закрепляется на бермах траншеи специальными металлическими штырями и засыпается минеральным грунтом с устройством грунтового валика над траншеей и полотнищем из НСМ (местным или привозным). При необходимости через 10-15м по длине трубопровода в устройстве должны быть установлены грунтозадерживающие перегородки, которые по контуру откосов и дна траншеи, а также поверхности трубопровода, жестко соединены (сварены) с продольным полотнищем из НСМ.
• На переходах через болота первого типа с устойчивой консистенцией торфа и при укладке трубопровода на минеральное основание траншеи устройство из НСМ (рис. 17) выполняется следующим образом: полотнище укладывается на уложенный в проектное положение газопровод и на откосы траншеи, а после засыпки траншеи (до дневных отметок) минеральным привозным грунтом замыкается и сваривается под засыпанным минеральным грунтом трубопрово...
|
