В проекте получается уклон местности 350-450 промилле (0,35-0,45). Протяженность газопровода примерно 2 км. Среднее давление. Кто что предусматривает в подобных случаях в проектах?

пысы: ну и плюсом в этом районе сейсмика - 9 баллов))

Ну как минимум - укрепление поверхности траншеи дерновым слоем

подземный? надземный? сталь? пэ?
в любом случае большой уклон это не проблема газопровода а проблема строителей,
и еще при прорезании поперек склона, смотри какие грунты чтоб они не сползли

Мы на чертеж добавляем картинку и примечание. См. вложение.
p.s. не знаю правда, правильно это или нет. Используется годами в большой краевой организации, претензий ни у кого не было.

Из какой серии ... этот узел???

Газопровод подземный стальной диам. 57х5 мм. В основном прокладка с продольным уклоном, т.е. идем на участках от подножия возвышенностей к их вершинам.
GazProekt, спасибо за чертеж.
Может у кого еще какие наработки есть? Устройство полок, к примеру, или подпорных стенок траншеи...и т.д...и т.п..
Кто считает на прочность с условием сейсмической опастности-есть ли какая прога по расчету? Если считать в ручную, то там целая наука, а у нас срок по проекту как обычно - "вчера".

Пысы: в электронке есть чертеж глинянной перемычки в траншее. Если кому надо-обращайтесь, выложу.

где вы нашли трубу 57х5 в госте 10704 (прямошовные) такой трубы нет
использовать бесщовную трубу для среднего давления ???
расчет в снипе "магистралка" очень прост
идете по склону вверх, тоже никаких проблем, так как тяжелая техника не нужна (труба ф57),
и вообже это проблема ППР, и не относится к ПД

А кто сказал что труба по ГОСТ 10704? Труба принята по ТУ 14-3-1128-2000 (бесшовная) Челябинского трубопрокатного завода, в связи с тем что до редуцирующего пункта рабочее давление в газопроводе 6,4 МПа, плюс к тому сейсмика.

я конечно извиняюсь, но 6,4мпа не среднее даление, о чем вами было сказано выше

Согласен-моя оплошность. В спешке не до конца описАл ситуацию.
Подключение идет в крановых узлах и узлах приема-запуска очистных устройств, а также есть врезки напрямую (через тройник) в магистральный газопровод с рабочим давлением 6,4 МПа, Ду 500 мм. От него - участки давлением 6,4 МПа, Ду 50 в основном 25 м (+-5 м) до РП-10СА, а дальше уже среднее давление Ду 50 - до конечного потребителя, различной протяженностью (от 25 до 1800 м).
Извиняюсь, если ввел в заблуждение первым постом. Сейчас я думаю стало все понятно.

Случаем не на Камчатке проектируете?

Так точно. На Камчатке. Вы тоже как-то связаны с этой работой?

Нет, но смотрел этот проект еще 1998 г Томскнипинефть. Ишите руководство пользователя на программу Geo.Series, там есть часть типовых решений по Вашим вопросам (их консультировали Гипрогазцентр, Гипроспецгаз)., но без опыта по горам, да еще с сейсмикой...
Если не размоет, так порвет или сомнет, в первые годы эксплуатации.
Хотя сам немало удивлен как Гипрогазцентр (Ваши земляки) не имея опыта работы в горах (сопках) с полками резво выдает проекты с сомнительными решениями, боятся только разломов.

Первоначально по магистральному газопроводу все тектонические разломы проектировались ВНИИСТом на опорах. Позже данные решения были пересмотрены и разрешена подземная прокладка в данных зонах. Сменилась также и проеткная контора, разрабатывающая магистралку.
Вобще меня смущает само принципиальное решение газоснабжения автономных источников электропитания. Вся ситуевина в том, что антенные вышки связисты естесственно поставили как можно выше, чтобы зона покрытия сигнадом была больше. Есть участки по магистралке, где посчитали экономически нецелесообразным тянуть ВЛ для электроснабжения антенн, а вместо этого поставить автономные источники электроэнергии (АИПы), работающие на газе. Получается, что этот самый АИП должен быть максимально приближен к блок-боксу в связи с тем что его электрическая мощность достаточно невелика (примерно 3 кВт). Идею поставить АИП у подножия горы или сопки рядом с редуцирующим пунктом и на верх к к блок-боксу пройти не газопроводом, а электрическим кабелем отвергли на корню, т.к. по словам людей, которые делают электрику потери электричества при такой мощности будут слишком большими)). Хотя лично для меня тут много непонятного. Ведь если допустим в газе не хватает давления, то один из вариантов решения проблемы-это увеличение диаматров газопроводной сети, или же повышение давления на источнике. Так и здесь на мой взгляд можно увеличить мощность, поставив к примеру не один АИП, а два в параллель, или же каким-то образом "поиграть" сечением электричских кабелей. Потому как кабель-это не труба под давлением, он более гибок и восприимчив к сейсмическим воздействиям, да и в случае разрыва аварийная ситуация может легко и быстро устраниться установкой муфты в разорванном месте. Нет ни взрыва, ни выхода газа из газопровода. Но это только на мой взгляд, т.к. я не электрик, то возможно могу ошибаться в данном вопросе. Что думаете по этому поводу?
А для заказчика установка 2-х АИПов на одной площадке, по словам ГИПа, оказалась непомерно дорогой. Поэтому сейчас отдел дружно проектирует газопроводы от подножия гор к их вершинам для газоснажения АИПов в условиях сейсмической опасности до 9-ти баллов.
Врезки в крановых узлах и УПЗОУ выполнены с установкой пневмоприводных управляемых кранов. Здесь вроде бы все логично и понятно. В случае аварии на ответвлении эти самые ответвления можно будет быстро и своевременно отключить приводными кранами.
Но есть врезки "напрямую" в магистраль через тройник 530х57. Вот это тоже для меня непонятно. Ведь после этой врезки до охранного крана 25 метров газопровода диаметром 57х5 и давлением 6,4 МПа. И в случае разрыва трубы (ответвления) до охраннного крана (на этих 25 метрах) утечка будет уже из магистрали и придется магистраль отключать охранным краном магистрали. Это чревато остановкой магистрального газопровода, а также большим количеством газа, который вылетит в атмосферу.
Кто что думает по данному поводу?

большое количество врезок в трубу, ?, т.е. при сейсмичесом воздейсвии все ваши врезки просто порвет,(жесткость 530трубы несравнимо больше 57) необходимо врезаться с устройством компенсационных участков,(п.6.7.5. пб 12-529) да и то сомнительно, что при такой частоте врезок, хоть один но не подведет.
в книге "Сооружение трубопроводов в горах" Бородавкин недра 1978г, все проблемы больших уклонов это проблема производства работ а не эксплутационной сосотавляющей,
повторяю не зацикливайтесь на уклонах, наоборот при уклоне труба в сейсмике ведет себя лучше чем на горизонтальной поверхности

происходит разложение векторов

книга "Расчет, конструирование и экплуатация трубопроводов в сейсмических районах" Гехман Стройиздат 1988г
стр.7 "В результате обследований установлено, что страдают трубопроводы, трасса которых совпадает с направлением сейсмических волн. Большое количество повреждений происходит в местах присоединени я распределительных отводов к главным магистралям,а так же в местах подключения трубопроводов к другим сооружениям и колодцам"

у нас трансгаз непозволяет делать врезки по трассе (из за сеймики)
так что коэф 1,3 на сейсмику к цене не зря дают