Снип 2.05.06-86 Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы

На уклонах местности и на участках со слабо­несущими грунтами следует применять системы прокладок надземных трубопроводов с неподвиж­ными опорами, испытывающими минимальные нагрузки, например, прокладку змейкой с непод­вижными опорами, расположенными в вершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

8.44. Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводов сле­дует принимать равными сумме усилий, передаю­щихся на опору от примыкающих участков трубо­провода, если эти усилия направлены в одну сто­рону, и разности усилий, если эти усилия направ­лены в разные стороны. В последнем случае мень­шая из нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

8.45. Продольно-подвижные и свободно-подвиж­ные опоры балочных надземных систем трубо­проводов следует рассчитывать на совместное действие вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвиж­ном закреплении трубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки) . При определении горизонтальных усилий на под­вижные опоры необходимо принимать максималь­ное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочных системах без ком­пенсации продольных деформаций необходимо учи­тывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на проме­жуточную опору перпендикулярно оси трубопро­вода, следует принимать равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

8.46. При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем следует производить расчет на возможность опрокидывания и сдвиг.

КОМПЕНСАТОРЫ 8.47. Расчет компенсаторов на воздействие про­дольных перемещений трубопроводов, возникаю­щих от изменения температуры стенок труб, внут­реннего давления и других нагрузок и воздействий, следует производить по условию

(47)

где _комп— расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действием внут­реннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, МПа;

_м— дополнительные продольные напря­жения в компенсаторе от изгиба под действием поперечных и про­дольных нагрузок (усилий) в рас­четном сечении компенсатора, МПа, определяемые согласно общим пра­вилам строительной механики;

R₂ — обозначение то же, что в формуле (5);

_кц — обозначение то же, что в формуле (17).

Примечание. При расчете компенсаторов на участ­ках трубопроводов, работающих при мало изменяющемся температурном режиме (на линейной части газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов), допускается в формуле (47) вместо расчетного сопротивления R₂ прини­мать нормативное сопротивление R₂^Н.

8.48. Величина расчетных продольных напряже­ний в компенсаторе _комп определяется в соответ­ствии с общими правилами строительной механики с учетом коэффициента уменьшения жесткости отвода к_ж и коэффициента увеличения продольных напряжений m_k.

В частности, для П-, Z- и Г-образных компенса­торов расчет производится по следующим фор­мулам :

для П-образных

(48)

(49)

для Z-образных

(50)

(51)

для Г-образных

(52)

где E₀ — обозначение то же, что в формуле (19);

D_н— обозначение то же, что в формуле (12);

l_k— вылет компенсатора, см;

_k — суммарное продольное перемещение трубопровода в месте примыка­ния его к компенсатору от воздей­ствия температуры и внутреннего давления, см;

p_k— радиус изгиба оси отвода, см;

l_п — ширина полки компенсатора, см.

8.49. Коэффициенты уменьшения жесткости к_ж и увеличения напряжений m_k для гнутых и свар­ных отводов компенсаторов при _k < 0,3 опре­деляются по формулам:

(53)

(54)

(55)

где _н — обозначение то же, что в формуле (17);

_к— обозначение то же, что в формуле (49);

r_c— средний радиус отвода, см.

8.50. Реакция отпора H_k компенсаторов, Н, при продольных перемещениях надземного трубо­провода определяется по формулам: для П- и Z-образных компенсаторов

(56)

для Г-образных компенсаторов

(57)

где Н_k — момент сопротивления сечения трубы, см³;

_комп— обозначения те же, что в формуле m_к , l_k (48).

8.51. Расчетные величины продольных перемеще­ний надземных участков трубопровода следует опре­делять от максимального повышения температуры стенок труб (положительного расчетного темпера­турного перепада) и внутреннего давления (удли­нение трубопровода) , а также от наибольшего пони­жения температуры стенок труб (отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутрен­него давления в трубопроводе (укорочение трубо­провода) .

8.52. С целью уменьшения размеров компенса­торов следует применять предварительную их растяжку или сжатие, при этом на чертежах должны указываться величины растяжки или сжатия в зависимости от температуры, при которой произ­водится сварка замыкающих стыков.

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

8.53. Трубопроводы, прокладываемые в сейсми­ческих районах, независимо от вида прокладки (подземной, наземной или надземной), рассчиты­ваются на основные и особые сочетания нагрузок с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП ІІ-7-81.

8.54. Трубопроводы и их элементы, предназна­ченные для прокладки в сейсмических районах, согласно п. 5.31 следует рассчитывать:

на условные статические нагрузки, определяемые с учетом сейсмического воздействия. При этом предельные состояния следует принимать как для трубопроводов, прокладываемых вне сейсмических районов;

на сейсмические воздействия, получаемые на основании анализа записей сейсмометрических стан­ций (в виде акселерограмм, велосиграмм, сейсмо­грамм) , ранее имевших место землетрясений в районе строительства или в аналогичных по сейсми­ческим условиям местностях. Величины принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не менее указанных в табл. 14.

При расчетах на наиболее опасные сейсмические воздействия допускается в конструкциях, поддер­живающих трубопровод, неупругое деформирова­ние и возникновение остаточных деформаций, локальные повреждения и т. д.

Таблица 14

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое уско­рение, см/с²

100

200

400

800

8.55. Расчет надземных трубопроводов на опорах следует производить на действие сейсмических сил, направленных:

вдоль оси трубопровода, при этом определяются величины напряжений в трубопроводе, а также производится проверка конструкций опор на дей­ствие горизонтальных сейсмических нагрузок;

по нормали к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следует определять величины смещений трубо­провода и достаточность длины ригелей, при кото­рой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения в трубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных и вертикальных сейсмических нагрузок.

Дополнительно необходимо проводить повероч­ный расчет трубопровода на нагрузки, возникаю­щие при взаимном смещении опор.

Сейсмические нагрузки на надземные трубо­проводы следует определять согласно СНиП ІІ-7-81.

8.56. Дополнительные напряжения в подземных трубопроводах и трубопроводах, прокладываемых в насыпи, следует определять как результат воздей­ствия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода, вызванной напря­женным состоянием грунта.

Расчет подземных трубопроводов и трубопрово­дов в насыпи на действие сейсмических нагрузок, направленных по нормали к продольной оси трубо­провода, не производится.

8.57. Напряжения в прямолинейных подземных или наземных (в насыпи) трубопроводах от дейст­вия сейсмических сил, направленных вдоль продоль­ной оси трубопровода, следует определять по фор­муле

(58)

где m₀— коэффициент защемления трубопро­вода в грунте, определяемый согласно п. 8.58;

k₀ - коэффициент, учитывающий ответст­венность трубопровода, определяемый согласно п. 8.59;

k_п— коэффициент повторяемости землетря­сения, определяемый согласно п. 8.60;

а_с—сейсмическое ускорение, см/с², опре­деляемое по данным сейсмического районирования и микрорайонирования с учетом требований п. 8.54;

Е₀ — обозначение то же, что в формуле (19);

Т₀ — преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, опре­деляемый при изысканиях, с;

с_р — скорость распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, см/с, в грунтовом массиве, определяемая при изыска­ниях; на стадии разработки проекта допускается принимать согласно табл. 15.

8.58. Коэффициент защемления трубопровода в грунте m₀ следует определять на основании мате­риалов изысканий. Для предварительных расчетов допускается принимать по табл. 15.

При выборе значения коэффициента m₀ необхо­димо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

Таблица 15

Грунты

Скорость распростра­нения про­дольной сей­смической волны с_р, км/с

Коэффициент защемления трубопровода в грунте m₀

1

2

3

Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных

0,12

0,50

Песчаные маловлажные

0,15

0,50

Песчаные средней влажности

0,25

0,45

Песчаные водонасыщенные

0,35

0,45

Супеси и суглинки

0,30

0,60

Глинистые влажные, пластичные

0,50

0,35

Глинистые, полутвердые и твер­дые

2,00

0,70

Лёсс и лёссовидные

0,40

0,50

Торф

0,10

0,20

Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

2,20

1,00

Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,50

1,00

Гравий, щебень и галечник

1,10

См. примеч. 2

Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные, выветренные и сильно выветренные)

1,50

То же

Скальные породы (монолитные)

2,20

„

Примечания: 1. В таблице приведены наименьшие значения с_р, которые следует уточнять при изысканиях.

2. Значения коэффициентов защемления трубопрово­да следует принимать по грунту засыпки.

8.59. Коэффициент к₀, учитывающий степень от­ветственности трубопровода, зависит от характери­стики трубопровода и определяется по табл. 16.

Таблица 16

Характеристика трубопровода

Значение коэффициента *0

1

2

1. Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа (25-100 кгс/см²) включ.; нефтепроводы и нефтепродук-топроводы при условном диаметре от 1000 до 1200 мм. Газопроводы незави­симо от величины рабочего давления,

а также нефтепроводы и нефтепродуктопроводы любого диаметра, обеспечи­вающие функционирование особо ответ­ственных объектов. Переходы трубо­проводов через водные преграды с ши­риной по зеркалу в межень 25 м и более

1,5

2. Газопроводы при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа (12-25 кгс/см²); нефте­проводы и нефтепродуктопроводы

при условном диаметре от 500 до 800 мм

1,2

3. Нефтепроводы при условном диаметре менее 500 мм

1,0

Примечание. При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент к₀ для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

8.60. Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического райони­рования территории СССР согласно СНиП ІІ-7-81. Значения коэффициентов повторяемости земле­трясений следует принимать по табл. 17.

Таблица 17

Повторяемость земле­трясений 1 раз

в 100 пет

в 1000 лет

в 10 000 лет

Коэффициент повто­ряемости к_п

1,15

1,0

0,9

8.61. Расчет надземных трубопроводов на сейсми­ческие воздействия следует производить согласно требованиям СНиП ІІ-7-81.

8.62. Трубопроводы, прокладываемые в вечно-мерзлых грунтах при использовании их по II прин­ципу, необходимо рассчитывать на просадки и пу­чения .

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ 8.63. Расчетную толщину стенки деталей (трой­ников, отводов, переходников и днищ) _д, см, трубопроводов при действии внутреннего давления следует определять по формуле