Снип 2.05.06-86 Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы

206 000 МПа (2100 000 кгс/см²)

Коэффициент линейного рас­ширения а

0,000012 град^-1

Коэффициент поперечной де­формации Пуассона в стадии работы металла:

упругой ₀

0,3

пластической 

По п. 8.25

8.5. Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изыска­ний с учетом прогнозирования их свойств в про­цессе эксплуатации.

НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ 8.6. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочета­ния должны приниматься в соответствии с требова­ниями СНиП ІІ-6-74.

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке надлежит прини­мать по табл. 13. Допускается принимать коэффи­циент надежности по внутреннему давлению менее указанного в табл. 13 при соответствующем обос­новании, исходя из условий эксплуатации трубо­провода.

8.7. Рабочее (нормативное) давление — наи­большее избыточное давление, при кото­ром обеспечивается заданный режим эксплуа­тации трубопровода.

При определении рабочего давления для нефте­проводов и нефтепродуктопроводов должна учиты­ваться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспорти­руемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода.

8.8. Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода q_газ, Н/м, следует определять по формуле

(6)

где _газ - плотность газа, кг/м³ (при О °С и1013гПа);

g— ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²;

_а— абсолютное давление газа в газопро­воде, МПа;

D_вн — внутренний диаметр трубы, см;

z— коэффициент сжимаемости газа;

T— абсолютная температура, К ( Т = 273 + t, где t - температура газа, °С).

Для природного газа допускается принимать

(7)

где р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_вн - обозначение то же, что в формуле (6) .

Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода

q_прод, Н/м, следует определять по формуле

(8)

где _н - плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м³;

g, D_вн - обозначения те же, что в формуле (6) .

Таблица 13

Характер нагрузки и воздействия

Нагрузка и воздействие

Способ прокладки трубопровода

Коэффи-

циент надеж-

подземный, наземный (в насыпи)

надзем­ный

ности по нагрузке

Постоянные

Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств

+

+

1,10(0,95)

Воздействие предварительного напряже­ния трубопровода (упругий изгиб и др.)

+

+

1,00(0,90)

Давление (вес) грунта

+

-

1,20(0,80)

Гидростатическое давление воды

+

-

1,00

Временные длительные

Внутреннее давление для газопроводов

+

+

1,10

Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700—1200 мм с промежуточными НПО без подключения емкостей

+

+

1,15

Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1200 мм без промежуточ­ных или с промежуточными НПС, работаю-

щими постоянно только с подключен­ной емкостью, а также для нефтепрово­дов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм

+

+

1,10

Масса продукта или воды

+

+

1,00(0,95)

Температурные воздействия

+

+

1,00

Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры

+

+

1,50

Кратковре-

менные

Снеговая нагрузка

-

+

1,40

Ветровая нагрузка

-

+

1,20

Гололедная нагрузка

-

+

1,30

Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта

+

-

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств

+

+

1,20

Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов

+

+

1,00

Воздействие селевых потоков и оползней

+

+

1,00

Особые

Воздействие деформаций земной поверх­ности в районах горных выработок и карс­товых районах

+

+

1,00

Воздействие деформаций грунта, сопро­вождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерз-лых грунтов при оттаивании)

+

+

1,00

Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процес­сов

+

-

1,05

Примечания: Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак "-" — не учитываются.

2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные а скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает усло­вия работы конструкции.

3. Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.

4. Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

5. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на всех промежуточных нефтеперекачивающих насосных станциях, работа-

ющих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубо­проводов от воздействия переходных процессов .

8.9. Нормативную нагрузку от обледенения 1 м трубы q_лед, Н/м, следует определять по формуле

(9)

где b — толщина слоя гололеда, мм, прини­маемая согласно СНиП ІІ-6-74;

D_н — наружный диаметр трубы, см.

8.10. Нормативную снеговую нагрузку р_с^н Н/м², на горизонтальную проекцию конструкции надзем­ного трубопровода и примыкающего эксплуата­ционного мостика следует определять согласно СНиП ІІ-6-74.

При этом для одиночно прокладываемого трубо­провода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода С принимается равным 0,4.

8.11. Нормативный температурный перепад в ме­талле стенок труб следует принимать равным раз­нице между максимально или минимально возмож­ной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопро­вода (свариваются захлесты, привариваются ком­пенсаторы, производится засыпка трубопровода и т.п., т.е. когда фиксируется статически неопре­делимая система). При этом допустимый темпера­турный перепад для расчета балластировки и тем­пературы замыкания должен определяться раз­дельно для участков І, ІІ и III, IV категорий.

8.12. Максимальную или минимальную темпера­туру стенок труб в процессе эксплуатации трубо­провода следует определять в зависимости от тем­пературы транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

Принятые в расчете максимальная и минималь­ная температуры, при которых фиксируется рас­четная схема трубопровода, максимально и мини­мально допустимая температура продукта на выходе из КС и НПС должны указываться в проекте.

8.13. При расчете газопровода, нефтепровода и нефтепродуктопровода на прочность, устойчивость и выборе типа изоляции следует учитывать темпера­туру газа, нефти и нефтепродуктов, поступающих в трубопровод, и ее изменение по длине трубопро­вода в процессе транспортировки продукта. .

8.14. Выталкивающая сила воды q_в, Н/м, прихо­дящаяся на единицу длины полностью погружен­ного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

(10)

где D_н.и— наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футе­ровки, м;

_в— плотность воды с учетом растворен­ных в ней солей, кг/м³;

g — обозначение то же, что в формуле (6) .

Примечание. При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидко-пластическое состояние, ипри определении выталкивающей силы следует вместо плот­ности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

8.15. Нормативную ветровую нагрузку на 1 м q_вет, Н/м трубопровода одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плос­кости следует определять по формуле

(11)

где q_н^с— нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м², определяемое согласно СНиП ІІ-6-74;

q_н^д — нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м², определяемое согласно СНиП ІІ-6-74 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

D_н.и — обозначение то же, что в формуле(10).

8.16. Нагрузки и воздействия, связанные с осад­ками и пучениями грунта, оползнями, перемеще­нием опор и т.д., должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изме­нения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.

8.17. Обвязочные трубопроводы КС и НПС сле­дует дополнительно рассчитывать на динамичес­кие нагрузки от пульсации давления, а для над­земных трубопроводов, подвергающихся очистке полости, следует дополнительно производить рас­чет на динамические воздействия от поршней и других очистных устройств.

8.18. Для трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, интенсивность возмож­ных землетрясений для различных участков трубо­проводов определяется согласно СНиП ІІ-7-81, по картам сейсмического районирования СССР и списку населенных пунктов СССР, расположен­ных в сейсмических районах, с учетом данных сейсмомикрорайонирования.

8.19. При проведении сейсмического микро­районирования необходимо уточнить данные о тектонике района вдоль всего опасного участка трассы в коридоре, границы которого отстоят от трубопровода не менее, чем на 15 км.

8.20. Расчетная интенсивность землетрясения для наземных и надземных трубопроводов назна­чается согласно СНиП ІІ-7-81.

Расчетная сейсмичность подземных магистраль­ных трубопроводов и параметры сейсмических колебаний грунта назначаются без учета заглубле­ния трубопровода как для сооружений, располо­женных на поверхности земли.

8.21. При назначении расчетной интенсивности землетрясения для участков трубопровода необ­ходимо учитывать помимо сейсмичности площадки строительства степень ответственности трубопро­вода, устанавливаемую введением в расчет к коэф­фициенту надежности по нагрузке коэффициента к₀, принимаемого в соответствии с п. 8.59 в зави­симости от характеристики трубопровода.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ 8.22. Расчетную толщину стенки трубопровода , см, следует определять по формуле

(12)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

(13)

где n — коэффициент надежности по нагруз­ке — внутреннему рабочему давле­нию в трубопроводе, принимаемый по табл. 13;

р — обозначение то же, что в формуле (7);

D_н— наружный диаметр трубы, см;

R₁ — обозначение то же, что в формуле (4);

₁— коэффициент, учитывающий двух­осное напряженное состояние труб, определяемый по формуле

(14)

где _пр.N— продольное осевое сжимающее нап­ряжение, МПа, определяемое от рас­четных нагрузок и воздействий с учетом упруго-пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

Толщину стенки труб, определенную по фор­мулам (12) и (13), следует принимать не менее 1/140 D_н, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм — для труб условным диаметром свыше 200 мм.

При этом толщина стенки должна удовлетворять условию (66) , чтобы величина давления, определяе­мая по п. 13.16, была бы не менее величины рабо­чего (нормативного) давления.

Увеличение толщины стенки при наличии продоль­ных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по формуле (12) , должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и темпера­туру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значе­ния, предусмотренного государственными стандар­тами или техническими условиями. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ И НАЗЕМНЫХ (В НАСЫПИ) ТРУБОПРОВОДОВ

8.23. Подземные и наземные (в насыпи) трубо­проводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

8.24. Проверку на прочность подземных и назем­ных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия

(15)

где _пр.N — продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25;

₂ — коэффициент, учитывающий двух­осное напряженное состояние ме­талла труб, при растягивающих осе­вых продольных напряжениях (_пр.N  0) принимаемый равным единице, при сжимающих (_пр.N< 0) определяемый по формуле

(16)

R₁ — обозначение то же, что в формуле (4);

_кц — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, опре­деляемые по формуле

(17)

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

р — обозначение то же, что в формуле (7);

D_вн — обозначение то же, что в формуле (6);

_н — номинальная толщина стенки трубы, см.

8.25. Продольные осевые напряжения _пр.N МПа, определяются от расчетных нагрузок и воз­действий с учетом упруго-пластической работы металла. Расчетная схема должна отражать условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продоль­ных и поперечных перемещений, просадок и пуче­ния грунта продольные осевые напряжения опре­деляются по формуле

(18)

где (19)

(20)

а — коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1;

Е — переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

t— расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;