Надземная прокладка трубопроводов

 

7.1. Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований п.1.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

7.2. При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие проход поршня для очистки полости трубопровода и разделительной головки (для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов). Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований разд.8.

7.3. При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями разд.8.

7.4. В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

7.5. При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

7.6. Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор.

7.7. Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*, но не менее 0,5 м.

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование вечномерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом.

При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями.

7.8. При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении:

оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5%-ной обеспеченности;

несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов.

Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1%-ной обеспеченности).

7.9. При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита "С" по ГОСТ 9238-83.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

до подошвы откоса насыпи......................................... 5

" бровки откоса выемки........................................... 3

" крайнего рельса железной дороги.............................. 10

7.10. В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

 

Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

 

Расчетные характеристики материалов

Нагрузки и воздействия

Определение толщины стенки трубопроводов

Проверка прочности и устойчивости подземных и наземных

(в насыпи) трубопроводов

Проверка прочности и устойчивости надземных трубопроводов

Компенсаторы

Особенности расчета трубопроводов, прокладываемых в

сейсмических районах

Соединительные детали трубопроводов

 

8.1. Расчетные схемы и методы расчета трубопроводов необходимо выбирать с учетом использования ЭВМ.

 

Расчетные характеристики материалов

 

8.2. Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений Rн1 и Rн2 следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

8.3. Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R(н)1, R(н)2 и следует определять по формулам:

 

н

R m

R = ───────; (4)

1 k k

1 н

 

н

R m

R = ──────-, (5)

2 k k

2 н

 

где m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1;

k, k - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые

1 2

соответственно по табл.9 и 10;

k - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый

н

по табл.11.

 

Таблица 9

 

────────────────────────────────────────────┬────────────────────────────

│ Значение коэффициента

Характеристика труб │ надежности по материалу

│ k1

────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────

1 │ 2

────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────

1. Сварные из малоперлитной и бейнитной ста-│ 1,34

ли контролируемой прокатки и термически│

упрочненные трубы, изготовленные двусто-│

ронней электродуговой сваркой под флюсом│

по сплошному технологическому шву, с мину-│

совым допуском по толщине стенки не более│

5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплош-│

ность основного металла и сварных соедине-│

ний неразрушающими методами │

────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────

2. Сварные из нормализованной, термически │ 1,40

упрочненной стали и стали контролируемой│

прокатки, изготовленные двусторонней элек-│

тродуговой сваркой под флюсом по сплошному│

технологическому шву и прошедшие 100%-ный│

контроль сварных соединений неразрушающими│

методами. Бесшовные из катаной или кованой│

заготовки, прошедшие 100%-ный контроль│

неразрушающими методами │

────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────

3. Сварные из нормализованной и горячеката -│ 1,47

ной низколегированной стали, изготовленные│

двусторонней электродуговой сваркой и про-│

шедшие 100%-ный контроль сварных соедине-│

ний неразрушающими методами │

────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────

4. Сварные из горячекатаной низколегирован-│ 1,55

ной или углеродистой стали, изготовленные│

двусторонней электродуговой сваркой или│

токами высокой частоты. Остальные бесшов-│

ные трубы │

 

Примечание. Допускается применять коэффициенты: 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1.

 

Таблица 10

 

──────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────

│ Значение коэффициента

│ надежности по материалу

Характеристика труб │ k2

──────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────

Бесшовные из малоуглеродистых сталей │ 1,10

│

Прямошовные и спиральношовные сварные из│ 1,15

малоуглеродистой и низколегированной стали│

с отношением R(н)2/R(н)1 <= 0,8 │

Сварные из высокопрочной стали со отноше-│ 1,20

нием R(н)2/R(н)1 > 0,8 │

──────────────────────────────────────────┴──────────────────────────────

 

Таблица 11

 

───────────┬─────────────────────────────────────────────────────────────

Условный │Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода

диаметр │ k_н

трубопрово-│

да, мм ├─────────────────────────────────────────────────┬───────────

│для газопроводов в зависимости от внутреннего │для нефте-

│ давления p │проводов и

│ │нефтепро-

│ │дуктопро-

│ │водов

├──────────────┬────────────────┬─────────────────┤

│p<= 5,4 МПа │5,4<p<= 7,4 МПа │7,4<p<= 9,8 МПа │

│p<= 55 кгс/см2│55<p<=75 кгс/см2│75<p<=100 кгс/см2│

───────────┼──────────────┼────────────────┼─────────────────┼───────────

500 и менее│ 1,00 │ 1,00 │ 1,00 │ 1,00

600-1000 │ 1,00 │ 1,00 │ 1,05 │ 1,00

1200 │ 1,05 │ 1,05 │ 1,10 │ 1,05

1400 │ 1,05 │ 1,10 │ 1,15 │ -

───────────┴──────────────┴────────────────┴─────────────────┴───────────

 

8.4. Основные физические характеристики стали для труб следует принимать по табл.12.

 

Таблица 12

 

──────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────

Физическая характеристика и обозначение │ Величина и размерность

стали │

──────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────

Плотность ро │ 7850 кг/м3

│

Модуль упругости Е0 │ 206000 МПа

│

│ (2100000 кгс/см2)

│

Коэффициент линейного расширения альфа │ 0,000012 град(-1)

│

Коэффициент поперечной деформации Пуас- │

сона в стадии работы металла: │

│

упругой мю 0 │ 0,3

│

пластической мю │ 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 2.01.07-85.

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициент 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 ку_газ, Н/м, следует определять по формуле

 

"Формулы (6)-(8)"

 

Таблица 13*

 

────────────┬──────────────────────────────┬────────────────┬────────────

Характер на-│ │Способ прокладки│Коэффициент

грузки и │ │ трубопровода │ надежности

воздействия │ Нагрузка и воздействие ├──────────┬─────┤по нагрузке

│ │подземный,│над- │ n

│ │ наземный │зем- │

│ │(в насыпи)│ный │

────────────┼──────────────────────────────┼──────────┼─────┼────────────

1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5

────────────┼──────────────────────────────┼──────────┼─────┼────────────

Постоянные │Масса (собственный вес) тру-│ + │ + │ 1,10(0,95)

│бопровода и обустройств │ │ │

│ │ │ │

│Воздействие предварительного│ + │ + │ 1,00 (0,90)

│напряжения трубопровода (упру-│ │ │

│гий изгиб и др.) │ │ │

│ │ │ │

│Давление (вес) грунта │ + │ - │ 1,20 (0,80)

│ │ │ │

│Гидростатическое давление воды│ + │ - │ 1,00

────────────┼──────────────────────────────┼──────────┼─────┼────────────

Временные │Внутреннее давление для газо- │ + │ + │ 1,10

длительные │проводов │ │ │

│Внутреннее давление для неф-│ + │ + │ 1,15

│тепроводов и нефтепродуктопро-│ │ │

│водов диаметром 700 - 1200 мм │ │ │

│с промежуточными НПС без под- │ │ │

│ключения емкостей │ │ │

│ │ │ │

│Внутреннее давление для нефте-│ + │ + │ 1,10

│проводов диаметром 700 - 1200│ │ │

│мм без промежуточных или с│ │ │

│промежуточными НПС, работающи-│ │ │

│ми постоянно только с подклю-│ │ │

│ченной емкостью, а также для│ │ │

│нефтепроводов и нефтепродук-│ │ │

│топроводов диаметром менее 700│ │ │

│мм │ │ │

│ │ │ │

│Масса продукта или воды │ + │ + │ 1,00 (0,95)

│ │ │ │

│Температурные воздействия │ + │ + │ 1,00

│ │ │ │

│Воздействия неравномерных де-│ + │ + │ 1,50

│формаций грунта, не сопровож- │ │ │

│дающиеся изменением его │ │ │

│структуры │ │ │

────────────┼──────────────────────────────┼──────────┼─────┼────────────

Кратковре- │Снеговая нагрузка │ - │ + │ 1,40

менные │ │ │ │

│Ветровая нагрузка │ - │ + │ 1,20

│ │ │ │

│Гололедная нагрузка │ - │ + │ 1,30

│ │ │ │

│Нагрузка, вызываемая морозным│ + │ - │ 1,20

│растрескиванием грунта │ │ │

│ │ │ │

│Нагрузки и воздействия, возни-│ + │ + │ 1,20

│кающие при пропуске очистных │ │ │

│устройств │ │ │

│ │ │ │

│Нагрузки и воздействия, возни-│ + │ + │ 1,00

│кающие при испытании трубо-│ │ │

│проводов │ │ │

│ │ │ │

│Воздействие селевых потоков и│ + │ + │ 1,00

│оползней │ │ │

│ │ │ │

Особые │Воздействие деформаций земной│ + │ + │ 1,00

│поверхности в районах горных │ │ │

│выработок и карстовых районах │ │ │

│ │ │ │

│Воздействие деформаций грунта,│ + │ + │ 1,00

│сопровождающихся изменением │ │ │

│его структуры (например, де- │ │ │

│формация просадочных грунтов │ │ │

│при замачивании или вечномерз-│ │ │

│лых грунтов при оттаивании) │ │ │

│ │ │ │

│Воздействия, вызываемые разви-│ + │ - │ 1,05

│тием солифлюкционных и термо- │ │ │

│карстовых процессов │ │ │

 

Примечания*: 1.Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак "-" - не учитываются.

2. Значения коэффициента надежности по нагрузке, указанные в 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, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов.

─────────────────────────────────────────────────────────────────────────

 

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

 

ку = 0,17 b D, (9)

лед н

 

где b - толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85;

D - наружный диаметр трубы, см.

н

8.10. Нормативную снеговую нагрузку р(н)_с, Н/м2, на горизонтальную проекцию конструкции надземного трубопровода и примыкающего эксплуатационного мостика следует определять согласно СНиП 2.01.07-85.

При этом для одиночно прокладываемого трубопровода коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода С_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 I, II 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 ку_в, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

 

"Формула (10)"

 

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

 

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

 

с д

ку = (ку + ку) D, (11)

вет н н н.и

 

с

где ку - нормативное значение статической составляющей ветровой

н

нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07-85;

д

ку - нормативное значение динамической составляющей ветровой

н

нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07-85 как

для сооружений с равномерно распределенной массой и

постоянной жесткостью;

D - обозначение то же, что в формуле (10)

н.и.

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 II-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 II-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 k0, принимаемого в соответствии с п.8.59 в зависимости от характеристики трубопровода.