Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость
Общие положения
Классификация и категории магистральных трубопроводов
Основные требования к трассе трубопроводов
Конструктивные требования к трубопроводам
Подземная прокладка трубопроводов
Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия
Надземная прокладка трубопроводов
8.1. Расчетные схемы и методы расчета трубопроводов необходимо выбирать с учетом использования ЭВМ.
8.2. Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и 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) R1 и R2 следует определять по формулам:
; (4)
, (5)
|
где m |
— |
коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 1; |
|
k1, k2 |
— |
коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по табл. 9 и 10; |
|
kн |
— |
коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11. |
Таблица 9
|
Характеристика труб |
Значение коэффициента надежности по материалу k1 |
|
1 |
2 |
|
1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами |
1,34 |
|
2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой 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 |
1,40 |
|
3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами |
1,47 |
|
4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы |
1,55 |
|
Примечание. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двуслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1 ; . |
|
Таблица 10
|
Характеристика труб |
Значение коэффициента надежности по материалу k2 |
|
Бесшовные из малоуглеродистых сталей |
1,10 |
|
Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой стали и низколегированной стали с отношением |
1,15 |
|
Сварные из высокопрочной стали с отношением |
1,20 |
Таблица 11
|
|
Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн |
|||
|
Условный диаметр трубопровода, мм |
для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р |
для нефтепроводов |
||
|
|
р £ 5,4 МПа р £ 55 кгс/см2 |
5,4 <р£ 7,4 МПа 55 < р £ 75 кгс/см2 |
7,4 < р £ 9,8 МПа 75 < р £ 100 кгс/см2 |
и нефтепродуктопроводов |
|
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 стали |
Величина и размерность |
|
Плотность р |
7850 кг/м3 |
|
Модуль упругости Е0 |
206 000 МПа (2100 000 кгс/см2) |
|
Коэффициент линейного расширения a |
0,000012 град-1 |
|
Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла: |
|
|
упругой m0 |
0,3 |
|
пластической m |
По п. 8.25 |
8.5*. Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации.
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. 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.
p style='text-align:justify'>8.8. Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода qгаз, Н/м, следует определять по формуле
(6)
|
где rгаз |
— |
плотность газа, кг/м3 (при 0 °С и 1013 гПа); |
|
g |
— |
ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; |
|
ра |
— |
абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; |
|
Dвн |
— |
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; |
|
Dвн |
— |
обозначение то же, что в формуле (6). |
Вес транспортируемой нефти (нефтепродукта) в 1 м трубопровода qпрод, Н/м, следует определять по формуле
(8)
|
где rн |
— |
плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м3; |
|
g, Dвн |
— |
обозначения те же, что в формуле (6) . |
Таблица 13
|
Характер нагрузки и |
Нагрузка и воздействие |
Способ прокладки трубопровода |
Коэффициент надежности |
|
|
воздействия |
|
подземный, наземный (в насыпи) |
надземный |
по нагрузке n |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
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 НПC без подключения емкостей |
+ |
+ |
1,15 |
|
|
Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими 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 |
|
Кратковременные |
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 вечномерзлых грунтов при оттаивании) |
+ |
+ |
1,00 |
|
|
Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов |
+ |
- |
1,05 |
|
Примечания*: 1. Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак "-" — не учитываются. 2. Значения коэффициентов 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 qлед, Н/м, следует определять по формуле
(9)
|
где b |
— |
толщина слоя гололеда, мм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85; |
|
Dн |
— |
наружный диаметр трубы, см. |
8.10. Нормативную снеговую нагрузку 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 Сс 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 qв, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле
(10)
|
где Dн.и |
— |
наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м; |
|
|
— |
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, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.
8.15. Нормативную ветровую нагрузку на 1 м qвет, Н/м трубопровода, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости следует определять по формуле
(11)
|
где |
— |
нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07-85; |
|
|
— |
нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07-85 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью; |
|
Dн.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 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.
8.22*. Расчетную толщину стенки трубопровода d, 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); |
|
Dн |
— |
наружный диаметр трубы, см; |
|
R1 |
— |
обозначение то же, что в формуле (4); |
|
y1 |
— |
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле |
(14)
|
где |
— |
продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. |
Толщину стенки труб, определенную по формулам (12) и (13), следует принимать не менее 1/140 Dн, 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.
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 sпр.N |
— |
продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25; |
|
y2 |
— |
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (sпр.N ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр.N < 0) определяемый по формуле |
(16)
|
R1 |
— |
обозначение то же, что в формуле (4); |
|
sкц |
— |
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); |
|
Dвн |
— |
обозначение то же, что в формуле (6); |
|
dн |
— |
номинальная толщина стенки трубы, см. |
8.25. Продольные осевые напряжения sпр.N МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической 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)
|
a |
— |
коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1; |
|
Е |
— |
переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа; |
|
Dt |
— |
расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; |
|
m |
— |
переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона); |
|
n |
— |
обозначение то же, что в формуле (12); |
|
р |
— |
обозначение то же, что в формуле (7); |
|
Dвн |
— |
обозначение то же, что в формуле (6); |
|
dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (17); |
|
si |
— |
интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле |
(21)
|
ei |
— |
интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения s—e по формулам: |
(22);
(23)
|
m0 |
— |
коэффициент поперечной деформации в упругой области; |
|
E0 |
— |
модуль упругости, МПа. |
Абсолютное значение максимального положительного Dt(+) или отрицательного Dt(-) температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (12), определяются для рассматриваемого частного случая соответственно по формулам:
(24)
Для трубопроводов, прокладываемых в районах горных выработок, дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения , МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок, определяются по формуле
(25)
|
где Е0 |
— |
обозначение то же, что в формуле (19); |
|
l0 |
— |
максимальные перемещения трубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, см, определяются по формуле |
(26)
|
lm |
— |
длина участка деформации трубопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, см; |
(27)
|
tпр.гр |
— |
предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, МПа; |
|
l |
— |
длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемого трубопроводом, см; |
(28)
|
x0 |
— |
максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см; |
|
dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (17); |
|
uмакс |
— |
перемещение, соответствующее наступлению предельного значения tпр.гр, см |
8.26. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:
(29)
(30)
|
где |
— |
максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые согласно п. 8.27. МПа; |
|
y3 |
— |
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле |
(31)
|
m, , kн |
— |
обозначения те же, что в формуле (5); |
|
— |
кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле |
(32)
|
р |
— |
обозначение то же, что в формуле (7); |
|
Dвн |
— |
обозначение то же, что в формуле (6); |
|
dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (17). |
8.27. Максимальные суммарные продольные напряжения , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.
В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле
(33)
|
где m, a, E, Dt |
— |
обозначения те же, что в формуле (18); |
|
|
— |
обозначение то же, что в формуле (30); |
|
Dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (12); |
|
р |
— |
минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см. |
8.28. Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия
(34)
|
где S |
— |
эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое согласно п. 8.29; |
|
m |
— |
обозначение то же, что в формуле (4); |
|
Nкр |
— |
продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. Nкр следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды. |
Продольную устойчивость следует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.
8.29. Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.
В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S, Н, определяется по формуле
(35)
|
где m, a, E, Dt |
— |
обозначения те же, что в формуле (18); |
|
sкц |
— |
обозначение то же. что в формуле (17); |
|
F |
— |
площадь поперечного сечения трубы, см2. |
8.30*. Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, следует проверять для отдельных (в зависимости от условий строительства) участков по условию
(36)
|
где Qакт |
— |
суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н; |
|
|
Qпас |
— |
суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая массу — собственный вес), Н; |
|
|
kн.в |
— |
коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для участков перехода: |
|
|
|
|
через болота, поймы , водоемы при отсутствия течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГГВ 1-% обеспеченности |
—1,05 |
|
|
|
русловых через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ |
—1,10 |
|
|
|
через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки |
—1,15 |
|
|
|
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, для которых возможно их опорожнение и замещение продукта воздухом |
—1,03 |
В частном случае при укладке трубопровода свободным изгибом при равномерной балластировке по длине величина нормативной интенсивности балластировки — вес на воздухе , Н/м, определяется из условия
(37)*
|
где nб |
— |
коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным: |
|
|
|
0,9 — для железобетонных грузов; |
|
|
|
1,0— для чугунных грузов; |
|
kн.в |
— |
обозначение то же, что в формуле (36); |
|
qв |
— |
расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м; |
|
qизг |
— |
расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода, Н/м, определяемая по формулам: |
(для выпуклых кривых)(38)
(для вогнутых кривых) ; (39)
|
qтр |
— |
расчетная нагрузка от массы трубы. Н/м; |
|
qдоп |
— |
расчетная нагрузка от веса продукта, Н/м, которая учитывается при расчете газопроводов и при расчете нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, если в процессе их эксплуатации невозможно их опорожнение и замещение продукта воздухом. |
|
gб |
— |
нормативная объемная масса материала пригрузки, кг/м3; |
|
gв |
— |
плотность воды, принимаемая по данным изыскания (см. п. 8.14*) , кг/м3; |
В формулах (38) - (39) :
|
Е0 |
— |
обозначение то же, что в формуле (19); |
|
I |
— |
момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, см4; |
|
b |
— |
угол поворота оси трубопровода. рад; |
|
r |
— |
обозначение то же, что в формуле (33). |
8.31*. Вес засыпки трубопроводов на русловых участках переходов через реки и водохранилища не учитывается. При расчете на устойчивость положения нефтепровода и нефтепродуктопроводов, прокладываемых на обводненных участках, удерживающая способность грунта учитывается. При проверке продольной устойчивости трубопровода как сжатого стержня допускается учитывать вес грунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательном соблюдении требований п. 6.6 в части заглубления трубопровода в дно не менее 1 м.
8.32. Расчетная несущая способность анкерного устройства, Банк, Н, определяется по формуле
(40)
|
где z |
— |
количество анкеров в одном анкерном устройстве; |
|
mанк |
— |
коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 1,0 при z = 1 или при z ³ 2 и Dн / Dанк ³ 3; а при z ³ 2 и 1 £ Dн / Dанк £ 3 |
;
|
Pанк |
— |
расчетная несущая способность анкера, Н, из условия несущей способности грунта основания, определяемая из условия |
(41)
|
Dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (12); |
|
Dанк |
— |
максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, см; |
|
Фанк |
— |
несущая способность анкера, Н, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП 2.02.03-85; |
|
kн |
— |
коэффициент надежности анкера, принимаемый равным 1,4 (если несущая способность анкера определена расчетом) или 1,25 (если несущая способность анкера определена по результатам полевых испытаний статической нагрузкой). |
8.33. Надземные (открытые) трубопроводы следует проверять на прочность, продольную устойчивость и выносливость (колебания в ветровом потоке).
8.34. Проверку на прочность надземных трубопроводов, за исключением случаев, регламентированных п. 8.35, следует производить из условия
(42)
|
где sпр |
— |
максимальные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно п. 8.36; |
|
y4 |
— |
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (sпр ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр < 0) — определяемый по формуле (с учетом примечания к п. 8.35) |
(43)
|
R2 |
— |
расчетное сопротивление, МПа, определяемое по формуле (5). При расчете на выносливость (динамическое воздействие ветра) величина R2 понижается умножением на коэффициент n определяемый согласно СНиП II-23-81*; |
|
sкц |
— |
обозначение то же, что в формуле (17). |
8.35. Расчет многопролетных балочных систем надземной прокладки при отсутствии резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке, а также однопролетных прямолинейных переходов без компенсации продольных деформаций допускается производить с соблюдением следующих условий:
от расчетных нагрузок и воздействий
(44)
(45)
от нормативных нагрузок и воздействий
, (46)
|
где sпр.N |
— |
продольные осевые напряжения, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибных напряжении) принимаются положительными при растяжении; |
|
y4 |
— |
обозначение то же, что в формуле (43); |
|
R2 |
— |
обозначение то же, что в формуле (5); |
|
sпр.М |
абсолютная величина максимальных изгибных напряжений, МПа, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевых напряжений); |
|
|
y3 |
— |
обозначение то же, что в формуле (31); |
|
m, kн |
— |
обозначения те же, что в формуле (4); |
|
|
— |
обозначение то же, что в формуле (5). |
Примечания: 1. Если расчетное сопротивление R2 > R1, то в формулах (42)—(45) вместо R2 следует принимать R1 .
2. Для надземных бескомпенсаторных переходов при числе пролетов не более четырех допускается при расчете по формулам (42), (44) и (45) вместо y4 принимать y3, определяемое по формуле (31).
8.36. Продольные усилия и изгибающие моменты в балочных, шпренгельных, висячих и арочных надземных трубопроводах следует определять в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный или криволинейный) .
При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет следует производить по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.
8.37. При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных трубопроводов должен производиться с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.
8.38. Балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.
8.39. Трубопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемым трубопроводом распором должны быть рассчитаны на продольную устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.
8.40. При скоростях ветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равной частоте собственных колебаний, необходимо производить поверочный расчет трубопроводов на резонанс.
Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе следует определять как геометрическую сумму резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от других видов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку, соответствующую критическому скоростному напору.
8.41. Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или трубопровода.
8.42. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.
При расчете опор следует учитывать глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.
8.43. Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и от изменений длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должны определяться в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.
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.
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 sкомп |
— |
расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действием внутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, МПа; |
|
sм |
— |
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); |
|
sкц |
— |
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
8.48. Величина расчетных продольных напряжений в компенсаторе sкомп определяется в соответствии с общими правилами строительной механики с учетом коэффициента уменьшения жесткости отвода kж и коэффициента увеличения продольных напряжений mk.
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); |
|
Dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (12); |
|
lк |
— |
вылет компенсатора, см; |
|
Dк |
— |
суммарное продольное перемещение трубопровода в месте примыкания его к компенсатору от воздействия температуры и внутреннего давления, см; |
|
pк |
— |
радиус изгиба оси отвода, см; |
|
lп |
— |
ширина полки компенсатора, см. |
8.49. Коэффициенты уменьшения жесткости kж и увеличения напряжений mk для гнутых и сварных отводов компенсаторов при lk < 0,3 определяются по формулам:
(53)
(54)
(55)
|
где dн |
— |
обозначение то же, что в формуле (17); |
|
rк |
— |
обозначение то же, что в формуле (49); |
|
rc |
— |
средний радиус отвода, см. |
8.50. Реакция отпора Hк компенсаторов, Н, при продольных перемещениях надземного трубопровода определяется по формулам:
для П- и Z-образных компенсаторов
; (56)
для Г-образных компенсаторов
, (57)
|
где W |
— |
момент сопротивления сечения трубы, см3; |
|
sкомп, mк , lк |
— |
обозначения те же, что в формуле (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.
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 II-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
|
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 II-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; |
|
kп |
— |
коэффициент повторяемости землетрясения, определяемый согласно п. 8.60; |
|
ас |
— |
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; |
|
ср |
— |
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 ср, 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 ср, 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 k0 |
|
1. Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа (25-100 кгс/см2) включ.; нефтепроводы и нефтепродуктопроводы 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 k0 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 II-7-81*.
Значения коэффициентов повторяемости землетрясений kп следует принимать по табл. 17.
Таблица 17
|
Повторяемость землетрясений, 1 раз в |
100 лет |
1000 лет |
10 000 лет |
|
Коэффициент повторяемости kп |
1,15 |
1,0 |
0,9 |
8.61. Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия следует производить согласно требованиям СНиП II-7-81*.
8.62. Трубопроводы, прокладываемые в вечномерзлых грунтах при использовании их по II принципу, необходимо рассчитывать на просадки и пучения .
8.63. Расчетную толщину стенки деталей (тройников, отводов, переходников и днищ) dд, см, трубопроводов при действии внутреннего давления следует определять по формуле
. (59)
Толщина стенки основной трубы тройника dм, см, определяется по формуле (59), а толщина стенки ответвления dо, см, — по формуле
. (60)
Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом (толщина свариваемой кромки) dк.д, см, определяется из условия
, (61)
|
где n |
— |
обозначение то же, что в формуле (12); |
|
р |
— |
обозначение то же, что в формуле (7); |
|
Dд |
— |
наружный диаметр соединительной детали, см; |
|
hв |
— |
коэффициент несущей способности деталей следует принимать: |
|
|
|
для штампованных отводов и сварных отводов, состоящих не менее, чем из трех полных секторов и двух полусекторов по концам при условии подварки корня шва и 100%-ного контроля сварных соединений — по табл. 18; |
|
|
|
для тройников — по графику рекомендуемого приложения; для конических переходников с углом наклона образующей g<12° и выпуклых днищ —hв =1; |
|
R1 (д) |
— |
расчетное сопротивление материала детали (для тройников R1(д) =R1(м)), МПа; |
|
R1(о), R1(м) |
— |
расчетные сопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа; |
|
Dо |
— |
наружный диаметр ответвления тройника, см; |
|
Dм |
— |
наружный диаметр основной трубы тройника, см. |
Примечание. Толщину стенки переходников следует рассчитывать по большему диаметру.
Таблица 18
|
8.64*. В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения могут подвергаться одновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращения недопустимых деформаций должно выполняться условие
, (62)*
|
где s1, s2, sкр |
— |
напряжения соответственно кольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройникового соединения, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий; |
|
|
— |
обозначение то же, что в формуле (5). |
Охрана окружающей среды
Защита трубопроводов от коррозии
Линии технологической связи трубопроводов
Проектирование трубопроводов сжиженных углеводородных газов
Материалы и изделия
Приложение. Рекомендуемое