СНиП 2.05.06-85 (2000), часть 5

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу k ₂

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

Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода k _н

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

—

Физическая характеристика и обозначение стали

Величина и размерность

Плотность р

7850 кг/м³

Модуль упругости Е ₀

206 000 МПа (2100 000 кгс/см² )

Коэффициент линейного расширения a

0,000012 град^-1

Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла:

упругой m ₀

0,3

пластической m

По п. 8.25

где r _газ

—

плотность газа, кг/м³ (при 0 °С и 1013 гПа);

g

—

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

р _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).

где р

—

рабочее (нормативное) давление, МПа;

D _вн

—

обозначение то же, что в формуле (6).

где r _н

—

плотность транспортируемой нефти или нефтепродукта, кг/м³ ;

g, D _вн

—

обозначения те же, что в формуле (6) .

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.

где b

—

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

D _н

—

наружный диаметр трубы, см.

где D _н.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) .

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;

D _н.и

—

обозначение то же, что в формуле(10).

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;

R ₁

—

обозначение то же, что в формуле (4);

y ₁

—

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле

где

—

продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.

где s _пр.N

—

продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно п. 8.25;

y ₂

—

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях ( s _пр.N ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих ( s _пр.N < 0) определяемый по формуле

R ₁

—

обозначение то же, что в формуле (4);

s _кц

—

кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

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);

d _н

—

номинальная толщина стенки трубы, см.

a

—

коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1 ;

Е

—

переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

D t

—

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);

D _вн

—

обозначение то же, что в формуле (6);

d _н

—

обозначение то же, что в формуле (17);

s _i

—

интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения; для данного частного случая по формуле

e _i

 —

интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения s — e по формулам:

m ₀

—

коэффициент поперечной деформации в упругой области;

E ₀

—

модуль упругости, МПа.

где Е ₀

—

обозначение то же, что в формуле (19);

l ₀

—

максимальные перемещения трубопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, см, определяются по формуле

l _m

—

длина участка деформации трубопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, см;

t _пр.гр

—

предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода, МПа;

l

—

длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемого трубопроводом, см;

x ₀

—

максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой трубопроводом, см;

d _н

—

обозначение то же, что в формуле (17);

u _макс

—

перемещение, соответствующее наступлению предельного значения t _пр.гр , см

где

—

максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые согласно п. 8.27. МПа;

y ₃

—

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле

m , , k _н

—

обозначения те же, что в формуле (5);

—

кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле

р

—

обозначение то же, что в формуле (7);

D _вн

—

обозначение то же, что в формуле (6);

d _н

—

обозначение то же, что в формуле (17).

где m , a , E , D t

—

обозначения те же, что в формуле (18);

—

обозначение то же, что в формуле (30);

D _н

—

обозначение то же, что в формуле (12);

р

—

минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

где S

—

эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н, определяемое согласно п. 8.29;

m

—

обозначение то же, что в формуле (4);

N _кр

—

продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода. N _кр 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.

где m , a , E , D t

—

обозначения те же, что в формуле (18);

s _кц

—

обозначение то же. что в формуле (17);

F

—

площадь поперечного сечения трубы, см² .

где Q _акт

—

суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н;

Q _пас

—

суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая массу — собственный вес), Н;

k _н.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

где n _б

—

коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным:

0,9 — для железобетонных грузов;

1,0— для чугунных грузов;

k _н.в

—

обозначение то же, что в формуле (36);

q _в

—

расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, Н/м;

q _изг

—

расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода, Н/м, определяемая по формулам:

q _тр

—

расчетная нагрузка от массы трубы. Н/м;

q _доп

—

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.

g _б

—

нормативная объемная масса материала пригрузки, кг/м³ ;

g _в

—

плотность воды, принимаемая по данным изыскания (см. п. 8.14 *) , кг/м³ ;

Е ₀

—

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).

где z

—

количество анкеров в одном анкерном устройстве;

m _анк

—

коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 1,0 при z = 1 или при z ³ 2 и D _н / D _анк ³ 3; а при z ³ 2 и 1 £ D _н / D _анк £ 3

P _анк

—

расчетная несущая способность анкера, Н, из условия несущей способности грунта основания, определяемая из условия

D _н

—

обозначение то же, что в формуле (12);

D _анк

—

максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, см;

Ф _анк

—

несущая способность анкера, Н, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП 2.02.03-85;

k _н

—

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).