Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 14 )

для труб диаметром до 377 мм включительно принята средняя абсолютная шероховатость - 0,125 мм, для труб большого диаметра - 0,100 мм.

При числах Re, больших указанных в таблице А.1 (в квадратичной зоне), значение коэффициента гидравлического сопротивления остается постоянным.

Гидравлический уклон определяется по формуле:

(А.5)

где l - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - внутренний диаметр, м;

w - скорость движения жидкости, м/с;

g - ускорение силы тяжести (g = 9,81 м/с2).

Приложение Б

(обязательное)

Сводные графики расчетных давлений

Сводный график расчетных давлений при стационарных режимах

1 ¾¾¾¾ высотная отметка низа трубы	4 ¾ · ¾ эпюра рабочих давлений в режиме работы через станцию	7 ¾¾¾¾ эпюра допустимых рабочих давлений
эпюра несущей способности секции труб	5 ¾¾¾¾ эпюра рабочих давлений
3 ¾¾¾¾ эпюра рабочих давлений в режиме расчетной пропускной способности	6 ¾ ¾ ¾ эпюра испытательных давлений

Сводный график расчетных давлений при переходных процессах

1 ¾¾¾¾ высотная отметка низа трубы	3 ¾ ¾ ¾ эпюра испытательных давлений	5 ¾¾¾¾ эпюра допустимых рабочих давлений при нестационарных процессах
эпюра 110 % несущей способности секции труб	4 ¾¾¾¾ эпюра максимальных давлений в переходном процессе

Приложение В

(рекомендуемое)

Расчет нефтепроводов, прокладываемых в сейсмических районах

В.1 Сейсмическое воздействие при подземной прокладке нефтепровода должно рассматриваться как нагружение нефтепровода деформациями окружающей грунтовой среды в сейсмической волне, при надземной прокладке - как силовое динамическое нагружение, которое передается на нефтепровод через опорные конструкции.

Общие принципы сейсмостойкости нефтепровода

В.2 Полный расчет нефтепровода на прочность и устойчивость должен состоять из двух этапов.

Этап 1. Расчет при нормальных условиях эксплуатации (НУЭ), то есть работа нефтепровода в период между землетрясениями; здесь он должен удовлетворять всем требованиям по прочности и устойчивости, регламентируемым подразделом 6.14 «Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость» настоящего РД.

Этап 2. Расчет на сейсмические воздействия должен выполняться на основе двухуровневого подхода, который характеризуется следующими требованиями;

- нефтепровод должен выдерживать воздействие так называемого проектного землетрясения (ПЗ) при минимальных повреждениях или полном отсутствии таковых; в этом случае нефтепровод должен продолжать работать при минимальных перерывах в нормальной эксплуатации без необходимости в ремонтных работах значительного объема;

- нефтепровод должен выдерживать воздействие максимального расчетного землетрясения (МРЗ) без разрывов; в этом случае нефтепроводу могут быть нанесены значительные повреждения, в результате которых будет прервана эксплуатация, и для устранения которых потребуется провести ремонтные работы в одном или нескольких местах.

Проектное и максимальное расчетное землетрясения различаются повторяемостью и бальностью.

Период повторяемости ПЗ для подземных и надземных прокладок нефтепровода должен приниматься равным 500 лет (карта «А» общего сейсмического районирования территории РФ, приведенная в СНиП II-7).

Период повторяемости МРЗ для тех же прокладок должен приниматься равным 1000 лет (карта «В» СНиП II-7).

В.3 Для обеспечения сейсмостойкости нефтепровода должны учитываться следующие предельные состояния в зависимости от способа прокладки.

При подземной прокладке:

- нарушение герметичности (разрыв нефтепровода);

- потеря местной устойчивости при изгибе (местное смятие стенки трубы);

- потеря местной устойчивости при сжатии (гофрообразование);

- разрушение кольцевых сварных соединений (разрыв по сварному шву и по зоне термического влияния);

- потеря общей устойчивости в вертикальной плоскости (т. н. «всплытие» нефтепровода).

При надземной прокладке:

- нарушение герметичности (разрыв нефтепровода);

- сброс с опор.

При определении напряженно-деформированного состояния нефтепровода от нагрузок и воздействий должны учитываться упругопластические свойства металла.

Сейсмические воздействия на нефтепровод

В.4 Сейсмические воздействия на нефтепровод должны определяться в зависимости от способа прокладки (подземный, надземный).

Количественные значения параметров сейсмических воздействий, необходимые для расчетов сейсмостойкости нефтепровода, должны определяться согласно требованиям, изложенным в 7.8 настоящего РД.

В.5 При расчете подземного нефтепровода должно учитываться воздействие сейсмических волн, действующих вдоль оси трубопровода, при этом учитываются:

- сейсмическое ускорение, определяемое по данным сейсмического районирования и микрорайонирования, где величины принимаемых максимальных расчетных ускорений должны быть не менее приведенных в таблице 7.15 настоящего РД;

- преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при изысканиях;

- скорость распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода в грунтовом массиве, определяемая при изысканиях; на стадии разработки проекта допускается принимать по таблице 7.16 настоящего РД.

В.6 Расчет подземного нефтепровода при пересечении им зон активных тектонических разломов (АТР) должен выполняться на воздействия мгновенных необратимых смещений грунта, обусловленных сдвигом и обратным сдвигом, сбросом и обратным сбросом, которые характеризуются величиной остаточного смещения и его направлением относительно продольной оси нефтепровода и медленных (криповых) смещений грунта в зонах АТР.

Прогнозируемые величины мгновенных необратимых смещений грунта, их направление, величины криповых смещений определяются при изысканиях.

В.7 При пересечении подземным нефтепроводом участков, склонных к оползням, обуславливаемыми землетрясениями, следует учитывать воздействие смещающегося грунта на нефтепровод. Основными характеристиками, необходимыми для учета воздействия такого оползня на нефтепровод, являются его протяженность вдоль оси нефтепровода и направления смещения.

Участки по трассе нефтепровода, склонные к образованию оползней при землетрясениях, и их характеристики должны быть определены при изысканиях.

В.8 Для участков трассы нефтепровода, грунты которых склонны к разжижению, должны быть определены следующие физико-механические характеристики грунта в разжиженном состоянии: удельный вес грунта, угол внутреннего трения, сцепление.

В.9 При надземной на опорах прокладке нефтепровода должно учитываться сейсмическое воздействие, направленное вдоль оси нефтепровода и по нормали к оси нефтепровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях).

Сейсмические воздействия в виде сейсмических волн могут иметь любое направление в пространстве. Для расчета надземного нефтепровода должны рассматриваться сейсмические волны, действующие вдоль оси нефтепровода и по нормали к продольной оси нефтепровода, как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях. Воздействие этих сейсмических волн на надземный нефтепровод и его опорные конструкции следует определять согласно требованиям СНиП II-7, при этом соответствующие характеристики сейсмических волн должны быть определены при изысканиях.

В.10 Взаимное смещение опор, в том числе при перемещениях в зонах АТР, обусловленное прохождением сейсмической волны вдоль оси нефтепровода, определяется длиной волны и расстоянием между опорами.

При пересечении надземным нефтепроводом зон АТР должно учитываться взаимное смещение опор, расположенных на разных берегах разлома. В зависимости от характеристики разлома должны учитываться взаимные смещения, как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях.

Предельные состояния нефтепровода при сейсмических воздействиях

В.11 Для различных этапов расчета нефтепровода (НУЭ, ПЗ, МРЗ) должны приниматься разные предельные состояния.

В.12 При расчете на этапе НУЭ предельные состояния нефтепровода, как при подземной, так и при надземной прокладках, должны приниматься согласно настоящего РД, то есть при подземной прокладке в качестве критерия должно приниматься временное сопротивление, при надземной - предел текучести.

В.13 На этапе ПЗ и МРЗ должны приниматься следующие предельные состояния в зависимости от способа прокладки.

При подземной прокладке расчетным предельным состоянием является предельно-допустимая величина продольных деформаций стенки нефтепровода, характеризующаяся смятием, гофрообразованием или разрывом кольцевых сварных соединений.

При надземной прокладке расчетным предельным состоянием является значение предельно-допустимого напряженного состояния нефтепровода (эквивалентного напряжения).

Критерии прочности и устойчивости подземного нефтепровода при сейсмических воздействиях

В.14 Оценка прочности нефтепровода при сейсмических воздействиях является проверочной; основные конструктивные параметры нефтепровода (толщины стенок труб, предельно-допустимые температурные перепады, радиусы упругого изгиба) определяются на этапе НУЭ, согласно требованиям раздела «Расчет нефтепровода на прочность и устойчивость» настоящего РД.

В.15 Условие прочности в кольцевом направлении, то есть определение толщины стенки нефтепровода, должна производиться согласно требованиям 7.8 «Расчет нефтепровода на прочность и устойчивость» настоящего РД для конкретной марки стали труб в зависимости от величины внутреннего давления, диаметра и категории участка нефтепровода.

В тех случаях, когда толщина стенки нефтепровода, полученная при расчете на статические нагрузки, будет недостаточна при учете сейсмических напряжений, должны быть предусмотрены конструктивные мероприятия, снижающие величину сейсмических напряжений без увеличения установленной при расчете на статические нагрузки толщины стенки.

Толщина стенки нефтепровода при учете сейсмических воздействий должна быть увеличена только в тех случаях, когда снижение сейсмических напряжений в результате применения других мероприятий невозможно или экономически нецелесообразно.

В.16 Для криволинейных участков нефтепровода (участки с кривыми машинного гнутья и штампосварными отводами, располагаемыми в вертикальной плоскости) проверка устойчивости проводится по условию

(В.1)

где v - вертикальное перемещение нефтепровода;

h - глубина заложения (расстояние от верха трубы до поверхности земли).

В.17 Для проектного землетрясения должно соблюдаться условие

h / hуст ³ 1,10, (В.2)

где h - фактическая глубина заложения нефтепровода;

hуст - глубина заложения нефтепровода, необходимая для обеспечения устойчивости при НУЭ.

В.18 Критериями предотвращения гофрообразования при осевом сжатии нефтепровода, обусловленном сейсмическими воздействиями, являются следующие условия:

- для проектного землетрясения

eac / ew £ 0,8, (B.3)

- для максимального расчетного землетрясения

eac / ew £ 1,0, (B.4)

где eac - результирующая осевая деформация сжатия в нефтепроводе;

ew - осевая деформация сжатия в нефтепроводе, при которой начинается гофрообразование (должна определяться с учетом упругопластического деформирования материала труб).

Результирующая осевая деформация сжатия в нефтепроводе должна определяться с учетом упругопластического деформирования материала труб и нелинейного взаимодействия между заглубленным нефтепроводом и окружающим грунтом при постоянной или временной его деформации под влиянием сейсмических воздействий.

В.19 Критериями предельно-допустимой деформации при изгибе для предотвращения местного смятия (местной потери устойчивости) стенки трубы при изгибе нефтепровода являются следующие условия:

- для проектного землетрясения

eв / eMmax £ 0,9, (В.5)

- для максимального расчетного землетрясения

eв £ 0,04 (4%), (В.6)

где eв - общая изгибная деформация трубы;

eMmax - деформация, соответствующая максимуму на кривой зависимости «момент-деформация».

Общая изгибная деформация трубы должна определяться с учетом упругопластического деформирования материала труб и нелинейного взаимодействия между заглубленным нефтепроводом и окружающим грунтом.

Деформация, соответствующая максимуму на кривой зависимости «момент-деформация» (то есть соответствующая местной потери устойчивости), должна определяться с учетом упругопластического деформирования материала труб.

В.20 Условиями неразрушимости при землетрясениях поперечных сварных швов являются следующие условия:

для проектного землетрясения

eat £ 0,02 (2%), (В.7)

для максимального расчетного землетрясения

eat £ 0,04 (4%), (В.8)

где eat - деформация растяжения в рассматриваемом поперечном сварном шве.

При этом для районов с сейсмичностью 9 баллов и более минимальный предел текучести поперечного сварного шва (зоны термического влияния) должен быть не менее величины, равной - 1,25 (нормативный минимальный предел текучести основного металла трубы).

Примечание - Перед началом сварочно-монтажных работ должны быть проведены аттестационные испытания с целью проверки способности поперечных сварных швов выдерживать указанные выше уровни деформаций.

Критерии прочности надземного нефтепровода при сейсмических воздействиях

В.21 Оценка прочности надземного нефтепровода при сейсмических воздействиях является проверочной; основные конструктивные решения надземной прокладки (схема прокладки, толщины стенок труб, расстояния между опорами, конструкции опор) определяются на этапе НУЭ, согласно требованиям 6.14 настоящего РД.

В.22 Оценка прочности в кольцевом направлении при надземной прокладке должна производиться согласно требованиям подраздела «Расчет нефтепровода на прочность и устойчивость» настоящего РД.

В.23 Оценка прочности нефтепровода в продольном направлении должна производиться по условиям:

- для проектного землетрясения:

, (В.9)

- для максимального расчетного землетрясения:

, (В.10)

где si - интенсивность напряжений в рассматриваемом сечении нефтепровода от всех нагрузок и воздействий, в том числе сейсмических;

- нормативное сопротивление растяжению металла труб, принимаемое равным минимальному значению предела текучести по соответствующим государственным стандартам или техническим условиям.

Интенсивность напряжений должна определяться по формуле:

(В.11)

где sк - кольцевое напряжение от внутреннего давления;

sпр - максимальное (фибровое) суммарное продольное напряжение от всех нагрузок и воздействий. Определение величины sпр следует производить с учетом упругопластических свойств материала труб.

В.24 Условие сохранности проектного положения надземного нефтепровода должно осуществляться для максимального расчетного землетрясения и состоять из оценки прочности крепления нефтепровода на неподвижных опорах и определения величины ригеля на скользящих опорах.

Крепление нефтепровода на неподвижных опорах должно быть рассчитано на восприятие сейсмических усилий, действующих на нефтепровод, направленных в горизонтальной плоскости вдоль и по нормали к оси нефтепровода.

Величина ригеля на скользящих опорах должна удовлетворять условию:

(В.12)

где Dc - смещение нефтепровода на скользящих опорах по нормали к его оси от сейсмических воздействий;

l - длина ригеля скользящей опоры.

Приложение Г

(рекомендуемое)

График для определения коэффициента несущей способности тройников hв

График для определения коэффициента несущей способности тройников приведен на рисунке Г.1

1. 1 - для сварных без усиливающих накладок; 2 - для штампованных и штампосварных

Приложение Д

(обязательное)

Объем информации, передаваемой по системе телемеханики с линейной части МН

Перечень телеизмерений, передаваемых с линейной части МН приведен в таблице Д.1.

1

Наименование параметра	Примечание
1 Давление нефти до задвижки
2 Давление нефти после задвижки
3 Давление в камере КППСОД
4 Температура нефти	По требованию Заказчика
5 Расход нефти
6 Напряжение на вводе ЛЭП 1, 2 в КТП (КРУН СВЛ)	По требованию Заказчика
7 Напряжение на вводе в блок-бокс	По требованию Заказчика
8 Ток на вводе ЛЭП 1, 2
9 Сила тока СКЗ (по каждой СКЗ)
10 Напряжение СКЗ (по каждой СКЗ)
11 Потенциал «труба-земля» (по каждому нефтепроводу)

Перечень информации, передаваемой с линейной части МН приведен в таблице Д.2.

2

Телесигнализация Наименование параметра	Примечание
1 Задвижка открыта
2 Задвижка закрыта
3 Авария задвижки
4 Задвижка открывается
5 Задвижка закрывается
6 Задвижка в дистанционном режиме
7 Задвижка в местном режиме
8 Задвижка к ТУ из РДП готова
9 Авария энергоснабжения задвижки
10 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 включен
11 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 отключен
12 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 аварийно отключен
13 Вскрытие помещения ТМ и СВ блок-контейнера
14 Вскрытие помещения ДЭС блок-контейнера
15 Вскрытие помещения ВВЭО
16 Вскрытие двери КРУН-СВЛ	При наличии в проекте КРУН
17 Вскрытие колодцев
18 Вскрытие щита СКЗ
19 Вскрытие щита ТМ
20 Вскрытие силового щита
21 Вскрытие распределительного щита
22 Неисправность электросети
23 Переход на питание от ИБП
24 Заряд батареи
26 Предварительный сигнал окончательного разряда батарей
27 Неисправность батареи
28 Проникновение на линейный узел
29 Неисправность системы обогрева (кондиционирования) блок-бокса
30 Пожар в помещении ТМ и СВ
31 Пожар в помещение ДЭС
32 Пожар в помещении ВВЭО
33 Задымленность в помещении ТМ и СВ блок-боксе
34 Задымленность в помещении ДЭС
35 Задымленность в помещении ВВЭО
36 Автоматическое пожаротушение в помещении ДЭС включено
37 Автоматическое пожаротушение в помещении ТМ и СВ включено
38 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 включен
39 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 аварийно отключен
40 Наличие напряжения ЛЭП 1, 2
41 Прохождение средств очистки и диагностики
42 Максимальный уровень в емкости сбора утечек КППСОД
43Максимальный аварийный уровень в емкости сбора утечек КППСОД
44 Затопления колодцев отбора давления	На водных переходов МН
45 Затопление площадки КППСОД
46 Утечки КППСОД
47 Авария энергоснабжения насоса откачки КППСОД
48 Авария насоса откачки КППСОД
49 Насос КППСОД включен
50 Насос КППСОД отключен
51 Насос откачки утечек КППСОД давление не развил
51 Обогрев помещения ТМ и СВ включен
52 Обогрев щита ТМ включен
53 Высокая температура в помещении ТМ и СВ
54 Низкая температура в помещении ТМ и СВ
55 Напряжение щита ТМ выше нормы
56 Напряжения щита ТМ в норме

Перечень информации телеуправления, передаваемой с линейной части МН приведен в таблице Д.3.

3

Наименование параметра	Примечание
1 Задвижку подготовить к телеуправлению
2 Задвижку открыть
3 Задвижку закрыть
4 Задвижку остановить
5 Насос откачки КППСОД включить
6 Насос откачки утечек КППСОД отключить
7 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 подготовить к телеуправлению
8 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 включить
9 Линейный разъединитель ЛЭП 1, 2 отключить
10 Линейный ЛЭП 1, 2 деблокировать
11 Деблокировка сигнала прохождения СОД
12 Деблокировка охранной сигнализации

Перечень информации телерегулирования, передаваемой с линейной части МН приведен в таблице Д.4.

4

Наименование параметра	Примечание
1 Регулирование напряжения СКЗ

Библиография

[1] Правила охраны магистральных трубопроводов, утвержденные Госгортехнадзором России от 01.01.2001 г. № 9

[2] Положение об оценке воздействия на окружающую среду в Российской Федерации, утвержденное Минприродой РФ от 01.01.2001 г. № 000

[3] Земельный кодекс РФ от 01.01.2001

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Сокращения

5 Основные положения

5.1 Общие положения

5.2 Последовательность проектирования

5.3 Подготовка исходных данных

5.4 Инженерные изыскания

6 Нормы технологического проектирования

6.1 Основные показатели магистрального нефтепровода

6.2 Состав расчетов

6.3 Исходные данные для гидравлических расчетов

6.4 Определение длины нефтепровода

6.5 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков

6.6 Нефтеперекачивающие станции

6.7 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти

6.8 Определение расчетной пропускной способности

6.9 Расчет диаметра нефтепровода

6.10 Построение эпюры рабочих давлений

6.11 Определение номинальной толщины стенки труб и эпюры несущей способности

6.12 Расчет переходных процессов

6.13 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода

6.14 Расчет нефтепроводов на прочность и устойчивость

7 Нормы инженерного проектирования

7.1 Категории магистральных нефтепроводов

7.2 Основные требования к трассе нефтепроводов

7.3 Конструктивные требования к нефтепроводам

7.4 Подземная прокладка нефтепроводов

7.5 Переходы нефтепроводов через естественные и искусственные препятствия

7.6 Надземная прокладка трубопроводов

7.7 Защита нефтепроводов от коррозии

7.8 Тепловая изоляция нефтепроводов

7.9 Материалы и изделия

8 Телемеханизация магистральных нефтепроводов

9 Электроустановки магистральных нефтепроводов

10 Производственно-технологическая связь

11 Охрана окружающей среды

12 Техническое обслуживание и ремонт магистральных нефтепроводов

13 Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций

14 Требования к проектированию нефтепроводов, предназначенных для последовательной перекачки нефтей

Приложение А (обязательное) Гидравлические расчеты нефтепровода

Приложение В (обязательное) Сводные графики расчетных давлений

Приложение В (рекомендуемое) Расчет нефтепроводов, прокладываемых в сейсмических районах

Приложение Г (рекомендуемое) График для определения коэффициента несущей способности тройников

Приложение Д (обязательное) Объем информации, передаваемой по системе телемеханики с линейной части МН

Библиография