Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 4 )

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу k2
Бесшовные из малоуглеродистых сталей	1,10
Сварные из стали с отношением £ 0,8	1,15
Сварные из стали с отношением > 0,8	1,20

Таблица 6.6

Условный диаметр нефтепровода, мм	Коэффициент надежности по назначению нефтепровода kн
1000 и менее	1,00
1200	1,05

6.14.7 Рабочее (нормативное) давление должно приниматься по эпюре рабочих давлений, построенной в соответствии с требованиями раздела 6.10.

6.14.8 Вес транспортируемой нефти в 1 м нефтепровода qпрод Н/м, должен определяться по формуле

(6.7)

где rн - плотность транспортируемой нефти, кг/м3;

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

Dвн - внутренний диаметр трубы, см.

Таблица 6.7

Физическая характеристика и обозначение стали	Величина и размерность
Плотность r	7850 кг/м3
Модуль упругости Е0	203000 МПа (2100000 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 7.8.25

Таблица 6.8

Характер нагрузки и воздействия	Нагрузка и воздействие	Способ прокладки нефтепровода	Коэффициент надежности по нагрузке n
подземный	надземный
1	2	3	4	5
Постоянные	Масса (собственный вес) нефтепровода и обустройств	+	+	1,10(0,95)
	Воздействие предварительного напряжения нефтепровода (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 нефтепроводов диаметром от 700 до 1200 мм с промежуточными НПС без подключения емкостей.	+	+	1,15
	Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром от 700 до 1200 мм с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, для нефтепроводов без промежуточных НПС, а также для нефтепроводов 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 нефтепроводов	+	+	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 многолетнемерзлых грунтов при оттаивании)	+	+	1,00
	Воздействия, вызываемые развитием солифлюкционных и термокарстовых процессов	+	-	1,05
	Сейсмические воздействия			1,00
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 нефтепроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции. 3 Плотность воды должна приниматься с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц. 4 Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно попадание в нефтепровод воздуха или опорожнение нефтепровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

6.14.9 Нормативная нагрузка от обледенения 1 м трубы qлед, Н/м, должна определяться по формуле

qлед = 0,17 b Dн, (6.8)

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

Dн - наружный диаметр трубы, см.

6.14.10 Нормативная снеговая нагрузка , Н/м2, на горизонтальную проекцию конструкции надземного нефтепровода должна определяться согласно СНиП 2.01.07.

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

6.14.11 Нормативный температурный перепад в металле стенок труб должен приниматься равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема нефтепровода (свариваются захлесты, привариваются компенсаторы, производится засыпка нефтепровода и тому подобные действия, т. е. когда фиксируется статически неопределимая система) При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры замыкания должен определяться раздельно для участков I и III категорий.

6.14.12 Максимальная или минимальная температура стенок труб в процессе эксплуатации нефтепровода должна определяться в зависимости от температуры транспортируемого продукта, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия нефтепровода с окружающей средой.

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

6.14.13 При расчете на прочность, устойчивость должна учитываться температура нефти, поступающей в нефтепровод, и ее изменение по длине нефтепровода в процессе транспортировки продукта.

6.14.14 Выталкивающая сила воды qв, Н/м, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду нефтепровода при отсутствии течения воды, определяется по формуле

(6.9)

где Dн. и - наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия и футеровки, м;

gв - плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3;

g - ускорение свободного падения.

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

6.14.15 Нормативная ветровая нагрузка на 1 м нефтепровода qвет, Н/м, для одиночной трубы перпендикулярно ее осевой вертикальной плоскости должна определяться по формуле

(6.10)

где - нормативное значение статической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07;

- нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, Н/м2, определяемое согласно СНиП 2.01.07 как для сооружений с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью;

Dн. и - обозначение то же, что в формуле (6.9).

6.14.16 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 нефтепровода.

6.14.17 Для надземных нефтепроводов, подвергающихся очистке полости, должен дополнительно производиться расчет на динамические воздействия от поршней-разделителей, очистных устройств и внутритрубных диагностических устройств.

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