Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (стр. 6 )

Дополнительно необходимо проводить поверочный расчет нефтепровода на нагрузки, возникающие при взаимном смещении опор.

Сейсмические нагрузки на надземные нефтепроводы должны определяться согласно СНиП II-7.

6.14.56 Дополнительные напряжения в подземных нефтепроводах должны определяться как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси нефтепровода, вызванной напряженным состоянием грунта.

Расчет подземных нефтепроводов на действие сейсмических нагрузок, направленных по нормали к продольной оси нефтепровода, не производится.

6.14.57 Напряжения в прямолинейных подземных нефтепроводах от действия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода, должны определяться по формуле

(6.58)

где A = 0,046 для ПЗ;

A = 0,04 для МРЗ;

m0 - коэффициент защемления нефтепровода в грунте, определяемый согласно 6.14.58;

k0 - коэффициент, учитывающий степень ответственности нефтепровода, определяемый согласно 6.14.59;

ac - сейсмическое ускорение, см/с2 определяемое по данным сейсмического районирования и микрорайонирования для ПЗ и МРЗ с учетом требований 6.14.54;

E0 - обозначение то же, что в формуле (6.18);

T0 - преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при изысканиях, с;

cp - скорость распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси нефтепровода, см/с, в грунтовом массиве, определяемая при изысканиях; на стадии разработки проекта допускается принимать согласно таблице 6.10.

Примечания:

1. При сейсмичности 8 баллов и более при грунтах III категории по сейсмическим свойствам (согласно классификации СНиП II-7) к величине напряжений от воздействия сейсмических сил, определенных по формуле (6.58), вводится множитель 0,7, учитывающий нелинейное деформирование грунтов при сейсмических воздействиях (СНиП II-7 (прим. 2 к п. 2.5*)).

2. В случае неудовлетворения условиям сейсмопрочности, регламентированным 6.14.54, необходимо выполнить расчет нефтепровода на сейсмические воздействия по рекомендуемому

6.14.58 Коэффициент защемления нефтепровода в грунте m0 должен определяться на основании материалов изысканий. Для предварительных расчетов его допускается принимать по таблице 6.10.

При выборе значения коэффициента m0 необходимо учитывать изменения состояния окружающего нефтепровод грунта в процессе эксплуатации.

Таблица 6.10

Грунты	Скорость распространения продольной сейсмической волны cp, км/с	Коэффициент защемления трубопровода в грунте m0
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
Лесс и лессовидные	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 сильновыветренные)	1,50	То же
Скальные породы (монолитные)	2,20	"
Примечания: 1. В таблице приведены наименьшие значения cp, которые должны уточняться при изысканиях. 2. Значения коэффициента защемления трубопровода должны приниматься по грунту засыпки.

6.14.59 Коэффициент k0, учитывающий степень ответственности нефтепровода, зависит от характеристики нефтепровода и определяется по таблице 6.11.

6.14.60 Расчет надземных нефтепроводов на сейсмические воздействия должен производиться согласно требованиям СНиП II-7.

6.14.61 Нефтепроводы, прокладываемые в вечномерзлых грунтах при использовании их по II принципу, необходимо рассчитывать на просадки и пучения.

Таблица 6.11

Характеристика нефтепровода	Значение коэффициента k0
1 Нефтепроводы при условном диаметре от 1000 до 1200 мм, а также нефтепроводы любого диаметра, обеспечивающие функционирование особо ответственных объектов. Переходы нефтепроводов через водные преграды с шириной по зеркалу в межень 25 м и более	1,5
2 Нефтепроводы 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 нефтепроводов, указанных в позиции 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

6.14.62 Расчет толщины стенки соединительных деталей нефтепроводов (требования для изготовителей соединительных деталей). Расчетная толщина стенки деталей (тройников, отводов, переходников и днищ) dД, см, нефтепроводов при действии внутреннего давления должна определяться по формуле:

(6.59)

Толщина стенки основной трубы тройника dм, см, определяется по формуле (6.59), а толщина стенки ответвления dо, см, - по формуле:

(6.60)

где n - обозначение то же, что в формуле (6.11);

p - обозначение то же, что в формуле (6.11);

DД - наружный диаметр соединительной детали, см;

hв - коэффициент несущей способности деталей, должен приниматься:

- для отводов - по таблице 6.12;

- для тройников - по графику рекомендуемого Приложения Г;

- 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 - Толщина стенки переходников должна рассчитываться по большему диаметру.

Толщина стенки соединительных деталей в зоне наибольшего утонения не должна быть менее расчетной.

Таблица 6.12

Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру	1,0	1,5	2,0
Коэффициент несущей способности отвода hн	1,30	1,15	1,00

6.14.63 Класс прочности материала деталей должен быть не ниже класса прочности присоединяемых труб.

6.14.64 Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом (толщина свариваемой кромки) должна быть равна толщине кромки присоединяемой трубы.

6.14.65 Толщина стенки труб, предназначенных для изготовления горячегнутых отводов, должна быть не более 1,5 от толщины стенки присоединяемых труб.

6.14.66 В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения могут подвергаться одновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращения недопустимых деформаций должно выполняться условие:

(6.61)

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 (6.6).

7 Нормы инженерного проектирования

7.1. Категории магистральных нефтепроводов

7.1.1 Магистральные нефтепроводы и их участки должны подразделяться на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Категория нефтепровода и его участка	Коэффициент условий работы нефтепровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность, m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытаний нефтепровода
В	0,6	Объем контроля должен приниматься по РД-08.00-60.30.00-КТН Параметры испытаний должны приниматься по РД-16.01-60.30.00-КТН
I	0,75
II	0,75
III	0,90
IV	0,90

7.1.2 Категории магистральных нефтепроводов должны приниматься по таблице 7.2.

Таблица 7.2

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
подземной	наземной и надземной
диаметром менее 700 мм	IV	III
диаметром 700 мм и более	III	III
в северной строительно-климатической зоне	III	III

7.1.3 Категории участков магистральных нефтепроводов должны приниматься по таблице 7.3.

Таблица 7.3

Назначение участков нефтепроводов	Категория участков при прокладке
подземной	наземной	надземной
1	2	3	4
1.1 Переходы через водные преграды (в т. ч. горные потоки (реки), оросительные и деривационные каналы):
а) судоходные - в границах перехода;	В	-	В
б) несудоходные шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более или шириной по зеркалу воды в межень более 10 м и глубиной свыше 1,5 м - в границах перехода	В	-	В
1.2 Пересечения с малыми водоемами и водотоками несудоходными шириной зеркала воды в межень до 10 м или шириной зеркала воды в межень до 25 м при глубине менее 1,5 - в границах участка, ограниченного ГВВ не ниже отметок 10 % обеспеченности	I	-	I
1.3 Участки протяженностью 1000 м от границ перехода или пересечения (для основной нитки)	I	-	I
2. Переходы через болота типа:
а) I	II, III*	II, III*	II, III*
б) II	II	II	III
в) III	В	В	I
*II - для диаметра 700 мм и более, III - для диаметра до 700 мм.
3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 50 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги	I	-	I
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей	III	-	II
в) автомобильные дороги I и II категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	I	-	I
г) автомобильные дороги общего пользования III, III-п, IV, IV-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	III	-	I
д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15 м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна	III	-	III
е) участки нефтепроводов в пределах расстояний, указанных в таблице 7.4, примыкающие к переходам:
- через все железные дороги и автомобильные дороги I и II категорий	III	II	II
- через автомобильные дороги III, III-п, IV, IV-п и V категорий	III	-	III
4. Нефтепроводы в горной местности при укладке:
а) на полках	II	II	-
б) в тоннелях	-	I	I
5. Нефтепроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь	III	III	III
6. Нефтепроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций	II	-	-
б) прочих сельскохозяйственных культур	III	-	-
7. Нефтепроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1	II	II	II
8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов, солончаковые грунты и курумы	II	-	II
9. Узлы установки линейной арматуры (за исключением участков категории В и I)	III	-	-
10. В границах зон активных тектонических разломов (АТР)	I	I	I
11. Нефтепроводы, примыкающие к территориям головных сооружений со стороны коллекторов и нефтепроводов в пределах расстояний, указанных в поз. 5 таблицы 7.4	II	-	I
12. Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки нефтепроводов длиной 100 м, примыкающие к ним	I	I	I
13. Нефтепроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий НПС	I	I	I
14. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т. п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации	II	-	-
15. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 14, и между собой многониточных нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации	II	-	-
16. Пересечения (по обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 11 таблицы 7.4, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:
а) 500 и более	I	I	-
б) от 330 до 500	II	II	-
в) до 330	III	III
17. Нефтепроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям	II	II	II
18. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи	III	III	III
19. Нефтепроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм	I	I	I
(без предварительного гидравлического испытания на трассе)
20. Нефтепроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств в пределах расстояний, указанных в поз. 10 и 12	II	II	II
(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)
Примечания: 1 Категории отдельных участков нефтепроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче нефти городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, допускается повышать на одну категорию. 2 Типы болот должны приниматься в соответствии с требованиями РД «Магистральные нефтепроводы. Правила производства и приемки строительно-монтажных работ». 3 При пересечении нефтепроводом массива болот различных типов допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот. 4 Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позициях 14 и 15, и при параллельной прокладке в соответствии с позицией 20, не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. 5 Действующие нефтепроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3. 6 Категорию участков нефтепроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, должны приниматься как для переходов через судоходные водные преграды. 7 Границы переходов через водные преграды, независимо от способа прокладки, должны определяться в соответствии с требованиями 7.5.1. 8 Границы переходов через железные и автомобильные дороги должны определяться в соответствии с требованиями позиций 3а, 3б, 3в, 3г, 3д. 9 Для горных потоков (рек) границами переходов должны являться отметки не ниже отметок горизонта высоких вод 2 % обеспеченности. 10 Категорийность участков трубопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера следует принимать: для судоходных - по поз. 1.1а; несудоходных - 1.1б. 11 Знак «-» в таблице означает, что данный вид прокладки не применяется.

7.2. Основные требования к трассе нефтепроводов