СНиП 2.05.06-85 
Таблица 9. Таблица 10. Таблица 11. Таблица 12. Нагрузки и воздействия. Таблица... СНиП 2.05.06-85 
Таблица 9. Таблица 10. Таблица 11. Таблица 12. Нагрузки и воздействия. Таблица...

СНиП 2.05.06-85 => Таблица 9. Таблица 10. Таблица 11. Таблица 12. Нагрузки и воздействия. Таблица 13*.

 
Пожарная безопасность - главная
Написать нам
ГОСТы, документы

 

Пожарная безопасность ->  Снип ->  СНиП 2.05.06-85 -> 
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
текст целиком
 

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.

 

НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

 

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.

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.

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
текст целиком

 

Краткое содержание:

МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

СПХГ;

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3*

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 4*

Таблица 5*

Таблица 6

Таблица 7*

Таблица 8

4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАПОРНОЙ И ДРУГОЙ АРМАТУРЫ НА

ТРУБОПРОВОДАХ

5. ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ ШАХТНЫХ РАЗРАБОТОК

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

6. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ

И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

ПОДЗЕМНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЖЕЛЕЗНЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ

7. НАДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛОВ

Таблица 9

Таблица 10

Таблица 11

Таблица 12

НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

Таблица 13*

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ И

НАЗЕМНЫХ (В НАСЫПИ) ТРУБОПРОВОДОВ

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

КОМПЕНСАТОРЫ

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

Таблица 14

Таблица 15

Таблица 16

Таблица 17

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 18

9. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТНЫМИ ПОКРЫТИЯМИ

ЗАЩИТА НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ АТМОСФЕРНОЙ

КОРРОЗИИ

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ

ПОДЗЕМНОЙ КОРРОЗИИ

ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ В РАЙОНАХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

11. ЛИНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 19

12. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ СЖИЖЕННЫХ

УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Таблица 20

13. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ

Таблица 21

Таблица 22

СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Таблица 23

ИЗДЕЛИЯ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ПРОТИВ

ВСПЛЫТИЯ

МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 24

ПРИЛОЖЕНИЕ

ГРАФИК ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕСУЩЕЙ

СПОСОБНОСТИ ТРОЙНИКОВ hв

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения

2. Классификация и категории магистральных трубопроводов

3. Основные требования к трубопроводам

4. Конструктивные требования к трубопроводам

5. Подземная прокладка трубопроводов

6. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

7. Надземная прокладка трубопроводов

8. Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость

9. Охрана окружающей среды

10. Защита трубопроводов от коррозии

11. Линии технологической связи трубопроводов

12. Проектирование трубопроводов сжиженнных углеводородных газов

13. Материалы и изделия

Рейтинг@Mail.ru