Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

29 страниц

300.00 ₽

Купить СН 186-61 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Указания предусматривают правила расчета прочности и устойчивости магистральных стальных трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов.

  Скачать PDF

Оглавление

I Общие указания

II Стальные трубы для магистральных трубопроводов

III Расчет трубопроводов на внутреннее давление

IV Определение радиусов изгиба подземных трубопроводов и веса балласта для подводных трубопроводов

V Расчет надземных трубопроводов

VI Расчет компенсаторов

VII Определение нагрузок на опоры надземных трубопроводов

Показать даты введения Admin

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СОВЕТА МИНИСТРОВ СССР ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА


УКАЗАНИЯ

ПО РАСЧЕТУ МАГИСТРАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ГАЗА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

СН 186—61

МОСКВА-1962

Издание официальное

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СОВЕТА МИНИСТРОВ СССР

ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА

УКАЗАНИЯ

ПО РАСЧЕТУ МАГИСТРАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ ГАЗА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

СН 186—61

Утверждены

Государственным комитетом Совета Министров СССР по делам строительства 8 сентября 1961 г.

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО

ЛИТЕРАТУРЫ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, АРХИТЕКТУРЕ И СТРОИТЕЛЬНЫМ МАТЕРИАЛАМ

Москва — 1962

16.    Газопроводы, прокладываемые по дну реки или водоема, через болота или заливаемые водой поймы, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения).

Примечание. Всплытие газопровода может быть предотвращено пригрузкой специальными грузами (балластом), закреплением трубопровода к основанию, засыпкой грунтом при возведении газопровода в период отсутствия воды на участке, периодически заливаемом водой, и т. п. Мероприятия против всплытия трубопровода устанавливаются проектом.

17.    Величину пригрузки (вес балласта под водой) газопровода, уложенного под водой в траншею, определяют без учета веса грунта над трубой по формуле

Б = *вТв«>в — gr + Бтг кг,    (4)

где 7В— объемный вес воды с учетом взвешенных твердых частиц в кг/смд, определяемый в период паводков, т. е. при наибольшей концентрации взвешенных частиц; о)в— объем воды, вытесненный 1 пог. м трубопровода (с учетом изоляции и футеровки), в м3; gr—расчетный вес 1 пог. м газопровода (с учетом изоляции и футеровки) в кг;

БИЗГ — расчетная величина пригрузки, необходимая для изгиба трубопровода по заданной кривой дна траншеи (в соответствии с проектным профилем с учетом влияния прилегающих участков), в кг;

Кв—■ общий усредненный коэффициент устойчивости против всплытия, принимаемый:

Кв—1,07—для болот, пойм рек и водоемов при отсутствии течения;

в «=1,1—для водных .преград с шириной зеркала воды в межень до 200 м, при условии расположения газопроводов ниже возможной зоны размыва; JCB= 1,1S и более — для рек с шириной водного зеркала в межень более 200 м и горных рек с неустойчивым руслом в зависимости от местных условий.

Если зона размыва на переходах не определяется с требуемой достоверностью материалами изысканий и, следовательно, возможен вынос грунта из траншеи, то пригрузку дополнительно увеличивают на величину Бю, определяемую из условия воздействия на газопровод потока воды, с учетом вертикального взвешивающего усилия по формуле

Бвз«=20 V\ DT кг,    (5)

10

где Va,— донная скорость потока в паводок в м/сек;

Dт— проекция 1 пог. м конструкции трубопровода на вертикальную плоскость в м2.

Примечание. Траншеи после укладки газопровода заполняются грунтом. Объем обратной засыпки и категории грунта определяются проектом.

18. При укладке трубопроводов на дно без заглублении необходимо производить дополнительную к указанной в формуле (3) пригрузку газопровода 5Д0П против сдвига под действием гидродинамического давления. Величину дополнительной пригрузки определяют по формуле

БДОГ-75 У2Л DT.    (6)


19. Расстояние между грузами (/гр), применяемыми для предотвращения всплытия газопровода, определяют по формулам:


Р Гр'Ср    Тв^Гр'Ср


тр-



'ПОЛИ


ИЛИ


/Гр


(Тгр-ср 7в)


гр-ср V I гр-ср


Кгр


ср


^полн 7гр-ср 9

где Ргрср— средний фактический вес отдельного груза в воздухе в кг;

средний фактический объем груза в м3; средний фактический объемный вес груза в


О)


гр-ср Ь* гр-ср


гр-ср


кг/мъ;

полная величина пригрузки с учетом в необходимых случаях дополнительных пригрузок.

20. Прокладываемые через водные преграды, болота или заливаемые водой поймы рек, нефте- и нефтепродук-топроводы, если они укладываются не заполненными водой или нефтью (нефтепродуктом) или если трубопроводы в процессе эксплуатации будут опорожняться при помощи сжатого воздуха, они должны рассчитываться на всплытие согласно п. 16 — 19 настоящих указаний.


Б


пол


V. РАСЧЕТ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ


21. Надземные трубопроводы, устанавливаемые на опоры, подвески и т. п., кроме расчета на разрыв от внутреннего давления по формуле (1), рассчитывают на изгиб, растяжение и сжатие от воздействия собственного веса, веса


11


транспортируемого продукта, веса снега или обледенения трубы, ветрового давления, а также от воздействий температурных, сейсмических и др.

22.    При расчете на изгиб, осевое сжатие или растяжение согласно п. 9 ,и 10 за расчетное сопротивление принимают /?2 по табл. 2, определяемое из условия достижения металлом в предельном состоянии предела текучести ат.

23.    Нагрузки (воздействия), подлежащие учету при расчете на изгиб надземных трубопроводов, и коэффициенты перегрузки принимаются по табл. 4.

Таблица 4

Нагрузки (воздействия), подлежащие учету при расчете на изгиб

надземных трубопроводов

Вид нагрузки (воздействия)

Коэффициент

перегрузки

Собственный вес трубопровода......

Вес*

1,1

транспортируемого продукта (п. 26) ....

1

обледенения трубы (п. 27).......

1,2

Нагрузка:

снеговая (и. 28) ..........

1,4

ветровая (п. 29) ...........

1,3

Температурные воздействия (.п. 30).....

1

Продольные (вдоль оси трубы) напряжения или усилия от расчетного значения внутреннего давле-

«ия газа, нефти или нефтепродуктов (п. 31) . . Сейсмические воздействия (см. п. 32) . . . .

1

1

Вес строительного оборудования (и материалов), устанавливаемого на трубопровод при его

1,2

монтаже или ремонте...........

24.    Сочетания нагрузок и воздействий должны приниматься в наиболее невыгодных комбинациях для трубопровода и отдельных элементов конструкции (опор, тросов, тпренгелей, подвесок, узлов и т. п.).

25.    Основные сочетания нагрузок состоят: из собствен-гного веса, веса транспортируемого продукта, продольных усилий от внутреннего давления газа, нефти или нефтепродуктов, температурных воздействий. Дополнительные сочетания состоят из нагрузок, входящих в основные сочетания, с добавлением нагрузок от обледенения и ветровой нагрузки или снеговой нагрузки с умножением расчетных нагрузок, кроме собственного веса и веса транспортируемого продукта, на коэффициент 0,9.

Особые сочетания состоят из сейсмических нагрузок, а также нагрузок,, входящих в основные сочетания, с до-

12

бавлением снеговой нагрузки или нагрузки от обледенения с умножением расчетных нагрузок, кроме собственного веса и веса транспортируемого продукта, на коэффициент 0,8.

Примечание. Сочетание нагрузок с учетом монтажных при расчете на период строительства или ремонта трубопровода относится к дополнительным.

26.    Расчетный вес транспортируемого газа вычисляют по формуле

PoD

Ягаз Тгаз    ^0^вн = 215 Хгаз    КВ/МУ    (8а)

Р0— расчетное давление газа в кг/см2;

DBH— внутренний диаметр трубы в м;

Тгаз—удельный вес газа в кг/м3 при 70 =—273° и Р0 = — 1 ати;

Z— коэффициент сжимаемости газа;

Т—абсолютная температура 7=273 + *°, где f — температура газа в град.

Для природного газа можно принимать

^газ'^РоТ^вн    (86)

Расчетный вес транспортируемой нефти или нефтепродукта определяется:

.DBH

^прод^Т кг/м,    (9)

где у— объемный вес транспортируемой нефти или нефтепродукта.

27.    Расчетные нагрузки (с учетом коэффициента перегрузки п— 1,2) от обледенения трубы принимаются по формуле

*7лед ^лед КВ/М,    (10)

где £>н— наружный диаметр трубы в м\

Клед—коэффициент, принимаемый по табл. 5 в зависимости от района гололедности.

Таблица 5

Район гололедности

I

н

ш

IV

^След .......

35

35

50

65

Примечание. Район гололедности принимается в соответствии с картой климатических районов гололедности или по данным наблюдений гидрометеослужбы.

13

28.    Расчетная снеговая нагрузка на 1 м2 горизонтально! проекции конструкции перехода (пешеходный мостик, примыкающий к нему трубопровод и т. п.) принимается равной:

(И)

Здесь Ро— нормативный вес снегового покрова на 1 ж2 горизонтальной поверхности земли, принимаемый по табл. 4 гл. II—Б. I СНиП;

1,4— коэффициент перегрузки.

29.    Расчетная нагрузка от воздействия ветра в горизонтальной плоскости для одиночной трубы перпендикулярно ее оси определяется по формуле,

<7В= 1,3 *0,6 QDH кг/м,    (12)

где DH— наружный диаметр трубы в м;

Q— скоростной напор ветра в кг/м, определяется по главе II—Б. I СНиП1.

30.    Расчетные значения сжимающих или растягивающих напряжений of и усилия Nt вдоль оси трубы от воздействия изменения температуры без компенсации температурных деформаций в продольном направлении определяются по формулам:

о,=£аД*=25,2Д* кг/см2,    (13)

N£=otF—25t2 LtF кг,    (14)

где F— площадь поперечного сечения стенки трубы в см2;

Д*=50°—расчетный перепад температуры; для районов с расчетной температурой воздуха tp ниже — 40° или выше +40° значение температурного

перепада принимается    |.

Примечание. На участках трубопроводов, расположенных на расстоянии до 25 км от компрессорных станций со стороны высокого давления, при определении расчетного температурного перепада нужно учитывать нагрев трубопровода транспортируемым продуктом.

При расчете переходов без компенсации продольных деформаций с количеством пролетов не более трех продольное усилие Nt (напряжение О;) в трубопроводе от изменения температуры уменьшается на 20%.

31.    Расчетное значение продольного растягивающего напряжения от расчетного значения внутреннего давления газа, нефти или нефтепродукта определяют по формуле-

ар.ВН ~ £зКЦ>    1    1    ^

1 Изменение табл. 2 гл. II—Б. I СНиП опубликовано в «Бюллетене строительной техники» № 6, 1959 г.

14

а расчетное значение продольного усилия — по формуле

Л/р.вн = ср.гш F,    (16)

где £ = 0,5— для прямолинейных балочных, шпренгельных и висячих систем при наличии самокомпенса-ции продольных деформаций, а также для арочных систем;

£=0,3 — для балочных, шпренгельных и прямолинейных висячих систем без компенсации продольных деформаций при проверке напряжений в растянутой зоне;

£=0,2 — то же, при проверке напряжений в сжатой зоне;

акц— кольцевые напряжения от расчетного значения внутреннего давления, определяемое по формуле (1а).

Примечание. При расчете арочных систем продольное относительное удлинение оси арки епрод, возникающее от внутреннего' давления, определяется по формуле

епРод=0,2 -Sp .    (17)

32.    Расчетные нагрузки от сейсмических воздействий в вертикальной или горизонтальной плоскости определяются в соответствии с указаниями «Норм и правил строительства в сейсмических районах» (СН 8—57).

33.    Определение усилий в балочных, шпренгельных, висячих и арочных системах призводится по упругой стадии их работы согласно общим правилам строительной механики, при этом трубопровод принимается за упругий стержень (прямолинейный или криволинейный), поперечное сечение которого в напряженном состоянии остается плоским и сохраняет свою круговую форму.

При определении усилий следует учитывать изменение расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода, например при расчете арочной системы на собственный вес в зависимости от метода монтажа, арка может рассчитываться как двух или трехшарнирная, а на остальные нагрузки после сварки всех стыков трубопроводов — как бесшарнирная.

34.    Сжатые трубопроводы в балочных, арочных, шпренгельных и других системах должны быть рассчитаны на устойчивость (продольную) как в плоскости, так и из плоскости системы.

15

Висячие переходы пролетом более 150 м при расчете на ветровую нагрузку должны проверяться на резонанс применительно к указаниям «Технических условий расчета высоких сооружений на ветровую нагрузку» (СН 40—58).

35.    В висячих системах трубопроводы и вспомогательные конструкции подвешивают к тросам или цепям, а для восприятия ветровой нагрузки в соответствии с расчетом устанавливают ветровые связи из тросов (оттяжки и др.) или из профильного металла (элементы ферм).

В конструкциях пролетом до 150 м вместо специальных ветровых связей могут быть поставлены наклонные, поддерживающие трубопровод подвески, прикрепленные к раздвинутым по ширине основным несущим тросам.

Переходы трубопроводов диаметром до 529 мм включительно могут подвешиваться на пилонах в виде «гибкой нити» без несущих тросов или цепей («висячая труба»), ес-ли это допускается по условиям эксплуатации.

36.    В шпренгельных системах поперечная жесткость трубопровода обеспечивается устройством двух наклонных или одного вертикального и двух горизонтальных шпренгелей, воспринимающих ветровую нагрузку. Шпренгели (тяжи и стойки) прикрепляют на сварке к муфтам, полумуфтам или накладкам, приваренным к трубопроводу.

37.    Арочные переходы осуществляются ив одной или двух соединенных между собой связями ниток трубопровода. В однониточных арочных переходах при недостаточной их поперечной жесткости следует устанавливать связи (расчалки) из тросов или устраивать вспомогательные арки из труб меньшего диаметра (или из другого профиля), соединенные с основными трубопроводами связями жесткости; расстояние между арками может быть постоянным или увеличивающимся к опорам.

38.    В висячих, шпренгельных и арочных системах в тяжах, тросах и расчалках, воспринимающих ветровую нагрузку, следует создавать предварительное натяжение, равное половине усилия от расчетной ветровой нагрузки.

39.    Надземные трубопроводы при воздействии поперечных нагрузок и продольных (осевых) усилий рассчитываются по формуле

--±-<Яг.    (18)

В соответствующих случаях следует вводить коэффициент сочетания нагрузок, согласно п. 25 настоящих указаний.

16

В формуле (18):

/?2 — расчетное сопротивление материала трубы, определяемое по табл.2;

N — расчетное продольное (осевое) усилие в трубопроводе в /сг, полученное как алгебраическая сумма усилий от температурных воздействий (п. 30), от внутреннего давления продукта (п. 31), а также усилий, определяемых в соответствии с принятой конструктивной схемой сооружения, каждое со своим коэффициентом перегрузки.

(19)

где М — расчетный изгибающий момент в рассматриваемом сечении от воздействия поперечных расчетных нагрузок (Mi) и от внецентренного приложения расчетной продольной силы с учетом прогиба трубопровода (М2). М\ и М2 определяют в зависимости от вида загружения, схемы конструкции и ее опирания (см. п. 40); если в процессе монтажа трубопровода расчетная схема конструкции изменяется, то это необходимо учитывать при расчете (суммируя значения Mi и М2, найденные при двух различных расчетных схемах и соответствующих им нагрузках);

W,F— момент сопротивления и площадь стенки поперечного сечения трубы (приложение 2, табл. 6).

40. Изгибающие моменты М\ и М2 в формуле (19) для балочных конструкций определяют: от поперечных нагрузок по формуле

M^aqP\    (20)

от продольных усилий по формуле

«.=■    <2i>

В формулах (20) и (21):

а—коэффициент, принимаемый равным: 0,125 — при расчете разрезных конструкций; 0,084 — при расчете неразрезных конструкций для определения момента в опорном сечении; 0,042—то же, для определения момента в сечении по середине пролета; q— сумма расчетных нагрузок на единицу длины трубопровода;

17

/—расчетный пролет трубопровода;

/= &Г—пРогиб трубопровода в рассматриваемом сечении от расчетной поперечной нагрузки;

Ъ—коэффициент, принимаемый равным: 0,013— при расчете разрезных конструкций; 0,0026 — при расчете многопролетных неразрезных конструкций с равными пролетами и защемленными концами;

, Nil

^ ~~ rJEJ »

где /о — свободная длина рассчитываемого участка трубопровода.

Для прямолинейных переходов с защемленными концами принимается: при одном пролете 10 = 0,6/; при двух и более пролетах /0 = 0,7/, где / — расчетная длина данного пролета.

При сжимающем усилии N в знаменателе формулы (21) принимают знак минус (—), а при растягивающем усилии N — знак плюс ( + ).

41. При зигзагообразной прокладке трубопроводов в виде ломаной линии (с вваренными коленами в местах поворота) напряжения изгиба в местах поворота трубопровода проверяются по формуле

3 cos yJ (Eaht + 0,2 акц)^ де,    0,0833 qBl* ,

в-=--£-+--"-+

+ 0,5окц<Я*,    (22)

где ф —угол между осью трубопровода и прямой, соединяющей неподвижные (мертвые) опоры;

/— величина рассматриваемого пролета (расстояние между центрами опор);

/Зм— расчетная (начальная) стрелка «змейки», равная расстоянию от места изгиба трубопровода (вершины волны) до прямой, соединяющей неподвижные опоры;

JyWnF — момент инерции, момент сопротивления и площадь поперечного сечения трубы; qQ—расчетная ветровая нагрузка на трубопровод в кг/м.

18

VI. РАСЧЕТ КОМПЕНСАТОРОВ


42. При определении изменения длины надземного трубопровода для компенсации его продольных деформаций должны учитываться деформации от изменения температуры стенок труб А/ и изменения давления в трубопроводе Ар.

Суммарная продольная деформация трубопровода


A=A, + V


(23)


Удлинение (укорочение) трубопровода от изменения температуры стенок труб на компенсируемом участке трубопровода


аД^комп    (24)

Удлинение трубопровода от внутреннего давления на компенсируемом участке


д,=


0,2 a,,,, L


1<Ц ^комп


(25)


где окц—расчетные кольцевые напряжения от внутреннего давления в кг/см2, определяемые по формуле (1а);

^комп—длина компенсируемого участка трубопровода, равная расстоянию между неподвижными опорами или местами выхода трубопровода из грунта.

Укорочение трубопровода вычисляется только от температуры при отсутствии внутреннего давления.

Значение А не должно превышать допускаемых величин деформаций Дк компенсатора, определяемых согласно указаниям п. 43.

43. Допускаемые деформации компенсаторов в сантиметрах без предварительной растяжки определяются по формулам;

а) для П-образных компенсаторов



2 g комп

EDHlKmK


А


(26)


А


К


- С*рЛ —• ^,28рк/к+1,4рк)+0,67/к+/п4 — 4рк

ж


+2pfc/K — 1,33рк; б) для Z-образных компенсаторов (компенсаторов с двумя свободными коленами)


А


к —


°комп

EDHlKmK


В;


19


Редактор — инж. М. Ф. Ковальчук

В настоящих Указаниях приводится унифицирован-ная методика расчета на прочность и устойчивость магистральных газопроводов, нефтс- и нсфтепродуктопро-водов.

Указания разработаны научно-исследовательским институтом по строительству магистральных трубопроводов (ВНИИСТ) Главгаза СССР на основе экспериментальных и теоретических исследований и изучения работы трубопроводов в условиях Их эксплуатации.

3 = -


к


ж


(«Рл - 2,28р|/к +1,4рк)+0,67/j—2рк/„+2рк/к -1,33рк;


в) для Г-образных компенсаторов (компенсаторов с одним свободным коленом)


Л


К -


0,67<jKOMn/K


(28)


В формулах (26), (27) и (28) приняты обозначения: акомп—расчетные напряжения в продольном направлении в коленах компенсатора в кг!см2, величина которых не должна превышать значений, указанных в п. 44;

Кж— коэффициент уменьшения жесткости колена, определяемый согласно п. 45; тк— коэффициент увеличения напряжений в коленах, определенный согласно п. 45;

DH— наружный диаметр трубы в см\ рк— радиус кривизны колена в см\

/к— вылет компенсатора в см\

1.Л— ширина полки компенсатора в см.

При расчетах деформативности компенсаторов допускается учет их предварительной растяжки.

44. Расчетные напряжения окгмп в продольном направлении в коленах компенсатора должны удовлетворять условиям:

а) для компенсаторов, работающих без восприятия моментов от вертикальной или горизонтальной нагрузок (горизонтальных или наклонных компенсаторов),,


°комп ^ R2    скц;    (29)

б)    для вертикальных компенсаторов, являющихся одновременно опорами, при отсутствии поворота сечения на этих опорах

°комп ~    0,55    акц;    (30)

в)    то же, при наличии поворота сечения на опорах-компенсаторах

°комп ^ Ri — (0>5    |    ®и) t    (31)

где R2 — расчетное сопротивление по табл. 2;

°кц—расчетные кольцевые напряжения по формуле (1а);

аи—наибольшее напряжение изгиба в опорном сече ^ нии компенсатора от расчетных нагрузок, определяемое по общим правилам согласно принятой


20


Строительные нормы


СН 186—61


Г осударственный комитет Совета Министров СССР по делам строительства


Указания по расчету магистральных стальных трубопроводов для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов


I. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1.    Настоящие указания предусматривают правила расчета прочности и устойчивости магистральных стальных трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов (именуемых в дальнейшем магистральные трубопроводы).

II р имечания. 1. Настоящие указания не распространяются на сети, прокладываемые внутри населенных пунктов, промышленных предприятий и зданий.

2.    Проектирование стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них производится в соответствии со специальными нормами проектирования стальных магистральных газопроводов, а также нефте- и нефтепродуктопроводов.

3.    Стальные конструкции и детали, поддерживающие трубопровод, рассчитываются по НиТУ 121—55.

2. Расчет стальных трубопроводов, прокладываемых в сейсмических районах, производится в соответствии с настоящими указаниями с учетом требований «Норм и правил строительства в сейсмических районах» (СН 8—57).

При расчете стальных трубопроводов, прокладываемых в зонах вечной мерзлоты, надлежит учитывать дополнительные требования специальных технических условий или инструкций.

Внесены

Утверждены

Главным управлением газовой промышленности при Совете Министров СССР (Главгазом СССР)

.. .

Г осударственный комитетом Совета Министров СССР

по делам строительства 8 сентября 1961 г.

Срок введения 1 января 1962 г.

2 Зак. 472

3

3.    Расчет магистральных стальных трубопроводов производится по методу предельных состояний.

Для стальных трубопроводов устанавливаются предельные состояния, определяемые несущей способностью трубопровода, а именно:

а)    прочностью на разрыв от воздействия внутреннего давления с проверкой против развития чрезмерных пластических деформаций;

б)    достижением предела текучести при работе на поперечный изгиб, осевое сжатие или растяжение трубопровода, уложенного на опоры, от собственного веса, от веса продукта и других воздействий.

Для газопроводов, прокладываемых через реки, озера, пруды, болота и заливаемые поймы, кроме того, устанавливается предельное состояние на устойчивость положения против всплытия трубопровода.

4.    Стандарты или технические условия, которым должны удовлетворять трубы, а также марки стали и типы электродов должны указываться на рабочих чертежах трубопровода.

5.    Соединения труб магистральных стальных трубопроводов осуществляют сварными в стык. Методы сварки должны обеспечивать равнопрочность сварного соединения и основного металла.

При проектировании трубопроводов должна предусматриваться технология строительства, исключающая возможность повреждения труб, нарушения их прочности, потери местной устойчивости стенок труб, а также повреждения сварных соединений.

При расчете и проектировании трубопроводов надлежит учитывать требования «Технических условий на производство и приемку работ по устройству магистральных трубопроводов» (СН 83—60).

П. СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ТРУБОПРОВОДОВ

6. Для стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них должны применяться сварные трубы из низколегированной или углеродистой стали, удовлетворяющие требованиям технических условий на эти трубы, утвержденных в установленном порядке и согласованных с Главгазом СССР, а также бесшовные трубы по ГОСТ

4

8731—58 и ГОСТ 8732-58 из углеродистых сталей марок ВСт.2, ВСт.З и ВСт.4, поставляемых по подгруппе В ГОСТ 380-60.

Примечание. В соответствии с СН 83—60 трубы и арматура при поставке должны иметь сертификат завода-изготовителя, свидетельствующий об их соответствии Техническим условиям или стандартам. При отсутствии сертификатов трубы могут быть использованы для сооружения магистральных трубопроводов лишь после того, как механическими испытаниями образцов, взятых от каждой партии одной плавки или отдельной трубы, и химическим анализом металла труб будет установлено их соответствие требованиям, соответствующим техническим условиям или стандартам.

7.    Трубы и марка стали должны назначаться исходя из технико-экономических показателей возведения трубопровода и условия минимального расхода металла на устройство трубопровода, как правило, при полном использовании прочности металла.

Сталь готовых труб для магистральных трубопроводов в состоянии поставки при испытании поперечных образцов должна удовлетворять следующим основным требованиям:

а)    предел текучести стали ат должен быть, как правило, не более 0,8 временного сопротивления (предела прочности) разрыву ее <звр; в отдельных случаях допускается от не свыше 0,82 авр; для низколегированных сталей значение предела текучести не должно быть ниже 0,65 от браковочного значения авр;

б)    относительное удлинение не менее 20% для коротких образцов 65 или 18% для длинных образцов бю;

в)    ударная вязкость стали при температуре минус 40° не менее 3 кгм/см2 (при толщине проката 10—20 мм) в соответствии с ГОСТ 5058-57.

Сталь должна хорошо свариваться методами дуговой и стыковой контактной сварки.

8.    Сварочные материалы и показатели металла шва сварного соединения труб магистрального трубопровода должны удовлетворять требованиям СН 83—60.

9.    Нормативные характеристики материала стальных труб принимаются по табл. 1.

10.    Расчетное сопротивление материала труб и их соединений Ri определяется как произведение нормативного сопротивления i?i на коэффициенты однородности k\ и условий работы металла гп\, принимаемые по табл. 1, а также на коэффициент условий работы т2 по табл. 2, учитывающий особенности работы трубопровода в различных условиях, степень ответственности, доступность для осмотра и ремонта и т. п. Расчетное сопротивление R2 определяется

5

Нормативные характеристики стальных труб

№ п/п

Наименование

Условное обозначение

Значение

1

Нормативное сопротивление растяжению материала труб и сварных соединений из условий работы на разрыв

свр

2

Коэффициент однородности при разрыве стали:

низколегированной в сварных трубах и углеродистой в бесшовных трубах ......

&1нл

0,8

низколегированной нормализованной и углеродистой в сварных трубах ........

k\y

0,85

3

Коэффициент условий работы материала при разрыве труб.....

ГП\

0,8

4

Нормативное сопротивление растяжению, сжатию и изгибу материала труб и сварных соединений, определяемое из условия достижения предела текучести .........

Щ

Коэффициенты однородности труб, изготовленных из:

а) низколегированной стали . .

^2ил

0,85

б) углеродистой стали ....

k^y

0,9

5

Модуль упругости при растяжении, сжатии и изгибе в кг/см2 ....

Е

2 100 000

6

Коэффициенты:

линейного расширения ....

а

0,000012

Пуассона..........

И-

0.3

7

Объемный вес стали......

7

7,85 ajcMz

Примечания. 1. Значения авр временного сопротивления и ат предела текучести стали труб принимаются по техническим условиям или стандартам на соответствующие виды труб.

2. Нормативные сопротивления сварных соединений принимаются равными нормативным сопротивлениям основного металла труб.

как произведение нормативного сопротивления R% на коэффициент однородности k% принимаемые по табл. 1, и коэффициент условий работы т2 по табл. 2.

Расчетные сопротивления Ri и R2 в зависимости от значений временного сопротивления авр или предела текучести ат приведены в табл. 2.

6

Ш. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ВНУТРЕННЕЕ

ДАВЛЕНИЕ

11. При расчете трубопроводов на внутреннее давление кольцевые напряжения окц в стенке трубопровода проверяются по формулам:


PnD

26

РРт

26


вн


<*1


<0,8 Rl

Толщину стенки труб определяют по формулам:

PnDu


8 =


2 (Rt+nP) '

РРн

2(0,8R"+P)


(la)

(16)

(2a)

(26)


Принимается большая из .полученных величин.

Здесь б — номинальная толщина стенки трубы в см;

Он—наружный диаметр трубы в см;

DpH—Ai — 25— внутренний диаметр трубы в см;

Р— рабочее (нормативное) давление в трубопроводе в кг/см2;

Рп— расчетное давление в трубопроводе в кг/см2; п— коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе; п— 1,15 — для газопроводов, а также нефте- и нефтепродуктопроводов при температуре вспышки нефти или продукта до 45°; п— 1,1 — для остальных нефте-и нефтепродуктопроводов;

—расчетное сопротивление металла трубы, принимаемое по табл. 2, в кг/см2;

Р12=от— нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении металла труб перпендикулярно их оси, установленное стандартом или техническими условиями.

12.    Толщина стенки трубы магистрального трубопровода должна быть не менее х/т величины диаметра трубы, но не менее 4 мм.

13.    При определении толщины стенки труб на участках, подвергшихся предварительному изгибу (выгибу), влияние


2 Зак. 472


7


00


Расчетные сопротивления Ri и Rn и коэффициент условий работы магистральных трубопроводов

Таблица 2

Si

для труб из стали

л

для труб из стали

№ п/п

Участки трубопровода

Коэффициент условий работы трубопровода тг

низколегированной ненормализованной в сварных трубах, углеродистой в бесшовных трубах

низколегированной нормализованной и углеродистой в сварных трубах

низколегиро

ванной

углеродистой

1

Участки газопроводов, нефте- и нефтепро-дуктопроводов III и IV категорий . .

0,9

0,58 авр

0,61 свр

0,76 ст

0,81 ат

2

Участки газопроводов, нефте- и нефте-продуктопроводов I и II категорий; участки подземных трубопроводов на подрабатываемых территориях; переходы висячих, арочных и шпренгельных систем, независимо от категории участка трубопровода . . . .

0,75

0,48 !тВр

0,51 свр

0,64 ст

0,68 ат

Примечание. Категории участков трубопроводов принимаются по Техническим условиям на производство и приемку работ по устройству магистральных трубопроводов (СН 83—60).

выгиба (дополнительные напряжения, наклеп) в расчете не учитывается.

14. Трубопроводы диаметром 1200 мм и менее на воз* действие давления грунта или вакуума не рассчитываются.

Участки трубопровода, расположенные в местах пересечения автомобильных дорог I, II, III и IV категорий, а также железных дорог, следует располагать в защитных кожухах.

IV. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАДИУСОВ ИЗГИБА ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ВЕСА БАЛЛАСТА ДЛЯ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

15. В проектах трубопроводов должны быть указаны радиусы упругого изгиба трубопровода при укладке его в траншею.

Допустимые радиусы упругого изгиба трубопроводов б вертикальной плоскости, определяемые из условия изгиба труб под действием собственного веса при вогнутом или выпуклом рельефе местности, принимают по табл. 3.

Таблица 3 Допустимые радиусы при изгибе труб под действием собственного веса

Материал труб

Диаметр трубопровода в мм

Радиус изгиба в м

Малоуглеродистая сталь

325

400—360

426

500-400

529

600-500

Низколегированная сталь

529

500-400

630

600—450

729

650—500

820

750—600

920

800-700

1020

1000—800

Радиус упругого изгиба трубопроводов в горизонтальной плоскости при монтаже должен быть не менее

Prop>900DH ж,    (3)

где Dn~ наружный диаметр трубопровода в м.

Примечание. Допускается совмещение кривых упругого изгиб® в вертикальной и горизонтальной плоскостях, при этом радиус кривизны трубопровода должен удовлетворять условию табл. 3 или в про-тивном случае должны ввариваться предварительно изогнутые колена'.

9