СТО Газпром 2-2.1-459-2010

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.1-459-2010

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.1-459-2010

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»



 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ, В ТОМ ЧИСЛЕ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА


СТО Газпром 2-2.1-459-2010


Издание официальное



 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


Москва 2010

Предисловие



  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»


распоряжением ОАО «Газпром» от 21 апреля 2010 г. № 88


© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2010


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 2

  3. Термины, определения и сокращения 3

  4. Общие положения 7

  5. Классификация участков переходов по безопасности 9

  6. Основные требования к выбору трасс и изысканиям участков переходов

    магистральных газопроводов через водные преграды 10

    1. Основные требования к выбору трасс перехода трубопровода

      через водные преграды 10

    2. Основные требования к изысканиям 13

    3. Минимальные расстояния 20

    4. Охранные зоны 21

  7. Конструктивные требования к переходам магистральных газопроводов

    через водные преграды 22

    1. Общие требования. 22

    2. Подводные переходы через водные преграды 22

    3. Надземные конструкции 24

    4. Горизонтально направленное бурение 27

    5. Особенности проектирования переходов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов 28

  8. Требования по размещению запорной арматуры, в том числе при прокладке

    параллельных ниток 30

  9. Указания по расчетам на прочность и устойчивость участков переходов

    магистральных газопроводов. 31

    1. Общие положения 31

    2. Проверка условий прочности 33

    3. Оценка общей устойчивости магистрального газопровода при действии внутреннего давления, температуры и взаимодействии трубопровода

      с талыми грунтами 36

    4. Устойчивость положений магистрального газопровода против всплытия 39

    5. Прочность и устойчивость магистрального газопровода на участках

      с многолетнемерзлыми грунтами 42

    6. Устойчивость надземных участков магистрального газопровода 44

    7. Требования к расчету опорных конструкций переходов 49

  10. Требования к материалам и изделиям, применяемым в конструкциях переходов 52

    1. Защитное покрытие 52

    2. Теплоизоляционное покрытие 54

    3. Требования к футеровке 54

    4. Изделия для балластировки и закрепления переходов магистральных

      газопроводов на проектных отметках 54

  11. Защита участков переходов магистральных газопроводов от коррозии 56

  12. Правила охраны окружающей среды 59

Приложение А (рекомендуемое) Расчет типовых надземных конструкций переходов трубопроводов через водные преграды с учетом характеристик грунтовых оснований, в том числе для условий

Крайнего Севера 60

Библиография 110

Введение

Настоящий стандарт разработан на основании:

  • Перечня приоритетных научно-исследовательских проблем ОАО «Газпром» на 2006– 2010 гг., утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером от 11.10.2005

    № 01-106, раздел 4 «Обеспечение надежности поставок продукции Общества потребителям»;

  • Программы приоритетных научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок по эффективному освоению Бованенковского ГКМ полуострова Ямал и строительству системы транспорта газа, утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером от 10.02.2006 № 01-21.

    Целью разработки стандарта является совершенствование нормативной базы для проектирования переходов магистральных газопроводов через водные преграды в условиях Крайнего Севера.

    Настоящий стандарт разработан в рамках договора между ОАО «Газпром» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» от 30.10.2007 № 0546-06-1.

    В разработке настоящего стандарта принимали участие:

    А.Г. Малков – руководитель темы, М.К. Дьячков, А.В. Алексашин, Д.Н. Запевалов, В.П. Черний, Н.М. Чижов, П.В. Вяткин, П.В. Неушкин, А.И. Казанкова – ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

    В.М. Варшицкий, В.В. Рождественский – ООО «Институт ВНИИСТ»; А.Н. Колотовский, С.А. Ермолаев – ОАО «Газпром».

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


    image


    НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ

    ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ, В ТОМ ЧИСЛЕ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА


    image


    Дата введения – 2011-02-28


    1. Область применения

       


      1. Настоящий стандарт распространяется на проектируемые и реконструируемые переходы стальных магистральных газопроводов через водные преграды (далее по тексту переходы) глубиной свыше 1,5 м, условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением среды свыше 1,2 до 15,0 МПа.

        Примечание – До утверждения соответствующего нормативного документа по проектированию переходов МГ через водные преграды в статусе национального стандарта (свода правил) проектирование переходов МГ давлением свыше 1,2 МПа (12 кгс/см2) до 9,8 МПа (100 кгс/см2) осуществляют в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 [1].

      2. Действие данного стандарта не распространяется на проектирование переходов нефтепроводов, конденсатопроводов, продуктопроводов, метанопроводов, сжиженных углеводородных газов, промысловых газопроводов, а также морских газопроводов.

      3. При проектировании переходов МГ через водные преграды, кроме требований настоящих норм, должны соблюдаться требования СНиП 2.05.06-85 [1], СНиП ІІІ-42-80 [2], ВСН 010-88 [3], СТО Газпром 2-2.1-249, а также стандартов и других нормативных документов, регламентирующих проектирование переходов МГ через водные преграды, в части, не противоречащей требованиям настоящего стандарта.

      4. Настоящий стандарт предназначен для применения структурными подразделениями ОАО «Газпром», дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», проектными (генподрядными и субподрядными) организациями, выполняющими проектирование и строительство переходов МГ через водные преграды по соответствующим договорам с ОАО «Газпром».


        image

        Издание официальное

    2. Нормативные ссылки


      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 17.1.3.06-82 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подзем-

      ных вод

      ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнения

      ГОСТ 9544-2005 Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов

      ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность

      ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

      СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Магистральные газопроводы

      СТО Газпром 2-2.2-178-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к наружным антикоррозионным полипропиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до +110 С

      СТО Газпром 2-2.3-130-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до +80 С

      СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

      СТО Газпром 2-3.5-354-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок проведения испытаний магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях

      СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

      СТО Газпром 9.0-001-2009 Защита от коррозии. Основные положения

      СТО Газпром 9.2-002-2009 Защита от коррозии. Электрохимическая защита. Основные требования

      СТО Газпром 9.2-003-2009 Защита от коррозии. Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


    3. Термины, определения и сокращения


      1. В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

        3.1.2 внутреннее гладкостное покрытие; ВГП: Антифрикционное лакокрасочное покры-

        тие, наносимое с целью снижения гидравлического сопротивления при транспортировке газа. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.2]


        3.1.3 водоохранные зоны: Территории, которые примыкают к береговой линии морей,

        рек, ручьев, каналов, озер, водохранилищ и на которых устанавливается специальный режим осуществления хозяйственной и иной деятельности в целях предотвращения загрязнения, засорения, заиления указанных водных объектов и истощения их вод, а также сохранения среды обитания водных биологических ресурсов и других объектов животного и растительного мира.

        [Водный кодекс, статья 65, пункт 1]


        3.1.4 воздействие: Явление, вызывающее внутренние силы в элементе газопровода (из-

        менение температуры стенки трубы, деформация основания, усадка и ползучесть материала, сейсмические и другие явления).

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.3]

        3.1.5 величина заглубления подводного трубопровода: Толщина слоя грунта от верха балластных грузов или балластного покрытия трубопровода до поверхности дна водной преграды, устанавливаемая в соответствии с действующими нормами с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

        3.1.6 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспорта газа.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.4]

            1. горизонтально направленное бурение; ГНБ: Способ проведения скважины с общим горизонтальным направлением проходки по заранее заданной кривой.

              Примечание – Параллельно с термином «горизонтально направленное бурение» в научнотехнической литературе и документации применяется термин «наклонно направленное бурение» (ННБ).

            2. диаметр условный Ду, мм: Установленный ряд чисел, каждому из которых соответствует фактический диаметр (наружный) трубы.

        Примечание – Условный диаметр – 1200 мм, фактический диаметр – 1220 мм.


        3.1.9 допускаемое напряжение: Максимальное безопасное напряжение при эксплуатации

        рассматриваемой конструкции.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.8]


        3.1.10 естественные и искусственные препятствия: Реки, водохранилища, каналы, озера,

        пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги, пересекаемые газопроводом.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.9]

        3.1.11 защитное покрытие: Слой или система слоев веществ, наносимых на поверхность металла с целью защиты от коррозии.

        3.1.12 категория участка магистрального газопровода: Характеристика опасности участка

        магистрального газопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта, технических характеристик газопровода, плотности населения, антропогенной активности вблизи газопровода и иных факторов риска.

        Примечание – Учитывает возможность внешнего повреждения магистрального газопровода и последствия возможных аварий на магистральном газопроводе.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.12]


        3.1.13 компенсатор: Участок трубопровода специальной конструкции, предназначенный

        для восприятия температурных деформаций трубопровода за счет своей податливости. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.13]


        3.1.14 линейная часть газопровода: Часть магистрального газопровода, объединяющая

        компрессорные станции в единую газотранспортную систему для передачи газа потребителям. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.16]


        3.1.15 магистральный газопровод; МГ: Комплекс производственных объектов, обеспечи-

        вающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды,


        запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные

        станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.17]


        3.1.16 нагрузка: Силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформи-

        рованного состояния конструкции (трубопровода). [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.18]

        3.1.17 надводный переход: Участок магистрального газопровода, пересекающий водную преграду над поверхностью воды и проложенный на специальных опорах или без них.


        3.1.18 охранная зона: Контролируемая полоса местности или водного пространства

        вдоль трассы газопровода, устанавливаемая на период его эксплуатации с целью предупреждения возможного вредного воздействия на газопровод.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.20]

        3.1.19 переход газопровода: Участок газопровода на пересечении с искусственным или естественным препятствием.


        3.1.20 подводный переход: Участок (составляющая) линейной части, предназначенный

        для пересечения газопроводом естественных и искусственных водных объектов.

        Примечание – К подводным переходам МГ относятся переходы через водные преграды, укладываемые с помощью подводно-технических средств.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.22]


        3.1.21 предельное состояние: Состояние трубопровода, за пределами которого он пере-

        стает удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.26]


        3.1.22 рабочее давление: Наибольшее внутреннее давление, при котором обеспечивается

        заданный режим эксплуатации газопровода (нормальное протекание рабочего процесса).

        Примечание – Определяется по сечению на выходном трубопроводе газового компрессора.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.29]


        3.1.23 расчетная схема: Упрощенное изображение конструкции газопровода, прини-

        маемое для выполнения расчетов на прочность и устойчивость. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.30]


        3.1.24 расчетное давление: Максимальное избыточное внутреннее давление, на которое

        рассчитан трубопровод или его часть на прочность. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.31]


        3.1.25 система электрохимической защиты: Составная часть линейной части газопровода,

        выполняющая следующие основные технологические функции:

        • обеспечение эффективной защиты газопровода от подземной коррозии;

        • контроль эффективности противокоррозионной защиты. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.34]


        3.1.26 соединительные детали трубопроводов: Элементы трубопровода, предназначенные

        для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра и др. (отводы, тройники, переходники и др.).

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.35]

        3.1.27 среднемноголетний меженный уровень: Cреднее арифметическое значение отметок меженных уровней водной преграды, полученных в результате многолетних наблюдений.

        3.1.28 термореактивное покрытие: Покрытие на основе синтетических материалов, ко-

        торое в результате отверждения переходит в неплавкие и нерастворимые структуры. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.36]


        3.1.29 технический коридор: Система параллельно прокладываемых по одной трассе ма-

        гистральных газопроводов.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.37]


        3.1.30 толщина стенки номинальная: Толщина стенки трубы или соединительной детали,

        указанная в стандартах или технических условиях. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.38]

        3.1.32 устойчивость газопровода: Свойство конструкции газопровода поддерживать пер-

        воначальную форму оси или форму его поперечного сечения. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.45]

        3.1.31 трасса: Положение оси газопровода, отвечающее ее положению на местности и определяемое проекциями в горизонтальной и вертикальной плоскостях.


        image

            1. уровень высоких вод n % обеспеченности: Максимальный уровень вод в паводок (половодье) в месте перехода, вероятность превышения которого возможна n раз в 100 лет.

            2. эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию

        объектов ОАО «Газпром».

        [СТО Газпром 2-3.5-354-2009, пункт 3.35]


        3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: ВГП – внутреннее гладкостное покрытие;

        ВТД – внутритрубная диагностика; ВТУ – внутритрубные устройства;

        ВЭИ – вставка электроизолирующая; ЗА – запорная арматура;

        КИП – контрольно-измерительный прибор;

        КРН – коррозионное растрескивание под напряжением; МГ – магистральный газопровод;

        ММГ – многолетнемерзлые грунты; НД – нормативный документ;

        НУЭ – нормальные условия эксплуатации; ПП – подводный переход;

        ПТР – подводно-технические работы; ПУ – протекторные установки;

        СРО – саморегулируемая организация;

        У – климатическое исполнение труб и соединительных деталей трубопроводов для макроклиматических районов с умеренным климатом;

        УВВ – уровень высоких вод;

        УДЗ – установка дренажной защиты; УКЗ – установка катодной защиты;

        ЭХЗ – электрохимическая защита от коррозии;

        P – рабочее давление, МПа;

        Rf – расчетное давление, МПа;

        tn – номинальная толщина стенки, мм.


    4. Общие положения


      1. Переходы МГ через водные преграды являются частью МГ и проектируются с параметрами газопотока (давление, температура), соответствующими параметрам МГ.

      2. Участки МГ на пересечениях мелких водных преград, которые технологически могут быть построены линейным потоком, проектируют в составе линейной части.

      3. На переходах МГ через водные преграды с меженным горизонтом 75 м и более предусматривают прокладку резервной нитки. Для многониточных переходов МГ необходимость и количество резервных ниток независимо от ширины реки устанавливается проектом.

      4. Резервные нитки при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать также на ПП, через реки шириной в межень менее 75 м в следующих случаях:

  • при ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню УВВ 10 % обеспеченности с продолжительностью подтопления паводковыми водами свыше 20 дней;

  • на переходах МГ через горные реки.

      1. Прокладку переходов МГ через водные преграды шириной свыше 75 м в одну нитку допускается предусматривать при условии достаточного обоснования такого решения в проекте.

      2. При проектировании многониточной системы переходов МГ направление ее развития принимают исходя из оптимальности структуры коммуникаций, подъездных путей, автодорог, минимизации их пересечений. В процессе развития системы МГ количество дополнительных резервных ниток на ПП определяется проектом.

      3. Границами перехода МГ через водные преграды являются:

  • для многониточных переходов МГ – участок, ограниченный запорной арматурой;

  • однониточных переходов МГ – участок, ограниченный УВВ не ниже отметок 10 % обеспеченности.

      1. Проектирование переходов МГ по материалам изысканий, срок давности которых превышает два года, без производства дополнительных изысканий не допускается.

      2. Место перехода МГ согласовывают с соответствующими органами государственной власти и другими заинтересованными организациями в установленном порядке.

      3. При строительстве перехода МГ в технологическом коридоре действующих МГ проектируемые МГ располагают с одной стороны от существующих МГ.

      4. Для проектирования вдольтрассовых проездов и подъездных дорог к крановым узлам на переходах МГ предусматривают оформление аренды необходимых земельных участков или права ограниченного пользования чужими земельными участками (сервитут) в соответствии со статьями 22 и 23 Земельного кодекса [4].

      5. Переходы МГ проектируют с учетом максимальной индустриализации строительномонтажных работ за счет применения труб и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей с наружным защитным покрытием, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление.

      6. Применение на переходах МГ труб с ВГП рассматривают на стадии инвестиционного проекта при соответствующем обосновании, при этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию МГ и учитывать специфику технического обслуживания перехода МГ.

      7. При проектировании переходов МГ предусматривают применение материалов, изделий и оборудования, прошедших процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенных к применению на объектах ОАО «Газпром» в установленном порядке.

      8. На границах многониточных переходов МГ устанавливают перемычки и ЗА. Количество и местоположение перемычек определяют проектом. При необходимости ЗА предусматривают на границах однониточного перехода МГ категории В.

      9. На участках переходов МГ, диаметр которых отличается от диаметра основного МГ, а также на резервных нитках узлы пуска и приема ВТУ предусматривают согласно действующим НД ОАО «Газпром», регламентирующим проведение ВТД.

      10. На переходах МГ предусматривают установку постоянных геодезических пунктов (реперов), устанавливаемых по берегам водной преграды в зоне, ограниченной УВВ не ниже отметок 10 % обеспеченности. При ширине водной преграды до 100 м предусматривают не менее двух постоянных геодезических пунктов, свыше 100 м – не менее трех.

      11. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их МГ сигнальные знаки устанавливает эксплуатирующая организация по согласованию с органами государственной власти в соответствии с Водным кодексом [5] и Правилами [6].


    1. Классификация участков переходов по безопасности


      1. Классификация и категория МГ и его участков принимаются в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249:

  • Н (нормальная);

  • С (средняя);

  • В (высокая).

      1. Соответствие между категориями участков МГ по СНиП 2.05.06-85 [1], область применения которого ограничена давлением от 1,2 до 9,8 МПа, и СТО Газпром 2-2.1-249 приведено в таблице 5.1.

      2. Для переходов МГ через водные преграды шириной по среднемеженному уровню не менее 10 м независимо от способов прокладки в русловой части и на прибрежных участках протяженностью не менее 25 м от горизонта воды устанавливают категорию С.

        Примечание – Категорию С устанавливают также для участков переходов МГ, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище.

      3. При пересечении водных преград шириной менее 10 м категорию перехода МГ устанавливают такой же, как для прилегающих линейных участков газопровода.

      4. Для участков переходов МГ в поймах рек в пределах УВВ 10 % обеспеченности принимают категорию С, если средняя продолжительность подтопления данных участков павод-


        Таблица 5.1 – Соответствие между категориями участков МГ по СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249


        Нормативные документы

        Категории участков переходов

        СНиП 2.05.06-85 [1]

        III–IV

        I–II

        В

        СТО Газпром 2-2.1-249

        Н

        С

        В

        ковыми водами составляет не менее 20 дней. При продолжительности подтопления менее 20 дней и незначительной его глубине, позволяющей оперативное проведение аварийновосстановительных работ, категорию данных участков принимают такой же, как для прилегающих линейных участков МГ.

      5. Допускается при соответствующем обосновании в проекте повышение категории участков переходов МГ до категории В в случаях:

  • прокладки в зонах тектонических разломов, сейсмически опасных районах, районах с особо сложными условиями эксплуатации;

  • при особой ответственности конкретного газопровода в системе газоснабжения.


    1. Основные требования к выбору трасс и изысканиям участков переходов магистральных газопроводов через водные преграды


      1. Основные требования к выбору трасс перехода трубопровода через водные преграды

        1. Выбор мест перехода МГ выполняет проектная организация совместно с заказчиком на основе утвержденного задания на проектирование.

        2. Выбор створа перехода МГ производят с учетом гидролого-морфологических характеристик водной преграды и прогноза его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода МГ.

        3. Выбор мест пересечения водных преград производят с учетом технической реализуемости предполагаемого способа прокладки трубопровода: траншейного, надземного, ГНБ с возможной минимизацией затрат при строительстве и эксплуатации перехода МГ.

        4. При выборе трассы и проектировании перехода МГ через водные преграды учитывают следующие факторы, связанные с характеристиками водной преграды:

  • данные гидрологических изысканий (ширина и глубина водной преграды, гидрологический режим и пр.);

  • данные инженерно-геологических изысканий (крутизна берегов, состояние и грунтовый состав пойменных участков и пр.);

  • данные топографических изысканий;

  • стратификацию и состав донного грунта, скорость течения;

  • УВВ;

  • на участках ММГ – степень сезонного промерзания и оттаивания грунтов, в том числе придонных слоев;

  • климатические условия;

  • рыбохозяйственное значение водной преграды;

  • наличие нерестилищ и зимовальных ям в месте предполагаемого перехода МГ.

        1. При выборе места перехода МГ учитывают также технические характеристики перехода МГ и факторы его влияния в пределах окружающей территории:

  • диаметр труб и количество ниток;

  • температурный диапазон транспортируемого газа;

  • протяженность перехода МГ на выбранном участке водной преграды;

  • возможные конструктивные схемы укладки трубопроводов на переходе МГ;

  • безопасность населения, сельскохозяйственных и технических служб, работающих вблизи перехода МГ;

  • требования охраны окружающей среды при строительстве, в том числе требования рыбоохранных организаций;

  • близость и влияние береговых и гидротехнических сооружений;

  • условия строительства и последующей эксплуатации перехода МГ;

  • местные требования;

  • перспективы развития территории;

  • близость автомобильных и железных дорог, действующих трубопроводов, линий электропередач и связи;

  • наличие сельскохозяйственных угодий;

  • наличие археологических памятников;

  • наличие особо охраняемых природных территорий, заповедников, заказников, природных парков.

        1. При выборе мест перехода МГ учитывают характерные для данного района явления, процессы и факторы природного и техногенного происхождения, которые могут оказывать влияние на безопасность МГ.

        2. Выбор мест перехода МГ осуществляют в соответствии с требованиями, предусмотренными Земельным кодексом [4], Водным кодексом [5] и Градостроительным кодексом [7], а также с учетом необходимости защиты населения и территории от чрезвычайных ситуаций техногенного характера.

        3. Не допускается размещать переходы МГ на рекреационных водных и ландшафтных территориях, в зонах санитарной охраны источников водоснабжения, охранных зонах курортов, на территориях с активной человеческой деятельностью.

        4. Трассу перехода МГ выбирают с учетом затрат на возмещение:

  • убытков землепользователям;

  • ущерба рыбному хозяйству;

  • других потерь от негативного воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации ПП.

        1. Не допускается прохождение перехода МГ:

  • в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и трубопроводами иного назначения за исключением кабеля технологической связи данного газопровода;

  • по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий, за исключением газопровода диаметром до 1000 мм на давление до 2,5 МПа, по несгораемым мостам автомобильных дорог III, IV и V категорий.

    Примечание – Прокладка ПП МГ по мостам, по которым проложены кабели междугородной связи, допускается только по согласованию с владельцами кабельных линий.

        1. Удаленность перехода МГ от источников хозяйственного и водоснабжения устанавливают в соответствии с нормами, определенными СанПиН 2.1.4.1110-02 [8].

        2. Створы перехода МГ через реки выбирают на прямолинейных устойчивых плесовых участках, по возможности, с пологими берегами при минимальной ширине заливаемой поймы. Прокладку перехода МГ предусматривают перпендикулярно динамической оси потока. Участков русла, сложенных скальными грунтами, желательно избегать. Устройство перехода МГ на перекатах не рекомендуется.

        3. Выбор трассы перехода МГ на территориях распространения ММГ производится на основе:

  • мерзлотно-инженерно-геологических карт и карт ландшафтного микрорайонирования оценки благоприятности освоения территорий масштаба не более 1:100 000;

  • схематической прогнозной карты восстановления растительного покрова;

  • карт относительной осадки грунтов при оттаивании;

  • карт коэффициентов удорожания относительной стоимости освоения.

        1. На участках трассы перехода МГ, где возможно развитие криогенных процессов, проводят предварительные инженерные изыскания для прогноза этих процессов.

        2. При выборе трассы перехода МГ на ММГ избегают участков с подземными льдами, наледями, буграми пучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Бугры пучения проходят с низовой стороны.

        3. При выборе трассы перехода МГ в сейсмических районах избегают косогорных участков, участков с неустойчивыми и просадочными грунтами, территорий горных выработок и активных тектонических разломов, а также участков, сейсмичность которых превышает 9 баллов. Выбор трассы перехода МГ в перечисленных условиях может осуществляться только в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании.

        4. Согласование трассы перехода МГ выполняют с землепользователями и всеми заинтересованными ведомствами и организациями в соответствии с требованиями Земельного кодекса [4] и Водного кодекса [5].

        5. При выборе трассы перехода МГ исключается прохождение трасс по землям особо охраняемых природных территорий. Выбор трассы перехода МГ на особо охраняемых природных территориях может осуществляться только в случае особой необходимости при соответствующем технико-экономическом обосновании.

        6. В случаях, предусмотренных действующим законодательством, проектная организация согласовывает размещение трассы перехода МГ с компетентными государственными органами, органами местного самоуправления и уполномоченными организациями, а также гарантирует заказчику отсутствие у третьих лиц права воспрепятствовать выполнению работ или ограничивать их выполнение на основе подготовленной документации.

      1. Основные требования к изысканиям

        1. Инженерные изыскания для стадии проектирования МГ, и в частности переходов МГ, должны быть организованы и проводятся в соответствии с положениями СНиП 11-02-96 [9], СП 11-103-97 [10], СП 11-105-97 [11], ВСН 163-83 [12] и обеспечивать получение:

  • необходимых и достаточных материалов и данных о природных и техногенных условиях и прогноз их изменений в объеме и детализацией, достаточной для разработки проектных решений по трассе МГ;

  • необходимых материалов для принятия конструктивных решений, составления ситуационных планов, разработки мероприятий проектирования сооружений инженерной защиты, мероприятий по охране окружающей среды, проекта организации строительства.

        1. К инженерным изысканиям относятся:

  • инженерно-геодезические;

  • инженерно-геологические;

  • инженерно-гидрометеорологические;

  • инженерно-экологические изыскания.

        1. Изыскания для строительства перехода МГ должны выполняться специализированными проектно-изыскательскими организациями при наличии:

  • решения соответствующих органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации или органов местного самоуправления о предварительном согласовании места размещения объекта;

  • свидетельства о членстве в СРО и иных разрешительных документов о допуске к работам в области проведения инженерных изысканий;

  • документа, устанавливающего право на использование земельного участка для изыскательских работ (договор с собственником (арендатором) земли, землепользователем или документ об установлении сервитута);

  • разрешения на производство инженерных изысканий, выдаваемого в установленном порядке соответствующими органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления или организациями, осуществляющими территориальные функции в области инженерных изысканий или Росприроднадзором и его территориальными органами.

        1. Средства измерений, применяемые при инженерных изысканиях для строительства, подлежат государственному метрологическому контролю и надзору, выполняемому аккредитованными метрологическими службами в порядке, установленном Ростехрегулированием.

        2. Техническое задание на инженерные изыскания включает:

  • наименование объекта;

  • вид строительства (новое строительство, реконструкция, модернизация);

  • сведения о стадийности (этапе работ), сроках проектирования;

  • характеристику проектируемых и реконструируемых сооружений;

  • характеристику ожидаемого влияния объектов строительства на окружающую среду с указанием пределов этого влияния в пространстве и во времени и влияния среды на объект;

  • необходимые исходные данные для обоснования мероприятий по рациональному природопользованию и охране окружающей среды, обеспечению устойчивости проектируемых сооружений и безопасных условий жизни населения;

  • сведения и данные о проектируемых объектах, мероприятиях инженерной защиты территорий;

  • цели и виды инженерных изысканий;

  • данные о местоположении и границах площадки (площадок) и (или) трассы (трасс) строительства;

  • сведения о ранее выполненных инженерных изысканиях и исследованиях, данные о наблюдавшихся в районе объекта строительства (на площадке, трассе) осложнениях в процессе строительства и эксплуатации сооружений (деформациях и аварийных ситуациях);

  • требования к составлению и содержанию прогноза изменений природных и техногенных условий;

  • требования к оценке опасности и риска от природных и техноприродных процессов;

  • требования к инженерным изысканиям с учетом факторов, сопутствующих коррозии трубопроводов;

  • требования к составу, срокам, порядку и форме представления изыскательской продукции.

    К техническому заданию прилагаются графические и текстовые документы, необходимые для организации и проведения инженерных изысканий на соответствующей стадии (этапе) проектирования.

        1. При выполнении инженерных изысканий в районах распространения специфических грунтов объемы и виды работ устанавливаются в соответствии с требованиями технических регламентов по инженерным изысканиям с целью получения дополнительных характеристик по грунтам и геологическим процессам в этих районах и отражаются в техническом отчете.

          Данное требование относится:

  • к ММГ;

  • просадочному грунту;

  • набухающему грунту;

  • органоминеральному грунту;

  • органическому грунту;

  • засоленному грунту;

  • техногенному грунту;

  • элювиальному грунту;

  • районам развития карста;

  • районам развития склоновых процессов;

  • районам развития процессов переработки берегов рек, озер, водохранилищ и морей;

  • подтапливаемым и подрабатываемым территориям;

  • сейсмическим районам.

        1. Задачи, виды и объемы работ по отдельным или комплексным инженерным изысканиям в зависимости от стадии проектирования определяются требованиями технических регламентов.

        2. В состав инженерно-геодезических изысканий входят:

  • сбор и обработка материалов изысканий прошлых лет;

  • камеральное трассирование и предварительный выбор конкурентно-способных вариантов трассы;

  • согласование выбранного варианта трассы с землепользователями и заинтересованными ведомствами и организациями;

  • рекогносцировочное обследование территории;

  • полевое трассирование;

  • создание планово-высотных съемочных геодезических сетей;

  • топографическая съемка;

  • инженерно-гидрографические работы;

  • перенос в натуру и привязка горных выработок, геодезических и других точек инженерных изысканий;

  • координирование закрепительных точек трассы и элементов сооружений.

        1. Инженерно-геологические изыскания включают:

  • комплексное изучение инженерно-геологических условий района расположения проектируемого газопровода:

а) рельеф;

б) геологическое строение;

в) геоморфологические и гидрогеологические условия; г) состав, состояние и свойства грунтов;

д) геологические и инженерно-геологические процессы; е) изменение условий освоенных территорий;

  • составление прогноза возможных изменений инженерно-геологических условий в сфере взаимодействия проектируемого перехода МГ с геологической средой с целью получения необходимых и достаточных материалов для проектирования, строительства и эксплуатации.

        1. В состав инженерно-геологических изысканий входят:

  • сбор и обработка материалов изысканий прошлых лет;

  • рекогносцировочное обследование;

  • полевое исследование грунтов (проходка горных выработок, опытные работы);

  • геофизические исследования;

  • гидрогеологические исследования;

  • изучение процессов подтопления территории подземными водами и изменений их химического состава;

  • сейсмологические исследования;

  • лабораторные исследования грунтов и подземных вод;

  • камеральная обработка материалов;

  • составление прогноза изменений инженерно-геологических условий;

  • оценка риска от геологических и инженерно-геологических процессов.

        1. При применении в строительстве перехода МГ способа ГНБ проводятся геологические изыскания в объеме, позволяющем установить:

          • проницаемость грунтов русловой части для оценки возможной потери бурового рас-

            твора при прокладке;

          • коэффициент трения для расчета усилия при протаскивании трубопровода;

          • прогнозное развитие русловых деформаций. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 10.2.2.6]

  • состав и свойства грунтов в створе перехода МГ до глубин не менее чем на 10 м ниже проектируемого заглубления трубопровода;

    Все пустоты и буровые скважины после изысканий заполняются цементным раствором во избежание утечки через них бурового раствора при проходке рабочей скважины при ГНБ.

        1. Инженерно-гидрометеорологические изыскания проводятся в комплексе с инженерно-геологическими и инженерно-геодезическими изысканиями:

  • при изучении и прогнозе русловых и пойменных деформаций рек;

  • изучении и прогнозе переработки берегов озер и водохранилищ;

  • геокриологических исследованиях, изучении карста, оползней, селей и других опасных геологических процессов.

    При гидрометеорологическом обосновании проектных решений для экологически опасных сооружений и градостроительной документации инженерно-гидрометеорологические изыскания выполняются в комплексе с инженерно-экологическими изысканиями.

        1. В состав инженерно-гидрометеорологических изысканий входят:

  • сбор, анализ и обобщение материалов гидрометеорологической и картографической изученности территории;

  • наблюдения за характеристиками гидрологического режима водных объектов и метеорологическими элементами;

  • изучение опасных гидрометеорологических процессов и явлений;

  • изучение гидрофизических и ледотермических условий водной преграды;

  • изучение особенностей гидробиологического и гидрохимического режимов рек, озер, водохранилищ;

  • изучение водно-эрозионных процессов.

        1. Инженерно-экологические изыскания выполняются с целью экологического обоснования строительства и иной хозяйственной деятельности, предотвращения, снижения или ликвидации неблагоприятных экологических и связанных с ними социальных, экономических и других последствий и сохранения оптимальных условий жизни населения.

        2. Инженерно-экологические изыскания включают:

  • комплексное изучение природных и техногенных условий территории, ее хозяйственного использования и социальной сферы;

  • оценку современного экологического состояния отдельных компонентов природной среды и экосистем в целом, их устойчивости к техногенным воздействиям и способности к восстановлению;

  • разработку прогноза возможных изменений природных (природно-технических) систем при строительстве, эксплуатации и ликвидации перехода МГ;

  • оценку экологической опасности и риска;

  • разработку рекомендаций по предотвращению вредных и нежелательных экологических последствий инженерно-хозяйственной деятельности и обоснование природоохранных и компенсационных мероприятий по сохранению, восстановлению и оздоровлению экологической обстановки;

  • разработку рекомендаций и (или) программы организации и проведения локального экологического мониторинга, отвечающего этапам (стадиям) предпроектных и проектных работ.

        1. В состав инженерно-экологических изысканий входят:

  • сбор, обработка и анализ опубликованных и фондовых материалов и данных о состоянии компонентов природной среды, поиск объектов-аналогов для разработки прогнозов;

  • экологическое дешифрирование аэрокосмических материалов с использованием различных видов съемок;

  • маршрутные наблюдения с покомпонентным описанием природной среды и ландшафтов в целом, состояния наземных и водных экосистем, источников и визуальных признаков загрязнения;

  • проходка горных выработок для установления условий распространения загрязнений и геоэкологического опробования;

  • опробование почвогрунтов, поверхностных и подземных вод и определение в них комплексов загрязнителей;

  • исследование и оценка радиационной обстановки;

  • газогеохимические исследования;

  • исследование и оценка физических воздействий;

  • эколого-гидрогеологические исследования;

  • почвенные исследования;

  • изучение растительности, животного мира и водной фауны;

  • санитарно-эпидемиологические и медико-биологические исследования;

  • стационарные наблюдения (экологический мониторинг).

        1. На предполевом этапе изысканий составляют аналитическую справку с инженерной оценкой района перехода МГ, данными о гидрологическом режиме реки, типе руслового процесса, возможном характере и предполагаемых темпах русловых деформаций, условиях судоходства.

          Указанные материалы служат обоснованием выбора возможных вариантов размещения ПП.

        2. Проектирование системы ЭХЗ строящихся и реконструируемых подземных сооружений основывается на данных изысканий, регламентированных СТО Газпром 9.2-003.

        3. Изыскательские результаты оформляют в виде технического отчета о выполнении инженерных изысканий.

          Текстовая часть технического отчета включает сведения о задачах, полноте и качестве инженерных изысканий, местоположении района ПП, видах, объемах, методике и технологии выполнения работ, сроках их выполнения и исполнителях, соответствии результатов инженерных изысканий требованиям договора.

          В тексте отчета приводятся следующие данные:

  • краткая физико-географическая характеристика района;

  • характеристика техногенных условий;

  • топографо-геодезическая изученность;

  • изученность инженерно-геологических условий;

  • геологическое строение;

  • гидрогеологические условия;

  • климатические условия, состав;

  • состояние и свойства грунтов.

    Характеристика природных и техногенных условий строительства, приводимая в текстовой части технического отчета, включает:

  • прогноз возможных их изменений и рекомендации по учету особенностей этих условий при строительном освоении территории (площадки, участка, трассы) с детальностью, отвечающей этапу (стадии) разработки предпроектной и проектной документации;

  • оценку опасности природных процессов.

    Графическая часть технического отчета о выполненных инженерных изысканиях (комплексных или по отдельным видам инженерных изысканий) включает:

  • карты и планы;

  • разрезы и профили;

  • графики, таблицы параметров (характеристик, показателей);

  • каталоги данных, содержащие основные результаты изучения, оценки и прогноза возможных изменений природных и техногенных условий строительства.

        1. В отчете об инженерных изысканиях в районе строительства ПП, в частности, определяют гидроморфологическую характеристику участка водной преграды, которая включает:

  • обзорную схему и краткое описание морфологического строения участка реки;

  • данные о границах залегания трудноразмываемых грунтов и базального слоя в пределах зоны возможного заглубления трубы перехода МГ;

  • оценку устойчивости берегов в зоне переменного уровня;

  • результаты анализа характеристик водного режима (продолжительности основных гидрологических фаз, обеспеченность уровней затопления русловых форм и поймы, скоростей течения потока в паводок и в межень, диапазоны расходов воды с активной фазой движения донных наносов);

  • тип руслового процесса и качественную характеристику глубинных и плановых деформаций (направление деформаций, тенденции их развития);

  • фактические данные о количественных показателях многолетних и сезонных деформаций на участке перехода МГ, на смежных участках русла, реках-аналогах, а также рассчитанные значения деформаций (при применении расчетных методов);

  • профиль возможного размыва русла с описанием методики его построения, включая исходные данные, и оценкой точности.

        1. Для составления прогноза заносимости подводных траншей при строительстве ПП в отчете представляют следующие материалы:

  • продольные профили дна реки по створам перехода МГ;

  • распределение средних скоростей течения на вертикалях в створах перехода МГ по ширине реки;

  • данные анализа гранулометрического состава донных наносов на участке перехода МГ.


    6.3 Минимальные расстояния

    6.3.1 Минимальные расстояния от оси МГ с рабочим давлением не выше 9,81 МПа на ПП до мостов, пристаней и других аналогичных объектов принимают по СНиП 02.05.06-85 [1] в соответствии с требованиями для участков МГ подземной прокладки. Расстояния для надводных участков переходов МГ протяженностью не более 150 м принимаются аналогично.

    6.3.2 При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными

    газопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них газопроводов и сохранности газопровода при аварии на параллельно проложенном.

    [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 10.2.1.7]

    Предусмотренные выше минимальные расстояния на участках надводных переходов МГ протяженностью свыше 150 м увеличивают в 1,5 раза.



    6.3.3 Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема

    с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть:

    • не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включительно;

    • 50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм; [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 10.2.1.7]

  • 10 м между осями параллельных МГ, прокладываемых способом ГНБ, с учетом погрешности системы ориентации в бурильной колонне.

        1. Минимальные расстояния между МГ, прокладываемыми траншейным способом на пойменных участках перехода МГ, принимают в соответствии со СНиП 02.05.06-85 [1].

        2. Расстояния между одновременно прокладываемыми в одном техническом коридоре параллельными нитками МГ с рабочим давлением не выше 9,81 МПа для участков надземной прокладки протяженностью более 100 м принимают:

          не менее 40 м ....................................... для МГ условным диаметром до 700 мм включительно;

          не менее 50 м ........................................ свыше 700 мм до 1000 мм включительно;

          не менее 75 м ......................................... свыше 1000 мм до 1400 мм включительно.


          Для надземных участков переходов МГ протяженностью не более 100 м минимальные расстояния между нитками МГ принимают как для переходов МГ.

        3. Согласно СТО Газпром 2-2.1-249 минимальные расстояния L, м, определяемые в 6.3.1, 6.3.4, 6.3.5, в случае если рабочее давление в МГ (хотя бы в одном из соседних) превышает 9,81 МПа, вычисляют по формуле

          image (6.1)

          где p – рабочее давление в МГ (максимальное из давлений в соседних газопроводах), МПа;

          Lbas – базисное значение минимального расстояния при рабочем давлении, равном 9,81 МПа, принимаемое по 6.3.1, 6.3.4, 6.3.5.

        4. Расстояния между параллельно строящимися и действующими МГ в одном техническом коридоре принимают из условий технологии строительства, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности ПП в процессе эксплуатации, но не менее значений, определяемых в 6.3.3–6.3.5 с учетом 6.3.6. При этом берется оценка по МГ большего диаметра.

      1. Охранные зоны

        1. Установление охранных зон переходов МГ производят в соответствии с требованиями Правил [6] с целью обеспечения условий безопасной работы МГ. На границах сухопутных участков и ПП через реки, озера охранные зоны имеют ширину 100 м в каждую сторону от МГ. В сторону суши охранные зоны ПП продлеваются вдоль трассы на удаление 50 м от уреза воды по УВВ 10 % обеспеченности.

        2. Охранные зоны устанавливаются актами соответствующих органов государственной власти и наносятся на районные карты землепользования до подписания акта приемки МГ в эксплуатацию. Соблюдение ограничений на деятельность в охранных зонах предусматривается Земельным кодексом [4] и Федеральным законом [13].

    7 Конструктивные требования к переходам магистральных газопроводов через водные преграды


    7.1 Общие требования

    7.1.1 Диаметр перехода МГ должен определяться расчетом в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051. На переходе МГ условный диаметр основных и резервных ниток должен быть равным условному диаметру линейной части МГ, иное решение должно иметь достаточное обоснование в проекте.

    7.1.2. Выбор способа пересечения преграды должен определяться при разработке рабочего проекта строительства в зависимости от типа и характеристик преграды, состояния грунтов, климатических условий. В малонаселенной местности, при специфике гидрологических условий, экологических требований допускается использование надземного конструктивного варианта переходов МГ.

        1. Переходы МГ проектируются на основании следующих данных:

  • гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных переходов МГ, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода МГ;

  • перспективных дноуглубительных и планировочных работ в заданном районе пересечения газопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

        1. В рабочем проекте указываются период строительства и температура фиксации расчетной схемы перехода МГ, способ монтажа и другие данные, влияющие на напряженнодеформированное состояние перехода МГ и примыкающих к нему участках, в соответствии с принятым конструктивным решением перехода МГ, природно-климатическими условиями и предусмотренным температурным режимом транспортировки газа.

      1. Подводные переходы через водные преграды

        1. Прокладку МГ на ПП выполняют с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Проектную отметку верха забалластированного ПП принимают на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла, но не менее 1 м от естественных отметок дна водной преграды. При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимают не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водной преграды.

        2. При глубинах пересекаемой водной преграды, превышающих технические возможности по разработке подводных траншей, допускается укладка ПП непосредственно по

          дну. При этом принимают меры, не допускающие возможность механических повреждений ПП, образования провисов, другие мероприятия, обеспечивающие надежность при эксплуатации, в частности, обваловку. При пересечении судоходных участков водных преград согласовывают проект с соответствующими организациями, регулирующими судоходство.

        3. Вертикальный профиль траншеи на ПП рассчитывают с учетом рельефа русла реки и его расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, возможности использования гнутых отводов, а также способа укладки.

        4. Профиль подводной траншеи рассчитывают с учетом допустимых продольных напряжений при естественном прогибе трубопровода. Не допускается принудительное искривление трубопровода в вертикальной плоскости по профилю траншеи дополнительным утяжелением или анкерными устройствами.

          7.2.6 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше

          20 м из труб диаметром 1000 мм и более, следует производить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба газопровода.

          [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 10.2.1.16]

        5. Применение кривых искусственного гнутья допускается на урезных участках ПП за пределами прогнозируемого размыва берегов либо с необходимыми днои берегоукрепительными мероприятиями. Применение кривых отводов в русловой части допускается с достаточным обоснованием в проекте в случаях невозможности технической реализации, экономической или экологической нецелесообразности формирования профиля траншеи по линии естественного изгиба трубопровода. При этом предусматривают реализуемые проектные решения по укладке трубопровода с кривыми отводами в подводную траншею.


    7.2.7 Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается про-

    ектировать с учетом изгибной жесткости труб и общей устойчивости участка перехода, обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

    [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 10.2.1.17]

        1. Предусматривают проектные решения по максимальному сохранению естественного состояния береговых склонов при строительстве с целью предотвращения оползневой опасности, принимают необходимые проектные решения по укреплению берегов в местах прокладки перехода МГ, предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, траншейных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

        2. Параметры подводных траншей при строительстве переходов МГ принимают с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным МГ, способа укладки и условиями прокладки кабеля данного МГ. Крутизну откосов траншей принимают по СНиП III-42-80 [2]. При разработке траншей в слое ММГ в зимнее время крутизну откосов принимают по категории скальных грунтов.

        3. ПП МГ в границах УВВ не ниже 1 % обеспеченности рассчитывают на устойчивость против всплытия.

        4. Устойчивость против всплытия достигают балластировкой. Выбор типа балластирующих устройств ПП МГ определяют следующими основными факторами:

  • обеспечение требуемого дополнительного веса;

  • на участке ПТР – обеспечение минимального сопротивления при укладке забалластированного трубопровода в траншею методом протаскивания, т.е. минимизация габаритных размеров и обтекаемость формы утяжеляющих устройств;

  • надежность крепления утяжелителей.

        1. На участках ПТР при траншейной прокладке для обеспечения балластировки используют кольцевые утяжелители или трубы со сплошным обетонированием.

        2. За пределами участка ПТР, а также на переходах МГ через малые водные преграды, где строительство ведется методами линейной проходки, допускается применение одиночных грузов, контейнерных устройств, других утяжелителей и способов закрепления трубопровода на проектных отметках, разрешенных к применению на объектах ОАО «Газпром».

        3. При использовании на ПП труб со сплошным обетонированием принимают во внимание следующие факторы:

  • повышенную жесткость трубопровода, влияющую на расчет вертикального профиля траншеи;

  • возникновение узлов концентрации продольных напряжений в местах сращивания обетонированных труб в процессе и после укладки дюкера в траншею.

        1. При расчете выталкивающей силы в русловой части и на обводненных пойменных участках учитывают возможную засоленность водной среды и появление грязевых взвесей, определяемых по результатам изысканий.

      1. Надземные конструкции

        1. Решение о надземном способе прокладки принимают по конкретному переходу МГ с учетом всех факторов риска, экономической целесообразности, технической реализуемости. Конструкцию перехода МГ выбирают в зависимости от характеристик пересекаемой преграды, состава и состояния грунтов оснований.

        2. На переходах МГ применяют следующие конструкции надземной прокладки:

  • балочные однопролетные и многопролетные;

  • шпренгельные;

  • арочные;

  • висячие;

  • вантовые;

  • мостовые фермы.

    Величины пролетов надземного перехода МГ назначают в зависимости от принятой конструкции прокладки в соответствии с требованиями раздела 9.

        1. При проектировании надземных переходов МГ максимально используют несущую способность трубопровода с учетом надежности принятого конструктивного решения, условий строительства и эксплуатации.

        2. При сооружении надземных переходов МГ расстояние от низа трубы или пролетного строения принимают:

  • при пересечении несудоходных, несплавных рек, где возможен ледоход – не менее 0,2 м до уровня воды при УВВ 1 % обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

  • пересечении судоходных и сплавных рек – не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов;

  • наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчеходов – для каждого конкретного случая, но не менее 1 м над УВВ 1 % обеспеченности.

        1. Проектирование надземных переходов МГ проводят с учетом продольных перемещений трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство вблизи перехода МГ компенсатора-упора с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу МГ.

        2. Надземные переходы МГ проектируют с необходимой компенсацией продольных деформаций. Прямолинейные балочные переходы МГ допускается проектировать без компенсации продольных деформаций. Возможность прокладки перехода МГ без компенсации продольных деформаций, а также размеры необходимых компенсационных участков определяют по результатам расчетов на прочность и устойчивость в соответствии с требованиями раздела 9. При всех способах компенсации продольных деформаций применяют отводы, допус-

          кающие пропуск ВТУ.

        3. В балочных системах переходов МГ в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода перехода МГ из слабосвязанных грунтов предусматривают мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.).

        4. В местах надземных переходов МГ предусматривают конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних газопроводов при возможном разрыве на одном из них.

        5. Переходы МГ надземной прокладки обеспечивают защитным покрытием от атмосферной коррозии и необходимой теплозащитой материалами, разрешенными к применению в ОАО «Газпром». В местах выхода перехода МГ из грунта применяют комбинированную систему защитного покрытия и теплозащиты, сочетающую требования к надземным и подземным участкам.

        6. Конструкция опорных частей должна обеспечивать плавное перемещение перехода МГ, возможность индустриального изготовления и технологичность монтажа газопровода и опор.

        7. Для уменьшения контактных напряжений в переходе МГ и обеспечения сохранности защитного покрытия на опорах используют защитные подкладки между трубой и опорной конструкцией.

        8. Береговые опоры на переходах МГ через реки размещают с учетом прогнозируемых плановых деформаций русла и защищают берегоукрепительными конструкциями.

        9. При проектировании учитывают допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ в процессе монтажа и закрепления опор. Допускаемые отклонения при строительстве указывают в проекте.

        10. Фундаментную часть опор надземных переходов МГ в зависимости от конструкции МГ и местных грунтовых условий выполняют из свай, погружаемых в грунт различными способами, или индустриальных фундаментных элементов, заглубляемых в грунт на подсыпке из крупнозернистого непучинистого грунта.

        11. На прямолинейных участках надземных переходов МГ устанавливают продольноподвижные опоры (за исключением опор, примыкающих к компенсационному участку), обеспечивающие перемещение трубопровода вдоль его оси.

        12. На компенсационных участках устанавливают свободноподвижные опоры, которые обеспечивали бы свободное перемещение трубопровода в горизонтальной плоскости в пределах деформаций от изменения температуры и внутреннего давления в МГ.

        13. При назначении длины ригелей опор учитывают типаж их изготовления (существующую номенклатуру), длину рабочей части, допуски на установку фундаментной части,

          прямолинейность трубопровода, допускаемый перепад температуры при монтаже. Ориентировочно длина ригеля должна быть в 1,5 раза больше полного расчетного поперечного перемещения оси трубопровода на данной опоре (с учетом конструкции упоров).

        14. Конструкции опор надземных участков переходов МГ должны обеспечивать возможность регулирования высотного положения опорных частей, на которые опирается трубопровод, как в процессе монтажа, так и в период эксплуатации. При этом подъем или опускание трубопровода могут предусматриваться специальным отдельным механизмом или устройством, независимым от опоры.

        15. Свайные опоры и фундаменты применяют на болотах, заливаемых поймах рек, участках, сложенных иловатыми, пылеватыми суглинками и супесями, торфами с низкой несущей способностью и другими неустойчивыми грунтами.

        16. Железобетонные и металлические части опор защищают от коррозии.

        17. При надземной прокладке переходов МГ на участках, где возможно их периодическое кратковременное затопление в паводок, конструкция переходов МГ и опор должна обеспечивать проектное положение перехода МГ в этот период, а защитное покрытие и средства ЭХЗ – защиту трубопровода от коррозии в зонах переменного смачивания.

        18. Опоры и другие элементы конструкции надземных переходов МГ проектируют из несгораемых материалов. Для переходов МГ, находящихся под действием ЭХЗ, должны быть предусмотрены диэлектрические, антифрикционные прокладки, устанавливаемые на опоры надземных участков.

        19. На начальном и конечном участках перехода МГ от подземной к надземной прокладке предусматривают постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

      1. Горизонтально направленное бурение

        1. Переходы МГ через естественные и искусственные преграды допускается выполнять способом ГНБ (протаскиванием трубопровода в заранее пробуренную скважину).

        2. Строительство переходов МГ через водные преграды способом ГНБ осуществляют на стесненных, застроенных участках рек, вблизи действующих переходов трубопроводов, существующих заповедных или закрытых зон, в местах, требующих высокой экологической защиты в процессе строительства перехода МГ. Применение способа ГНБ производят на основе технико-экономического обоснования, выполняемого проектной организацией.

        3. Ограничениями применения способа ГНБ являются:

  • чрезмерная протяженность участка бурения, определяемая требуемой глубиной заложения и максимально допустимой кривизной изгиба трубопровода, а также мощностью буровых установок;

  • сложные геологические условия: а) галечниковые грунты;

    б) грунты с включением валунов, карстовых полостей; в) скальные грунты, илистые грунты;

    г) в зонах распространения ММГ – соляные плывуны (криопеги), льдистые грунты.


    7.4.4 Траектория скважины должна определяться условием прохождения в ней протас-

    киваемого газопровода только за счет упругого изгиба при диаметре скважины, составляющем 120 % от диаметра трубы. Применение кривых искусственного гнутья не допускается.

    [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 10.2.2.8]

        1. Проектирование и технология строительства переходов МГ методом ГНБ регламентированы Ведомственными нормами [14].

        2. Для строительства переходов МГ методом ГНБ применяют трубы с заводским многослойным покрытием, стойким к истиранию. Ленточное защитное покрытие не допускается. В качестве защитного покрытия для монтажных стыков должны применяться термоусаживающиеся армированные манжеты. Толщина манжет должна быть не менее толщины слоя заводского защитного покрытия. Используемые материалы защитного покрытия должны быть разрешены к применению на объектах ОАО «Газпром».

        3. При прокладке перехода МГ способом ГНБ в талых придонных грунтах на участке транспортировки газа с отрицательной температурой теплоизоляция трубопровода с целью исключения эффекта морозного пучения грунта не требуется. Величина необходимого при этом заглубления перехода МГ зависит от состава и степени влажности проходимого грунта и определяется проектом.

      1. Особенности проектирования переходов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

        1. При проектировании переходов МГ в районах распространения многолетнемерзлых грунтов учитывают требования СНиП 2.02.04-88 [15] и нормативных документов, принятых в ОАО «Газпром».

        2. Принцип использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания перехода МГ принимают в соответствии с требованиями СНиП 2.02.04-88 [15] в зависимости от способа прокладки перехода МГ, температурного режима его эксплуатации, инженерно-геокриологических условий и возможности изменения свойств грунтов основания. При использовании ММГ в качестве основания для переходов МГ и опорных элементов является первый принцип согласно СНиП 2.02.04-88 [15], при котором многолетнемерзлые грунты основания используют

          в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации перехода МГ.

        3. Обеспечение минимального теплового взаимодействия перехода МГ с многолетнемерзлыми и талыми грунтами производят за счет охлаждения газа в пределах, определяемых теплотехническим расчетом, и применения теплоизоляции перехода МГ.

        4. Температура транспортируемого продукта при прокладке перехода МГ на ММГ назначают в зависимости от способа прокладки и физических свойств ММГ (просадочности, сопротивления сдвигу и др.).

        5. При проектировании переходов МГ на участках с малольдистыми ММГ допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. При прокладке переходов МГ, транспортирующих газ с отрицательной температурой (холодный МГ), в талых непучинистых грунтах допускается промораживание грунтов.

        6. При проектировании переходов холодных МГ на участках, сложенных талыми пучинистыми грунтами, предусматривают теплоизоляцию перехода МГ и другие специальные мероприятия в соответствии со СНиП 2.02.04-88 [15], осуществление которых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований под переходами МГ. На русловых участках рек, сложенных талыми водопроницаемыми грунтами, при оценке параметров теплообмена учитывают свойства повышенной теплопроводности водонасыщенного грунта в траншее, обусловленные как высокой фильтрацией вод вследствие течения реки, так и вертикальной конвекцией из-за температурного расширения воды при охлаждении ниже 4 С.

        7. При прокладке холодного перехода МГ через водные преграды в зоне сливающихся ММГ ниже границы сезонного оттаивания донного грунта необходимость теплоизоляции определяют тепловым расчетом из условия недопустимости образования над переходом МГ ледовых плотин, способных перекрыть естественный поток талых вод.

        8. С целью снижения действия морозного пучения в береговой части перехода МГ предусматривают меры по обезвоживанию склоновых участков траншей путем дренирования вод под естественный уклон с одновременным предотвращением водной эрозии засыпного грунта с помощью устройства в склоновых частях траншей поперечных водопроницаемых дамб (перемычек).

        9. На склоновых участках в целях обеспечения их устойчивости на переходе МГ предусматривают берегоукрепительные мероприятия и при необходимости термостабилизацию грунта.

        10. Участки надземных переходов МГ, на которых происходит компенсация деформаций за счет перемещения трубы поперек оси, должны быть выше не менее чем на 0,1 м максимального уровня снегового покрова.

        11. Конструкции опор переходов МГ, прокладываемых в районах многолетнемерзлых грунтов, должны учитывать возможность просадок и пучения грунтов.

        12. При наличии сыпучемерзлых грунтов с глубоким залеганием верхней границы мерзлоты и плотных сухих грунтов сезоннооттаивающего и подстилающего слоев опоры проектируют, как для обычных условий. При этом обеспечивают отвод воды от опор.

        13. При проектировании опор на сваях предусматривают отвод воды и теплоизоляцию грунта вокруг опор, не нарушая его естественного покрова за счет присыпки к сваям грунта.

        14. Для обеспечения устойчивости опор при соответствующем обосновании предусматривают замену вокруг свай грунтов, подвергающихся пучению, песчаными и гравелистыми грунтами на глубину сезоннооттаивающего слоя с отводом от них воды.

        15. При сооружении надземных газопроводов на высокотемпературных ММГ используют сезонноохлаждающие устройства в следующих случаях:

  • когда грунт теряет при оттаивании несущую способность;

  • когда можно ожидать повышения температуры грунтов, сопровождающегося их оттаиванием;

  • при необходимости повышения несущей способности основания.

      1. Для закрепления переходов МГ на склоновых участках в слоях ММГ допускается применять термостабилизаторы (сезонноохлаждающие устройства).


  1. Требования по размещению запорной арматуры, в том числе при прокладке параллельных ниток

    1. На переходах МГ в две нитки и более устанавливают ЗА, отвечающую общим техническим требованиям в соответствии с СТО Газпром 2-4.1-212. Запорная арматура по классу герметичности должна соответствовать ГОСТ 9544. На однониточных переходах категории В необходимость установки запорной арматуры определяют в проекте.

    2. Запорную арматуру устанавливают на обоих берегах водной преграды на отметках УВВ не ниже 10 % обеспеченности и выше отметок ледохода.

    3. При параллельной прокладке двух ниток или более переходов МГ узлы линейной ЗА на отдельных нитках надлежит располагать на расстоянии не менее 100 м друг от друга по радиусу.

      В стесненных условиях при многониточной системе переходов МГ, а также в сложных условиях трассы указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м при условии установки над наземной частью кранового узла защитного укрытия от возможного теплового воздействия пожара в случае возможной аварии.

      Расстояние от линейных (охранных) кранов до кранов на межсистемных перемычках, устанавливаемых в случае необходимости до и после линейных (охранных) кранов, должно быть не менее 50 м по радиусу.

    4. На обоих концах участка перехода МГ между узлами ЗА предусматривают установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от ЗА при диаметре МГ не менее 50 м и до 1000 мм включительно и при диаметре МГ от 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи определяют из условия опорожнения участка перехода МГ между ЗА не более чем за 1,5 часа.

    5. ЗА для переходов МГ диаметром более 400 мм устанавливают на фундаментах с уплотненным основанием из минерального грунта, устройством при необходимости водоотводов и дренажа. Тип фундаментов принимают исходя из геологических условий площадки.

    6. Участки переходов МГ с ЗА обвязки и линейной ЗА (байпасы, продувочные линии и перемычки), находящиеся под давлением, предусматривают в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки. Доступ обслуживающего персонала предусматривают только к приводу ЗА.

    7. Линейная ЗА переходов категории С диаметром 1000 мм и более и категории В всех диаметров должна иметь привод и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного, местного и дистанционного управления. ЗА без систем линейного телемеханического управления должна оснащаться автоматами закрытия крана.

    8. Для снижения негативного влияния на систему ЭХЗ заземления электрооборудования и молниезащиты технологического оборудования и автоматики должны быть выполнены из оцинкованных материалов.

    9. Ограждения крановых площадок выполняют с учетом требований ВРД 39-1.10-006-2000 [16] и Типовых правил [17].


  2. Указания по расчетам на прочность и устойчивость участков переходов магистральных газопроводов


    1. Общие положения


      9.1.1 Нагрузки и воздействия, которые необходимо учитывать при проверке прочности

      газопровода, классифицируются следующим образом:

      • функциональные;

      • природные;

      • строительные;

      • случайные.

      [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 12.1.1]

      Определение значений нагрузок и воздействий при проектировании переходов МГ производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [1], СНиП 2.01.07-85 [18], СНиП II-7-81 [19],

      СТО Газпром 2-2.1-249.

      1. Величина Rf должна быть равной 1,1Р, если иное не обосновано в проекте.

      2. При сочетании нагрузок в расчетах на прочность и устойчивость учитывают наиболее неблагоприятное сочетание функциональных, природных, строительных и случайных нагрузок, которые могут возникнуть одновременно.

      3. Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, оползнями, перемещением опор и т.д., определяют на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации газопровода.

        9.1.6 Определение усилий от нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных эле-

        ментах газопроводов, необходимо производить методами строительной механики расчета статически неопределимых стержневых систем.

        [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункты 13.3.3]

      4. Расчет переходов на прочность производят после выбора его основных размеров с учетом всех нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев.


9.1.7 Расчетная схема газопровода должна отражать действительные условия его работы,

а метод расчета – учитывать возможность использования компьютерных программ. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункты 13.3.4]

      1. Согласно пункту 13.3.5 СТО Газпром 2-2.1-249 в качестве расчетной схемы перехода МГ рассматривают статически неопределимые плоские или пространственные, простые или разветвленные стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия перехода МГ с опорными устройствами и окружающей средой (при укладке непосредственно в грунт).

        Примечание – В расчетной схеме электроизолирующие вставки рассматривают как неравнопрочные элементы.

      2. ЗА, расположенную на МГ (краны, обратные клапаны и т.д.), рассматривают в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.

      3. Определение значений нормативных характеристик материалов, определение толщины стенок труб и соединительных деталей производят в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [1], СТО Газпром 2-2.1-249.

9.2 Проверка условий прочности


9.2.1 Расчет газопровода на прочность состоит в выполнении следующих проверок:

  • кольцевых напряжений;

  • продольных напряжений;

  • эквивалентных напряжений.

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.1]

image

9.2.2 Расчет перехода МГ на прочность выполняют по методу допускаемых напряжений, которые определяются как произведение нормативного минимального предела текучести и нормативного минимального предела прочности материала труб на соответствующие расчетные коэффициенты. Значения расчетных коэффициентов зависят от вида проверки напряжений и регламентируются СТО Газпром 2-2.1-249.


9.2.3 Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевые на-

пряжения от внутреннего давления h, МПа, вычисляются по формуле


(9.1)


и удовлетворяют условию


(9.2)


где

h – кольцевое напряжение от внутреннего давления;

Pd – расчетное внутреннее давление, МПа;

D – наружный диаметр трубы, мм;

tn – толщина стенки трубы номинальная, мм;

y – нормативный предел текучести материала труб, МПа;

u – нормативный предел прочности материала труб, МПа;

Fy – расчетный коэффициент по пределу текучести, принимаемый по таблице 9.1 в за-


висимости от категории участка газопровода;

Fu – расчетный коэффициент по пределу прочности, принимаемый по таблице 9.1 в зависимости от категории участка газопровода.

image

image


Таблица 9.1 – Значения расчетных коэффициентов в зависимости от категории участка

газопровода

Категория участка газопровода

Расчетные коэффициенты

Fy

Fu

Н

0,72

0,63

С

0,60

0,52

В

0,50

0,43

Примечание – Приведенные в таблице 9.1 расчетные коэффициенты соответствуют методике рас-

чета по СНиП 2.05.06-85 [1].


[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.8]


9.2.4 Проверка условий прочности для продольных и эквивалентных напряжений сле-

дует выполнять по формулам

image (9.3)

image (9.4)

где l – продольное напряжение, МПа;

eq – эквивалентное напряжение по теории Мизеса, МПа;

y – нормативный предел текучести материала труб, МПа;

Feq – расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в зависимости от стадии «жизни» газопровода в соответствии с таблицей 9.2.

Таблица 9.2 – Значения расчетного коэффициента для проверки продольных и эквивалентных напряжений

Расчетный коэффициент Feq

Строительство

Гидростатические испытания

Эксплуатация

0,96

1,00

0,90


[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.9]


9.2.5 Эквивалентное напряжение, соответствующее теории Мизеса eq, МПа, вычис-

ляется по формуле


(9.5)


где

h – кольцевое напряжение от внутреннего давления, МПа, определяемое по фор-


муле (9.1);

l – продольное напряжение, МПа;

– касательное напряжение (напряжение сдвига), МПа.

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.10]


9.2.6 Продольное и касательное напряжения определяются из выражений:

  • продольные напряжения:

    • для полностью защемленного подземного трубопровода по формуле

      image (9.6)

    • для полностью свободного (надземного) газопровода

      image (9.7)

  • касательные напряжения

image (9.8)

где – коэффициент поперечной деформации материала труб (переменный);

E – модуль деформации материала труб (переменный), МПа;

D – наружный диаметр трубы номинальный, м;

R – радиус упругого изгиба, м;

– линейный коэффициент температурного расширения, С-1; ΔT – температурный перепад, С;

Mb – изгибающий момент в сечении трубопровода (при надземной прокладке), МН·м;

M – крутящий момент, МН·м;

W – момент сопротивления сечения трубопровода, м3;

Q – поперечная сила, МН;

A – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.12]


9.2.7 Момент сопротивления W, м3, вычисляют по формуле

image (9.9)

где I – момент инерции сечения трубы, м4;

D – наружный диаметр трубы номинальный, м. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.14]


9.2.8 Момент инерции I, м4, вычисляют по формуле

image (9.10)

image (9.11)

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.15]


9.2.9 Изгибающий момент в сечении газопровода (при надземной прокладке) Mb опре-

деляется в плоскости наибольшей кривизны оси газопровода, то есть определяется как равнодействующая моментов, приложенных в двух взаимно перпендикулярных плоскостях.

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.16]


9.2.10 При проверке продольных и эквивалентных напряжений следует учитывать функ-

циональные и природные нагрузки. Для стадии строительства учитывают также строительные нагрузки, при этом из функциональных учитывают только весовые нагрузки.

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.3.17]

9.2.11 Газопроводы, прокладываемые в многолетнемерзлых грунтах при использовании их по II принципу согласно СНиП 2.02.04-88 [15], рассчитывают на просадки и пучения.

image

    1. Оценка общей устойчивости газопровода при действии внутреннего давления, температуры и взаимодействии трубопровода с талыми грунтами


      9.3.1 Общую устойчивость участка магистрального газопровода следует проверять в

      плоскости наименьшей жесткости системы. Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие:


      (9.12)


      где

      S – эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода, МН;

      Nсr – критическое продольное усилие, которое определяется с учетом радиуса кривизны

       


      оси, высоты засыпки, свойств грунта, балластировки и закрепления анкерами, возможного

      обводнения, МН;

      ku.b. – коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным:

      • 1,10 – для участков газопровода категории Н;

      • 1,33 – для участков газопровода категорий С и В. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.1]

      1. Эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода S, МН, вычисляют по формуле


        image (9.13)

        где – коэффициент линейного расширения материала труб, С-1;

        E0 – модуль упругости материала труб, МПа;

        ΔT – температурный перепад, С;

        0 – коэффициент Пуассона материала труб;

        As – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2;

        Ai – площадь поперечного сечения трубопровода «в свету», м2;

        Pd – расчетное внутреннее давление, МПа. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.3]


      2. Значение критического продольного усилия Ncr, МН, вычисляют по формуле


image (9.14)

где q* – предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м;

0 – расчетный радиус кривизны оси изгиба газопровода, м. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.5]


      1. Предельное сопротивление перемещениям трубопровода вверх q*, МН/м, вычис-

        ляют по формуле

        image (9.15)

        где q* – предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м;

        w – погонный вес газопровода, МН/м;

        q*s – предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода, МН/м.

      2. Предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода q*s вычисляется по формулам:

  • для песчаных и других несвязных грунтов:

    image (9.16)

  • для глинистых и других связных грунтов:

image (9.17)

image (9.18)


где – расчетный удельный вес грунта засыпки, МН/м3;

H – глубина засыпки от поверхности грунта до верха трубы, м;

D – диаметр наружный газопровода, м;

kH.s. – коэффициент учета высоты засыпки для песчаных грунтов, определяется экспериментальным способом, если отсутствуют надежные данные, то его следует принимать равным 0,5 для плотных грунтов и 0,1 – для слабонесущих грунтов;

kH.c. – коэффициент учета высоты засыпки для глинистых грунтов;

c – сцепление грунта засыпки (репрезентативное, характерное), МПа.

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.6]

image

image (9.19)

при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию

(9.20)


где D – диаметр наружный газопровода, м.

При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси R 5D.

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.7]

9.3.6 Для вертикальных углов поворота выпуклостью вверх, образованных в результате упругого изгиба с радиусом кривизны , расчетный радиус изгиба 0 принимают равным


image


9.3.7 Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпук-

лостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным 0 = 5000 м. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.8]

9.3.8 Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус изгиба 0 подземного газопровода определяют в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249.


9.3.9 В случае когда условие общей устойчивости участка газопровода (9.12) не соблю-

дается, необходимо выполнить одно или несколько следующих мероприятий:

  • увеличить глубину засыпки грунтом;

  • изменить схему выполнения угла поворота трассы;

  • применить балластировку участка газопровода грузами;

  • применить закрепление участка газопровода анкерными устройствами. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.5.10]

      1. При проверке общей устойчивости газопровода, прокладываемого на обводненных участках трассы, в погонном весе газопровода в формуле (9.15) учитывают выталкивающую силу воды (действующую вверх) и вес балластирующих устройств, приведенный к единице длины газопровода.

      2. Проверка овальности сечений подземных газопроводов после укладки и засыпки проводится в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249.

    1. Устойчивость положения магистрального газопровода против всплытия


      image

      1. Под устойчивостью положения (против всплытия) подразумевается обеспечение проектного положения участков газопроводов, прокладываемых на обводненных отрезках трассы и подверженных воздействию выталкивающих сил. Устойчивость положения газопровода обеспечивается в случае соблюдения неравенства


        (9.21)


        где Qact – суммарная расчетная нагрузка на единицу длины газопровода, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, МН;

        Qpas – суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз, включая собственный вес газопровода, МН;

        kn.f – коэффициент запаса устойчивости положения газопровода, принимаемый равным для участков прокладки газопровода (по отношению к русловой части рек и водоемов):

        • через болота, поймы, водные преграды при отсутствия течения, обводненные и заливаемые участки в пределах УВВ 1 % обеспеченности – 1,05;

        • условых через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ – 1,10;

        • реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки – 1,15. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.8.1]


      2. Согласно СТО Газпром 2-2.1-249 для определения интенсивности балластировки

bal

(вес на воздухе qn

) при обеспечении устойчивости положения в частном случае укладки газо-

провода свободным изгибом и его равномерной по длине пригрузке используют зависимость

image (9.22)

где nbal – коэффициент запаса по нагрузке, принимаемый равным:

  • 0,9 – для железобетонных грузов;

  • 1,0 – для чугунных грузов;

    lin

    qw = w gD 2

    /4 – погонная выталкивающая сила воды, действующая на полностью по-

    груженный в воду газопровод при отсутствии течения воды, МН/м;

    Dlin – наружный диаметр трубы с учетом защитного покрытия и футеровки, м;

    g – ускорение свободного падения, м/с2;

    qb – интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе, МН/м;

    qpip – погонная нагрузка от веса трубы, МН/м;

    qliq – погонная нагрузка от веса продукта, МН/м;

    bal – плотность материала балласта, кг/м3;

    w – плотность воды, принимаемая по данным изысканий (с учетом 7.2.15), кг/м3.


    9.4.3 При определении расчетной интенсивности нагрузки от упругого отпора при сво-

    бодном изгибе следует учитывать знак кривизны оси изогнутого участка (выпуклость или вогнутость):

    • для выпуклых кривых

      image (9.23)

    • для вогнутых кривых

    image (9.24)

    где E0 – модуль упругости материала трубы, МПа;

    I – момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м4;

    – угол поворота оси газопровода, радиан;

    – радиус кривизны упругого изгиба, м. [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.8.3]

    9.4.4 Согласно СТО Газпром 2-2.1-249 для случая применения обетонированных труб при отсутствии нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе толщину слоя обетонирования tc, м, вычисляют используя следующую формулу:

    image (9.25)

    image

    где Dc – диаметр наружный обетонированной трубы (с учетом толщины слоя обетонирования), м, вычисляется по формуле


    (9.26)

    где D – диаметр наружный трубы, м;

    Di – диаметр внутренний трубы вычисляется по формуле


    image

    где tnom – толщина стенки трубы номинальная, м;


    (9.27)

    kn.f – коэффициент запаса устойчивости положения газопровода, принимаемый по 9.4.1;

    *st; *ins; *w; c – плотность соответственно стали, бетона, материала защитного покрытия, воды, кг/м3:

    image (9.28)

    Dins – диаметр наружный трубы, м, с учетом толщины защитного покрытия, м, вычисляют по формуле


    image

    image

    где tins – толщина стенки трубы номинальная, м.

    (9.29)


    9.4.5 Вес грунта засыпки при расчете балластировки газопроводов на русловых участках

    переходов через реки и водохранилища не учитывается. При проверке общей устойчивости газопровода как сжатого стержня допускается учитывать вес грунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательном соблюдении требований в части заглубления газопровода в дно не менее 1 м.

    [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.8.5]


    9.4.6 Расчетная несущая способность анкерного устройства Бanc, МН, вычисляется по

    формуле

    (9.30)


    где

    z – количество анкеров в одном анкерном устройстве;

    manc – коэффициент, зависящий от количества анкеров в устройстве и относительного


    размера анкера, принимаемый равным:

    при z = 1 или при z 2 и D/Danc 3: manc = 1;


    при z 2 и 1 D/Danc < 3:

    (9.31)


    Panc – расчетная несущая способность анкера, МН, по грунту основания, вычисляемая

    по формуле


    (9.32)


    где

    D – наружный диаметр газопровода, м;

    Danc – максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизон-


    тальную плоскость, м;

    Фanc – несущая способность анкера, МН, определяемая расчетом или по результатам полевых испытаний;

    kanc – коэффициент запаса по несущей способности анкера, принимаемый равным:

    • 1,40 – если несущая способность анкера определена расчетом;

    • 1,25 – если несущая способность анкера определена по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.

    [СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 13.8.6]


    image

      1. Прочность и устойчивость магистрального газопровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами

        1. Оценку устойчивости положения подземных участков газопровода (в вертикальной плоскости) выполняют в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [1].

        2. Оценку устойчивости положения подземных участков газопровода, прокладываемых в грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность (в многолетнемерзлых грунтах), при отсутствии мер по круглогодичному поддержанию грунта вокруг газопровода в мерзлом состоянии или других мер по фиксации положения оси газопровода в горизонтальной плоскости проверяют в горизонтальной плоскости. Положение участка газопровода в горизонтальной плоскости считают устойчивым, если максимальные продольные напряжения, вызванные изгибом в горизонтальной плоскости и внутренним давлением, не превышают нормативного предела текучести материала труб.

        3. Допустимое вертикальное перемещение при пучении участка газопровода Н, м, находящегося в ММГ, в зоне сопряжения с участком газопровода, в котором пучение отсутствует, определяют по формуле

          image (9.33)

          image

          где


          (9.34)

          image (9.35)

          image

          (9.36)


          – множитель в аргументах функций Крылова, 1/м;

          E0 – модуль упругости материала труб, МПа;

          D – диаметр наружный газопровода, м;

          I – момент инерции поперечного сечения газопровода, м4, определяемый по формуле (9.10);

          A – площадь поперечного сечения газопровода, м2;

          0 – коэффициент Пуассона;

          h – кольцевое напряжение от действия внутреннего давления, МПа, определяемое по формуле (9.1);

          y – нормативный предел текучести материала труб, МПа.

        4. Множитель в аргументах функций Крылова определяется выражением

          image (9.37)

          где k – коэффициент постели грунта основания участка газопровода, примыкающего к участку пучения;

          E0I – изгибная жесткость сечения трубы, МН·м2.

        5. Площадь поперечного сечения трубопровода А, м2, вычисляют по формуле

          image (9.38)

          где D – наружный диаметр номинальный, м;

          Di – внутренний диаметр трубы, м, определяемый по формуле (9.11).

        6. Коэффициент постели k (при вертикальных перемещениях трубопровода вверх) грунта основания участка газопровода, примыкающего к участку пучения, определяют в зависимости от типа грунта:

  • для талых грунтов вычисляют по формуле

image

image (9.39)

(9.40)

где s – коэффициент снижения модуля деформации грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры;

Es – модуль деформации грунта ненарушенной структуры, МПа;

s – коэффициент поперечной деформации грунта;

ks – коэффициент учета высоты грунта засыпки над трубой;

D – наружный диаметр трубопровода номинальный, м;

– –

L – единичная длина трубопровода (L = 1 м);

Ha – расстояние от поверхности грунта до оси трубы, м;

e – основание Неперовых логарифмов;

image

для ММГ вычисляют по формуле


(9.41)


где Rf – расчетное давление на мерзлый грунт (сопротивление мерзлого грунта нормальному давлению), МПа;

su – предельно допустимая совместная осадка (деформация) основания и сооружения (трубопровода), м.

      1. Характеристики Rf и su для мерзлых непучинистых грунтов определяют на основании результатов изысканий и лабораторных исследований грунтов.

    1. Устойчивость надземных участков магистрального газопровода

      1. Общие положения

        1. Надземные (открытые) газопроводы проверяют на прочность, общую устойчивость и выносливость, в том числе при колебаниях в ветровом потоке.

        2. Надземные газопроводы проектируют с учетом возможного пропуска по ним ВТУ, а также заполнения водой при гидравлических испытаниях.

        3. Продольные усилия, изгибающие и крутящие моменты в надземных газопроводах различных систем прокладки (балочных, шпренгельных, вантовых, висячих, арочных и др.) определяют в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный или криволинейный).

          При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет производят по их равнодействующей. В расчетах учитывают геометрическую нелинейность системы.

        4. При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных газопроводах учитывают изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа газопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах определяют с учетом продольно-

          поперечного изгиба. Расчет надземных газопроводов производят с учетом перемещений примыкающих подземных участков газопроводов.

        5. Балочные системы надземных газопроводов рассчитывают с учетом трения на опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для конкретного расчетного случая.

        6. Газопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемым распором рассчитывают на общую устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.

        7. Расчетные величины продольных перемещений надземных участков газопровода определяют от максимального повышения температуры стенок труб (положительного расчетного температурного перепада) и внутреннего давления (удлинение трубопровода), а также от наибольшего понижения температуры стенок труб (отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутреннего давления в трубопроводе (укорочение трубопровода).

        8. С целью уменьшения размеров компенсаторов применяют предварительную их растяжку или сжатие, при этом на чертежах указывают величины растяжки или сжатия в зависимости от температуры воздуха, при которой производится сварка замыкающих стыков.

        9. Оценку общей устойчивости надземных участков газопроводов выполняют в соответствии с правилами строительной механики для стержневых систем и положениями СНиП 2.05.06-85 [1].

        10. Расчет типовых надземных конструкций переходов через водные преграды с учетом характеристик грунтовых оснований для условий Крайнего Севера приведен в приложении А.

      1. Прочность и устойчивость надземных балочных многопролетних участков газопровода

        1. Кроме условий статической прочности пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода должен удовлетворять условию аэродинамической устойчивости, т.е. условию отсутствия резонансных колебаний газопровода в ветровом потоке.

        2. Пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода L, м, принимают как меньшее из двух значений, определяемых по формуле

          image (9.42)

          где Lsta – пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода, определяемый из условия статической прочности, м;

          Ldyn – пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода, определяемый из условия аэродинамической устойчивости, м.

        3. Пролет из условия статической прочности принимают как меньшее из двух значе-

          sta

          ний, определяемых для растянутой L+

          sta

          и сжатой L

          зон поперечного сечения, в котором дей-

          image

          ствует максимальный изгибающий момент вычисляют по формуле


          (9.43)


        4. Значения пролетов из условия статической прочности для растянутой и сжатой зон вычисляют по формулам

          image (9.44)

          image (9.45)

          l

          где [+] – допускаемое продольное фибровое напряжение в растянутой зоне сечения трубопровода, МПа;

          l

          [] – то же в сжатой зоне, МПа;

          h – кольцевое напряжение от внутреннего давления, определяемое по формуле (9.1), МПа; W – момент сопротивления сечения трубопровода, определяемый по формуле (9.9), м3; qsta – погонный вес трубопровода в расчете на статические нагрузки и воздействия, МН/м.

        5. Допускаемые продольные фибровые напряжения в растянутой и сжатой зонах сечения трубопровода вычисляют по формуле

          image (9.46)

          image (9.47)

          image (9.48)

          image (9.49)

          где y – нормативный предел текучести материала труб, МПа;

          Feq – расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в соответствии с таблицей 9.2 равным 0,90 для стадии эксплуатации газопровода;

          – понижающий коэффициент, учитывающий сложное напряженное состояние в соответствии с теорией Мизеса.

        6. Погонная нагрузка на трубопровод в расчете на статические нагрузки и воздей-

          sta

          ствия qV

          image

          , МН/м, вычисляют по формуле



          sta

          где qV qH


          • вертикальная составляющая погонной нагрузки, МН/м;

            (9.50)

            sta – горизонтальная составляющая погонной нагрузки, МН/м.

        7. Вертикальную составляющую погонной нагрузки qV

          , МН/м, вычисляют по


          image

          формуле

          sta


          (9.51)


          где qwgt – погонный вес трубы, МН/м;

          qins – погонный вес защитного покрытия, МН/м;

          qt.p – погонный вес теплоизоляционного слоя, МН/м; qs.i – погонный вес снега (или обледенения), МН/м; qgas – погонный вес перекачиваемого газа, МН/м.

        8. Компоненты вертикальной составляющей погонной нагрузки из формулы (9.51) определяют по следующим зависимостям:

          image (9.52)

          image (9.53)

          image (9.54)

          image (9.55)

          image (9.56)

          где A – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2;

          g – ускорение свободного падения, м/с2;

          tins – толщина слоя защитного покрытия, м;

          ins – плотность защитного покрытия, кг/м3;

          Dt.p – диаметр трубы МГ с учетом слоев защитного покрытия и теплоизоляции, м;

          t.p – плотность теплоизоляционного материала, кг/м3;

          Pd – расчетное давление, МН/м2;

          qs – погонная нагрузка от снега, МН/м;

          qi – погонная нагрузка от обледенения, МН/м;

          Rg – газовая постоянная (дж/кг·К);

          Z – коэффициент сжимаемости газа;

          Tg – температура (абсолютная) газа, К;

          Di – внутренний диаметр трубы МГ, м, определяемый по формуле (9.12).

          image

        9. Нагрузку от снега qs, вычисляют по формуле


          (9.57)


          где s0 – нормативное значение веса снегового покрова, принимаемое согласно СНиП 2.01.07-85 [18], МН/м2;

          Dt.p – диаметр трубы МГ с учетом толщин защитного покрытия и теплоизоляции, м.

        10. Нагрузку от возможного обледенения трубы МГ qi вычисляют по формуле

          image (9.58)

          где b – толщина слоя гололеда, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85 [18] в зависимости от района гололедности, м;

          Dt.p – диаметр трубы МГ с учетом толщин защитного покрытия и теплоизоляции, м.

        11. Горизонтальная составляющая погонной нагрузки по формуле определяется от статического действия ветровой нагрузки по формуле

          image (9.59)

          где wm и wp – нормативные значения соответственно средней и пульсационной составляющей ветровой нагрузки и ветрового давления w0 определяют согласно СНиП 2.01.07-85 [18], МН/м2;

          image (9.60)

          где D – диаметр трубы МГ с учетом толщин защитного покрытия и теплоизоляции, м;

          tins – толщина защитного покрытия, м;

          tt.p – толщина слоя теплоизоляции, м.

        12. Пролет из условий аэродинамической устойчивости Ldyn, м, вычисляют по формуле

          image (9.61)

          где – коэффициент учета числа пролетов (для многопролетной системы с числом пролетов более трех равен );

          – конструкционный декремент колебаний (может принимать значения примерно от 0,1 до 0,001);

          K – коэффициент надежности по декременту колебаний (больше единицы);

          c – аэродинамический коэффициент (примерно 1,15);

          – плотность ветрового потока (примерно 1,25), кг/м3;

          Dt.p – диаметр трубы МГ с учетом толщин защитного покрытия и теплоизоляции, определяемый по формуле (9.57);

          v0 – скорость ветра нормативная, м/с;

          EI – изгибная жесткость сечения трубы, МН·м2, момент инерции I определяют по формуле (9.10);

          m – погонная масса трубы МГ, кг/м.

        13. Значения конструкционного декремента колебаний и коэффициента надежности по декременту колебаний K определяют на основании экспериментальных данных для конструктивных решений надземного перехода МГ, идентичных с проектируемым. При отсутствии экспериментальных данных эти значения принимают равными = 0,007, K = 1,33.

        14. Нормативную скорость ветра v0, м/с, вычисляют по формуле

          image (9.62)

          где K – поправочный коэффициент, принимаемый равным 0,75, если ось МГ находится на высоте не более 5 м над поверхностью земли, и равным 1,00 – при большей высоте;

          w0 – нормативное значение ветрового давления, которое принимают согласно СНиП 2.01.07-85 [18] в зависимости от ветрового района;

          = 1,25 кг/м3 – плотность ветрового потока.

        15. Погонную массу вычисляют для опорожненного МГ по формуле

image (9.63)

где qwgt – погонный вес трубы, МН/м;

qins – погонный вес защитного покрытия, МН/м;

qt.p – погонный вес теплоизоляционного слоя, МН/м.

    1. Требования к расчету опорных конструкций переходов

      1. Нагрузки на опоры надземных трубопроводов должны определять в зависимости от параметров трубопровода, принятой конструкции прокладки, веса транспортируемого продукта, температурных и других воздействий.

      2. Расчет конструкций опор и их элементов должен производиться в соответствии с требованиями СНиП II-23-81 [20].

      3. Проектирование фундаментов опор трубопроводов проводится согласно требованиям СНиП 2.02.01-83 [21], СНиП 2.02.04-88 [15] и СНиП 2.02.03-85 [22].

      4. Расчет оснований фундаментов и самих опор производят по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или газопровода.

      5. Фундаменты и основания опор трубопроводов рассчитываются при наиболее невыгодном сочетании нагрузок и воздействий и несущей способности основания с учетом расчетной схемы и времени действия указанного сочетания нагрузок. При этом в обязательном порядке проверяется наименьшее значение несущей способности основания с соответствующим по времени сочетанием нагрузок и воздействий.

      6. При расчете опор учитывают глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.

      7. Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и от изменений длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, определяют в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.

      8. Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем переходов МГ равны сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участков МГ, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

      9. Продольно-подвижные и свободноподвижные опоры балочных переходов МГ рассчитываются на совместное действие вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на подвижные опоры принимается максимальное значение коэффициента трения.

      10. В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций учитывают возможное отклонение МГ от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси МГ, принимают равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

      11. При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем производится расчет на возможность опрокидывания и сдвиг этих систем.

      12. Устойчивость положения надземного перехода МГ характеризуется допустимым вертикальным смещением одной из опор (при отсутствии вертикальных смещений смежных опор) при пучении или просадках грунта.

      13. Максимально допустимое вертикальное смещение опоры (вверх или вниз) Δmax

        определяют как меньшее из двух значений


        image

        (9.64)


        где Δ1 – максимально допустимое вертикальное смещение опоры при проверке напряжения в растянутой зоне опорного сечения газопровода, м;

        Δ2 – максимально допустимое вертикальное смещение опоры при проверке напряжения в сжатой зоне.

      14. Смещения вычисляют по формулам

        image (9.65)

        image (9.66)

        где Δ1 – допускаемое напряжение в растянутой зоне опорного сечения МГ, МН/м2;

        Δ2 – допускаемое напряжение в сжатой зоне опорного сечения МГ, МН/м2;

        W – момент сопротивления поперечного сечения газопровода, определяемый по формуле (9.9), м3;

        E – модуль упругости материала труб, МН/м2;

        D – диаметр газопровода наружный, м;

        qV

        sta – вертикальная составляющая погонной статической нагрузки на газопровод, определяемая по формуле (9.50), МН/м.

      15. Допускаемые напряжения Δ1, Δ2 вычисляют по формулам

        image (9.67)

        image (9.68)

        +

        где [l ] – допускаемое продольное фибровое напряжение в растянутой зоне сечения трубопровода, определяемое по формуле (9.46), МН/м2;

        l

        [] – допускаемое продольное фибровое напряжение в сжатой зоне, определяемое по формуле (9.47), МПа;

        h – кольцевое напряжение от внутреннего давления, определяемое по формуле (9.1), МПа.

      16. Проверка прочности и работоспособности газопроводов при сейсмических воздействиях проводят в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [1] и СТО Газпром 2-2.1-249.

      17. При определении параметров и расчете компенсаторов, проектируемых в надземных конструкциях переходов, должны руководствоваться положениями соответствующих разделов СНиП 2.05.06-85 [1] и приложения А.


  1. Требования к материалам и изделиям, применяемым в конструкциях переходов


    1. Защитное покрытие

      1. При проектировании МГ с антикоррозионными покрытиями руководствуются ГОСТ Р 51164, СНиП 2.05.06-85 [1], СТО Газпром 9.2-003, СТО Газпром 2-2.3-130, СТО Газпром 2-2.2-178, ВСН 009-88 [23] и другими нормативными документами, утвержденными ОАО «Газпром» в установленном порядке.

      2. При разработке документации по проектированию, строительству и реконструкции переходов МГ для антикоррозионной защиты используются типы и конструкции покрытий, разрешенные к применению ОАО «Газпром».

      3. При проектировании защитных покрытий МГ на переходах выполняются следующие этапы:

          • проведение по результатам проектно-изыскательских работ предварительных исследований риска возникновения наружной коррозии и вероятности механических повреждений покрытий при строительстве и эксплуатации на проектируемом участке прокладки перехода МГ и учета рабочих условий эксплуатации газопровода;

          • реализация эффективных и наиболее приемлемых методов защиты от развития коррозии, включая выбор типа защитного покрытия, технологии нанесения защитного покрытия и средств ЭХЗ;

          • учет требований к операционному контролю нанесения защитных покрытий и сооружения средств ЭХЗ, коррозионной защищенности построенного участка перехода МГ с целью оценки качества строительства и обеспечения последующего мониторинга изменения его коррозионного состояния в ходе эксплуатации.

      4. Выбор типа защитных покрытий определяется условиями строительства и эксплуатации перехода МГ, которые включают:

          • диаметр МГ;

          • проектную эксплуатационную температуру МГ;

          • способ прокладки МГ;

          • сезонный график проведения строительно-монтажных работ;

          • условия транспортировки и хранения труб с покрытием;

          • нормативный срок службы МГ.

      5. При строительстве переходов МГ применяются трубы и отводы с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием. Трехслойное полиэтиленовое покрытие состоит из слоя эпоксидной грунтовки, клеевого подслоя на основе термоплавкой полимерной композиции и наружного полиэтиленового слоя.

      6. Трубы с покрытиями используются для строительства переходов МГ надземной прокладки при условии дополнительной защиты покрытия от воздействия солнечной энергии.

      7. Термореактивные материалы для получения покрытий в заводских или трассовых условиях нанесения должны обеспечивать выполнение показателей свойств покрытия, приведенных в СТО Газпром 2-2.1-249.

      8. В качестве защитного покрытия сварных стыков труб с заводским полиэтиленовым защитным покрытием применяются термоусаживающиеся материалы.

      9. Надземные конструкции переходов защищаются от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

      10. Общая толщина лакокрасочного покрытия должна быть не менее 0,2 мм и сплошность – не менее 1 кВ на толщину покрытия. Толщина стеклоэмалевых покрытий должна быть не менее 0,5 мм.

      11. Консистентные смазки применяют в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 С на участках с температурой эксплуатации МГ не выше 40 С. Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-З или ПАК-4 и иметь толщину в пределах от 0,2 до 0,5 мм.

      12. Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных переходов МГ выполняют в соответствии с требованиями СНиП II-23-81 [20].

    1. Теплоизоляционное покрытие

      1. Для теплоизоляции подводных переходов МГ применяют готовые к монтажу теплогидроизолированные трубы заводского изготовления или специальные сегменты для трассовой установки.

      2. Теплоизоляционные конструкции выполняют из материалов и изделий, отвечающих требованиям СНиП 41-03-2003 [24] и BCН 008-88 [25].

      3. Материал и толщину теплоизоляционного покрытия назначают на основе теплотехнических расчетов из условий обеспечения необходимой температуры транспортирования газа. Проектирование теплоизоляции газопроводов выполняется в соответствии с требованиями СП 41-103-2000 [26].

      4. Теплоизоляционное покрытие перехода МГ, транспортирующего газ при отрицательных температурах и укладываемого в пучинистых грунтах, рассчитывают из условия недопущения промерзания окружающего талого грунта вблизи перехода МГ.

      5. Диапазон рабочих температур теплоизоляционного материала определяется проектом.

      6. Теплоизоляцию перехода МГ в местах расположения oпор выполняют из типовых теплоизоляционных конструкций, разработанных для МГ с положительными и отрицательными температурами.

      7. В случае применения труб со сплошным обетонированием теплоизоляционное покрытие наносят в заводских условиях совместно с бетонным.

    1. Требования к футеровке

      1. Для сохранения целостности защитного покрытия перехода МГ от механических повреждений при монтаже кольцевых утяжелителей, а также при перемещениях и укладке применяют футеровку из негниющих материалов.

      2. Материал футеровки определяется проектом и должен быть допущен к применению на объектах ОАО «Газпром».

      3. Для укладки переходов МГ в условиях Крайнего Севера допускается футеровка из деревянных реек хвойных пород без их антисептирования.

    2. Изделия для балластировки и закрепления переходов магистральных газопроводов на проектных отметках

      1. Балластирующие конструкции и изделия для закрепления участков переходов МГ

        должны отвечать следующим основным требованиям:

          • сохранять балластирующую способность в течение всего срока эксплуатации перехода МГ;

          • не повреждать покрытия перехода МГ;

          • быть удобными при монтаже.

      2. Выбор способа балластировки перехода МГ и типа конструкций балластных грузов (устройств), определение их количества проводят исходя из диаметра перехода МГ, расчетных действующих нагрузок, геологических характеристик участка перехода (русло, пойма, прибрежная часть), принятой технологии укладки перехода.

      3. В условиях Крайнего Севера дополнительно учитываются температурные режимы транспортировки газа (круглогодичная отрицательная или положительная температура газа), а также особенности трасс МГ:

          • наличие вдоль трассы участков многолетнемерзлых льдистых и сильнольдистых грунтов сливающегося и несливающегося типов;

          • наличие заболоченных участков, подстилаемых многолетнемерзлыми и талыми грунтами с торфяным покровом мощностью от 0,5 до 2 м;

          • наличие участков талых грунтов;

          • наличие большого числа водотоков и участков с грунтовыми водами;

          • наличие участков с засоленными грунтами;

          • наличие значительного числа участков с низкой несущей способностью грунтов в талом состоянии;

          • распространенность процессов эрозии и термоэрозии, солифлюкции и оползнеобразования, криогенного сезонного и многолетнего пучения, термокарста, криогенного растрескивания;

          • наличие участков с уклоном местности более 1,5.

      4. Для закрепления (балластировки) переходов МГ, прокладываемых через водные преграды, на участках ПТР применяют одиночные кольцевые грузы, изготовленные из чугуна, железобетона, шлакового литья, либо обетонированные трубы со сплошным бетонным покрытием. Применение обетонированных труб не предполагает дополнительной балластировки перехода МГ.

      5. В пойменной части ПП за пределами участков ПТР применяют, как правило, отдельные бетонные балластирующие устройства, полимерно-контейнерные, контейнерные с заполнением минеральным грунтом, анкерные устройства, а также обетонированные трубы.

      6. Все изделия, применяемые для закрепления переходов МГ, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

      7. Навесные одиночные бетонные и железобетонные грузы изготавливаются из материалов с плотностью не менее 2200 кг/м3 (для особо тяжелых бетонов – не менее 2900 кг/м3).

      8. Шаг утяжеляющих грузов и грунтонаполняемых балластирующих устройств (полимерно-контейнерных с каркасом и без него) устанавливается проектом исходя из необходимой расчетной интенсивности балластировки для данного участка перехода.

      9. Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы изготавливаются в виде двух половин. Каждый полугруз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра перехода МГ, для которого он предназначен, а грузы, допускающие укладку в агрессивную среду, маркируются дополнительным индексом.

        Примечание – Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяют в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85 [27].

      10. Анкерные устройства изготавливают из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

      11. На пойменных участках ПП допускается балластировка комбинированными методами, включающими закрепление ПП грунтом в сочетании с утяжеляющими одиночными грузами, сплошным обетонированием, а также с применением геотекстильных материалов.

      12. При проектировании переходов МГ придерживаются основных рекомендаций по применению балластирующих конструкций и изделий, содержащихся в ВСН 39-1.9-003-98 [28] и СП 107-34-96 [29].

      13. Применение новых типов балластирующих конструкций и изделий, не приведенных в ВСН 39-1.9-003-98 [28] и СП 107-34-96 [29], возможно при наличии разрешения на их использование ОАО «Газпром».

      14. Применение анкерных устройств на участках ММГ обосновывается расчетами по результатам инженерных изысканий, включающих данные по составу и криогенному состоянию грунтов.


  1. Защита участков переходов магистральных газопроводов от коррозии


    1. Защита переходов МГ от подземной коррозии, независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, осуществляется комплексно:

        • защитными покрытиями;

        • ЭХЗ.

    2. При всех способах прокладки (кроме надземной) переходы МГ подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами ЭХЗ независимо от коррозионной агрессивности грунта.

    3. Защиту от коррозии, включая средства ЭХЗ, проектируют в соответствии с ГОСТ Р 51164, СТО Газпром 9.2-003, СТО Газпром 2-3.5-051 и документами, согласованными или утвержденными ОАО «Газпром».

    4. Переходы МГ, температура стенок которых в период эксплуатации ниже 268 К (минус 5 С), не подлежат электрохимической защите в случае отсутствия негативного влияния блуждающих и индуцированных токов от источников постоянного и переменного тока промышленной частоты.

    5. Средства ЭХЗ должны обеспечить степень защиты (поляризации), соответствующую коррозионной агрессивности грунтов (минерализации и удельному сопротивлению), температуре МГ и влиянию блуждающих токов на всем протяжении МГ в интервале потенциалов, регламентированных нормативными документами ОАО «Газпром».

    6. Средства ЭХЗ перехода МГ, предусмотренные проектом, в зоне действия блуждающих токов должны быть построены, налажены и введены в действие не позднее одного месяца после его засыпки грунтом, а на прочих участках – не позднее трех месяцев. Если предусматриваются более поздние сроки окончания строительства ЭХЗ перехода МГ и ввода ее в эксплуатацию, предусматривается временная электрохимическая защита со сроками введения в эксплуатацию, указанными в настоящем пункте.

    7. Расчет параметров ЭХЗ выполняют с учетом старения изоляции в соответствии с требованиями СТО Газпром 9.2-003.

    8. На ПП МГ при меженном горизонте 75 м и более на одном из берегов предусматривается УКЗ, размещение которой должно быть не ниже отметок горизонта высоких вод (за 10-летний период наблюдений), но на расстоянии не более 1 км от уреза воды. Необходимость размещения УКЗ на обоих берегах определяется при проектировании ПП.

      Для ПП шириной меженного горизонта менее 75 м дополнительные средства ЭХЗ не предусматриваются.

    9. УКЗ размещается в блок-боксах, как правило, рядом с линейными кранами МГ, допускается установка отдельно стоящих УКЗ, выполненных антивандальными.

    10. В проекте ЭХЗ ПП МГ предусматривается дистанционный контроль режимов УКЗ и УДЗ и параметров защищенности участка перехода МГ.

      При проектировании дистанционного контроля предусматривают вывод контролируемых параметров на автоматизированное рабочее место ЭХЗ с возможностью регулирования режимов УКЗ.

    11. Категорийность по электроснабжению УКЗ на границах ПП устанавливается в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-6.2-149.

    12. Все средства ЭХЗ ПП должны быть разрешены к применению на объектах ОАО «Газпром».

    13. Для устранения вредного влияния на смежные коммуникации и оптимального распределения защитного тока допускается применять совместную или раздельную схемы защиты. Схему защиты конкретного участка перехода МГ определяют по результатам изысканий.

    14. При большом различии параметров изоляционных покрытий линейной части МГ и участка ПП МГ (отличие величин переходного сопротивления более чем в 3 раза) предусматривают их электрическое разделение путем установки ВЭИ. ВЭИ устанавливаются по обеим сторонам водной преграды, при многониточном переходе – на каждой нитке. ЭХЗ крановых узлов на ПП МГ осуществляется в составе линейной части, для отделенного участка ПП МГ предусматриваются средства ЭХЗ для обеспечения раздельной защиты объекта.

    15. Совместная ЭХЗ многониточного ПП МГ проектируется в соответствии с требованиями СТО Газпром 9.2-003.

    16. Контрольно-измерительные пункты на участке ПП МГ располагают в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-051.

    17. КИП для измерения тока в МГ устанавливаются на участках ПП на обоих берегах на границе водоохранной зоны шириной более 500 м.

    18. При значительной ширине водной преграды, препятствующей установке КИП в соответствии с действующими НД, и расстоянии между береговыми КИП, превышающем 3 км, предусматривают не менее одной дополнительной точки коррозионного мониторинга МГ в русловой части водной преграды. Количество дополнительных точек мониторинга и контролируемые параметры обосновываются в проектной документации.

    19. Подключение средств ЭХЗ и контрольных выводов осуществляется в соответствии с УПР.ЭХЗ-01-2007 [30].

    20. Надземные конструкции переходов МГ защищают от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

    21. Общая толщина лакокрасочного покрытия – не менее 0,2 мм и сплошность – не менее 1 кВ на толщину покрытия. Толщина стеклоэмалевых покрытий – не менее 0,5 мм.

    22. Консистентные смазки применяют в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 С, на участках с температурой эксплуатации переходов МГ – не выше 40 С. Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 и иметь толщину в пределах от 0,2 до 0,5 мм.

    23. Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных переходов МГ выполняют в соответствии с требованиями СНиП II-23-81 [20].

  2. Правила охраны окружающей среды


    1. В проектах переходов МГ предусматривают технические решения и мероприятия по охране окружающей среды при сооружении МГ и последующей их эксплуатации в соответствии с ГОСТ 17.1.3.06, ГОСТ 17.1.3.13, ВСН 013-88 [31], РД 51-2-95 [32], Водным кодексом [5].

    2. Мероприятия по охране окружающей среды включают в рабочий проект отдельным разделом.

    3. Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводами предусматривают до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м — над высотой вкатывания волн на откос.

      На затопляемых берегах, кроме откосной части, укрепляют пойменную часть на участке, прилегающем к откосу, длиной от 1 до 5 м.

      Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектом в зависимости от геологических и гидрогеологических условий.

    4. Требования экологической безопасности к промывке и гидравлическим испытаниям переходов МГ, а также по рекультивации земель регламентируют в проекте в виде самостоятельных подразделов.

    5. Требования и технология проведения работ по промывке и испытаниям переходов МГ регламентированы СТО Газпром 2-3.5-354.

    6. При пересечении МГ участков с подземными льдами и наледями, а также при прокладке МГ по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водной преграды проектом предусматривают:

        • специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов;

        • мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;

        • подсыпку грунта и замену пучинистых грунтов на непучинистые;

        • дренаж и сток вод;

        • выравнивание и уплотнение грунтового валика над МГ.

    7. Для переходов МГ, прокладываемых в районах Крайнего Севера, в проекте предусматривают дополнительные мероприятия по охране природы в этих районах согласно действующему законодательству Российской Федерации.

    8. Требования к проектированию производственного экологического мониторинга должны соответствовать ВРД 39-1.13-081-2003 [33].

    9. В ПОС учитывают и отражают ограничения по выполнению работ в пределах водоохранных зон и руслах водотоков в соответствии с Водным кодексом [5], ГОСТ 17.1.3.13, СанПиН 2.1.5.980-00 [34].

Приложение А

(рекомендуемое)


Расчет типовых надземных конструкций переходов трубопроводов через водные преграды с учетом характеристик грунтовых оснований, в том числе для условий Крайнего Севера

А.1 Общие положения

А.1.1 Выбор типа конструкции перехода МГ осуществляют согласно требованиям СНиП 2.05.06-85 [1].

А.1.2 Классификация основных нагрузок и воздействий на конструкции переходов МГ осуществляют согласно разделу 9.

А.1.3 Расчет надземных переходов МГ на прочность и устойчивость по основным нагрузкам осуществляют согласно разделу 10.

А.2 Расчет надземных конструкций переходов на прочность и устойчивость

А.2.1 Расчет многопролетных консольных балочных переходов МГ с компенсацией продольных перемещений

А.2.1.1 При проектировании однопролетных и многопролетных консольных переходов МГ определяют основные конструктивные параметры, такие как толщина стенки труб, величины пролетов, геометрические параметры компенсационных устройств (вылет компенсатора, радиус отвода).

А.2.1.2 Конструкцию перехода МГ рассчитывают на воздействия от возможных смещений опор, связанных с просадками или пучением грунта.

А.2.1.3 При выборе пролетов учитывают возможность возникновения резонансных колебаний перехода МГ в ветровом потоке.

А.2.1.4 Также учитывают нагрузки, возникающие в процессе строительства при гидравлических испытаниях на прочность и динамические нагрузки, возникающие при пропуске средств очистки и диагностики как в процессе строительства, так и при эксплуатации перехода. Динамические нагрузки от пропуска средств очистки и диагностики зависят от массы очистных и диагностических устройств, массы удаляемого пакета отложений и скорости их движения.

А.2.1.5 Расчет на статическую прочность переходов МГ при монтаже выполняют с обеспечением неразрезности конструкций и без ее обеспечения.

А.2.1.6 Расчет на статическую прочность переходов МГ при монтаже, обеспечивающем неразрезность системы

Расчетная схема консольного перехода приведена на рисунке А.1.


image

qr – расчетная погонная вертикальная нагрузка; Fk1, Fk2 – нагрузки на консоль от половины веса компенсатора; lk1, lk2 – длина консоли; Δ1, …, Δ4 – вертикальные смещения опор;

z1, z2, z3 – пролеты

Рисунок А.1 – Расчетная схема трехпролетного консольного балочного перехода


Общее решение дифференциального уравнения, описывающего изгиб участка надземного перехода МГ между опорами, имеет вид (отпором компенсаторов пренебрегаем)

image (А.1)

где qr – расчетная погонная нагрузка на газопровод, МН/м;

EI – изгибная жесткость сечения газопровода, МПа·м4;

C1, C2, C3, C4 – постоянные интегрирования (для каждого пролета – свой набор четырех констант).

Постоянные интегрирования определяются из решения системы линейных алгебраических уравнений, выражающих граничные условия и условия сопряжения общих решений для примыкающих пролетов.

Граничные условия для крайних опор имеют вид

image (А.2)

где lkon – длина консоли, м;

lkom – длина компенсатора, м;

y – функция перемещений на граничном пролете (функция перемещений берется при значениях аргумента, соответствующего координате опоры).

При записи граничных условий предполагают, что половина веса компенсатора воспринимается грунтом (так как при монтаже компенсатора применяется разрезной способ, угол наклона компенсатора к горизонтальной плоскости составляет от 25до 35и компенсаторы практически не воспринимают вертикальные нагрузки).

Условия сопряжения записывают для всех промежуточных опор и для каждой промежуточной опоры имеют вид

image (А.3)

image (А.4)

image (А.5)

image (А.6)

где i – номер промежуточной опоры;

Δi – вертикальное смещение промежуточной опоры, м;

yi –1, yi – функции перемещений на смежных пролетах (функции перемещений и ее

производные на смежных пролетах берутся при значениях аргумента, соответствующего координате опоры);

yi1, y i, y i –1, y i – первые и вторые производные функции перемещений на смежных

пролетах (функции перемещений и ее производные на смежных пролетах берутся при значениях аргумента, соответствующего координате опоры).

А.2.1.7 Для однопролетных консольных переходов оптимальная длина консоли определяется из условия равенства опорного и пролетного моментов. Для многопролетных консольных переходов с равными пролетами оптимальная длина консоли определяется из условия равенства опорных моментов. При этом учитывают, что консоль кроме равномерно распределенной нагрузки воспринимает вес половины длины компенсатора.

Для однопролетного перехода lkon, м, вычисляют по формуле

image (А.7)

Для многопролетного перехода с равными пролетами lkon, м, вычисляют по формуле

image (А.8)

где l – длина пролета, м.

Для оценки статической прочности вычисляют максимальные продольные напряжения в сжатой и растянутой зонах сечения (изгибные напряжения берутся в опасном сечении газопровода) по формулам

image (А.9)

image (А.10)

image

(А.11)

где D – наружный диаметр МГ, м;

h – номинальная толщина стенки, м.

Условие статической прочности в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.1-249 имеет вид

image (А.12)

image (А.13)

где y – нормативный предел текучести материала труб, МПа;

Feq = 0,96 – для оценки статической прочности при строительстве;

Feq = 1,0 – для оценки статической прочности при гидростатических испытаниях;

Feq = 0,9 – для оценки статической прочности при эксплуатации;

p – рабочее давление, Н/м2.

При испытании переходов МГ пневматическим способом в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.1-249 продольные напряжения определяют от собственного веса трубопровода и веса воздуха при испытании на прочность (1,25р), а кольцевые напряжения определяют по формуле (для переходов шириной более 10 м)

image (А.14)

А.2.2 Расчет многопролетных балочных переходов МГ без компенсации продольных перемещений

А.2.2.1 При проектировании однопролетных и многопролетных балочных переходов без компенсации продольных перемещений определяют основные конструктивные параметры, такие как толщина стенки труб и величины пролетов.

А.2.2.2 При выборе пролетов учитывают возможность возникновения резонансных колебаний перехода МГ в ветровом потоке.

А.2.2.3 Монтаж надземных переходов МГ выполняют двумя способами:

  • с обеспечением неразрезности конструкции при восприятии всех нагрузок, включая собственный вес, и без обеспечения неразрезности конструкции;

  • при восприятии собственного веса конструкция работает как разрезная.

А.2.2.4 Расчетная схема балочного перехода МГ без компенсации перемещений приведена на рисунке А.2.


image


image

qr – расчетная погонная вертикальная нагрузка; K1, K2 – коэффициент жесткости упругого основания; Δ1, Δ2 – вертикальные смещения опор; z1, z2, z3 – пролеты; N – эквивалентное продольное усилие

Рисунок А.2 – Расчетная схема трехпролетного балочного перехода МГ без компенсации продольных перемещений


А.2.2.5 Общее решение дифференциального уравнения, описывающего изгиб подземного участка перехода МГ, примыкающего к надземному балочному переходу МГ при сжимающем эквивалентном продольном усилии N, имеет вид

image (А.15)

image (А.16)

image (А.17)

image (А.18)

image (А.19)

image (А.20)

image (А.21)

где Ego – модуль деформаций грунта, МПа;

go – коэффициент поперечной деформации грунта;

Dosn – при опирании на грунт принимается равным наружному диаметру МГ, при опирании на железобетонные плиты принимается равным ширине опорной плиты.

А.2.2.6 Общее решение дифференциального уравнения, описывающего изгиб надземного участка балочного перехода МГ между опорами или примыкающего к подземному участку при сжимающем эквивалентном продольном усилии N, имеет вид

image (А.22)

image (А.23)

где N – эквивалентное продольное сжимающее усилие, Н;

с1, с2, с3, с4 – постоянные интегрирования (для каждого подземного участка и надземного между опорами или примыкающего к подземному свой набор констант).

Постоянные интегрирования определяются из решения системы линейных алгебраических уравнений, выражающих условия сопряжения общих решений для примыкающих пролетов, подземных и надземных участков.

Условия сопряжения записывают для примыкающих подземных и надземных участков и для каждой точки сопряжения имеют следующий вид:

image (А.24)

image (А.25)

image (А.26)

image (А.27)

Условия сопряжения записываются для всех промежуточных опор и для каждой точки сопряжения имеют следующий вид:

image (А.28)

image (А.29)

image (А.30)

image (А.31)

где i – номер промежуточной опоры;

Δi – вертикальное смещение промежуточной опоры;

yi –1, yi – функции перемещений на смежных пролетах (функции перемещений и ее

производные на смежных пролетах берутся при значениях аргумента, соответствующего координате опоры);

y i1, y i, y i–1, y i, y i1, y i– первые, вторые и третьи производные функции перемещений на смежных пролетах (функции перемещений и ее производные на смежных пролетах берутся

при значениях аргумента, соответствующего координате опоры).

А.2.2.7 Функции перемещений и ее производные на смежных участках берутся при значениях аргумента, соответствующего координате точки сопряжения.

Вертикальные смещения промежуточных опор возникают вследствие просадок или пучения грунта. Используя условия статической прочности определяют допустимые смещения опор.

Общее количество неизвестных зависит от количества пролетов. Полученная система линейных алгебраических уравнений решается любым из известных методов.

А.2.2.8 Эквивалентное продольное усилие N в общем случае зависит от продольного защемления перехода МГ на примыкающих подземных участках и величины прогибов перехода МГ. Это усилие падает при увеличении прогибов. При проектировании балочных переходов МГ без компенсации продольных перемещений прогибы получаются такими, что продольное усилие практически не меняется. Поэтому его следует вычислять по формуле

image (А.32)

где – коэффициент линейного температурного расширения;

Δt – температурный перепад, С;

– коэффициент Пуассона.

Для оценки статической прочности определяются максимальные продольные напряжения в сжатой и растянутой зонах поперечного сечения (изгибные напряжения берутся в опасном сечении газопровода) по формуле

image (А.33)

где

image (А.34)

Условие статической прочности в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.1-249 имеет вид

image (А.35)

image (А.36)

где y – нормативный предел текучести материала труб, МПа;

Feq = 0,96 – для оценки статической прочности при строительстве;

Feq = 1,0 – для оценки статической прочности при гидростатических испытаниях;

Feq = 0,9 – для оценки статической прочности при эксплуатации.

А.2.2.9 Испытания переходов трубопроводов пневматическим способом проводятся в по А.2.1.12.

А.2.3 Расчет балочных переходов на прочность и выносливость при резонансных колебаниях в ветровом потоке

А.2.3.1 При выборе основных конструктивных параметров перехода выполняют расчет статической прочности и выносливости с учетом дополнительных изгибных напряжений, связанных с возможным возникновением резонансных колебаний перехода, в ветровом потоке.

Колебания этого типа относятся к автоколебаниям и связаны с возникновением периодической аэродинамической силы, поперечной относительно направления потока, с частотой срыва вихрей, пропорциональной скорости потока.

При изменении скорости потока частота срыва вихрей, пропорциональная этой скорости, приближается к одной из собственных частот колебаний сооружения. Возникающие вследствие этого резонансные колебания, или ветровой резонанс, не грозят конструкции разрушением в силу того, что имеют вполне конечное значение амплитуды, которое может быть учтено при расчете сооружения на прочность и выносливость. Дальнейшее изменение скорости потока приводит к резкому уменьшению амплитуды колебаний и соответствующему изменению напряжений в конструкции.

А.2.3.2 Амплитуду дополнительного прогиба перехода A, м, при резонансных колебаниях определяют по формуле

image (А.37)

где cy – аэродинамический коэффициент подъемной силы (рекомендуется принимать равным 0,25);

vp = 1,25 – плотность ветрового потока, кг/м3;

Sh = 0,2 – число Струхаля;

– логарифмический декремент колебаний (для переходов без компенсации рекомендуется принимать равным 0,02, для консольных переходов – 0,01).

А.2.3.3 Дополнительные изгибные напряжения rez от резонансных колебаний перехода

с частотой, соответствующей верхней границе первой зоны сгущения частот для расчета перехода, могут быть определены умножением изгибных напряжений в опасном сечении от собст-

венного веса iz на отношение амплитуды дополнительного прогиба при резонансных колеба-

ниях к максимальному прогибу от собственного веса.

А.2.3.4 Максимальные продольные напряжения l, МПа, с учетом дополнительных напряжений от резонансных колебаний определяют по формуле


image

где N – продольные осевые напряжения.

(А.38)

А.2.3.5 Продольные осевые напряжения N, МПа, для балочных переходов без компенсации продольных перемещений определяют по формуле

image (А.39)

Продольные осевые напряжения l, МПа, для консольных балочных переходов с компенсацией продольных перемещений определяют по формуле

image (А.40)

А.2.3.6 Условия статической прочности аналогичны рассмотренным ранее.

А.2.3.7 Собственную частоту колебаний 1B, МГц, соответствующую верхней границе первой зоны сгущения частот, можно приближенно определить по формуле

image (А.41)

где i – количество пролетов;

yi – функция прогибов от собственного веса для i-пролета.

А.2.3.8 Критическая скорость ветра Vcr, м/с, определяется по формуле

image (А.42)

Критическую скорость ветра для разных ветровых районов Российской Федерации определяют по СНиП 2.01.07-85 [18].

А.2.3.9 Расчет на выносливость проводится для сечения с максимальными значениями продольных фибровых напряжений путем сравнения их с расчетным сопротивлением металла труб.

Расчет на выносливость выполняют в соответствии с требованиями СНиП II-23-81 [20]. При расчете на выносливость надземных балочных переходов расчетное сопротивление усталости принимают как для второй группы элементов. Количество циклов нагружения принять более 3,9·106.

Напряжения для расчета на выносливость определяют по формулам:

  • для зоны растяжения в опасном сечении по формулам:


    image


    image

    image

  • для зоны сжатия в опасном сечении по формулам:


(А.43)


(А.44)


(А.45)


(А.46)


image

Проверку на выносливость осуществляют в соответствии с рекомендациями СНиП II-23-81 [20].

Коэффициент асимметрии напряжений определяют по формуле

image (А.47)

Коэффициент изменения предела выносливости ВЫН в зависимости от коэффициента асимметрии напряжений n определяют по данным таблицы А.1.

Приведенное расчетное сопротивление материала трубопровода из условия выносливости определяют по формуле

image (А.48)

1

где RВЫН – расчетное сопротивление материала в зависимости от его нормативного сопротивления Rн определяют следующим образом:

1 ВЫН

при Rн 420, то R = 100 МПа;

1 ВЫН

420 < Rн 440, то R = 106 МПа;

1 ВЫН

440 < Rн 520, то R = 108 МПа;

1 ВЫН

520 < Rн 580, то R = 110 МПа;

1 ВЫН

580 < Rн 675, то R = 116 МПа.

Проверка условия выносливости имеет вид

image (А.49)

image

(А.50)

Таблица А.1 – Зависимость коэффициента изменения предела выносливости ВЫН

от коэффициента асимметрии напряжений n


max

ВЫН


max 0

–1  0

0 <  0,8

0,8 <  1

max < 0

–1 <  1


image

А.3 Расчет балочных переходов на воздействие подвижной нагрузки при пропуске средств очистки и диагностики

А.3.1 После определения основных конструктивных параметров перехода проводят проверку прочности конструкции балочного перехода при воздействии на нее динамических нагрузок, возникающих при пропуске средств очистки и диагностики.

image

А.3.2 Дифференциальное уравнение поперечных изгибных колебаний многопролетного надземного балочного перехода газопровода при прохождении со скоростью V пакета отложений длины l с погонной массой mq имеет вид:

(А.51)


image (А.52)

image

(А.53)


где V – скорость пакета отложений, м/c;

l – длина пакета отложений, м;

m – погонная масса газопровода, кг/м;

mq – расчетная погонная масса пакета отложений (коэффициент надежности по нагрузке равен 1,2);

k – коэффициент жесткости упругого основания (равен нулю на участке воздушного перехода);

g – ускорение свободного падения, м/с2;

c – коэффициент затухания;

N – эквивалентное продольное усилие, МН.

А.3.3 Для балочных консольных переходов эквивалентное продольное усилие и коэффициент жесткости упругого основания равны нулю. При рассмотрении балочных консольных

переходов на концах консолей располагают сосредоточенные массы, равные половине массы компенсаторов.

Это уравнение можно решить методом конечных разностей с применением трехслойной разностной схемы при дискретизации по времени.

Для оценки прочности определяют максимальные изгибные напряжения за время прохождения подвижной нагрузки. Условия оценки прочности аналогичны условиям оценки статической прочности, рассмотренным ранее.

А.4 Расчет переходов, усиленных шпренгелем

А.4.1 Толщину стенок труб шпренгельного перехода определяют, как для всех надземных систем.

В трубах шпренгельных систем помимо продольных напряжений от внутреннего давления, вертикальных нагрузок, ветра и отпора компенсаторов (если они имеются) возникают продольные напряжения от усилий, передаваемых на трубы от шпренгелей, а также от разницы температуры трубопровода и элементов шпренгеля. Стойки шпренгелей передают на трубы поперечные усилия.

Трубопровод рассчитывают на суммарное воздействие всех факторов при наиболее невыгодном их сочетании. Высоту пролетного строения назначают от 1/10 до 1/30 пролета в зависимости от возможности стеснения габарита под переходом. С уменьшением высоты увеличиваются усилия в шпренгелях и в трубе. Наиболее рационально принимать высоту от 1/15 до 1/20 пролета.

Если устанавливается три шпренгеля – один вертикальный и два горизонтальных, то вертикальный рассчитывают на вертикальные нагрузки, а горизонтальный – на ветровые. В горизонтальных шпренгелях создается предварительное натяжение, равное 50 % максимального усилия от ветровой нагрузки или 50 % максимального расчетного усилия, которое может быть допущено в шпренгеле (см. рисунок А.3).

А.4.2 При двух наклонных шпренгелях вертикальные нагрузки раскладываются на оба шпренгеля и определяются по формуле

image (А.54)

а горизонтальная ветровая – передается на один и определяется по формуле

image (А.55)

где – угол наклона каждого из шпренгелей к вертикали.


image image


image image

а) расчетная схема для вычисления усилий в элементах шпренгеля; б) расчетная схема для определения прогиба шпренгеля

Рисунок А.3 – Расчетные схемы шпренгельной конструкции


Шпренгель может состоять из одного-двух элементов круглого или профильного сечения; стойки удобно проектировать из труб или уголковой стали. Максимальная допускаемая гибкость стоек равна 120.

Шпренгельный переход рассчитывают в два этапа:

  • 1 – предварительный приближенный расчет назначения сечения элементов шпренгелей стоек и распорок;

  • 2 – окончательный расчет с целью уточнения назначенных сечений элементов.

При предварительном приближенном расчете усилия в стойках Nст можно определить как опорные реакции в трехпролетной неразрезной балке, а усилие в шпренгеле Nш – по формуле

image (А.56)

По найденным усилиям выполняют предварительный подбор сечений элементов.

А.4.3 Конструкцию рассчитывают окончательно как статически неопределимую систему методом сил или другим способом. При расчете по методу сил основную систему принимают по рисунку А.3, позиция а. Данная шпренгельная система один раз статически неопределима.

Каноническое уравнение имеет вид

image (А.57)

где x1 – усилие в шпренгеле;

11 – перемещение от силы x1 = 1 по направлению действия этой силы определяют по формуле


image

image

Δ1q – перемещение от нагрузки q по направлению действия силы x1:


(А.58)


(А.59)


Δ1t – перемещение от температурного воздействия по направлению действия силы x1:

image (А.60)

D1p – перемещение от продольной силы, вызванной внутренним давлением по направлению действия силы x1:

image (А.61)

Для вычисления интегралов можно использовать метод Верещагина.

Расчетную разность температуры между шпренгелем и трубопроводом можно принять

Δt = ±40 С.

При вычислении неизвестного x1 разность температур Δt входит в уравнение со знаком плюс или минус в зависимости от того, для какого времени года определяют усилия в элементах шпренгеля и изгибающий момент в трубопроводе.

А.4.4 Сечение трубопровода проверяют из условия

image (А.62)

где пр – максимальные продольные напряжения в трубе в середине данного пролета;

R2 – расчетное сопротивление стали труб (по пределу текучести).

А.4.5 От ветровой нагрузки возникают изгибающие моменты в трубопроводе в горизонтальной плоскости и дополнительные усилия в элементах конструкции. В результате в трубопроводе появятся крутящие моменты. Они будут максимальными в местах опирания трубопровода на опоры. При расчете крутящие моменты можно не учитывать, так как напряжения от них очень малы, и опорное сечение, как правило, усиливается для крепления шпренгелей.

А.5 Расчет висячих систем переходов трубопроводов

А.5.1 Особенности определения нагрузок на висячие системы переходов

А.5.1.1 При определении собственного веса учитывают вес эксплуатационного мостика, подвесок, креплений, тросов и других элементов перехода. При расчете всего перехода и элементов эксплуатационного мостика обязательно вводят снеговую нагрузку, а также принимают в расчет временную эксплуатационную нагрузку, которая может явиться определяющей (вес бригады с оборудованием). Поскольку при выполнении ремонтных работ зимой снег с настила

счищают, то в суммарную расчетную нагрузку на канаты и пилоны временную нагрузку можно не учитывать или учитывать ее в половинном размере.

В случаях когда переход не имеет мостика, в расчетах принимают нагрузку от люльки с находящимися в ней людьми и оборудованием от 400 до 600 кг, сосредоточенную на определенном участке.

А.5.1.2 На больших висячих переходах скоростной напор ветра нужно контролировать на основании сведений ближайших метеостанций. По данным наблюдений, скоростной напор ветра принимается

image (А.63)

где v – наибольшая скорость ветра по данным наблюдений, м/с.

Давление ветра на элементы настила, пилоны и другие детали перехода принимают при расчете строительных конструкций согласно СНиП 2.01.07-85 [18].

А.5.1.3 При неравномерном изменении температуры элементов висячих переходов в них могут возникнуть дополнительные напряжения, а также некоторые деформации (прогибы, искривления в плане, наклон пилонов и т. п.). Если разницу в температуре отдельных элементов перехода (от действия солнечных лучей, ветра и атмосферных осадков) можно не учитывать, то колебания температуры всей системы в целом и разницу между температурой трубопровода и несущих элементов пролетного строения учитывают обязательно.

Расчетная температура металлических конструкций в зимний период равна минимальной расчетной температуре воздуха, летом она превышает расчетную температуру воздуха в зависимости от вида и цвета окраски на 20 % – 50 %.

Температура металла стенок труб зависит от района строительства, удаленности перехода от компрессорной или насосной станции, глубины заложения трубопровода на подземном участке, наличия других надземных участков трубопровода, протяженности данного перехода, характера и цвета защитного покрытия.

В газопроводах, проложенных в северных районах, температура газа в зимнее время может быть значительно ниже минус 10 С. При надземной прокладке большой протяженности газ может иметь температуру наружного воздуха, т.е. в районах Крайнего Севера температура газа может достигать минус 40 С и даже ниже.

Во время остановок транспортирования продукта температура стенок труб может быть такой же, как и у остальных элементов металлоконструкций перехода.

При определении наиболее невыгодного случая учитывают возможную наибольшую разницу между температурой воздуха и грунта в различное время года. Также учитывают воз-

можное повышение или понижение температуры стенок трубопровода в рабочем состоянии от нагрева или охлаждения их транспортируемым продуктом.

А.5.1.4 Трубопровод рассчитывают как неразрезную балку на упруго-податливых опорах-подвесках. Без большой погрешности изгибающий момент М, м, определяют по формуле

image (А.64)

где q – полная расчетная нагрузка на трубопровод, МН/м;

l – расстояние между подвесками, м.

А.5.1.5 Если на трубопровод передаются усилия от тросов (в вантовых системах и при закреплении за трубопровод оттяжек несущих и ветровых канатов), то эти усилия учитывают. При передаче на трубопровод сжимающих усилий его рассчитывают на продольное сжа-

тие с изгибом в вертикальной плоскости и потерю устойчивости из плоскости пролетного строения без учета растягивающей силы от внутреннего давления. При расчете принимают во внимание возможные отклонения трубопровода от прямой.

А.5.2 Расчет несущих канатов в одноцепной системе

А.5.2.1 Несущие канаты в многопролетном переходе рассчитывают отдельно для каждого пролета. При равных пролетах расчет сводится к однопролетной системе.

Стрела провисания несущих канатов назначается обычно в пределах от 1/6 до 1/15 пролета. С увеличением пролета высота пилонов возрастает и, чтобы уменьшить пилоны, отношение стрелы провисания f к длине пролета L принимают несколько большим, чем при относительно малых пролетах.

Обычно f несущих канатов назначают при пролетах до 100 м в пределах от 1/8 до 1/10 пролета, при пролетах более 100 м – от 1/10 до 1/12 пролета.

А.5.2.2 Высоту пилона определяют стрелой провисания несущих канатов, длиной подвесок посередине пролета, конструкцией опорных частей пилонов и конструкцией опор под пилонами.

Расстояние l между береговой опорой пилона и анкерной опорой выбирают так, чтобы расчетное максимальное усилие в оттяжке было равно усилию в крайней панели несущего каната (примыкающей к вершине пилона).

А.5.2.3 Висячие переходы трубопроводов рассматривают как гибкие системы, поскольку у них почти всегда высота балки жесткости, которой является трубопровод, меньше 1/100 про-

лета, т.е. Dи/L < 100.

Влияние жесткости трубопровода учитывают также потому, что пролетное строение загружено по всей длине равномерно распределенной нагрузкой, а в этом случае изгибающего

момента в балке жесткости не возникает. Влияние жесткости трубопровода, а также настила или проезжей части учитывают при расчете перехода на значительную временную нагрузку, располагаемую на части пролета.

А.5.2.4 В гибкой системе с вертикальными подвесками расчет несущего каната производится на действия вертикальных нагрузок и изменение температуры. В отдельных случаях (при наклонных подвесках, пониженном расположении ветровых канатов и др.) несущие канаты могут находиться под воздействием ветровой нагрузки.

При определении постоянной нагрузки учитываются собственный вес самих канатов, вес ветровых канатов, подвесок, оттяжек и других элементов пролетного строения, вес трубопровода и т.д. Если вес трубопровода может быть подсчитан достаточно точно, то вес отдельных конструктивных элементов пролетного строения определится лишь после его расчета и конструирования. Для предварительных расчетов можно принять собственный вес несущих канатов равным 0,1 веса трубы (без продукта), а вес ветровых канатов, оттяжек и подвесок – примерно 0,05 веса трубы.

А.5.2.5 Если предусмотрено устройство эксплуатационного мостика, то его вес устанавливают на основании точного или прикидочного расчета. Отдельно учитывают вес рельсового пути для передвижения смотровой тележки.

А.5.2.6 Под действием равномерно распределенной нагрузки по длине пролета перехода очертание канатов получается близким к параболическому. Принимая началом координат вершину более высокого пилона, уравнение кривой, на которой расположатся углы шарнирного многоугольника (места крепления подвесок), имеет вид

image (А.65)

где n – разница в высоте пилонов, м;

f – стрела провисания каната посередине пролета, считая от прямой, соединяющей опорные точки;

L – длина пролета – расстояние между пилонами, м.

Если ординаты отсчитывать от прямой, соединяющей вершины пилонов (наклонной линии), то

image (А.66)

Максимальная стрела f при равномерно распределенной нагрузке будет посередине пролета независимо от разницы высоты расположения точек подвеса цепи.

А.5.2.7 Наибольшее усилие в канате у места примыкания его к пилону будет иметь вид

image (А.67)

Усилие в оттяжке зависит от угла наклона ее к горизонту и определяют по формуле

image (А.68)

Угол наклона оттяжки подбирают с таким расчетом, чтобы усилие в ней было равно усилию в несущем канате, т.е. принимаем Т = Z. Тогда

image (А.69)

Длину каната между пилонами с достаточной точностью определяют из условия его провисания по формуле

image (А.70)

Расстояние между пилоном и анкерной опорой определяют по формуле

image (А.71)

Длину оттяжки определяют по формуле


image

(А.72)


image

Полную длину каната определяют по формуле


(А.73)


Имеющиеся в канате напряжения от нагрузки вызывают его удлинение на величину ΔS.

Изменение температуры каната может вызвать как удлинение, так и укорочение его на

величину ΔSkt.

А.5.2.8 В результате действия этих факторов все точки каната получают перемещения. Принимая очертание каната параболическим, изменение стрелы провиса f, т.е. прогиб в сере-

дине пролета, Δf от удлинения каната между пилонами на величину ΔSk можно получить в виде следующего выражения:

image (А.74)

где ΔSk – суммарное удлинение каната от напряжений в нем и изменения температуры, м, вычисляют по формуле

image (А.75)

А.5.2.9 При опорных частях типа блоков, когда не происходит смещения опорных точек, суммарное изменение длины канатов, вызываемое нагрузкой и изменениями температуры определяется исходя из полной длины канатов, включая оттяжки. Удлинение от напряжений в канате определяют по формуле

image (А.76)

где k – среднее напряжение в канате, МН;

Еk – модуль упругости каната, МПа;

Sk – расчетная длина каната, м.

Максимальные напряжения в канате определяют по формуле

image (А.77)

где F – суммарная площадь поперечного сечения проволок каната, м2.

А.5.2.10 Наибольшая величина расчетных напряжений в канате и модули упругости витых стальных канатов и пучков параллельных проволок принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.05.03-84 [35], других НД и Пособия [36].

Удлинение каната от изменения температуры определяется по формуле


image

(А.78)


где = 0,000012 – коэффициент температурного удлинения стали;

Δt – разность температур, С.

Удлинение и укорочение пилонов от изменения температуры могут не учитываться. Дополнительный прогиб в середине пролета от сближения или удаления на величину

ΔL1 точек крепления канатов на вершинах пилонов вследствие удлинения или укорочения от-

тяжек будет иметь вид



где


image

(А.79)


image

(А.80)


где ΔS0 – удлинение или укорочение оттяжки от напряжений в ней и изменения температуры вычисляют по формуле

image (А.81)

где 0, S0 и Е0 – средние напряжения, длина и модуль упругости оттяжки.

Таким образом, наибольшая величина стрелы провисания канатов посередине пролета будет равна

image (А.82)

А.5.2.11 Величину стрелы провисания канатов назначают исходя из равенства усилий, возникающих в несущих канатах в соседних пролетах. На висячем переходе, загруженном по всей длине одинаковой нагрузкой q, отношение стрел провисания прямо пропорционально квадратам длин пролетов, т.е. имеет вид

image (А.83)

Зная стрелу провисания f среднего пролета, легко найти стрелы провисания оттяжек или соседнего пролета

image (А.84)

Максимальное усилие в канатах имеет место при минимальной стреле провисания, т.е. при понижении температуры и наличии обледенения.

image

Удлинение каната от веса обледенения вычисляют по формуле


(А.85)

где k1 – средние напряжения в канате от веса обледенения, равные


image

image

Удлинение оттяжки от обледенения вычисляют по формуле


(А.86)


(А.87)


Сближение опорных точек каната (вершин пилонов) от обледенения вычисляют по формуле

image (А.88)

Увеличение стрелы провисания каната за счет его удлинения между пилонами и удлинения оттяжек вычисляют по формуле

image (А.89)

Укорочение каната от понижения температуры вычисляют по формуле

image (А.90)

Суммарное изменение длины каната от веса обледенения и изменения температуры будет иметь вид

image (А.91)

Удаление опорных точек каната от укорочения оттяжек при изменении температуры вычисляют по формуле

image (А.92)

image

Суммарное изменение расстояния между опорными точками каната от обледенения и понижения температуры имеет вид

(А.93)

В этом случае стрела провисания каната за счет смещения опорных точек изменится на величину, вычисляемую по формуле

image (А.94)

Таким образом, максимальное усилие в канате определится при полной расчетной нагрузке q, расстоянии между опорными точками каната L1 = L + ΔL и стреле провисания каната f1 = f + Δf.

Максимальное усилие в канате Zmax вычисляют по формуле

image (А.95)

Условие прочности для канатов записывается в соответствии с требованиями СНиП 2.05.03-84 [35], Пособия [36].

А.5.3 Расчет несущих канатов в вантовых фермах

А.5.3.1 В вантовых фермах с наклонными вантами при гибкой балке жесткости каждый наклонный канат (вант) воспринимает нагрузку, находящуюся на примыкающих участках между точками подвески или опирания трубопровода, т.е. на двух соседних пролетах. Передачу нагрузки можно считать, как в простых балках, разрезанных в точках подвески или опирания.

Вертикальное усилие, приложенное к канату (ванту), вычисляют по формуле

image (А.96)

где qсум – суммарная расчетная нагрузка с учетом временной эксплуатационной.

Растягивающее усилие в наклонном канате (ванте) и горизонтальная сила, приложенная к трубопроводу в месте крепления каждой ванты определяют по формулам

image (А.97)

image (А.98)

где в – наклон рассчитываемого каната (ванта) к горизонту.

Усилие в оттяжке будет равно сумме горизонтальных составляющих усилий, возникающих во всех вантах полупролета, поделенной на косинус угла наклона оттяжки к горизонту, т.е. имеет вид

image (А.99)

где 0 – угол наклона оттяжки к горизонту.

Прогиб перехода с наклонными вантами, прикрепленными непосредственно к трубопроводу, будет зависеть от удлинения вантов в пределах пролета и удлинения оттяжек. Удлинение вантов и удлинение оттяжек определяют по формулам

image (А.100)

image (А.101)

Прогиб трубопровода в месте крепления данного ванта будет складываться из прогиба от удлинения ванта и прогиба от удлинения оттяжки. При качающихся или гибких пилонах от возникающих в вантах и оттяжках напряжений прогиб определяют по формуле

image (А.102)

при жестко заделанных пилонах и свободном перемещении канатов на их вершинах определяют по формуле

image (А.103)

От изменений длины вант и оттяжек под влиянием колебаний температуры прогиб вычисляют по формуле

image (А.104)

image

При свободном перемещении канатов на вершинах жестких пилонов стрелу провисания определяют по формуле


(А.105)

image

Температурные удлинения вант и оттяжек определяют по формулам


(А.106)


(А.107)


image

где в и 0 – напряжения в вантах и оттяжках, H; Sв и S0 – длины наклонных вант и оттяжек, м; Ek – модуль упругости вант и оттяжек;

в и 0 – углы наклона к горизонту вант и оттяжек, град;

– коэффициент линейного расширения вант и оттяжек (для стали = 0,000012);

Δt – расчетное изменение температуры вант и оттяжек, С.

А.5.3.2 Изменение длины трубопровода ΔSтр на участке от середины пролета до места крепления данной ванты от внутреннего давления ΔSтр.p, температуры стенок трубы ΔSтр.t и от продольных сил, передаваемых на трубопровод в местах крепления вант ΔSтр.N, определяют по формуле

image (А.108)

При наличии компенсаторов на концах трубопровода изменение длины трубопровода определяют по формулам

image (А.109)

image (А.110)

image (А.111)

где ΔSтр.р – изменение длины трубопровода от воздействия радиальных напряжений;

ΔSтр.t – изменение длины трубопровода от воздействия температуры;

ΔSтр.N – изменение длины трубопровода от воздействия продольных усилий;

E – модуль упругости стали, МПа;

lтр – длина участка трубопровода от середины пролета до места крепления ванты, где определяется прогиб, м;

lтр.k – длина участка трубопровода, на котором действует продольное усилие Nk в пределах полупролета, м;

Nk – продольное усилие в трубопроводе от натяжения вант, действующих на рассматриваемом участке, Н;

F – площадь поперечного сечения трубы, м2.

А.5.3.3 Вертикальное перемещение трубопровода в месте крепления любой ванты определяют по формуле

image (А.112)

Суммарный прогиб трубопровода в местах крепления вант определяют по формуле

image (А.113)

Сечение вант и оттяжек подбирается по допускаемым напряжениям и модулям упругости витых стальных канатов и пучков параллельных проволок в соответствии с требованиями действующих НД.

Наибольшая величина расчетных напряжений в канате и модули упругости витых стальных канатов и пучков параллельных проволок принимаются в соответствии с требованиями СНиП 2.05.03-84 [35], Пособия [36].

А.5.3.4 При расчете перехода МГ (определения расстояния между вантами) нужно учитывать все факторы. При передаче усилий от вант на трубопровод не вдоль его оси учитывается

эксцентриситет приложения усилий Nk.

А.5.3.5 Передачи горизонтальных усилий от вант на трубопровод можно избежать, если применить систему с дополнительными нижними тросами. В такой системе суммарный распор

определяется от сосредоточенных грузов Pв, приложенных в местах подвесок. Суммарный рас-

пор, приложенный к верху пилонов, при = L/2 и длине панели c (из загружения линии влияния H) определяют по формуле

image (А.114)

Усилие в оттяжке определяют по формуле

image (А.115)

Усилия в ванте N3 и нижнем элементе U2 определяют из равновесия узла, ближайшего к опоре, по следующим формулам:

image (А.116)

image

(А.117)

А.5.4 Расчет ветровых канатов в виде одноцепной висячей системы

А.5.4.1 Значение стрелы провисания у ветрового каната f1 принимается меньше, чем у несущих, примерно в два раза, т.е. в пределах от 1/12 до 1/30 пролета. Обычно величину стрелы назначают равной от 1/15 до 1/30 пролета.

Усилия в горизонтальных (ветровых) канатах возникают от действия ветровой нагрузки на трубопровод, эксплуатационный мостик (если он запроектирован) и другие детали пролетного строения. В горизонтальных канатах также возникают усилия от понижения температуры.

Нагрузка от воздействия ветра на горизонтальные канаты и подвески невелика, и ее можно при расчете не учитывать.

Длину оттяжки Sо.в, м, вычисляют по формуле

image (А.118)

image

Длину каната между опорными точками (консольными выносами или др.) Sк.в, м, вычисляют по формуле


(А.119)


image

Полную длину второго каната Sв, м, вычисляют по формуле


(А.120)


От ветровой нагрузки и температурных колебаний изменяется стрела ветровых канатов f1. При этом канат, находящийся со стороны действия ветра, будет натягиваться, а с противопо-

ложной стороны – выключаться из работы и провисать. При перемене направления ветра произойдет обратное перераспределение усилий в ветровых канатах.

Если канаты не будут иметь предварительного натяжения, то под воздействием ветра они будут вибрировать, и вместе с ними будет колебаться переход МГ. Чтобы в процессе эксплуатации ветровые канаты были всегда растянуты и колебания перехода были возможно меньшими, ветровые канаты предварительно напрягают усилием, которое определяют по формуле


image

где Zв – усилие в канате от ветровой нагрузки, МН;

Zt – усилие в канате от температурного изменения, МН.

(А.121)

Максимальное усилие в канате с учетом предварительного напряжения в зимнее время вычисляют по формуле

image

(А.122)


Принимая для конструкции канат с расчетным пределом прочности проволоки при растяжении равным в, МПа, получим среднее напряжение в канате при максимальном усилии

в.max, МПа:

image

(А.123)


Среднее напряжение в канате от натяжения при изменении температуры определяют

t, МПа, по формуле

image

(А.124)


Среднее напряжение в канате от ветровой нагрузки k.в, МПа, определяют по формуле

image (А.125)

Наибольшее усилие в канате от ветровой нагрузки определяют по формуле

image (А.126)

Максимальное усилие в канате от действия ветра, температуры и предварительного натяжения вычисляют по формуле

image (А.127)

Удлинение ветровых канатов от силы предварительного натяжения вычисляют по формуле

image (А.128)

где о.п, k.п – средние напряжения в оттяжке и канате между точками опирания у пилонов, зависящие от силы предварительного натяжения, равное

image (А.129)

Следовательно, чтобы дать канату предварительное натяжение силой, равной 0,5Zв max, необходимо подтянуть оттяжки ветровых канатов на ΔSтр.

Наибольший прогиб трубопровода в горизонтальной плоскости будет в середине пролета и определяется по формуле

image (А.130)

Трубопровод в горизонтальной плоскости работает так же, как и в вертикальной, подобно многопролетной неразрезной балке, но с пролетами, равными расстоянию между оттяжками ветровых канатов. Проверку на изгиб трубопровода или элементов эксплуатационного мостика на ветровую нагрузку выполняют лишь в том случае, если поперечные ветровые оттяжки располагаются реже, чем несущие подвески.

А.5.5 Расчет ветровых оттяжек

А.5.5.1 Усилия в оттяжках и трубопроводе находят так же, как и в несущих радиальных вантах от вертикальной нагрузки. Ветровая нагрузка, распределенная равномерно по длине трубопровода, передается в виде сосредоточенных сил в узлы крепления оттяжек. В каждый узел крепления передается ветровая нагрузка с половины длины примыкающих пролетов. Если расстояния между местами крепления оттяжек одинаковы, то в каждом узле крепления приложены равные сосредоточенные нагрузки, которые определяют по формуле


image

где qв – ветровая нагрузка, МПа;

cв – расстояние между вантами, м.

image

Работают лишь оттяжки, расположенные с наветренной стороны. Растягивающие усилия в оттяжках Nв1, Nв2, МПа, вычисляют по формулам

(А.131)


(А.132)


где 1 и 2 – углы наклона оттяжек по отношению к оси трубопровода.

В местах крепления оттяжек на участок трубопровода, расположенный от места креп-

image

ления оттяжки до середины пролета, передаются растягивающие силы Sв1 и Sв2, которые вычисляют по формулам


(А.133)

Таким образом, от ветровой нагрузки в трубопроводе возникают растягивающие напряжения:

image (А.134)

где Fтр – площадь поперечного сечения стенок трубопровода, м2.

В узлах присоединения оттяжек возникают изгибающие моменты Mв, Н·м, равные величине силы (Sвl или Sв2), умноженной на эксцентриситет ее приложения e, т.е. на расстояние от места крепления до оси трубопровода, которые вычисляют по формулам

image (А.135)

Дополнительные напряжения в трубопроводе от этих моментов вычисляют по формулам

image (А.136)

где Wтр – момент сопротивления поперечного сечения трубы, м3.

Напряжения от изгиба Mв1 и Mв2 суммируются с напряжениями от поперечного изгиба трубопровода под воздействием ветровой нагрузки на участках между растяжками. Изгибающий

момент от ветровой нагрузки определяют как в неразрезной балке с пролетами, равными cв, по формуле

image (А.137)

Суммарные напряжения в трубопроводе определяют с учетом того, что изгибающие моменты от вертикальной и ветровой нагрузок действуют в разных плоскостях, а также с учетом коэффициента сочетания нагрузок 0,9. Условие прочности трубопровода можно в таком случае записать как

image (А.138)

где Nверт – суммы продольных сил и изгибающих моментов, возникающих в трубопроводе от вертикальной нагрузки (дополнительные нагрузки должны умножаться на коэффициент 0,9);

Nгор – сумма продольных сил, возникающих в трубопроводе от ветровой нагрузки без введения коэффициента 0,9;

R2 – расчетное сопротивление стали труб (по пределу текучести).

А.5.6 Деформативность висячих систем

А.5.6.1 Прогибы висячих конструкций переходов при действии на них временных нагрузок определяются дополнительными провисами, главным образом, гибкой нити или вантовой фермы. В качестве временной нагрузки принимают нагрузку от движущегося пакета отложений при очистке полости газопровода. Дополнительные провисы висячих систем зависят от двух причин:

  • от упругих удлинений растянутых элементов, достигая наибольших значений в середине пролета при загружении временной нагрузкой всего пролета (при таком загружении приращение распора максимально);

  • от кинематических перемещений, которые не зависят от упругих свойств нити и являются следствием изменения формы равновесия (такие перемещения проявляются в наибольшей степени при действии местной нагрузки, вызывающей S-образные прогибы).

    Существуют две группы мероприятий по увеличению жесткости висячих комбинированных систем.

    Первая группа – уменьшение продольных деформаций несущих элементов:

  • использование проката из низколегированных сталей для сооружений с малыми пролетами;

    Примечание – Рациональность мероприятия состоит в том, что для несущих элементов применяется более дешевый и менее дефицитный материал, чем тросы. Это обусловлено также и тем, что высокая прочность тросов в ненапрягаемых системах используется не полностью. Однако монтаж висячих конструкций, изготовленных из проката, при больших пролетах сложнее, чем монтаж тросовых конструкций (возведение громоздких лесов и специальных приспособлений). Поэтому прокат может быть рационально использован при небольших пролетах (до 100 м) и достаточном обосновании способов монтажа.

  • увеличение условного модуля упругости несущих элементов;

    Примечание – Удлинение витого кабеля состоит из упругого удлинения нитей, из которых состоит трос, которые, в свою очередь, зависят от перемещения нитей в витом тросе, деформаций в результате натяжения тросов.

    Для уменьшения этих причин удлинения тросового элемента рекомендуется:

  • использовать пучки, состоящие из параллельных высокопрочных проволок, вместо витых кабелей;

  • производить обтяжку тросов перед монтажом. Обтяжкой снимаются деформации, на 20 %–30 % увеличивается условный модуль упругости канатов;

  • увеличение стрелы провиса несущих нитей (до 1/7–1/8 пролета).

Примечание – С увеличением стрелы провиса уменьшаются распоры от нагрузок и несущий элемент меньше удлиняется. Но при увеличении стрелы провиса возрастают прогибы от кинематических перемещений при загружении части пролета. Поэтому при компоновке сооружения устанавливается такой наибольший провис несущих элементов, которым гарантируется жесткость данной конструкции как при загружении всего пролета, так и при всех возможных местных воздействиях. С точки зрения увеличений общей жесткости выгодно применять различные висячие системы повышенной жесткости,

т.е. усиленные вантами, с треугольной решеткой, двухкабельные и др. менее чувствительные к местным нагрузкам, чем обычная система (нить с балкой и вертикальными подвесками). В них могут быть большие стрелы провиса, чем в простейшей схеме, и поэтому они будут экономичны по затратам материалов на устройство анкеров.

Вторая группа – уменьшение кинематических перемещений комбинированной системы, возникающих при загружении части пролета:

  • уменьшение кинематических перемещений нити без изменения ее расчетной схемы;

    Примечание – Для уменьшения кинематических перемещений возможно увеличение распоров от постоянных нагрузок путем уменьшения стрелы провиса в пределах, которые экономически оправданы с точки зрения расхода материалов на анкерные устройства и на растянутые несущие элементы.

  • изменение расчетной схемы нити включением дополнительных элементов – вант.

Примечание – Принципиально иным радикальным способом уменьшения вертикальных кинематических перемещений пролетного строения при местных временных нагрузках является наложение на гибкий элемент дополнительных связей, препятствующих горизонтальным перемещениям нити вдоль пролета. При этом повышается стабилизация системы и при динамических воздействиях. Связями, ограничивающими свободное перемещение кабеля вдоль пролета, могут быть узел прикрепления кабеля к балке в середине пролета, пучки восходящих вант, горизонтальные вантовые элементы, замена вертикальных подвесок наклонными или треугольной решеткой. Эти закрепления влияют на расчетную схему.

Для конструкций переходов, изгиб которых от воздействия временной нагрузки происходит по двум полуволнам (висячие системы), должны выполняться условия прочности – эквивалентные напряжения не должны превышать 0,9 нормативного предела текучести.

А.5.7 Расчеты при компоновке схемы висячей конструкции перехода и при назначении размеров элементов сооружения

А.5.7.1 К задачам компоновки висячей конструкции относятся:

  • выбор схемы сооружения и материалов, из которых оно должно быть изготовлено;

  • установление генеральных размеров конструкции, предварительное назначение площадей и формы поперечных сечений элементов.

Эти задачи решают с учетом конкретных географических и эксплуатационных условий на основе детального экономического анализа, оценки способов монтажа и надежности эксплуатации.

Компоновочные параметры уточняют в процессе расчета.

Стрела первоначального провиса несущего кабеля – один из основных параметров, определяющих экономичность конструкции перехода и его эксплуатационные качества.

При оптимальной стреле стоимость пролетного строения (кабеля, балки, подвесок) равна стоимости анкерных устройств (анкеров, пилонов, боковых оттяжек).

В качестве второго критерия выбора стрелы провиса кабеля рассматривают условие полного использования материала кабеля как по прочности, так и по жесткости.

А.5.7.2 Увеличение стрелы провиса от временной погонной нагрузки p, МН/м, (пакета отложений при очистке полости) приближенно можно определить по формуле (при этом предполагается, что балка не воспринимает на себя нагрузку)

image (А.139)

где l – пролет перехода, м;

f0 – начальная стрела провеса кабеля, м;

Ek, Fk – продольная жесткость кабеля, МПа·м2;

L0 – приведенная длина кабеля, м, определяемая по формуле

image (А.140)

где lOt – горизонтальная проекция боковой оттяжки;

– угол наклона оттяжки к горизонту.

Приближенно прогиб балки в четверти пролета трубопровода при загружении временной нагрузкой половины пролета вычисляют по формуле

image (А.141)

где EI – изгибная жесткость трубопровода, МПа·м4.

Приближенно изгибные напряжения в четверти пролета трубопровода при загружении временной нагрузкой половины пролета определяют по формуле

image (А.142)

где D – наружный диаметр трубопровода, м;

I – момент инерции сечения трубопровода, м4.

Полученное значение напряжений учитывают при оценке прочности перехода по эквивалентным напряжениям.

Подбор сечения кабеля по прочности выполняют по приближенной формуле, предполагая, что вся временная нагрузка передается на кабель

image (А.143)

где q – расчетное (с учетом коэффициента перегрузки) значение погонной вертикальной нагрузки;

Rk – расчетное сопротивление стального каната.

При определении вертикальных нагрузок учитывают собственный вес самих канатов, вес ветровых канатов, подвесок оттяжек и других элементов пролетного строения, вес трубопровода и др.

Задавая дополнительный прогиб Δf, определяют необходимый начальный провис по

формуле

image (А.144)

Горизонтальная проекция боковой оттяжки определяется по формуле

image (А.145)

где hp – высота пилона (для обычной однокабельной системы принимается 1,1f0 или hp = f0

плюс от 1,5 до 2,0 м).

Вес единицы длины кабеля gk, кг, с учетом узлов и подвесок вычисляется по принятой площади сечения кабеля Fk, м2, и по геометрической длине Lg, м, по формуле

image (А.146)

где к = 1,25–1,35 – конструктивный коэффициент кабеля с учетом веса узлов и подвесок;

0 – объемный вес;

image (А.147)

где – угол наклона оттяжки к горизонту.

А.5.8 Расчет висячих переходов на подвижную и ветровую нагрузки А.5.8.1 Расчетная схема висячего перехода показана на рисунке А.4.

image

А.5.8.2 Дифференциальные уравнения, описывающие изгибные колебания висячего перехода трубопровода при горизонтальном ветровом воздействии и воздействии подвижной нагрузки в вертикальной и горизонтальной плоскости имеют вид:


(А.148)


image

lот – длина оттяжки; h – расстояние от оси трубопровода до точки крепления каната на пилоне; EkJk – изгибная жесткость каната; r(x) – прогиб балки; l – пролет балки f;

f0 – стрела и ордината провисания каната; – вертикальное перемещение центра изгиба поперечного сечения трубопровода; ЕJ – изгибная жесткость балки; Z – равномерно распределенное воздействие подвесок на балку

Рисунок А.4 – Расчетная схема висячего перехода


image (А.149)

image (А.150)

image (А.151)

image (А.152)

image (А.153)

image (А.154)

image (А.155)

где – вертикальное перемещение центра изгиба поперечного сечения трубопровода;

– горизонтальное поперечное перемещение центра изгиба поперечного сечения трубопровода;

EIx, EIy – изгибные жесткости поперечного сечения трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскости;

m – погонная масса трубопровода, кг·п.м.;

m0 – погонная масса подвижной нагрузки, кг·п.м;

Hk – полный распор висячей системы;

Hb – распор в одном горизонтальном ветровом канате;

k1, k2 – коэффициенты, учитывающие влияние распора в канате на деформацию в направлении, перпендикулярном плоскости каната;

h* – расстояние от оси поперечного сечения трубопровода до точки крепления каната на пилоне, м;

ΔH – дополнительный распор в канатах от инерционных сил при изгибных вертикаль-

ных колебаниях;

ΔHn, ΔHp – дополнительный распор в наветренном и подветренном канатах от инерционных сил при изгибных горизонтальных колебаниях;

qW – ветровое давление, МПа;

l – длина пролета перехода, м;

V – скорость подвижной нагрузки относительно движущегося поперечного сечения трубопровода, м/с;

EkFk – жесткость канатов на растяжение;

f0 – стрела провиса каната;

S1* – длина оттяжек, м;

– угол наклона оттяжки к горизонту;

– логарифмический декремент колебаний;

0 – частота собственных колебаний.

А.5.8.3 Собственные частоты изгибных вертикальных и горизонтальных колебаний перехода с учетом подвижной нагрузки определяют по формулам

image (А.156)

где n =1, 2, 3….

Первая формула справедлива только при нечетных значениях n (при четных значениях последний член обращается в нуль).

Вынужденные вертикальные колебания висячего перехода могут оказаться динамически неустойчивыми, если будет иметь место соотношение

image (А.157)

где n =1, 2, 3….

Другой способ параметрического возбуждения колебаний висячего перехода связан с наличием внешней периодической силы в вертикальной плоскости с частотой . Эта вертикальная нагрузка может быть вызвана срывом вихрей Кармана или действием подвижной нагрузки. Вынужденные вертикальные колебания висячего перехода могут оказаться динамически неустойчивыми, если будет иметь место соотношение

image (А.158)

где n =1, 2, 3….

Частота срыва вихрей Кармана пропорциональна скорости ветрового потока. А.6 Расчет арочных переходов газопроводов

А.6.1 Общие положения расчета арочных переходов

А.6.1.1 В конструкции арочных переходов распор передается на прилегающие подземные участки трубопровода, а вертикальная реакция воспринимается грунтом. Этот тип арочных переходов наиболее полно использует несущую способность самого трубопровода, не требует устройства дополнительных опор, прост в монтаже. Пролеты арочных переходов могут быть больше пролетов балочных переходов. Арочные переходы позволяют увеличить подпереходный габарит, что особенно важно при прокладке трубопроводов в равнинных местностях Севера.

С увеличением пролетов опорные реакции возрастают, и поэтому при недостаточно плотных грунтах вблизи выхода из грунта трубопровода укладывают распределительные железобетонные плиты.

Правильно запроектированные арочные переходы, рассчитанные с учетом всех факторов силового воздействия, в том числе с учетом влияния на напряженное состояние арки примыкающих подземных участков трубопровода, являются достаточно надежными.

На арочный переход действуют следующие нагрузки:

  • собственный вес труб;

  • вес защитного покрытия и различных устройств, необходимых при эксплуатации перехода;

  • вес обледенения конструкций и снега;

  • вес транспортируемого продукта;

  • вес настила, перил и других конструктивных элементов;

  • ветровая нагрузка;

  • усилия от изменения температуры арок;

  • внутреннего давления в трубопроводе и упругого обжатия арок;

  • усилия от смещения опор (пят) арок;

  • временная эксплуатационная нагрузка.

    В качестве расчетной схемы арочного перехода принимают круговую арку, сопряженную с прямолинейными примыкающими участками на упругом основании. Расчетная схема арочного перехода показана на рисунке А.5.

    А.6.1.2 Общее решение дифференциального уравнения, описывающего изгиб подземного участка, примыкающего к надземному арочному переходу газопровода при сжимающем эквивалентном продольном усилии N, имеет вид:

    image (А.159)

    image (А.160)

    image (А.161)

    где Ego – модуль деформаций грунта, МПа;

    go – коэффициент поперечной деформации грунта;

    Dosn – при опирании на грунт принимается равным наружному диаметру трубопровода, при опирании на железобетонные плиты принимается равным ширине опорной плиты.



    image

    l – пролет балки; qr – расчетная погонная вертикальная нагрузка; N – продольное усилие; ra – радиус арочного перехода; f – стрела прогиба; K – коэффициент жесткости упругого основания

    Рисунок А.5 – Расчетная схема арочного перехода

    Горизонтальное перемещение подземного примыкающего участка от продольной силы N

    определяют по формуле

    image (А.162)

    где

    image (А.163)

    image (А.164)

    – коэффициент Пуассона;

    Δt – температурный перепад, С;

    – коэффициент линейного температурного расширения;

    cx0 – обобщенный коэффициент касательного сопротивления грунта.

    Предельное сопротивление грунта продольным перемещениям трубы (сдвигу) в зависимости от уровня воды и относительной глубины заложения трубопровода определяют:

  • при наличии обводнения по формуле

    image (А.165)

  • для прокладки в нормальных условиях по формуле

image (А.166)

где gr – угол внутреннего трения грунта;

cgr – сцепление грунта.

При расчетах учитывают, что если hw > h0, то необходимо принимать hw = h0.

Коэффициент, учитывающий влияние образования свода естественного равновесия при

продольных перемещениях трубы ch, определяют по следующим экспериментальным зависимостям:

  • для песчаных грунтов по зависимости

    image (А.167)

    image

  • для глинистых грунтов по зависимости


(А.168)

Радиус арки ra, м, определяют по формуле


image

где l – пролет арочного перехода, м;

f – стрелка, м.

image

Угловую координату пяты арки определяют по формуле


(А.169)


(А.170)


Выражения изгибающего момента, продольной и поперечной сил, радиального и касательного перемещений, угла поворота через начальные параметры для круговой арки имеют вид:

image (А.171)

image (А.172)

image (А.173)

image (А.174)

image (А.175)

image (А.176)

image (А.177)

image (А.178)

image (А.179)

image (А.180)

image (А.181)

image (А.182)

image (А.183)

image (А.184)

image

(А.185)


image

(А.186)


image

(А.187)


Проекции перемещений и усилий в сечении арки на вертикальную и горизонтальную оси имеют вид:

image (А.188)

image (А.189)

image (А.190)

image (А.191)

Начальные параметры M0, N0, v0 и константы общего решения C1 и C2 находятся из решения системы уравнений сопряжения прямолинейного и криволинейного (кругового) участков перехода:

image (А.192)

image (А.193)

image (А.194)

image (А.195)

image (А.196)

А.6.1.3 После решения системы алгебраических уравнений определяют напряжения в опасном сечении.

Арочная конструкция работает как компенсатор удлинений. При увеличении размеров арки изгибные напряжения от изменения температуры и внутреннего давления уменьшаются. Поэтому расчет прочности ограничивает минимальные размеры арки.

Арочные переходы трубопроводов обладают весьма большим запасом по устойчивости в плоскости арки (для двухшарнирной арки) и из плоскости (для бесшарнирной арки).

Для ограничения максимальных размеров арки (стрелки и пролета) рассматривают устойчивость арочного перехода на опрокидывание и поведение арочного перехода при боковом воздействии ветра. Арка рассматривается как абсолютно жесткая. Трубопровод на примыкаю-

щих участках работает на кручение. Расчетная схема арочного перехода при расчете на опрокидывание показана на рисунке А.6.

А.6.1.4 Критическое значение вертикальной погонной нагрузки определяют по формуле

image (А.197)

где

image (А.198)

k = 0,08cx0 – обобщенный коэффициент сопротивления грунта скручиванию трубопровода;

G = E/2,6 – модуль сдвига;

Ip = 2I – полярный момент инерции сечения трубопровода.

Запас по устойчивости на опрокидывание должен быть не менее двух.

Крутящий момент от ветрового воздействия и веса арки в отклоненном положении, характеризуемом углом отклонения от вертикали , определяют по формуле

image (А.199)

Зависимость между углом закручивания полубесконечного участка трубопровода и крутящим моментом при отсутствии участка предельного равновесия определяют по формулам

image (А.200)

image (А.201)


image

qr – расчетная погонная вертикальная нагрузка; qw – расчетная погонная ветровая нагрузка Рисунок А.6 – Расчетная схема арочного перехода на устойчивость из плоскости перехода


image

(А.202)


image

(А.203)


Зависимость между углом закручивания полубесконечного участка трубопровода и крутящим моментом при наличии участка предельного равновесия определяют по формулам

image (А.204)

image

(А.205)


Угол закручивания wq определяют из решения алгебраического уравнения


image

image

Касательные напряжения от кручения определяются по формуле


(А.206)


(А.207)



Оценку прочности проводят с учетом касательных напряжений от кручения по формулам

image (А.208)

image (А.209)

А.6.2 Приближенный расчет арочных переходов

А.6.2.1 В расчетной схеме арок пяты их можно принять упругозащемленными, а все цифровые коэффициенты определяют как среднее значение между коэффициентами для двухшарнирной и бесшарнирной арок. При определении величины распора для пологих арок существенное значение имеет учет продольного обжатия арок, изменением продольной силы по длине можно пренебречь. С учетом продольного обжатия арок распор от вертикальной равномерно распределенной нагрузки Hq, МН/м, определяется по формуле

image (А.210)

где l, f – пролет и стрелка соответственно;

image (А.211)

где Dcp – средний диаметр трубопровода, равный Dн .

А.6.2.2 Изменение температуры в арке как в статически неопределимой системе вызывает дополнительные напряжения. Распор арки от изменения температуры арки на величину Δt определяют по формуле

image (А.212)

где – распор от единичного изменения длины арки;

S – длина кривой оси арки (для пологих арок можно принять равной пролету), определяемая по формуле

image (А.213)

a – коэффициент температурного расширения металла труб;

Δt – расчетный перепад температур.

А.6.2.3 Распор от единичного изменения длины арки с учетом упругого обжатия определяют по формуле

image (А.214)

Эта формула справедлива для арок с различным отношением f/l, а для граничного случая при f = 0 = EF/l, что соответствует усилию, вызывающему единичное удлинение прямолинейного элемента.

Распор от единичного смещения пят арки , м, определяют по формуле

image (А.215)

А.6.2.4 Деформации, вызванные действием давления на криволинейную трубу, с учетом двухосного напряженного состояния Δl, м, выражают формулой

image (А.216)

А.6.2.5 Распор от изменения длины арки от внутреннего давления Hp, м, определяют по формуле

image (А.217)

В подъемистых арках внутреннее давление вызывает продольные растягивающие напряжения, равные 0,5кц, при уменьшении f/l они уменьшаются, а для прямолинейных пере-

ходов ( f = 0) без компенсации продольных деформаций продольные напряжения равны 0,3кц (при = 0,3 без учета влияния примыкающих подземных участков трубопровода).

Дополнительный распор арки, вызванный смещением пят, определяют в зависимости от напряженного состояния грунта на примыкающих участках.

В случае отсутствия срыва трубопровода относительно грунта (отсутствия участка предельного равновесия грунта) дополнительный распор HΔ, м, вычисляют по формуле

image (А.218)

где

image (А.219)

image (А.220)

При наличии участка предельного равновесия грунта дополнительный распор определяют по формуле

image (А.221)

где

image (А.222)

image (А.223)

image (А.224)

image (А.225)

image

Смещение пят арок (с одной стороны) Δрас, м, вычисляют по формуле


(А.226)

А.6.2.6 Если в расчетной схеме опоры арок приняты упругозащемленными, то изгибающие моменты определяют по следующим формулам:

  • от вертикальной нагрузки по формуле

    image (А.227)

  • изменения температуры арки по формуле

    image (А.228)

  • деформации, вызванной внутренним давлением в арке по формуле

    image (А.229)

  • смещения пят арки по формуле

image (А.230)

А.6.2.7 Максимальные напряжения в сжатой и растянутой зонах сечения определяют как алгебраическую сумму осевых и изгибных напряжений и вычисляют по формуле

image (А.231)

Оценку прочности производят аналогично балочным переходам.

Если арочный переход имеет стрелу подъема f/l > 0,25, то его проверяют на ветровую нагрузку.

А.7 Расчет компенсаторов

А.7.1 Для консольных переходов применяются, как правило, Z-образные компенсаторы с углом поворота отводов 90.

image

А.7.2 Податливость Z-образного компенсатора (перемещение его конца от единичного усилия) определяют по формуле


(А.232)

Податливость Z-образного компенсатора с 90-градусными отводами определяют по формуле

image (А.233)

где – угол поворота отвода, град.;

kp – коэффициент уменьшения жесткости отвода;

k – радиус оси изгиба отвода, м;

lk – вылет компенсатора;

I – момент инерции сечения, кг·м2.

Для практических расчетов систем с компенсаторами жесткость компенсаторов определяют по формуле

image (А.234)

А.7.3 При применении отводов с радиусом оси не менее 5D влиянием на повышение жесткости присоединяемых к отводам прямых участков можно пренебречь.

А.7.4 Коэффициент уменьшения жесткости отвода определяют с учетом внутреннего давления по формулам

image (А.235)

image (А.236)

image (А.237)

image (А.238)

image (А.239)

image (А.240)

image

(А.241)


image

(А.242)


где h – номинальная толщина стенки отвода, м;

r – средний радиус поперечного сечения, м.

А.7.5 Коэффициент интенсификации продольных напряжений определяют с учетом внутреннего давления по формулам

image (А.243)

где

image (А.244)

image (А.245)

image (А.246)

image (А.247)

image (А.248)

А.7.6 При расчете отводов в каждом конкретном случае учитывают действительные условия работы трубопроводов. Если расчетные деформации отводов имеют место при отсутствии внутреннего давления под действием температурных факторов (изменение температуры наружного воздуха, солнечной радиации), то давление можно не учитывать. Если расчетные деформации обуславливаются внутренним давлением и связанным с ним нагревом трубопровода при транспортировании горячего газа, отводы рассчитывают с учетом внутреннего давления.

А.7.7 Продольное перемещение в месте примыкания трубопровода к компенсатору Δк

image

(распор компенсатора) определяют по формуле


(А.249)

А.7.8 Максимальные продольные напряжения от изгиба, возникающие в отводе компенсатора, определяют с учетом коэффициента интенсификации напряжений по формуле

image (А.250)

где W – момент сопротивления поперечного сечения определяют по формуле

image (А.251)

где I – момент инерции сечения, м4.

А.7.9 Максимальные продольные напряжения в отводе определяют по формулам

image (А.252)

image (А.253)

image (А.254)

image (А.255)

А.7.10 Необходимые геометрические параметры компенсатора подбираются из условия необходимости удовлетворения условиям статической прочности отвода в виде

image (А.256)

image (А.257)

А.7.11 Для Z-образных компенсаторов или надземных переходов арочного типа можно принять, что отпор этих конструкций пропорционален перемещению, а усилие от внутреннего давления равно произведению давления на площадь трубы в свету. Тогда продольное усилие определяют по формуле

image (А.258)

где – жесткость конструкции, т.е. усилие, вызывающее единичное перемещение ее конца. А.7.12 Продольное перемещение подземного участка в месте примыкания его к откры-

той части трубопровода u0, дополнительный распор HΔ и длины подземных участков L, на ко-

торых происходит перемещение, при наличии участка предельного равновесия, т.е. при выполнении условия

image (А.259)

определяются из выражений

image (А.260)

image (А.261)

image (А.262)

где

image (А.263)

image (А.264)

В случае b/a < 0,1 можно принять

image (А.265)

image

(А.266)


где


image

image

Если пренебречь жесткостью примыкающей конструкции, то можно получить


(А.267)


(А.268)


Удлинение u0 нелинейно зависит от нагрузки S0.

image

При отсутствии участка предельного равновесия грунта те же величины определяют по формулам


(А.269)


image

(А.270)


image

(А.271)


А.7.13 Так как параметры открытых компенсаторов являются функцией их компенсирующей способности, то эти параметры подбирают методом последовательных приближений. Вначале принимают жесткость компенсатора = 0 и определяют продольные перемещения. Определив параметры компенсатора исходя из компенсации вычисленных продольных перемещений подземной и открытой части трубопровода, находят его жесткость. Далее определяют уточненное значение перемещений, по которым вновь уточняют параметры компенсатора. При определении расчетных параметров компенсатора проводят не менее двух этапов приближений. А.7.14 Для оценки запаса прочности компенсатора при определении максимальных продольных напряжений в отводе от изгиба учитывают продольные перемещения самого перехода

в месте примыкания его к компенсатору по формуле

image (А.272)

где lp – длина перехода, м.

В этом случае


image

(А.273)


[1] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 2.05.06-85*

Библиография

Магистральные трубопроводы


[2] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП III-42-80*

Магистральные трубопроводы


[3] Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя ВСН 010-88

Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы

[4] Земельный кодекс Российской Федерации [5] Водный кодекс Российской Федерации

[6] Правила охраны магистральных трубопроводов (утверждены Министерством топлива и энергетики России 29 апреля 1992 г. и постановлением Госгортехнадзора России

от 24 апреля 1992 г. № 9)


[7] Градостроительный кодекс Российской Федерации


[8] Санитарные правила и нормы Российской Федерации СанПиН 2.1.4.1110-02

Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения

[9] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 11-02-96

Инженерные изыскания для строительства. Основные положения


[10] Свод правил Госстроя России СП 11-103-97

Инженерно-гидрометеорологические изыскания для строительства

[11] Свод правил Госстроя России СП 11-105-97

Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть I. Общие правила производства работ

[12] Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя ВСН 163-83

Учет деформаций речных русел и берегов водоемов в зоне подводных переходов магистральных трубопроводов (нефтегазопроводов)

[13] Федеральный закон от 31 марта 1999 г. № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации»

[14] Строительство подводных переходов газопроводов способом направленного бурения (утверждены приказом РАО «Газпром» от 24.07.98 № 99)

[15] Строительные нормы и правила СССР СНиП 2.02.04-88

[16] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-006-2000

Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах


Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

[17] Типовые правила охраны объектов ОАО «Газпром (утверждены приказом ОАО «Газпром» от 26.12.2001 № 99)

[18] Строительные нормы и правила СССР СНиП 2.01.07-85

Нагрузки и воздействия

[19] Строительные нормы и правила СССР СНиП II-7-81

Строительство в сейсмических районах

[20] Строительные нормы и правила СССР СНиП II-23-81

Стальные конструкции

[21] Строительные нормы и правила СССР СНиП 2.02.01-83

Основания зданий и сооружений

[22] Строительные нормы и правила СССР СНиП 2.02.03-85

[23] Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР ВСН 009-88

[24] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 41-03-2003

Свайные фундаменты


Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты

Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов

[25] Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР BCН 008-88

[26] Своды правил Госстроя России СП 41-103-2000

[27] Строительные нормы и правила СССР СНиП 2.03.11-85

[28] Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя ВСН 39-1.9-003-98

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция

Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов

Защита строительных конструкций от коррозии


Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов

[29] Свод правил РАО «Газпром»

СП 107-34-96

[30] Унифицированные проектные решения ОАО «Газпром»

УПР.ЭХЗ-01-2007


[31] Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя ВСН 013-88

Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках Унифицированные проектные решения по электрохимической защите подземных коммуникаций «Узлы и детали электрохимической защиты подземных коммуникаций от коррозии» Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты

[32] Руководящий документ РАО «Газпром»

РД 51-2-95

Регламент выполнения экологических требований при размещении, проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов

[33] Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.13-081-2003

Система производственного экологического мониторинга на объектах газовой промышленности. Правила проектирования

[34] Санитарные правила

и нормы Российской Федерации СанПиН 2.1.5.980-2000

Гигиенические требования к охране поверхностных вод

[35] Строительные нормы и правила СССР СНиП 2.05.03-84

Мосты и трубы

[36] Пособие по проектированию стальных конструкций (утверждено приказом ЦНИBСК им. Кучеренко Госстроя СССР от 15 августа 1985 г. № 243/л)


image


ОКС 75.180.99


Ключевые слова: нормы проектирования, переход трубопровода, водная преграда, условия Крайнего Севера, прочность и устойчивость

image

image

image

СТО 2-2.1-459-2010

image

image

image

Layout 1 11.01.2011 10:11 Page 114

image


image image


image image


Корректура О.Я. Проскуриной

Компьютерная верстка Н.А. Владимирова


image

Подписано в печать 24.12.2010 г.

Формат 6084/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 144 экз. Уч.-изд. л. 15,6. Заказ 2076.


image

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.


Отпечатано в ООО «Макспринт»



image image


image image image image image