Файл: Сп 36. 13330. 2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция сниП 05. 0685.pdf

"СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*" (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС) (ред. от
18.08.2016)
по нормали к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следует определять величины смещений трубопровода и достаточность длины ригелей, при которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения в трубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных и вертикальных сейсмических нагрузок.
Дополнительно необходимо проводить поверочный расчет трубопровода на нагрузки, возникающие при взаимном смещении опор.
Сейсмические нагрузки на надземные трубопроводы следует определять согласно СП 14.13330.
12.7.4. Дополнительные напряжения в подземных трубопроводах и трубопроводах, прокладываемых в насыпи, следует определять как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода, вызванной напряженным состоянием грунта.
Расчет подземных трубопроводов и трубопроводов в насыпи на действие сейсмических нагрузок,
направленных по нормали к продольной оси трубопровода, не производится.
12.7.5. Напряжения в прямолинейных подземных или наземных (в насыпи) трубопроводах от действия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода, следует определять по формуле
0 0
п c
0 0
пр.
p
0,04
N
m k k
a E T
c
σ
±
⋅
⋅ ⋅ ⋅ ⋅
⋅
=
, (50)
где
0
m
- коэффициент защемления трубопровода в грунте, определяемый по 12.7.6;
0
k
- коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода, определяется по 12.7.7;
п
k
- коэффициент повторяемости землетрясений, определяемый по 12.7.8;
с
a
- сейсмическое ускорение, см/с
2
, определяемое по данным сейсмического районирования и микрорайонирования с учетом требований 12.7.2;
0
E
- обозначение то же, что в формуле (16);
0
T
- преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при инженерных изысканиях, с;
p
c
- скорость распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, см/с, в грунтовом массиве, определяемая при инженерных изысканиях; на стадии разработки проектной документации допускается принимать согласно таблице 16.
Таблица 16
Грунты
Скорость распространения продольной сейсмической волны
c
р
, км/с
Коэффициент защемления трубопровода в грунте m
0
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных
0,12 0,50
Песчаные маловлажные
0,15 0,50
Песчаные средней влажности
0,25 0,45
Песчаные водонасыщенные
0,35 0,45
Супеси и суглинки
0,30 0,60
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 65

"СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*" (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС) (ред. от
18.08.2016)
Глинистые влажные, пластичные
0,50 0,35
Глинистые, полутвердые и твердые
2,00 0,70
Лесс и лессовидные
0,40 0,50
Торф
0,10 0,20
Низкотемпературные мерзлые (песчаные,
глинистые, насыпные)
2,20 1,00
Высокотемпературные мерзлые (песчаные,
глинистые, насыпные)
1,50 1,00
Гравий, щебень и галечник
1,10
См. примечание 2
Известняки, сланцы, песчаники
(слабовыветренные, выветренные и сильновыветренные)
1,50
См. примечание 2
Скальные породы (монолитные)
2,20
-
Примечания
1. В таблице приведены наименьшие значения c
р
, которые следует уточнять при инженерных изысканиях.
2. Значения коэффициента защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки.
12.7.6. Коэффициент защемления трубопровода в грунте
0
m
следует определять на основании материалов инженерных изысканий. Для предварительных расчетов его допускается принимать по таблице
16.
При выборе значения коэффициента
0
m
необходимо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.
12.7.7. Коэффициент
0
k
, учитывающий степень ответственности трубопровода, зависит от характеристики трубопровода и определяется по таблице 17.
Таблица 17
Характеристика трубопровода
Значение коэффициента k
0 1. Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа включительно; нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при номинальном диаметре DN от 1000 до 1200.
Газопроводы независимо от величины рабочего давления, а также нефтепроводы и нефтепродуктопроводы любого диаметра,
обеспечивающие функционирование особо ответственных объектов.
Переходы трубопроводов через водные преграды с шириной по зеркалу в межень 25 м и более
1,5 2. Газопроводы при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа;
нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при номинальном диаметре
DN
от 500 до 800 1,2 3. Нефтепроводы при номинальном диаметре DN менее 500 1,0
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 66

"СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*" (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС) (ред. от
18.08.2016)
Примечание. При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент k
0
для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.
12.7.8. Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации в соответствии с СП 14.13330.
Значения коэффициента повторяемости землетрясений п
k
следует принимать по таблице 18.
Таблица 18
Повторяемость землетрясений, 1 раз в
500 лет
1000 лет
5000 лет
Коэффициент повторяемости k
п
1,10 1,0 0,95 12.7.9. Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия следует производить согласно требованиям СП 14.13330.
12.8. Соединительные детали трубопроводов
12.8.1. Расчетную толщину стенки деталей (тройников, отводов, переходников и днищ)
д
δ
, см,
трубопроводов при действии внутреннего давления следует определять по формуле д
д в
1(д)
2 (
)
n p D
R
n p
δ
η
⋅ ⋅
=
⋅
⋅
+ ⋅
. (51)
Толщина стенки основной трубы тройника м
δ
, см, определяется по формуле (51), а толщина стенки ответвления о
δ
, см, определяется по формуле
1(м)
о о
м
1(о)
м
R
D
R
D
δ
δ
=
⋅
. (52)
Толщина стенки после расточки концов соединительных деталей под сварку с трубопроводом к.д
δ
, см
(толщина свариваемой кромки), определяется из условия:
д к.д
1(д)
2 (
)
n p D
R
n p
δ
⋅ ⋅
≥
⋅
+ ⋅
, (53)
где n, p - обозначения те же, что в формуле (10);
д
D
- наружный диаметр соединительной детали, см;
в
η
- коэффициент несущей способности деталей следует принимать:
для штампованных отводов - по таблице 19;
для тройников - по графику, приведенному в Приложении А; для конических переходников с углом наклона образующей
12
γ
< °
и выпуклых днищ в
1
η
=
;
1(д)
R
- расчетное сопротивление материала детали (для тройников
1(д)
1(м)
R
R
=
), МПа;
1(о)
R
,
1(м)
R
- расчетные сопротивления материала ответвления и магистрали тройника, МПа;
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 67

"СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*" (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС) (ред. от
18.08.2016)
о
D
- наружный диаметр ответвления тройника, см;
м
D
- наружный диаметр основной трубы тройника, см.
Примечание. Толщину стенки переходников следует рассчитывать по большему диаметру.
Таблица 19
Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру
1,0 1,5 2,0
Коэффициент несущей способности детали в
η
1,30 1,15 1,00 12.8.2. В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения подвергаются одновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращения недопустимых деформаций должно выполняться условие
(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 N 580/пр)
1 2
2 2
н
2 1
1 2
2
кр
2
(
3
)
R
σ
σ σ
σ
σ
−
⋅
+
+ ⋅
≤
, (54)
где
1
σ
,
2
σ
,
кр
σ
- напряжения кольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройникового соединения соответственно, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий;
н
2
R
- обозначение то же, что в формуле (3).
Применение на обязательной основе раздела 13 обеспечивает соблюдение требований Федерального закона от
30.12.2009 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление Правительства
РФ от 26.12.2014 N 1521).
13. Охрана окружающей среды
13.1. В проектной документации на прокладку трубопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды при сооружении трубопроводов и последующей их эксплуатации,
соответствующие требованиям государственного законодательства
РФ
и межгосударственным соглашениям.
13.2. При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - перемычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль трубопровода.
13.3. При прокладке трубопроводов в земляных насыпях на пересечениях через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (лотков, труб и т.п.). Поперечное сечение водопропускных сооружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз в 50 лет.
13.4. Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводами следует предусматривать 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 должна укрепляться пойменная часть на участке,
прилегающем к откосу, длиной 1 - 5 м.
Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектной документацией в зависимости от геологических и гидрогеологических условий.
13.5. Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны приниматься из условия
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 68

"СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*" (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС) (ред. от
18.08.2016)
исключения возможного нарушения природных условий (глубокие забивные и буронабивные сваи или столбы и т.п.) и содержать информацию о допустимых изменениях параметров, характеризующих безопасность сооружения и эксплуатации трубопровода.
13.6. При прокладке трубопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы.
13.7. Основным принципом использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания должен являться принцип I по пункту 9.5.5.
13.8. При пересечении трубопроводом участков с подземными льдами и наледями, а также при прокладке трубопроводов по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектной документацией должны предусматриваться:
специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов;
мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова;
подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые;
дренаж и сток вод;
выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом.
13.9. При прокладке трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах на участках с льдистостью менее
0,1 допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами используются грунты основания в талом состоянии. Допускается многолетнее промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.
(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 N 580/пр)
13.10. На участках трассы трубопроводов, прокладываемых в пределах урочищ с интенсивным проявлением криогенного пучения, необходимо предусматривать проектные решения по предупреждению деформаций оснований (уменьшение глубины сезонного оттаивания, устройство противопучинистых подушек и т.п.).
Эрозирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены.
13.11. Требования по охране окружающей среды следует включать в проектную документацию отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты.
13.12. Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должны регламентироваться в проектной документации в виде самостоятельных подразделов.
13.13. Для трубопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах,
прилегающих к северному побережью Российской Федерации, в проектной документации должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране окружающей среды в этих районах согласно действующим федеральным законам Российской Федерации.
13.14. При проектировании перехода нефтепровода (нефтепродуктопровода) через судоходную реку или реку шириной русла в межень более 500 м необходимо предусматривать возможность осуществления мониторинга состояния подводных переходов.
Применение на обязательной основе раздела 14 обеспечивает соблюдение требований Федерального закона от
30.12.2009 N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" (Постановление Правительства
РФ от 26.12.2014 N 1521).
14. Защита трубопроводов от коррозии
14.1. Общие требования
14.1.1. При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных,
надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 31448 и другими нормативными документами,
утвержденными в установленном порядке.
Дата печати: 01.02.2018
Система КонсультантПлюс: Строительство
Лист 69

"СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*" (утв. Приказом Госстроя от 25.12.2012 N 108/ГС) (ред. от
18.08.2016)
(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Минстроя России от 18.08.2016 N 580/пр)
14.1.2. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.
14.2. Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями
14.2.1. Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.
14.2.2. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.
Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов,
трубопроводах номинальным диаметром