Гулина, Тян, ред_верстка

или листового проката с округлением до ближайшей большей толщины по соответствующим стандартам или техническим условиям.Номинальная толщина стенки соединительной детали должна быть не менее 4 мм.

4.3. ПРОВЕРКА УСЛОВИЙ ПРОЧНОСТИ

Расчет газопровода на прочность состоит в детальном расчетекольцевых, продольных и эквивалентных напряжений, который проводитсяпосле выбора его основных размеров трубопровода с учетом всех нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев.Расчет газопровода на прочность следует выполнять 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 СНиП 2.05.06-85 и

СТО Газпром 2-2.1-249-2008, СТО Газпром 2-3.5-051-2006.

4.4. Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевые напряженияζh от расчетного давления, рассчитанные:

hPH D , 2 th

удовлетворяют условию h min Fy y ; Fu u .

4.5. Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) Rследует определять по формулам:

	R1		u Fy			; R2		у Fy			,
		k	y	k	н		k	y	k	н

гдеζу– нормативный предел текучести материала труб, МПа;ζu – нормативный предел прочности (временное сопротивление)материала труб, МПа;Fy – расчетный коэффициент по пределу текучести; следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по

30

табл. П2.6; ky – поправочный коэффициент, (рассчитан в п. 4.1); kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. П2.9.

4.6. Продольные напряжения в подземных газопроводах рассчитываютсяпри условии одноосного растяжения в области упругой деформации:

*	0 h E0 T	E0 D	,
1		2Rуи

где Е0– модуль упругости,Е0= 206000 МПа;μ0 – коэффициент попе-

речной деформации в упругой	области	(коэффициент Пуассона),
μ = 0,3;Rуи–радиус упругого изгиба, м (если имеет место изгиб газо-
провода, то Rуи определяется	по СТО	Газпром 2-2.1-249-2008 в

прил. В); α – линейный коэффициент температурного расширения, (α – 1,2·10-5 (°С)-1); Т – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании,°С.

4.7. Расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании,°С:

T t0 tф ,

где t0 – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; tф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчѐтная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).

Газопровод испытывает сложное напряженно-деформированное состояние, которое учитывается интенсивностью изменениянапряжений и деформаций.Необходимо уточнить значения модуля и коэффициента деформации.

4.8. Эквивалентная интенсивность напряжения, eq,и эквивалентная интенсивность деформации, eq,соответствующие теории Мизеса, МПа:

					2 1 μ0
	2	*	*2	; eq		σeq .
eq	h	h 1	1		3E0

31

4.9. Переменный коэффициент поперечной деформации материала труб,μ; переменный модуль деформации материала труб, Е:

1

1 2μ 0

σ eq

2

3E0

eq

σeq

μ

eq

1 2μ 0

σ eq ; E

.

1

1

1 2μ

0 σeq

3E0

eq

3E0

eq

4.10. Уточняем продольные напряжения в газопроводе:

ED 1 h E T 2Rуи .

4.11. Проверку условий прочности для продольных ζl и эквивалентных напряжений ζeq следует выполнять:

1 Feq y , если 1 0;

eq Feq y , если 1 0,

где Feq – расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в зависимости от стадии «жизни» газопровода в соответствии с данными табл. П2.8.

Проверка условий прочности для газопроводов, прокладываемых в районах горных выработок

4.12. Максимальные перемещения газопровода на участке, вызываемые сдвижением грунта, м:

	1	2		s*l 2
0			3,75		Ф1 0 ,
	2			Etnom

где ψ – параметр перемещения, который определяется выражением

	s*l2
0 0,2umax		Ф1,
	Etnom

гдеηs* – предельное сопротивление грунта продольным перемещениям газопровода, МПа; umax – перемещение, соответствующее наступлению предельного значения ηs*, м; ξ0 – максимальное сдвижение земной поверхности в полумульде, пересекаемой газопроводом, м;l –

32

длина участка однозначных деформаций земной поверхности в полумульде сдвижения, пересекаемого газопроводом, м:

Ф 0,9 0,65sin	l	0,5 ,
1	lm

где lm – длина участка деформации газопровода с учетом его работы за пределами мульды сдвижения, м.

4.13. Момент инерции I, м4:

	I		D4 D 2t	4	,
		64		nom

где tпom – толщина стенки газопровода, номинальная, м. 4.14. Момент сопротивления W, м3:

W2DI .

4.15.Дополнительные продольные осевые растягивающие напряжения ζlm.w, МПа, вызываемые горизонтальными деформациями грунта от горных выработок:

m.w.			E	0	.
1	2		lm

4.4. ПРОЧНОСТЬ И ЖЕСТКОСТЬ ОТВОДОВ И ТРОЙНИКОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ

При проверке прочности отводов газопроводов учитываются продольные напряжения, возникающие от действия внутреннего давления, от изменения длины газопровода под действием внутреннего давления продукта и от изменения температуры стенок труб, а также от изгиба при компенсации продольных деформаций.

При определении жесткости и напряженного состояния отводов следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.

4.16. Параметры перемещенийсрединной поверхности отводаf2 – fn, необходимые для определения коэффициента увеличения напряжений в отводах:

f	2	12		;	f	4	2,5		f	2	;	f	6	3,5		f	4	;	f	8	3,75		f	6	;	f	3,85	f ,
		a					a							a							a					10	a	8
			2					4							6							8					10

33

где

a10	8,080	14360	1	0,121p*		2 ,a8 8,125 5908 1							0,1875p* 2				14,823		,
																	a10
					*	2		14,063			a4	8,5	329,7 1	0,8 p	*	2 12,250
a6	8,222	1795	1	0,343p						,										,
									a8									a6
a2	1 13,187 1		4p* 2		6,25
					a4

– вспомогательные коэффициенты,в которые входят параметр кривизны отвода λ и параметр внутреннего давления р*:

									D	tnom	3
	R	tnom
				,	p*	1	2			2			Pd	,
		2
	D									tnom			E
		tnom
		2

где R – радиус кривизны отвода, м.

4.17. Коэффициент гибкости длинных отводов kp* вычисляют с учетом действия внутреннего давления по формуле

k*p 1 34 f2.

4.18. Значения коэффициента повышения гибкости отводов kp следует определять в зависимости от центрального угла отвода θ и коэффициента гибкости длинных отводов kp*:

	k p 1 k*p 1		; 0	45;
		45

kp k*p ; 45.

4.19. Жесткость участков на длине отводов вычисляется по формуле

E I p.b.	E I	,
	k p

где (E·I) – изгибная жесткость сечения отвода, МН·м2.

4.20. При расчете на прочность отводов расчетный момент М (МН·м) определяется зависимости от изгибающих моментов в двух

34

взаимно перпендикулярных плоскостях икоэффициента увеличения продольных напряжений:

M ms M12 M02 ,

где ms – коэффициент увеличения напряжений;Mi – изгибающий момент, действующий в плоскости отвода, МН·м;М0 – изгибающий момент, действующий из плоскости отвода, МН·м.

4.21. Коэффициент увеличения напряжений в длинных отводах m*s следует определять с учетом действия внутреннего давления по формуле

*	*	1 10		2		n	1
ms	k p				1	2		fn .
		2 n 2,4		n

4.22. Коэффициент увеличения напряжений в отводах ms вычисляют по формулам

ms 1 ms*	1		; 0	45;
		45

ms m*s ; 45 .

4.5. ПРОВЕРКА ОБЩЕЙ УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Под устойчивостью магистрального трубопровода следует понимать его способность сохранять прямолинейное или начальное упру- го-искривленное положение при воздействии сил, направленных вдоль главной оси труб [3]. На рис. 4.2 изображенучасток прямолинейного подземного трубопровода, в котором действует продольная сжимающая сила.

Рис. 4.2. Схема потери устойчивости

35

Допустим, что на этом участке, имеющемдлину 0 , труба получила импульс, который вызвал еѐ поперечное движение типа колебаний. При воздействии на газопровод продольной силы,он возвращается в начальное прямолинейное положение. Такое положение трубопровода будет устойчивым, и его называют равновесным.Трубопровод при начальном искривлении должен возвратиться в положение, характеризуемое начальной стрелкой прогиба.

Если продольную силу увеличить, то при некотором еѐ значении, получив какой-то импульс и отклонившись от начальной формы, труба на участке 0 не возвратиться в исходное положение.

Продольная сила, при которой происходит такое явление, называется критической Ркр, а само явление называется потерей продольной устойчивости. До значений Р Ркр трубопровод сохраняет прямолинейное положение. Деформации его будут определяться лишь сжатием трубы. Устойчивость трубопровода в большей степени зависит от расчѐтной модели грунта.

Общую устойчивость следует проверять по рекомендациям [16] для криволинейных участков в плоскости изгиба газопровода. Общую устойчивость прямолинейных подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.

4.23. Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении газопровода S следует определять с учетом нагрузок и воздействий, продольных и поперечных перемещений газопровода.В частности, для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода S, МН, вычисляется по формуле

S E0 TAs 1 2 0 Ai PH ,

где Аs – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2;Аi – площадь поперечного сечения трубопровода «в свету», м2.

4.24. Для приближенной оценки общей устойчивости участка магистрального газопроводавычисляют предельную несущую способ-

36

ность грунта при выпучивании газопровода,МН/м:

– для песчаных и других несвязных грунтов

	qs*	HD 1 kH .s.	H	;
			D

– глинистых и других связных грунтов

	qs*	kH .s. c D; k H .s.	min 3,0;	H	,
				D

где γ – расчетный удельный вес грунта засыпки, МН/м3(см. табл. П2.1);Н – глубина засыпки от поверхности грунта до верха трубы, м;D – диаметр наружный газопровода (вместе с изоляцией), м;kH.s. – коэффициент учета высоты засыпки для песчаных и глинистых грунтов определяется экспериментальным способом, если отсутствуют надежные данные, то его следует принимать равным 0,5 для плотных грунтов и 0,1 – для слабонесущих грунтов;с – сцепление грунта засыпки (репрезентативное, характерное), Мпа (табл. П2.13).

4.25. Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх q* определяется как сумма погонного веса газопровода w и предельной несущей способности грунта при выпучивании газопровода:

q*

w qs* ,МН/м;

D 2

Dв2н

Dиз2

D 2

pа Dвн2

w

тр

из

0,215ρгаз

g , Н/м,

4

4

zTср

где газ – плотность газа, кг/м3 (при 0 °С и 101,3кПа);

тр – плотность

стали, кг/м3(табл.

П2.11);

из

–

плотность изоляции, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2;РН – абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; Dвн– внутренний диаметр трубы, см;z – коэффициент сжимаемости газа; T–абсолютная температура, К (Т = 273 + t, гдеt – температура газа, °С).

Для надземных трубопроводов ориентировочно wможно принимать равным, примерно, 10 % от собственного веса трубы.

37

4.26. Значение критического продольного усилия:

Nкр 0,372q* 0 ,

где q* – предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м;ρ0 – расчетный радиус кривизны оси газопровода, м.

4.27.Для вертикальных углов поворота выпуклостью вверх, образованных в результате упругого изгиба с радиусом кривизны r, расчетный радиус кривизны r0 принимается равным 0 , при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию 1000D .

При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси R ≥ 5D.Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпуклостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным ρ0 = 5000 м.

Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус кривизны ρ0 подземного газопровода определяется в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы в соответствии с рекомендациямиСТО Газпром 2-2.1-249-2008 (прил. B).

4.28.Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие:

1

S ku.b. Nкр ,

где S – эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода, МН;Nкр – 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 газопроводов категории Н;

–1,30 – для участков газопроводов категорий С и В.

В случаекогда условие общей устойчивости участка газопроводане соблюдается, необходимо выполнить одно или несколько следую-

38

щих мероприятий:

–увеличить глубину засыпки грунтом;

–изменить схему выполнения угла поворота трассы;

–применить балластировку участка газопровода грузами;

–применить закрепление участка газопровода анкерными устройствами.

4.6. ПРОВЕРКА ОВАЛЬНОСТИ СЕЧЕНИЙ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА ПОСЛЕУКЛАДКИ И ЗАСЫПКИ

4.29. После укладки и засыпки подземного газопровода под действием веса грунта засыпки происходит нарушение первоначально правильной кольцевой формы сечений газопровода. Отклонение формы поперечного сечения трубы от кольцевой характеризуется так называемой овальностью, которая вычисляется по формуле

2 Dm ax Dm in 100 %,

Dm ax Dm in

где Θ – овальность сечения, %;Dmax, Dmin – соответственно максимальный и минимальный диаметры в рассматриваемом сечении трубопровода, м.

4.30. Вертикальную равномерно распределенную нагрузку q от веса фунта засыпки вычисляют по формуле

q g d HL*kb. f .ktr. ,

где g – ускорение свободного падения, м/с2; d – плотность грунта ненарушенной структуры, кг/м3(см. табл. П2.1); H – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м; kbf – коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры kbf= 0,95-0,98; ktr – коэффициент вертикального давления грунта в траншее.

4.31. Овальность сечения подземного газопровода после его засыпки:

39