Расчет несущей способности трубопровода

Прочностной расчет трубопроводов осуществляется по методу предельных состояний. Сущность метода заключается в том, что рассматривается такое напряженное состояние трубопровода, при котором дальнейшая его эксплуатация невозможна. Первое предельное состояние – несущая способность трубопровода (разрушение его под воздействием внутреннего давления), второе – предельно допустимые деформации. Характеристикой несущей способности трубопровода является временное сопротивление металла труб (предел прочности). При расчете на предельно допустимые деформации используется предел текучести материала трубы.

В качестве основных прочностных характеристик металла трубы в расчетах трубопроводов используются нормативные сопротивления растяжению (сжатию). Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R следует определять по формулам:

; ,

где σ_у – нормативный предел текучести материала труб, МПа; σ_u – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; F _y – расчетный коэффициент по пределу текучести; следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.6; k _y – поправочный коэффициент, (рассчитан в п. 4.1); k _н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. П2.9.

Оценку напряжений, возникающих в трубопроводе с учетом особенности прокладки труб, и определение толщины стенки труб, отводов, соединительных деталей проводим по методике, представленной в [10].

4.1. Расчетную толщину стенки трубы магистрального газопровода t_d, мм, для сталей с отношением σ_у/σ_u ≤ 0,80 вычисляют исходя из значения нормативного предела текучести выбранного материала:

где Р _H – расчетное внутреннее давление, МПа; D_н – наружный диаметр трубы, мм; σ_у – нормативный предел текучести материала труб, МПа (см. табл. П2.7); σ _u – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; F _y – расчетный коэффициент по пределу текучести, который следует принимать в зависимости от категории участка газопровода (табл. П2.4); k _y – поправочный коэффициент, зависящий от отношения нормативных характеристик стали σ_у/σ_u. Коэффициент k _y определяют при σ_у/σ_u ≤ 0,60 по табл. П2.6, при 0,60 < σ_у/σ_u ≤ 0,80 – по формуле

значения коэффициентов a, b в которой следует принимать в зависимости от категории участка газопровода.

4.2. Расчетная толщина стенки трубы магистрального газопровода t_d для сталей с отношением σ_у/σ_u > 0,80 определяется как большее из двух значений, определенных по нормативным значениям предела текучести t _у, мм, и предела прочности t _u, мм, (временного сопротивления) материала труб:

4.2.1. Толщина стенки, определяемая по пределу текучести, t _у, мм;

4.2.2. Толщина стенки, определяемая по пределу прочности, t _u, мм, вычисляется по формуле

где F_u – расчетный коэффициент по пределу прочности, следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.4.

Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять условиям назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода СНиП 205.06-85. Расчетное значение толщины стенки трубы округляется в большую сторону с точностью 0,1 мм. В качестве номинальной толщины стенки трубы следует взять ближайшее большее значение толщины стенки по используемым в проекте техническим условиям или стандартам на трубы, равное не менее 1/100 наружного диаметра трубы, но не менее 3 мм для труб D_у до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб D_у свыше 200 мм. Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т.п. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

4.5. Проверка общей устойчивости
подземных газопроводов

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

 

Рис. 4.2. Схема потери устойчивости

Допустим, что на этом участке, имеющем длину , труба получила импульс, который вызвал её 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 её значении, получив какой-то импульс и отклонившись от начальной формы, труба на участке не возвратиться в исходное положение.

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

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

4.24. Для приближенной оценки общей устойчивости участка магистрального газопровода вычисляют предельную несущую способность грунта при выпучивании газопровода, МН/м:

– для песчаных и других несвязных грунтов

– глинистых и других связных грунтов

,

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; k_H.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:

,МН/м;

 

, Н/м,

 

где r _газ – плотность газа, кг/м³ (при 0 °С и 101,3 кПа); r _тр – плотность стали, кг/м³(табл. П2.11); r_из – плотность изоляции, кг/м³;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²; Р_Н – абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; D _вн – внутренний диаметр трубы, см; z – коэффициент сжимаемости газа; T –абсолютная температура, К (Т = 273 + t, где t – температура газа, °С).

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

 

4.26. Значение критического продольного усилия:

где q ^* – предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м; ρ ₀ – 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 r ₀ принимается равным , при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию .

При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси
R ≥ 5 D. Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпуклостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным ρ ₀ = 5000 м.

Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус кривизны ρ ₀ подземного газопровода определяется в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы в соответствии с рекомендациями СТО Газпром 2-2.1-249-2008 (прил. B).

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

где S – эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода, МН; N _кр – критическое продольное усилие, которое определяется с учетом радиуса кривизны оси, высоты засыпки, свойств грунта, балластировки и закрепления анкерами, возможного обводнения, МН; k_u.b. – коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным:

– 1,10 – для участков газопроводов категории Н;

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

В случае когда условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, 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.

ЛЕКЦИЯ 3

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: