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 σу – нормативный предел текучести материала труб, МПа; σu – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; Fy – расчетный коэффициент по пределу текучести; следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.6; ky – поправочный коэффициент, (рассчитан в п. 4.1); kн – 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 td, мм, для сталей с отношением σу/σu ≤ 0,80 вычисляют исходя из значения нормативного предела текучести выбранного материала:
где РH – расчетное внутреннее давление, МПа; Dн – наружный диаметр трубы, мм; σу – нормативный предел текучести материала труб, МПа (см. табл. П2.7); σu – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; Fy – расчетный коэффициент по пределу текучести, который следует принимать в зависимости от категории участка газопровода (табл. П2.4); ky – поправочный коэффициент, зависящий от отношения нормативных характеристик стали σу/σu. Коэффициент ky определяют при σу/σu ≤ 0,60 по табл. П2.6, при 0,60 < σу/σu ≤ 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 td для сталей с отношением σу/σu > 0,80 определяется как большее из двух значений, определенных по нормативным значениям предела текучести tу, мм, и предела прочности tu, мм, (временного сопротивления) материала труб:
4.2.1. Толщина стенки, определяемая по пределу текучести, tу, мм;
4.2.2. Толщина стенки, определяемая по пределу прочности, tu, мм, вычисляется по формуле
где Fu – 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 Dу до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб Dу 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 Ркр, 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 Аs – площадь поперечного сечения трубы (стали), м2; Аi – 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; 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:
,МН/м;
, Н/м,
где rгаз – плотность газа, кг/м3 (при 0 °С и 101,3 кПа); rтр – плотность стали, кг/м3(табл. П2.11); rиз – 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, 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; 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 , 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 ≥ 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 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; 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 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
Дата добавления: 2017-02-13; просмотров: 5344;