Файл: Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 215
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
5.76 Давление грунта на единицу длины газопровода определяется по формуле (5)
m
m
e m
q
gd h
(Н/м). (5)
5.77 Гидростатическое давление воды определяется по формуле (6)
6 10
w
w
w
p
gh
(МПа). (6)
5.78 Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода определяется по формуле (7)
2 4
w
w
e
q
gd
(Н/м). (7)
5.79 Вес снега на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле (8)
0
s
c
e
v
s d
(Н/м), (8) где
c
= 0,2 для газопроводов диаметром до 600 мм включительно и 0,3 — св. 600 мм.
Нормативная снеговая нагрузка s
0
(Н/м
2
) должна приниматься по СНиП 2.01.07.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 18
5.80 Вес обледенения на единицу длины надземного газопровода определяется по формуле
(9)
1 1,9
i
i
e
v
t
d
(Н/м), (9) где t
i
— толщина слоя, м;
i
— плотность гололеда, Н/м
3
Величины необходимо принимать по СНиП 2.01.07.
5.81 Ветровая нагрузка на единицу длины надземного газопровода, действующая перпендикулярно его осевой вертикальной плоскости, определяется по формуле (10)
0 1 0, 7
n
e
w
w d k
(Н/м), (10) где w
0
— нормативное значение ветрового давления, принимаемое в зависимости от ветрового района России по СНиП 2.01.07;
k,
— коэффициенты, принимаемые по таблице 7, в зависимости от типа местности.
Таблица 7
Коэффициент
Тип местности
А
В
С
k
0,75 0,5 0,4
0,85 1,22 1,78
В таблице 7 типы местности определяются:
А — открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра;
В — городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м;
С — городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м.
5.82 Температурный перепад в газопроводе принимается равным разности между температурой газа в процессе эксплуатации газопровода (наименьшей или наибольшей) и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода.
5.83 Воздействие от предварительного напряжения газопровода (упругий изгиб по заданному профилю) определяется по принятому конструктивному решению газопровода.
5.84 Воздействия от неравномерных деформаций грунта (просадки, пучение, влияние горных выработок и т.д.) определяются на основании анализа грунтовых условий и возможного их изменения в процессе эксплуатации газопровода.
5.85 Сейсмические воздействия на надземные газопроводы принимаются согласно СНиП II-
7.
Определение толщины стенок труб и соединительных деталей
5.86 Расчетные толщины стенок труб, отводов, переходов, днищ и основной трубы тройников определяются по формуле (11)
2 0, 6
e
pd
t
R
p
, (11) где значения расчетного сопротивления R определяются по формуле (12) min
;
2, 6 1,5
yn
un
R
R
R
. (12)
Толщина стенки ответвления тройникового соединения определяется по формуле (13)
1 2
2 1
1 2
e
e
R
d
t
t
R
d
, (13) где R
(1)
, R
(2)
— определяются по формуле (12) соответственно для основной трубы и ответвления тройникового соединения;
t
(1)
и t
(2)
— толщины стенок основной трубы и ответвления.
Номинальная толщина стенки трубы принимается: для подземных газопроводов — не менее
3 мм, для надземных — не менее 2 мм.
Нормативные сопротивления R
un
и R
yn
принимаются равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.
5.87 Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей принимаются:
- для труб, заглушек и переходов — 1,0;
- для тройниковых соединений и отводов — а
+ b, где
2 1
e
e
d
d
— для тройниковых соединений;
e
r
d
— для отводов.
Значения коэффициентов а и b принимаются: для тройниковых соединений по таблице 8, для отводов — по таблице 9.
Таблица 8 2
1
e
e
d
d
Тройниковые соединения
Сварные без усиливающих накладок Бесшовные и штампосварные
a
b
a
b
От 0,00 до 015 0,00 1,00 0,22 1,00
» 0,15 » 0,50 1,60 0,76 0,62 0,94
» 0,50 » 1,00 0,10 1,51 0,40 1,05
Таблица 9
a
b
От 1,0 до 2,0 0,3 1,6
Более 2,0 0,0 1,0
5.88 Допускаемое рабочее давление для труб, отводов, днищ и основной трубы тройников, если известны номинальная толщина стенки трубы или соединительной детали t
nom
, механические свойства материала, из которого изготовлен рассматриваемый элемент, т. е. R
un
и
R
yn
, определяется по формуле (14)
2 1, 2
nom
e
nom
Rt
p
d
t
, (14) где значение R определяется по условию (12).
Для тройникового соединения должно соблюдаться и условие (13).
Проверка прочности подземных газопроводов
5.89 Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении следующих условий:
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений:
1,15
прNS
R
;
1,3
прS
R
; (15)
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий:
1,3
прNS
R
;
1, 6
прS
R
; (16)
При отсутствии 100 %-ного контроля сварных швов газопроводов правые части условий (15) и (16) должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85.
Значения
прNS
и
прS
определяются по формулам (17) и (18):
1, 2 2
e
nom
прNS
c
nom
p d
t
tE
t
(МПа); (17)
1, 2 2
2
e
nom
e
прS
oy
c
nom
p d
t
Ed
tE
t
(МПа), (18) где
оу
— дополнительное напряжение в газопроводе, обусловленное прокладкой его в особых условиях;
с
— дополнительные напряжения в газопроводе, обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.
5.90 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в пучинистых грунтах, принимаются в зависимости от глубины промерзания по таблице 10.
Таблица 10
Глубина промерзания, м
Значения дополнительных напряжений, МПа, при пучинистости грунта средней сильной чрезмерной
1,0 20 30 40 2,0 30 40 50 3,0 40 50 60 4,0 50 60 70
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, в сильно набухающих грунтах и на подрабатываемых территориях, принимаются равными соответственно 40 МПа и 60 МПа.
Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40d
е
в обе стороны от него.
Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопроводов в сейсмических районах, определяются по формуле (19)
0 0, 04
c
c
c
m a
E
v
(МПа). (19)
Значения коэффициента защемления газопровода в грунте m
0
, скоростей распространения продольных сейсмических волн v
c
и сейсмических ускорений а
с
определяются по таблицам 11 и
12.
Таблица 11
Грунты
Коэффициент защемления газопровода в грунте m
0
Скорость распространения продольной сейсмической волны v
c
, км/с
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных
0,50 0,12
Песчаные маловлажные
0,50 0,15
Песчаные средней влажности
0,45 0,25
Песчаные водонасыщенные
0,45 0,35
Супеси и суглинки
0,60 0,30
Глинистые влажные, пластичные
0,35 0,50
Глинистые, полутвердые и твердые
0,70 2,00
Лесс и лессовидные
0,50 0,40
Торф
0,20 0,10
Низкотемпературные мерзлые
(песчаные, глинистые, насыпные)
1,00 2,20
Высокотемпературные мерзлые
(песчаные, глинистые, насыпные)
1,00 1,50
Гравий, щебень и галечник
См. примеч. 2 1,10
Известняки, сланцы, песчаники
(слабовыветренные и сильновыветренные)
То же
1,50
Скальные породы (монолиты)
»
2,20
Примечания
1 В таблице приведены наименьшие значения v
c
, которые следует уточнять при изысканиях.
2 Значения коэффициента защемления газопровода следует принимать по грунту засыпки.
Таблица 12
Сила землетрясения, баллы
7 8
9 10
Сейсмическое ускорение а
с
, см/с
2 100 200 400 800
5.91 Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба для различных значений рабочих давлений и расчетных сопротивлений даны на рисунках 1—3.
Рисунок 1
Рисунок 2
Рисунок 3
Определение необходимой величины балластировки
5.92 Для обеспечения проектного положения газопроводов на подводных переходах, на участках прогнозного обводнения, на периодически обводняемых участках применяются следующие виды балластировки:
- пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.);
- минеральный грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтетическим материалом
(НСМ);
- анкерные устройства.
5.93 При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных материалов
(железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (20)
пр b
b
a
w
пр
b
a
w
изг
q
Q
L
q
q
q
(м). (20)
Здесь нагрузка от упругого отпора газопровода q
изг
при изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулам (21) и (22): для выпуклых кривых
6 2
3 8
10 9
изг
EI
q
(Н/м); (21) для вогнутых кривых
6 2
3 32 10 9
изг
EI
q
(Н/м). (22)
Значения коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода принимаются по таблице 13.
Таблица 13
Участок газопровода
Значение
а
Обводненные и пойменные, за границами производства подводно-технических работ, участки трассы
1,05
Русловые участки трассы, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ
1,10
Коэффициент надежности по материалу при-груза принимается: для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью — 0,85; для чугунных грузов — 0,95.
Вес пригруза принимается по соответствующим стандартам или ТУ.
5.94 При балластировке газопровода грунтом обратной засыпки, закрепляемым нетканым синтетическим материалом (НСМ), высота грунта, закрепляемого в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха закрепляемого НСМ грунта), должна быть, как правило, не менее величины, определяемой формулой(23)
0,5 2
2 0
a
b
a
H
c
(м), (23) где
0, 7
cos 0, 7
p
p
e
kc
a
q d
2 4
0, 7 8
0, 7
a
w
ПК
q
p
p
e
q
q
q
b
kq tg
q d
;
2 0, 7
p
c
kq tg
Здесь
1
p
a
w
p
q
g
e
;
k — безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м.
Значения с
р
,
,
р
и е принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе газопровода. Допускается определение этих величин по соответствующей нормативно- технической документации.
5.95 При балластировке газопровода анкерными устройствами расстояния между ними должны быть, как правило, не более определяемых формулой (24)
ca
a
b
b
a
w
b
ma
b
a
w
ПК
q
z
L
q
q
q
(м). (24)
Здесь коэффициент условий работы
са
анкерного устройства принимается: при z = 1 или z
2и d
e
/ d
a
3,
са
= 1; при z
2 и 1
d
e
/ d
a
3,
0, 25 1
e
ca
a
d
d
; несущая способность анкера
а
, Н, определяется расчетом или по результатам полевых испытаний согласно СНиП 2.02.03; коэффициент надежности анкера
ma
принимается равным 1,4 при определении несущей способности анкера расчетом и 1,25 при определении несущей способности анкера по результатам полевых испытаний статической нагрузкой.
Определение пролетов надземных газопроводов
5.96 Расстояние между опорами надземных газопроводов, укладываемых на опоры с обеспечением компенсации температурных удлинений (например, путем установки П-образных,
-образных или линзовых компенсаторов), должно удовлетворять условиям:
- статической прочности;
- предельно допустимому прогибу;
- динамической устойчивости.
В случае необходимости удовлетворения всех условий расстояние между опорами принимается наименьшим из определенных по этим условиям.
Конструкции опор надземных газопроводов, прокладываемых по вечномерзлым, пучинистым, просадочным, набухающим или насыпным грунтам, устраивают так, чтобы позволять восстанавливать проектное положение газопроводов, а величины пролетов в этих случаях принимают с коэффициентом 0,9.
Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать согласно таблице 14.
Таблица 14
Диаметр газопровода, мм
Расстояние между неподвижными опорами, м, не более
До 300 100
Св. 300 до 600 200
» 600 300
5.97 При определении величин пролетов различают средние и крайние пролеты (рисунок 4).
Средние пролеты не должны, как правило, отличаться друг от друга более чем на 20 %.
Расстояние между опорами крайнего пролета составляет 80 % расстояния между опорами среднего пролета.