Расчет на прочность газопровода

Расчет устойчивости положения газопровода (против всплытия) в водонасыщенных грунтах

Расчет устойчивости положения газопровода (против всплытия), прокладываемого в водонасыщенных грунтах выполнен согласно .

Для обеспечения устойчивости положения газопровода в период эксплуатации проектом предусмотрено использование минерального грунта обратной засыпки.

Необходимая толщина слоя грунта над трубопроводом (без учета температурного перепада и давления) определяется из условия:

КмКн.вqв ? qпр.гр (6.1)

где Км — коэффициент безопасности по материалу;

Кн.вqв — коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия;

qпр.гр — расчетный вес грунта, приходящийся на единицу длины трубопровода и препятствующий его всплытию, кгс/м (предельная удерживающая способность грунта вертикальным поперечным перемещениям);

qв — выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода, кгс/м;

, (6.2)

где сw — плотность воды, кг/м3

Dн — наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции, м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0).

, (6.3)

где гвзв — объемный вес взвешенного в воде грунта, кгс/м3;

, (6.4)

h2 — высота погруженного в воду слоя грунта, расположенного над трубопроводом, м;

К — коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и более);

jгр — угол внутреннего трения грунта;

С — удельное сцепление грунта;

ггр — объемный вес грунта естественной влажности, кгс/м3;

h1 — высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта) м;

гу — средний удельный вес грунта, кгс/м3;

гв — объемный вес воды с учетом растворенных в ней солей, кгс/м3;

Расчет удерживающей способности грунта, приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0) приведен в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Расчет удерживающей способности грунта, приходящейся на единицу длины газопровода, кгс/м, когда уровень стояния воды ниже уровня земли (h1>0)

Исходные данные	Скв.2	Скв.3	Скв.4	Скв.5	Скв.6
Характеристики грунтов	ИГЭ-2	ИГЭ-2	ИГЭ-2	ИГЭ-3	ИГЭ-2	ИГЭ-2
Высота слоя грунта, расположенного над трубопроводом выше уровня воды (с учетом осадки грунта)		м			0,7			1,1
Высота погруженного в воду слоя грунта, расположенного над трубопроводом		м	0,2	0,2	0,3	0,2	0,2	0,1
Коэффициент, учитывающий уменьшение удерживающей способности призм выпирания (К=Dн при d труб меньше 1020 мм и К=1 при d труб 1020 мм и более)	К	0,16	0,16	0,11	0,11	0,16	0,11
Угол внутреннего трения грунта	цгр	град
Удельное сцепление грунта	С	кгс/м2
Наружный диаметр трубопровода		м	0,160	0,160	0,110	0,110	0,160	0,110
Толщина изоляции	д	м
Средний удельный вес грунта (плотность частиц грунта)	г у	кгс/м3
Коэффициент пористости	е	0,62	0,62	0,62	0,69	0,62	0,62
Объемный вес воды с учетом растворенных в ней солей	г в	кгс/м3
Объемный вес грунта естественной влажности (плотность сухого грунта)	ггр	кгс/м3
Коэффициент безопасности по материалу	Км	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия	Кн.в	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
Плотность воды	сw	кг/м3
Ускорение свободного падения		м/с2	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81

Таблица 6.2. Расчетные данные

Расчетные данные
Выталкивающая сила, приходящаяся на единицу длины погруженного в воду трубопровода	qв	кгс/м	20,10	20,10	9,50	9,50	20,10	9,50
Объемный вес взвешенного в воде грунта	взв	кгс/м3	654,32	654,32	654,32	603,55	654,32	654,30
Наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции	Dн	м	0,16	0,16	0,11	0,11	0,16	0,11
Расчетная удерживающая способность грунта	qпр.гр	кгс/м	1026,57	1026,57	540,36	102,18	1026,57	719,53
Итого расчетная удерживающая способность грунта	qпр.гр	кгс/м	1026,57	1026,57	642,54	1026,57	719,53
КмКн.вqв? qпр.гр
(скважина2) 23,22< 1026,57
(скважина 3) 23,22< 1026,57
(скважина 4) 10,97<642,54
(скважина 5) 23,22< 1026,57
(скважина 6) 10,97<719,53
Вывод: Условие устойчивости выполнено, балластировка по скважине 2-6 не требуется.

1.6.3 Проверочный расчет устойчивости трубопровода против всплытия на заболоченном участке 1466 км

Газопровод уложен на болоте I типа от ПК384+47 до ПК386+00, длина укладки 150 м, для балластировки использованы железобетонные седловидные грузы в количестве 115 штук.

Выталкивающая сила воды определяется по формуле

q=, (17)

где: D— диаметр газопровода наружный с изоляцией,

— удельный вес воды с учетом растворенных в ней солей, принимаем =.

Толщина трехслойного изоляционного покрытия усиленного типа принимаем .

Наружный диаметр газопровода с изоляцией находим по формуле

D= (18)

Вычисляем выталкивающую силу воды по формуле (17)

q=.

Вычисляем интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе газопровода по формуле

q=, (19)

где – осевой момент инерции поперечного сечения трубы

==. (20)

Угол поворота оси газопровода в вертикальной плоскости принимаем ,, тогда qпо формуле (19)

Расчетная нагрузка от веса трубы

q= q+ q+ q, (21)

где: q- нагрузка от собственного веса металла трубы;

q- расчетная нагрузка от веса изоляционного покрытия;

q-нагрузка от веса продукта, при монтаже q=0 Н/м.

Нагрузка от собственного веса металла трубы при — удельном весе металла, из которого изготовлены трубы,=78500 Н/мнаходим по формуле

q==. (22)

Расчетная нагрузка от веса изоляционного покрытия

q=(23)

где: — коэффициент надежности по нагрузке от действия собственного веса трубопровода ;

qи q- нормативные нагрузки от веса изоляционного покрытия и оберточного слоя

q=, (24)

q=; (25)

k- Коэффициент, учитывающий величину нахлёста, при двухслойной изоляции k=2,3, при однослойной обертке k=1,09 ;

=-толщина изоляционного покрытия ;

=- толщина обёртки ;

— плотность изоляционного покрытия ;

— плотность обёртки .

Расчет нагрузок по (24) и (25):

q=;

q=.

Нагрузка от веса изоляционного покрытия по формуле (23)

q=.

Нагрузка от веса трубы по формуле (21)

q=.

Рассчитаем вес балластированного газопровода в воде при равномерной балластировке по формуле

= (26)

,

где: — нагрузка от веса перекачиваемого продукта, принимаем ;

коэффициент надежности по нагрузке, для железобетонных пригрузов .

Число пригрузов, необходимое для балластировки участка газопровода определяем по формуле

, (27)

где: — длина балластированного газопровода,=150м;

— расстояние между пригрузами

. (28)

Объем одного груза находим по формуле

. (29)

Характеристика железобетонного седловидного груза приведена в таблице 1.

Таблица 1-характеристика седловидного груза

Наружный диаметр трубопровода, мм	Масса груза, кг	Размеры, мм
						Rг

По формуле (29) находим

По формуле (28) находим

По формуле (27) находим

Принимаем .

Таким образом, проверочный расчет показал, что количество железобетонных седловидных грузов на заболоченном участке газопровода 1466 км от ПК384+47 до ПК386+00 соответствует проектному.

Расчет толщины стенки подземного газопровода

1 Расчет толщины стенки подземного газопровода

Расчет толщины стенки газопровода ведется по методике, отраженной в разделе 8.22 СНиП 2.05.06-85*.

Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 следует определять по формулам, МПа:

, (3.1)

, (3.2)

где R1н = σвр – нормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа;

R2н = σпр – нормативное сопротивление сжатию металла трубы, МПа;

m – коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность, принимаемый по табл. 3.2;

k1, k2 – коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по табл. 3.3 и 3.4;

kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 3.5.

Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл. 3.1.

Таблица 3.1

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:
а) диаметром менее 1200 мм
б) диаметром 1200 мм и более
в) в северной строительно-климатической зоне
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
а) диаметром менее 700 мм
б) диаметром 700 мм и более
в) в северной строительно-климатической зоне

Согласно табл. 3.1, рассматриваемый газопровод относится к трубопроводу III категории.

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода
В	0,60	Принимается по СНиП III-42-80
	0,75
	0,75
	0,90
	0,90

Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

Принимаем значение коэффициента m = 0,90.

Значения остальных коэффициентов k1, k2 и kн принимаем по табл. 3.3,3.4 и 3.5 соответственно.

Таблица 3.3

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу k1
1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами	1,34
Продолжение табл. 3.3 2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль неразрушающими методами	1,40
3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами	1,47
4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы	1,55

Примечание: Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не более 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту k1.

Таблица 3.4

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу k2
Бесшовные из малоуглеродистых сталей	1,10
Прямошовные и спиральношовные сварные из малоуглеродистой стали и низколегированной стали с отношением	1,15
Сварные из высокопрочной стали с отношением	1,20

Таблица 3.5

Условный диаметр трубопровода, мм	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн
для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р	для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
р £ 5,4 МПа р £ 55 кгс/см2	5,4 <р£ 7,4 МПа 55 < р £ 75 кгс/см2	7,4 < р £ 9,8 МПа 75 < р £ 100 кгс/см2
500 и менее	1,00	1,00	1,00	1,00
	1,00	1,00	1,05	1,00
	1,05	1,05	1,10	1,05
	1,05	1,10	1,15

Принимаем k1 = 1,40, k2 = 1,15 и kн = 1,05.

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R1н и R2н следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы.

;

;

;

.

Расчетную толщину стенки трубопровода d, следует определять по формуле, м:

, (3.3)

Определим минимально необходимую толщину стенки трубопровода по формуле (3.3):

Принимаем предварительное значение толщины стенки проектируемого трубопровода по сортаменту δном = 12 мм.

Внутренний диаметр трубопровода

, (3.4)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (3.5)

где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*, n = 1,10;

p – рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dн – наружный диаметр трубы, м;

y1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

, (3.6)

где sпр.N – продольное осевое сжимающее напряжение, МПа.

Продольные осевые напряжения sпр.N определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла.

В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

, (3.7)

где a – коэффициент линейного расширения металла трубы, a = 0,000012 град-1 = 1,212·10-5 град-1;

Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), Е = МПа (2кгс/см2);

Dt – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;

n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*,, n = 1,10;

m – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), m = 0,3.

Согласно исходным данным, температура фиксации расчетной схемы tм = -30°С, а температура эксплуатации трубопровода tэ = +10°С. Таким образом, принимаем, что .

Рассчитаем продольное осевое сжимающее напряжение:

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб

Тогда толщина стенки

Толщину стенки труб, определенную по формулам (3.3) и (3.5), следует принимать не менее , и не менее 4 мм — для труб условным диаметром свыше 200 мм.

; (3.8)

Следовательно, оба условия выполняются.

При этом толщина стенки должна удовлетворять условию, чтобы величина давления ри, была бы не менее величины рабочего (нормативного) давления.

Каждая труба должна проходить на заводах-изготовителях испытания гидростатическим давлением ри (МПа), в течение не менее 20 с, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести.

При величине испытательного давления, на заводе-изготовителе менее требуемой должна быть гарантирована возможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления, вызывающего напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести.

Величина ри на заводе для всех типов труб должна определяться по величине нормативного предела текучести по формуле:

, (3.9)

где dмин – минимальная толщина стенки, мм;

R – расчетное значение напряжения, принимаемое равным 95 % R2н, МПа;

Dвн – внутренний диаметр трубы, мм.

Минимальную толщину стенки труб с наружным диаметром 1020 мм принимаем равной 10 мм.

Таким образом, – условие выполняется.

2 Проверка прочности и устойчивости трубопровода

Проверка прочности подземных трубопроводов ведется согласно п. 8.23 СНиП 2.05.06-85*.

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производим из условия:

, (4.1)

где sпр.N – продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

y2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (sпр.N ³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр.N < 0) определяемый по формуле:

, (4.2)

где R1 – расчетное сопротивление растяжению, МПа;

sкц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

, (4.3)

где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*, n = 1,10;

dн – номинальная толщина стенки трубы, м.

Продольные осевые напряжения определяются по формуле (3.7):

Так как продольные осевые напряжения сжимающие (sпр.N < 0), то коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определим, используя формулу (4.3).

Получили .

Таким образом, условие прочности выполняется.

2.1 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций подземного трубопровода

Расчет газопровода на пластические деформации ведется по методике отраженной в п. 8.26 СНиП 2.05.06-85*.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по двум условиям:

, (4.4)

, (4.5)

где σпрн – максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

y3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (σпрн > 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрн < 0) — определяемый по формуле:

, (4.6)

где σкцн – кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

, (4.7)

Значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

, (4.8)

где ρ – минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м.

Определим кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления:

Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

Отрицательное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий (при замыкании трубопровода в холодное время):

Принимаем в дальнейшем расчете большее по модулю значение.

Так как принятое значение σ < 0, то рассчитаем значение коэффициента ψ3 по формуле (4.6).

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций (в насыпи) трубопроводов производим проверку по условиям:

Условия проверки на недопустимые пластические деформации выполняются.

2.2 Проверка общей устойчивости трубопровода

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы будем производить из условия:

, (4.9)

где S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, МН;

Nкр – продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, МН.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S определяется по формуле:

, (4.10)

где sкц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;

F – площадь поперечного сечения трубы, см2.

Площадь поперечного сечения металла трубы

, (4.11)

Значение кольцевого напряжений от расчетного внутреннего давления принимаем σкц = 270,60 МПа.

Nкр следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по следующей формуле:

, (4.12)

где р0 – сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м;

qверт – сопротивление поперечным вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины, Н/м;

I – момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м4.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи трубы с грунтом

, (4.13)

где k0 – коэффициент нормального сопротивления грунта (коэффициент постели грунта при сжатии), МН/м3.

Рассчитаем продольное критическое усилие Nкр.

1. Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м

, (4.14)

где τпр – предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом, МПа.

Предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом определим, используя следующую формулу:

, (4.15)

где ргр – среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом, Н/м2;

– угол внутреннего трения грунта, град.;

сгр – сцепление грунта, Па.

Величину ргр определим по формуле:

, (4.16)

где пгр – коэффициент надежности по нагрузке от давления (веса) грунта, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85, пгр = 0,80;

h0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности, м;

γгр – удельный вес грунта, Н/м3;

qтр – нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом, Н/м, определяемая по формуле:

, (4.17)

где qм – расчетная нагрузка от массы трубы. Н/м;

qиз – расчетная нагрузка от изоляции трубопровода, Н/м;

qпр – расчетная нагрузка от веса продукта, Н/м, которая учитывается при расчете газопроводов и при расчете нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, если в процессе их эксплуатации невозможно их опорожнение и замещение продукта воздухом.

a. Нагрузка от веса трубы, Н/м

, (4.18)

где nс. в. – коэффициент надежности по нагрузке от действия массы (собственного веса) трубопровода и обустройств, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85;

qмн – нормативное значение нагрузки от собственного веса трубы, Н/м;

ρст – плотность стали, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, g = 9,80665 м2/с.

Принимаем значение nс. в. = 0,95, так как при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции, должны приниматься те значения коэффициентов надежности по нагрузке, которые указаны в скобках.

b. Нагрузка от веса изоляции трубопровода, Н/м

Лента «Полилен» – четырехслойная лента на основе термосветостабилизированного полиэтилена и бутилкаучука, изготовленная методом со-экструзии – предназначена для изоляции при строительстве и ремонте подземных газонефтепродуктопроводов с целью защиты их от коррозии при температурах эксплуатации от -60°С до +50°С.

Размеры ленты должны соответствовать нормам, указанным в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Наименование показателей	Норма
Толщина, мм	0,63±0,05
Ширина полотна в рулоне, мм	450±5
Длина полотна в рулоне, м, не менее

Свойства ленты должны соответствовать нормам, указанным в табл. 4.2.

Таблица 4.2

Наименование показателей	Норма
Цвет	Черный
Прочность при разрыве, Н/см
Относительное удлинение при разрыве, %
Водопоглощение за 24ч, %	0,06
Температура хрупкости, °С, не ниже
Удельное объемное электросопротивление, Oм·м, не менее	1·1013
Адгезия к праймированной стальной поверхности, Н/см, не менее
Адгезия к праймированной стали, после старения в воде в течение 1000 ч при 100°С, Н/см, не менее
Адгезия к праймированной стали, после старения на воздухе в течение 1000 ч при 100°С, Н/см, не менее

Обертка липкая полиэтилановая Полилен-ОБ предназначена для защиты от механических повреждений изоляционных покрытий наружной поверхности подземных трубопроводов при температурах эксплуатации от -60°С до +50°С.

Размеры обертки должны соответствовать нормам, приведенным в таблице 4.3. Свойства обертки должны соответствовать нормам, указанным в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Наименование показателей	Норма
Толщина, мм	0,63±0,05
Ширина полотна в рулоне, мм	450±5
Длина полотна в рулоне, м, не менее

Таблица 4.4

Наименование показателей	Норма
Цвет	Черный
Прочность при разрыве, Н/см
Относительное удлинение при разрыве, %
Водопоглощение за 24ч, %	0,05
Температура хрупкости, °С, не выше
Адгезия обертки к полиэтиленовой стороне ленты, обертки, Н/см	4,0

Для изоляции трубопровода применяются импортные изоляционные липкие ленты. На газопроводах наиболее часто используют ленты типа «Полилен» (2 слоя ленты и 1 слой обертки).

, (4.19)

где qи. п.н – нормативное значение нагрузки от веса ленты, Н/м;

qоб.н – нормативное значение нагрузки от веса обертки, Н/м.

; (4.20)

, (4.21)

где δи. п., δоб – толщина двух слоев ленты и одного слоя обертки соответственно, м;

ρи. п., ρоб – плотность ленты и обертки соответственно, кг/м3.

c. Нагрузка от веса продукта, Н/м

Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м трубопровода qпр, Н/м, следует определять по формуле:

, (4.22)

где ρпр – плотность природного газа при нормальных условиях (273,15 К и 0,1013 МПа), кг/м3;

z – коэффициент сжимаемости газа;

Т – абсолютная температура газа, К.

В случае природного газа допускается принимать:

, (4.23)

где nпр – коэффициент надежности по нагрузке от массы продукта;

Р – рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dвн – внутренний диаметр трубопровода, см.

Таким образом, определим среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом.

Значение угла внутреннего трения и сцепление грунта принимаем по табл.4.5 φгр = 16 град, сгр = 25 кПа.

Таблица 4.5

Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов Средней полосы России

Грунт	, градус	fгр=tg	сгр, кПа
Гравелистый песок Песок средней крупности Мелкий песок Пылеватый песок Супеси Суглинки Глины Торф	36¸40 33¸38 30¸36 28¸34 21¸25 17¸22 15¸18 16¸30	0,7¸0,8 0,65¸0,75 0,6¸0,7 0,55¸0,65 0,35¸0,45 0,3¸0,4 0,25¸0,35 0,3¸0,5	0¸2 1¸3 2¸5 2¸7 4¸12 6¸20 12¸40 0,5¸4

Предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины.

2. Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м

, (4.24)

Момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м4

, (4.25)

Получили 7,259 < 63,075 МН – условие общей устойчивости выполняется со значительным запасом.

Заключение

Результаты анализа работы магистрального трубопровода используются для принятия решения по повышению эффективности его эксплуатации. Это могут быть варианты, как по совершенствованию технологической схемы работы; так и по необходимости проведения реконструкции трубопровода.

Признаками экономичности работы трубопровода при заданной производительности являются высокое значение коэффициента гидравлической эффективности линейной части, близкое к номинальному значению К. П.Д. перекачивающих агрегатов, и минимальное значение потерь давления регулирование работы перекачивающих станций.

Для МГ экономичность работы в значительной степени зависит от ве­личины давления на выходе КС. Снижение давления по отношению к допустимому для данного газопровода приводит к повышению затрат энергии. Пониженное давление на выходе станции может быть целесообразным на последней КС МГ и в случае, когда станции оборудованы агрегатами без средств регулирования производительность. В последнем случае затраты с учетом регулирования работы КС могут превысить затраты при работе газопровода с пониженным давлением. В остальных случаях пониженное давление может быть связано только с техническим состоянием перекачивающих агрегатов и их несоответствием условиям работы МГ.

В определенной степени экономичность работы зависит от оптимальности температурного режима трубопровода и периодичности его очистки.

При невозможности повышения эффективности работы трубопровода до желаемого значения возникает вопрос его реконструкции. При реконструкции станций могут выполняться:

— сооружение укрупненных цехов, взамен нескольких ликвидируемых, с использованием современного оборудования укрупненной единичной мощности;

— замена перекачивающих агрегатов и другого оборудования в старых зданиях;

— модернизация действующих перекачивающих агрегатов и другого оборудования.

При реконструкции линейной части выполняются:

— замена дефектных труб;

— лупингование отдельных участков;

— вынос трасс из зон застройки, прохождения железных и автомобильных дорог и пр.

Целесообразность и объем мероприятий по повышению экономичности работы трубопровода обосновываются экономическими расчетами. Наибольший экономический эффект дают мероприятия, проводимые на головных участках МГ.

Как правило, проводимые в целях повышения экономичности работы мероприятия должны сопровождаться благоприятным экологическим эффектом. В ряде случаев работы по реконструкции трубопровода должны быть связаны с повышением общей и экологической безопасности его работы.

Список литературы

1. ГОСТ «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;

2. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов / , и др.- М.: Недра, 1978.-364 с.;

3. Инструкция по гидравлическому и топливному расчету МГ, включая ГП, прокладываемые в Северных районах»;

4. Магистральные газонефтепроводы: учебное пособие / – Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. – 80 с.;

5. Нефтегазовое строительство / , – М.:Изд-во ОМЕГА-Л, 2005. – 774с.;

6. ОНТП 51-1-85. «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы»;

7. РСН 68-87 «Проектирование объектов промышленного и гражданского назначения Западно-Сибирского нефтегазового комплекса»;

8. СНиП 2.05.06-85*. «Магистральные трубопроводы»;

9. СНиП III-42-80*. «Магистральные трубопроводы»;

10. СНиП *. «Строительная климатология»;

11. СНиП «Газораспределительные системы»;

12. СНиП 2.02.04-88 «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах»;

13. СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия».

14. Справочник работника газовой промышленности;

15. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. , , .- М.: Недра, 1995. – 246 с.;

16. Интернет ресурсы.

Расчет толщины стенки трубопровода

МЕТОДИКА

расчета прочности стенки магистрального трубопровода по СНиП 2.05.06-85*

(составитель Ивлев Д.В.)

Расчет прочности (толщины) стенки магистрального трубопровода несложен, но при его выполнении впервые возникает ряд вопросов, откуда и какие берутся значения в формулах. Данный расчет прочности производится при условии воздействия на стенку трубопровода только одной нагрузки – внутреннего давления транспортируемого продукта. При учете воздействия других нагрузок должен проводиться проверочный расчет на устойчивость, который в данной методике не рассматривается.

Номинальная толщина стенки трубопровода определяется по формуле (12) СНиП 2.05.06-85*:

n — коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл.13* СНиП 2.05.06-85*:

Характер нагрузки и воздействия	Нагрузка и воздействие	Способ прокладки трубопровода	Коэффициент надежности по нагрузке
		подземный, наземный (в насыпи)	надземный
Временные длительные	Внутреннее давление для газопроводов	+	+	1,10
	Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700—1200 мм с промежуточными НПО без подключения емкостей	+	+	1,15
	Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм	+	+	1,10

р — рабочее давление в трубопроводе, в МПа;

Dн — наружный диаметр трубопровода, в миллиметрах;

R1 — расчетное сопротивление растяжению, в Н/мм2. Определяется по формуле (4) СНиП 2.05.06-85*:

— временное сопротивление разрыву на поперечных образцах, численно равное пределу прочности σв металла трубопровода, в Н/мм2. Это значение определяется нормативными документами на сталь. Очень часто в исходный данных указывается только класс прочности металла. Это число примерно равно пределу прочности стали, переведенное в мегапаскали (пример: 412/9,81=42). Класс прочности конкретной марки стали определяется анализом в заводских условиях только для конкретной плавки (ковша) и указывается в сертификате на сталь. Класс прочности может в небольших пределах различаться от партии к партии (на пример, для стали 09Г2С – К52 или К54). Для справок можно пользоваться следующей таблицей:

Класс прочности	К42	К52	К54	К55	К56	К60
Предел прочности σв, Н/мм2
Предел текучести σт, Н/мм2
Отношение предела прочности к пределу текучести σв/ σт	0,59	0,71	0,72	0,70	0,71	0,81
Примерная марка стали с данным классом прочности	Сталь 20	09Г2С				10Г2ФБЮ

m — коэффициент условий работы трубопровода в зависимости от категории участка трубопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85*:

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m
В	0,60
І	0,75
ІІ	0,75
ІІІ	0,90
IV	0,90

Категория участка магистрального трубопровода определяется при проектировании согласно таблицы 3* СНиП 2.05.06-85*. При расчете труб, применяемых в условиях интенсивных вибраций, коэффициент m может быть принят равным 0,5.

k1 — коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл.9 СНиП 2.05.06-85*:

Характеристика труб	Значение коэффициента надежности по материалу к1
1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами	1,34
2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100 %-ный контроль неразрушающими методами	1,40
3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами	1,47
4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электро-дуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы	1,55
Примечание. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту к1

Ориентировочно можно принимать коэффициент для стали К42 – 1,55, а для стали К60 – 1,34.

kн — коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл.11 СНиП 2.05.06-85*:

Условный диаметр трубопровода, мм	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода kн
для газопроводов в зависимости от внутреннего давления r	для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
r£ 5,4 МПа р£55 кгс/см2	5,4 <р£ 7,4 МПа 55 < р £ 75 кгс/см2	7,4 <р£ 9,8 МПа 75 < р £ 100 кгс/см2
500 и менее	1,00	1,00	1,00	1,00
600-1000	1,00	1,00	1,05	1,00
	1,05	1,05	1,10	1,05
	1,05	1,10	1,15	—

К получаемому по формуле (12) СНиП 2.05.06-85* значению толщины стенки бывает необходимо прибавить припуск на коррозионное поражение стенки за время эксплуатации трубопровода.

Расчетный срок эксплуатации магистрального трубопровода указывается в проекте и обычно составляет 25-30 лет.

Для учета наружного коррозионного поражения по трассе магистрального трубопровода проводится инженерно-геологическое обследование грунтов. Для учета внутреннего коррозионного поражения производится анализ перекачиваемой среды, наличия в нём агрессивных компонентов.

Характеристика воздействия	Скорость коррозионного проникновения, мм/год
неагрессивное	менее 0,01
слабоагрессивное	0,01 – 0,1
среднеагрессивное	0,1 – 0,5
сильноагрессивное	более 0,5

Для примера, природный газ, подготовленный к перекачке, относится к слабоагрессивной среде. Но наличие в нём сероводорода и (или) углекислого газа в присутствии паров воды может увеличит степень воздействия до среднеагрессивного или сильноагрессивного.

К получаемому по формуле (12) СНиП 2.05.06-85* значению толщины стенки прибавляем припуск на коррозионное поражение и получаем расчетное значение толщины стенки, которое необходимо округлить до ближайшего большего стандартного (смотреть, например, в ГОСТ 8732-78* «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент», в ГОСТ 10704-91 «Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент», или в технических условиях трубопрокатных предприятий).

2. Проверка выбранной толщины стенки по испытательному давлению

После строительства магистрального трубопровода производится испытания как самого трубопровода, так и отдельных его участков. Параметры испытаний (испытательное давление и время испытания) указаны в таблице 17 СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы». Проектировщику необходимо следить, что бы выбранные им трубы обеспечивали необходимую прочность при проведении испытаний.

На пример: производится гидравлическое испытание водой трубопровода Д1020х16,0 сталь К56. Заводское испытательное давление труб 11,4 МПа. Рабочее давление в трубопроводе 7,5 МПа. Геометрический перепад высот по трассе 35 метров.

Нормативное испытательное давление:

Давление от геометрического перепада высот:

Итого, давление в нижней точке трубопровода будет составлять , что больше заводского испытательного давления и целостность стенки не гарантируется .

Расчет испытательного давления трубы производится по формуле (66) СНиП 2.05.06 – 85*, идентичной формуле указанной в ГОСТ 3845-75* «Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением». Расчетная формула:

δ мин – минимальная толщина стенки трубы, равная разности номинальной толщины δ и минусового допуска δДМ, мм. Минусовой допуск – разрешенное изготовителю труб уменьшение номинальной толщины стенки трубы, которое не уменьшает общей прочности. Величина минусового допуска регламентируется нормативными документами. Для примера:

Нормативный документ	Нормируемый показатель минусового допуска
ГОСТ 8731-74 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические условия»	Таблица 3 Наружный диаметр, мм Толщина стенки, мм Предельные отклонения по толщине стенки труб точности изготовления, % повышенной обычной До 219 До 15 включ. ±12,5 +12,5 -15,0 Св. 15 до 30 +10,0 -12,5 ±12,5 30 и выше ±10,0 +10,0 -12,5 Св. 219 До 15 включ. +12,5 -15,0 Св. 15 до 30 ±12,5 30 и выше +10,0 -12,5
ГОСТ 10704-91 «Трубы стальные электросварные. Сортамент».	6. Предельные отклонения по толщине стенки должны соответствовать: ±10% — при диаметре труб до 152 мм; По ГОСТ 19903 — при диаметре труб свыше 152 мм для максимальной ширины листа нормальной точности.
ТУ 1381-012-05757848-2005 на трубы DN500-DN1400 ОАО «Выксунский металлургический завод»	Пункт 1.2.4 «Минусовой допуск не должен превышать: — 5% от номинальной толщины стенки труб с толщиной стенки менее 16 мм; — 0,8 мм для труб с толщиной стенки от 16 до 26 мм; — 1,0 мм для труб с толщиной стенки свыше 26 мм.»

Определяем минусовой допуск толщины стенки трубы по формуле

,

Определяем минимальную толщину стенки трубопровода:

R – допускаемое напряжение разрыву, МПа. Порядок определения этой величины регламентируется нормативными документами. Для примера:

Нормативный документ	Порядок определения допускаемого напряжения
ГОСТ 8731-74 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические условия»	Пункт 1.9. Трубы всех видов, работающие под давлением (условия работы труб оговариваются в заказе), должны выдерживать испытательное гидравлическое давление, вычисляемое по формуле, приведенной в ГОСТ 3845, где R — допускаемое напряжение, равное 40% временного сопротивления разрыву (нормативного предела прочности) для данной марки стали.
ГОСТ 10705-80 «Трубы стальные электросварные. Технические условия.»	Пункт 2.11. Трубы должны выдерживать испытательное гидравлическое давление. В зависимости от величины испытательного давления трубы подразделяют на два вида: I — трубы диаметром до 102 мм — испытательное давление 6,0 МПа (60 кгс/см2) и трубы диаметром 102 мм и более — испытательное давление 3,0 МПа (30 кгс/см2); II — трубы группы А и В, поставляемые по требованию потребителя с испытательным гидравлическим давлением, рассчитанным по ГОСТ 3845, при допускаемом напряжении, равном 90% от нормативного предела текучести для труб из данной марки стали, но не превышающее 20 МПа (200 кгс/см2).
ТУ 1381-012-05757848-2005 на трубы DN500-DN1400 ОАО «Выксунский металлургический завод»	С испытательным гидравлическим давлением, рассчитанным по ГОСТ 3845, при допускаемом напряжении, равном 95% от нормативного предела текучести (согласно п. 8.2 СНиП 2.05.06-85*)

DР – расчетный диаметр трубы, мм. Для труб диаметром менее 530 мм, расчетный диаметр равен среднему диаметру трубы, т.е. разности номинального диаметра D и минимальной толщины стенки δ мин:

Для труб диаметром 530 мм и более, расчетный диаметр равен внутреннему диаметру трубы, т.е. разности номинального диаметра D и удвоенной минимальной толщины стенки δ мин: