книги / Проектирование газораспределительных сетей из полиэтиленовых газопроводов

6. РАСЧЕТ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

НА ПРОЧНОСТЬ

При проектировании полиэтиленовых газопроводов правиль­ ность выбранных конструктивных решений необходимо обосновы­ вать расчетом на прочность и устойчивость положения против всплытия. При расчете газопроводов срок службы полиэтиленовых труб принимается равным 50 годам.

По нормативным требованиям и условиям эксплуатации выби­ раются трубопроводы соответствующих характеристик. Диаметры газопроводов выбираются на основе гидравлического расчета. Осу­ ществляется проверка назначенных радиусов упругого изгиба газо­ провода.

При определении устойчивости положения определяется спо­ соб балластировки и закрепления полиэтиленового газопровода в зависимости от грунтовых и гидрологических условий и величина необходимой балластировки.

Для проверки обеспечения кольцевой формы поперечного се­ чения определяется предельно допустимая величина овальности га­ зопровода с учетом всех воздействий.

Методика расчета полиэтиленовых газопроводов на прочность изложена в соответствии со СП 42-103.

6.1. Нагрузки, действующие на полиэтиленовый газопровод

На полиэтиленовый газопровод, проложенный под землей, дей­ ствуют нагрузки, которые способны привести к его деформации. Эти нагрузки оказывают силовое, деформационное и сейсмическое воздействие на газопровод.

Нагрузки и воздействия силового нагружения — это внутрен­ нее давление газа, вес газопровода, сооружений на нем и вес транс­ портируемого газа, давление грунта, гидростатическое давление

ивыталкивающая сила воды, нагрузки, возникающие при укладке

ииспытании.

92

Рабочее (нормативное) давление транспортируемого газа опре­ деляется по проекту.

Собственный вес единицы длины газопровода (Н/м) определя­ ется по формуле

где т д — расчетная масса 1 м трубы (прил. IV), кг; g — ускорение свободного падения, м/с2.

Давление грунта на единицу длины газопровода (Н/м) опреде­ ляется по формуле

Ят Рт *g ’ , (6.2)

где рт — плотность грунта, кг/м3;

de — наружный диаметр газопровода, м;

hm— расстояние от верха трубы до поверхности земли, м. Гидростатическое давление воды (МПа) определяется по фор­

где pw— плотность воды, кг/м3;

hw— высота столба грунтовых вод над верхней образующей га­ зопровода, м.

Выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода (Н/м) определяется по формуле

Деформационные нагрузки — это воздействия, вызванные не­ равномерностью температур, предварительными напряжениями га­ зопровода (упругий изгиб по заданному профилю); неравномерны­ ми деформациями грунта (просадки, пучение, влияние горных вы­ работок).

Нагревание и охлаждение стенки газопровода в пределах до­ пустимых температур приводит к увеличению или уменьшению длины полиэтиленовых газопроводов. Учитывая, что коэффициент линейного теплового удлинения полиэтиленовых трубопроводов в несколько раз больше, чем металлических трубопроводов, соблю­ даются определенные требования при укладке полиэтиленовых

93

трубопроводов. При расчетах на прочность температурный перепад в материале труб (At) принимается равным разности между темпе­ ратурой газа в процессе эксплуатации газопровода и температурой, при которой фиксируется расчетная схема газопровода. Температу­ ра природного газа в процессе эксплуатации при подземной прокладке может бьггь принята равной О °С. Расчетная схема фик­ сируется при минимальной температуре, до которой охлаждается газопровод в процессе эксплуатации, или при максимальной темпе­ ратуре, до которой нагревается газопровод.

6.2. Расчет прочности полиэтиленовых газопроводов

Расчет полиэтиленовых газопроводов на прочность при воз­ действии нагрузок заключается в проверке выполнения следую­ щих условий.

При действии всех нагрузок силового нагружения проверяется выполнение условия

где MRS — минимальная длительная прочность, МПа;

а„рр— продольные фибровые напряжения от силового нагру­ жения, МПа,

SDR

где ц — коэффициент Пуассона для материала труб; SDR — стандартное размерное отношение;

р — рабочее давление, МПа.

Если на газопровод одновременно оказывают воздействия сило­ вые и деформационные нагрузки, то должны выполняться условия:

где a„pNS — продольное осевое напряжение от совместного силово­ го и деформационного нагружений, сейсмического воз­ действия (в сейсмических районах), МПа;

94

0ор5— продольные фибровые напряжения от совместного си­ лового и деформационного нагружений, сейсмического воздействия (в сейсмических районах), МПа.

При совместном действии на полиэтиленовый газопровод всех силовых и деформационных нагрузок и сейсмическом воздействии должны соблюдаться условия:

При отсутствии 100%-ного контроля сварных швов газопрово­ дов, соединенных сваркой нагретым инструментом встык, правые части условий (6.5), (6.7), (6.9) и (6.10) умножаются на понижаю­ щий коэффициент 0,95.

Значения продольных фибровых и продольных осевых напря­ жений от совместного силового и деформационного нагружений,

+ с с>

2г

где ai — коэффициент линейного теплового удлинения, °С-1; E(te) — модуль ползучести материала труб при температуре

эксплуатации, МПа, определяется по рис. 2.1; At — температурный перепад в материале труб, °С;

ст0.у — дополнительные напряжения в газопроводе, обуслов­ ленные прокладкой его в особых условиях, МПа;

95

а с — дополнительные напряжения в газопроводе, обуслов­ ленные прокладкой его в сейсмических районах, МПа;

de — наружный (внешний) диаметр газопровода, м; г — радиус упругого изгиба газопроводов, м.

При прокладке газопроводов в пучинистых грунтах значения дополнительных напряжений (ао у) должны приниматься в зависи­ мости от глубины промерзания (табл. 6.1).

Дополнительные напряжения стоу, обусловленные прокладкой полиэтиленовых газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, равны 0,6 МПа, в сильнонабухающих грунтах и на подрабатываемых территориях — 0,8 МПа. Они учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояни­ ях 40 de в обе стороны от него. Дополнительные напряжения при прокладке газопроводов в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.

Если полиэтиленовый газопровод прокладывается в сейсмиче­ ских районах, то значения дополнительных напряжений (ас) опре­

где т 0 — коэффициент защемления газопроводов в грунте, опреде­ ляется по табл. V.1 в прил. V;

96

vc — скорость распространения продольной сейсмической вол­ ны, км/с, определяется по табл. V.1 в прил. V;

ас — сейсмическое ускорение, см/с2, определяется по табл. V.2 в прил. V.

Для полиэтиленовых газопроводов, проложенных в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым темпера­ турным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации О °С для различных значений SDR и MRS приведены на рис. 6.1. При расчетах на прочность зна­ чение радиуса упругого изгиба трубопровода по проекту при задан­ ном температурном перепаде сравнивается по соответствующему рисунку с минимально допустимым. Если радиус упругого изгиба больше допустимого, то данное значение подставляется в формулу (6.12) и проверяется выполнение условий (6.7) и (6.8).

Пример 6.1. Полиэтиленовый газопровод проложен в обычных условиях в слабопучинистых грунтах. Участок прямолинейный, де­ формационные нагрузки, вызванные разностью температур и упру­ гим изгибом, отсутствуют. Максимальное рабочее давление газа в газопроводе 0,3 МПа. Газораспределительная система выполнена из труб Труба ПЭ80 ГАЗ SDR 17,6-75 х 4,3 ГОСТ Р 50838-95. Сто­ процентный контроль сварных соединений ультразвуковым методом не предусмотрен.

Проверить, соответствует ли условию прочности принятое кон­ структивное решение.

На газопровод действуют силовые нагрузки, поэтому проверя­ ется выполнение условия (6.5); поскольку стопроцентный контроль ультразвуковым методом не выполняется, предусматривается пони­ жающий коэффициент 0,95 для правой части:

Gnpf < 0.4MRS • 0,95 = 0,4 • 8 • 0,95 = 3,04 МПа.

Продольные фибровые напряжения от силового нагружения оп­ ределяются по формуле (6.6):

Условие прочности (6.5) для данного участка газопровода вы­ полняется 0,946 < 3,04.

97

MRS =6,3 МПа

MRS=8,0МПа

MRS= 10,0 МПа

25 35 45 55 65 75 85 r/dt,

MRS=8,0МПа

MRS=10,0МПа

Рис. 6.1. Зависимости максимально допустимого отрица­ тельного температурного перепада от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру газопровода: а — при рабочем давлении 0,3 МПадля SDR11; б — при рабо­ чемдавлении 0,6МПадля SDR11; в—прирабочемдавле­

нии 0,3 МПадля SDR17,6

98

Пример 6.2. Полиэтиленовый газопровод проложен в сильно пучинистых грунтах. Глубина промерзания 2 м. На участке выпол­ нен поворот методом упругого изгиба (г = 30). Разность темпера­ тур в процессе эксплуатации At = 5 °С. Максимальное рабочее давление газа в газопроводе 0,6 МПа. Участок газопровода вы­ полнен из труб Труба ПЭ80 ГАЗ SDR 11-90x8,2 ГОСТ Р 50838-95. Стопроцентный контроль сварных соединений ультразвуковым методом не предусмотрен.

Проверить, соответствует ли условию прочности принятое кон­ структивное решение.

На газопровод одновременно оказывают воздействия силовые и деформационные нагрузки, поэтому проверяется выполнение ус­ ловий (6.7) и (6.8):

стпрws < 0.5MRS • 0,95 = 0,5 • 8 • 0,95 = 3,8 МПа, c npS < 0.9MRS 0,95 = 0,9 • 8 • 0,95 = 6,84 МПа.

Значения продольных напряжений от совместного силового и деформационного нагружений a„pNs и Cnps определяются по фор­ мулам (6.11) и (6.12):

tfnpA/S — 2 0,43 0,6 —2,2• 10-4 -310-5 = 1386 МПа,

Условия прочности (6.7) (1,386 < 38) и (6.8) (2,4509 < 6,84) для данного участка газопровода выполняются.

99

6.3. Определение величины балластировки полиэтиленовых газопроводов

При прокладке полиэтиленовых газопроводов на подводных переходах, на участках, где возможно обводнение, на периодически обводняемых участках для обеспечения проектного положения применяются различные виды балластировки.

В зависимости от грунтовых и гидрологических условий могут применяться:

- пригрузы из высокоплотных материалов (например, железо­ бетон, чугун);

-грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым синтети­ ческим материалом (НСМ);

-пригрузы из синтетических прочных тканей, наполненные

минеральным грунтом или цементно-песчаной смесью; - анкерные устройства.

Газопроводы, проложенные бестраншейными методами, бал­ ластировке и закреплению не подлежат.

Выбор конструкций, способов балластировки и закрепления газо­ проводов определяется проектом на основании инженерно-геологиче­ ских условий трассы; рельефа местности, характера горизонтальных и вертикальных кривых; типа болот и уровня грунтовых вод; методов и сроков производства работ; глубины и ширины водных преград.

К утяжелителям из высокоплотных материалов относятся седло­ вые пригрузы, охватывающие трубу по бокам, и кольцевые пригрузы (рис. 6.2). Для предохранения труб от механических повреждений под седловые и кольцевые при­

100