Курсовая работа.

НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
им. Р. Е.АЛЕКСЕЕВА
Курсовая работа
"Проектирование участка линейной части газопровода и переход
через автомобильную дорогу"
по дисциплине: «Проектирование линейной части
газонефтепроводов»
Павлов Иван Юрьевич
Факультет ИТС
Кафедра Проектирование и эксплуатация ГНП и ГНХ
_____________________________________
Группа 21-НГД
Дата защиты " " июня 2024г.
Индекс КР-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Содержание:
Введение ......................................................................................................................... 4
1 . Теоретическая часть ................................................................................................. 5
1.1 Состав магистрального газопровода .............................................................. 5
1.2 Основные требования по прокладке газопровода ....................................... 6
1.3 Требования к переходу через автомобильную дорогу ................................ 8
1.3.1 Способы прокладки газопровода ............................................................ 10
1.4
Конструкция
перехода
магистрального
газопровода
через
автомобильную дорогу .......................................................................................... 11
1.4.1 Защитный кожух ........................................................................................ 11
1.4.2 Вытяжные свечи и отводные трубы....................................................... 11
1.5 Прокладка трубопровода методом продавливания .................................. 12
1.6 Балластировка газопровода ........................................................................... 16
1.6.1 Утяжелители железобетонные охватывающего типа,
модернизированные УБО-М ............................................................................. 17
2. Расчетная часть ........................................................................................................ 19
2.1 Расчет толщины стенки трубопровода ........................................................ 19
2.2 Проверка на прочность и устойчивость трубопровода ............................ 20
2.3 Величина углов ................................................................................................. 23
2.4 Расчет толщины труб защитного футляра на переходе трубопровода
через автодорогу ..................................................................................................... 26
2.5 Расчет кожуха на прочность по изгибающему моменту .......................... 29
2.5.1. Определение расчетного изгибающего момента ................................ 30
2.5.2. Определение предельного изгибающего момента M𝑛 поперечного
сечения кожуха .................................................................................................... 32
Изм Лист
№ докум.
.
Павлов
И.Ю.
Разраб
Руковод. Громова Е А.
.
Подп
Дата
КР-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24 ПЗ
Проектирование участка
линейной части газопровода и
переход через автомобильную
дорогу
Лит
Лист
2-3
Листов
68
НГТУ каф. "ПЭГГ"
гр. 21-НГД
2.5.3. Определение предельного изгибающего момента M𝑛 продольного
сечения кожуха .................................................................................................... 32
2.5.4. Расчет на устойчивость по критическому давлению ........................ 33
2.5.5. Определение усилий, необходимых для продавливания кожуха .... 33
2.5.6. Проверка устойчивости стенок футляра при совместном
воздействии внешнего давления и осевого сжимающего напряжения .... 34
2.5.7. Расчет шага и количества колец «Спейсер» ....................................... 35
2.6. Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении ..................................................................................... 35
2.7. Расчет балластировки обводненных участков газопровода УБО-М ... 61
Заключение ................................................................................................................... 67
Список литературы ...................................................................................................... 68
Приложение 1
Изм Лист
№ докум.
.
Павлов
И.Ю.
Разраб
Руковод. Громова Е А.
.
Подп
Дата
КР-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24 ПЗ
Проектирование участка
линейной части газопровода и
переход через автомобильную
дорогу
Лит
Лист
2-3
Листов
68
НГТУ каф. "ПЭГГ"
гр. 21-НГД
Введение
Природный
энергоносителем,
газ
является
который
эффективным
широко
и
применяется
достаточно
во
дешевым
многих
сферах
производственной деятельности, оказывает влияние на рост производства
промышленной
продукции,
на
развитие,
как
отдельных
отраслей
промышленности страны, так и на развитие и благосостояние целого
государства.
Магистральный
газопровод
(МГ)
—
единый
производственно
технологический комплекс, включающий в себя здания, сооружения, его
линейную часть, в том числе объекты, используемые для обеспечения
транспортирования, хранения и учёта количества газа. МГ играют важную роль
в системе газотранспорта России, обеспечивая эффективную транспортировку
природного газа от мест добычи к пунктам потребления. В этом контексте,
проектирование газопроводов включает решение различных задач, включая
преодоление препятствий, как естественных, так и искусственных.
Целью
данной
работы
было
приобретение
навыков
работы
с
нормативными документами и их применение в проектировании линейной части
магистрального газопровода. Особое внимание уделялось проектированию
участка газопровода, проходящего через автомобильную дорогу. Это требовало
комплексного подхода, включающего графическую часть работы, такую как
построение профиля и плана перехода.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
4
1 . Теоретическая часть
1.1 Состав магистрального газопровода
В состав магистральных газопроводов входят:
▪ трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему
транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной
арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия,
узлами подключения КС, УЗРГ, ПРГ, узлами пуска и приема очистных
устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;
▪ установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии,
линии
и
сооружения
технологической
связи,
средства
автоматики
и
телемеханики;
▪
линии
электропередачи,
предназначенные
для
обслуживания
трубопроводов и устройства электроснабжения и дистанционного управления
запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов,
сети связи;
▪ противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения
трубопроводов;
▪ емкости для хранения и разгазирования конденсата, сжиженных
углеводородов;
▪ здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;
▪ вдольтрассовые проезды и вертолетные площадки, расположенные вдоль
трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки
местонахождения трубопроводов;
▪ ПХГ;
▪ указатели и предупредительные знаки.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
5
1.2 Основные требования по прокладке газопровода
Магистральные газопроводы следует прокладывать подземно (подземная
прокладка). Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная
прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как
исключение при соответствующем обосновании.
В данной работе прокладка магистрального газопровода выбрана
подземная по требованиям СП 36.13330.2012.
Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям
населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий,
аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и
других аналогичных объектов.
Расстояния от оси проектируемого газопровода до населенных пунктов,
отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и
сооружений приняты по таблице 4* СП 36.13330.2012 (СНиП 2.05.06-85*) с
учетом примечания 4 к указанной таблице.
Выбор трассы трубопроводов должен проводиться на основе вариантной
оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из
нескольких
возможных
вариантов
с
учетом
природных
особенностей
территории, расположения населенных мест, залегания торфяников, а также
транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказать негативное
влияние на магистральный трубопровод.
Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и
автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими
кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев
прокладки: кабеля технологической связи данного трубопровода на подводных
переходах (в одной траншее) и на переходах через железные и автомобильные
дороги (в одном футляре);
Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с
нормами технологического проектирования. При отсутствии необходимости в
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
6
транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы следует
проектировать из труб со стенкой различной толщины, в зависимости от падения
рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.
Допустимые
радиусы
изгиба
трубопровода
в
горизонтальной
и
вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности,
местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный
радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств
должен составлять не менее пяти его номинальных диаметров DN.
На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема
очистных и разделительных устройств, конструкция которых определяется
проектной документацией. Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит
принимать, м, не менее:
▪ при номинальном диаметре менее DN 1000………..0,8;
▪ при номинальном диаметре DN 1000 и более (до DN 1400)……. 1,0;
▪ на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению…….. 1,1;
▪ в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных
оснований………..1,0;
▪ в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда
автотранспорта и сельскохозяйственных машин……….0,6;
▪ на пахотных и орошаемых землях ………...1,0;
▪ при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных)
каналов (от дна канала) ……….1,1.
Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:
- DN+ 300 мм - для трубопроводов номинальным диаметром до DN 700;
- 1,5 DN - для трубопроводов номинальным диаметром DN 700 и более.
При номинальных диаметрах трубопроводов DN 1200 и DN 1400 и
траншеях с откосом свыше 1: 0,5 ширину траншеи понизу допускается
уменьшать до величины DN +500 мм. При балластировке трубопроводов грузами
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
7
ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между
грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.
Пересечения трубопроводов с другими сетями инженерно-технического
обеспечения (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в
соответствии с требованиями СП 18.13330.
Газопровод прокладывается, преимущественно параллельно рельефу
местности.
Повороты
в
вертикальной
и
горизонтальной
плоскостях
осуществляются за счет гнутых отводов или радиусов упругого изгиба труб.
Минимальные радиусы упругого изгиба принимают исходя из условия
прочности при температурном перепаде.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в
трубопроводе подразделяют:
класс I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно;
класс II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно.
Данной работе МГ принадлежит классу I , так как рабочее давление 9,8
МПа, соответствует диапазону свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно.
Категория магистрального трубопровода определяется по таблице 3* СП
36.13330.2012.
1.3 Требования к переходу через автомобильную дорогу
Переходы
трубопроводов
через
автомобильные
дороги
следует
предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с
нулевыми отметками и в исключительных случаях - при соответствующем
обосновании
-
в
выемках
дорог.
Угол
пересечения
трубопровода
с
автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90°. Прокладка
трубопровода через тело насыпи не допускается. При прокладке в стесненных
условиях, допускается угол пересечения трубопровода не менее 60°. При этом
категория участков трубопровода в пределах расстояний, указанных в таблице 4,
примыкающих к переходам (см. перечисление (е) пункта 3 таблицы 3), должна
быть не ниже категории переходов.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
8
Угол пересечения магистральных трубопроводов с некатегорийными
дорогами (лесные, полевые и т.п.) не нормируется.
Участки
трубопроводов,
прокладываемых
на
переходах
через
автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием
капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном
футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых
определяется условием производства работ и конструкцией переходов и должен
быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.
Концы футляра должны выводиться на расстояние:
При прокладке трубопровода через автомобильные дороги: от бровки
земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м - от подошвы насыпи.
Кабель связи трубопровода на участках его перехода через железные и
автомобильные дороги прокладывают в защитном футляре или отдельно в
трубах.
На подземных переходах газопроводов через автомобильные дороги
концы защитных футляров должны иметь уплотнения из диэлектрического
материала.
На одном из концов футляра или тоннеля следует предусматривать
вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее: от подошвы
земляного полотна автомобильных дорог 25. Высота вытяжной свечи от уровня
земли должна быть не менее 5 м. Заглубление участков трубопроводов,
прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно
приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей
защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4
м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные
глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
9
Заглубление участков трубопровода под автомобильными дорогами на
территории КС, НПС и ПС принимают в соответствии с требованиями СП
18.13330.
Расстояние между параллельными трубопроводами на участках их
переходов под автомобильными дорогами следует назначать исходя из
грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это
расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной
прокладке линейной части магистральных трубопроводов.
1.3.1 Способы прокладки газопровода
В отечественной и зарубежной практике строительства линейной части
магистральных газопроводов (ЛЧМГ) наибольшее распространение получили
следующие основные технологические схемы сооружения этих переходов:
-
открытая
(траншейная)
прокладка
в
защитных
кожухах
(под
автомобильные дороги);
- закрытая (бестраншейная) прокладка в защитных кожухах (под
автомобильные и железные дороги);
- открытая (траншейная) прокладка без защитного кожуха (под
автомобильные дороги низкой категории).
Прокладка переходов трубопроводов через автомобильную дорогу может
выполняться следующими способами:
- методами горизонтально-направленного бурения;
- методом прокола;
- методом продавливания.
Горизонтально-направленное
бурение
предназначено
для
труб
DN до 1020 мм.
Метод прокола предназначен для труб DN 100-600 мм.
Метод продавливания предназначен для труб DN 600-1720 мм.
В данной работе выбираем метод бурения, так как трубопровод DN 700 мм.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
10
1.4
Конструкция
перехода
магистрального
газопровода
через
автомобильную дорогу
Переходы магистральных газопроводов через автомобильные дороги
состоят из защитного кожуха, рабочего трубопровода, опор, манжет, отводной
трубы и вытяжной свечи.
1.4.1 Защитный кожух
Защитный кожух предназначен для защиты газопровода на переходах
через автомобильные и железные дороги от воздействия внешних нагрузок,
создаваемых движущимся транспортом, а также отвода газа от дороги в случае
его утечки из трубопровода.
Защитный кожух также позволяет при необходимости заменить или
отремонтировать
газопровод
без
нарушения
движения
автомобильного
транспорта.
Основными параметрами защитного кожуха являются диаметр, длина и
толщина стенки.
Для изготовления защитного кожуха перехода газопровода используют,
как правило, стальные трубы диаметр которых определяется условием
производства работ и конструкцией переходов и должен быть больше наружного
диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм.
Наружная поверхность защитного кожуха покрывается заводским
антикоррозионным покрытие.
1.4.2 Вытяжные свечи и отводные трубы
Вытяжные свечи предназначены для отвода газа в атмосферу в случае его
утечки при разрыве газопровода.
Вытяжные свечи устанавливают на бетонные фундаменты, которые, как
правило, доставляются к месту установки в готовом виде. Глубина заложения
основания фундаментов до 2,5 м. На верхнем конце вытяжной свечи укрепляют
защитный колпак для предотвращения попадания в защитный кожух дождя и
снега.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
11
Вытяжная свеча и защитный кожух соединены между собой отводной
трубой. Отводная труба имеет диаметр, равный диаметру свечи DN 100 толщина
стенки будет равна 6 мм. [10]
1.5 Прокладка трубопровода методом бурения
Закрытый (бестраншейный) способ прокладки защитных кожухов при
строительстве переходов магистральных газопроводов под автомобильными
дорогами является основным способом.
прокладки защитного кожуха методом горизонтального бурения основана
на сочетании трех одновременно протекающих процессов: резания грунта,
транспортирования разработанного грунта из забоя скважины и продавливание
защитного кожуха в горизонтальную скважину. Горизонтальное бурение
предусматривает опережающую разработку грунта в забое с устройством
скважины в грунте большего диаметра, чем прокладываемая труба. Этим
способом можно устраивать подземные переходы трубопроводов диаметром
защитного кожуха от 325 до 1720 мм на длину 40-70 м, при скорости проходки
1,5-19,0 м/час в грунтах до IV группы.
Принцип действия установки горизонтального бурения основан на
следующем:
- механической разработке грунта режущей головкой;
- сухом непрерывном транспортировании грунта из забоя шнеком;
- совмещение процесса бурения с прокладкой трубы-кожуха;
- бурение скважины диаметром большим, чем диаметр кожуха.
Работы по строительству перехода начинают с геодезической разбивки
места перехода. В начале определяется местоположение трубопровода с
выносом и привязкой его оси к постоянным ориентирам.
Намечают границы рабочего и приемного котлованов с закреплением
обносками, на которых укрепляют планки, показывающие глубины котлованов.
Столбы обносок закапывают в грунт на глубину не менее 0,7 м и не ближе 0,7 м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
12
от края котлована. Разбивают поперечную траншею. Размеры котлованов
определяют в зависимости от грунтовых условий, конструкций машин,
установок и оборудования для бестраншейной прокладки, применяемых в
каждом конкретном случае.
Размеченную под котлованы территорию
планируют бульдозером для придания ей горизонтальной поверхности.
Котлованы отрывают одноковшовым экскаватором с удалением грунта в
отвал. Примерные размеры рабочего котлована при различной глубине
заложения защитного кожуха равны по длине 10-12 м и ширине 3-5 м. Длина
рабочего котлована должна быть на 8-12 м больше длины проталкиваемого звена
защитного кожуха, ширина по верху на 1,5-2,0 м больше ширины машины, а по
низу на 1,0-1,5 м больше наружного диаметра кожуха. Глубина котлована
должна быть на 0,7-1,0 м ниже проектной отметки низа кожуха.
В конце рабочего котлована отрывается поперечная траншея шириной 1,01,5 м и длиной 7,0-10 м, которая вместе с рабочим котлованом образует форму
буквы "Т".
Стенки рабочего котлована выполняются с откосами. Поперечную
траншею укрепляют деревянными брусьями или шпалами, на которые опирается
упорный брус (якорь), для крепления неподвижного блока полиспаста.
На дне рабочего котлована устанавливают роликовые опорные тележки,
поддерживающие кожух и обеспечивающие сохранение заданного направления
проходки.
По другую сторону дороги отрывается приемный котлован длиной 6,0-8,0
м для выхода кожуха приема и демонтажа режущей головки и шнека. Ширина
приемного котлована по низу на 1,0-1,5 м больше диаметра кожуха; глубина
котлована на 0,3-0,5 м ниже проектной отметки укладки кожуха.
Для спуска и подъема рабочих в котлованы устанавливают инвентарные
лестницы.
Готовые котлованы
предъявляют
представителям
Заказчика
для
освидетельствования и получения разрешения на дальнейшее выполнение работ.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
13
После выполнения работ приемке-сдаче котлована, приступают к работам
второго этапа.
Монтаж установки производится в рабочем котловане. Установка состоит
из следующих узлов: сварной рамы; двигателя внутреннего сгорания с коробкой
передач и двухскоростной коробкой отбора мощности; редуктора; вала привода
шнека с муфтой предельного момента; коробки передач и механизма
выключения привода лебедки; самой лебедки; шнека; режущей головки и
системы подачи полиспаста.
Рама машины представляет собой сварную конструкцию, на которой
смонтированы силовой агрегат, трансмиссия и лебедка машины. В нижней части
рамы прикреплены сменные башмаки для установки машины на трубы разных
диаметров.
Рабочие органы состоят из режущей головки с диаметром 1660 мм и
шнекового транспортера. Редуктор - двухступенчатый с цилиндрическими
косозубыми шестернями. При помощи редуктора осуществляется основное
снижение скорости вращения звездочки цепной передачи вала привода шнека.
Вал привода шнека смонтирован внизу рамы машины на двух роликовых
сферических подшипниках, размещенных в стальных корпусах подшипников.
Передний конец вала соединяется со шнеком переходной муфтой, на которой
смонтирована крыльчатка для отбрасывания грунта, поступающего в рабочий
котлован из кожуха. Подвижный блок полиспаста смонтирован впереди машины
на ее раме. Неподвижный блок размещается в рабочем котловане и закрепляется
за якорь в поперечной траншее. Неподвижный блок расcчитан на тяговое усилие
30-50 тс.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
14
Рис.1. Схема котлованов для сооружения перехода методом
горизонтального бурения
Рис.2. Режущая головка типа УГБ
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
15
Прокладка кожуха производится в следующем порядке:
На берме рабочего котлована из труб сваривают защитный кожух
(футляр). При сварке кожуха необходимо обратить особое внимание на
прямолинейность свариваемых труб, т. к. зигзагообразный футляр требует
значительно больше усилий при своём продвижении по скважине и затрудняет
работу шнека. Овальность труб не должна превышать 5 мм. Помятые трубы
применять запрещается. Внутренние валики сварных продольных швов
желательно сплавить автогеном на длине 5 м от торца кожуха в зоне работы
секций большого диаметра. Общая длина кожуха должна быть больше длины
перехода на 7-10 м и выбрана с таким расчетом, чтобы при установке на него
буровой машины фрезерная головка выступала за торец кожуха не более чем на
200 мм.
К готовому защитному кожуху впереди каждого опорного башмака
машины приварить по два упора. В подготовленный кожух при помощи кранатрубоукладчика заталкивают шнек с установленной на его конце режущей
головкой. Передний конец шнека должен выступать из кожуха на 15-20 см, а
задний - на 30-40 см. Затем при помощи двух кранов-трубоукдадчиков такой же
марки собранный кожух опускают в рабочий котлован на опорные тележки.
На задний конец кожуха устанавливают машину УГБ-1621 и закрепляют ее
стяжными цепями. В поперечную траншею укладывают якорь и на нем
закрепляют неподвижный блок полиспаста. После запасовки канатов и проверки
правильности монтажа установка готова к работе.
1.6 Балластировка газопровода
На подземные газопроводы, прокладываемые на обводненных участках
трассы, дополнительно действует нагрузка от выталкивающей силы воды, и
сопротивление обводненного грунта поперечным и продольным перемещениям
трубы уменьшается. Возникает опасность изменения проектного положения
газопровода, в результате потери продольной устойчивости, с выходом
(всплытием) на поверхность участков газопровода. В результате выхода
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
16
(всплытия) газопровода на поверхность образуются арки и гофры, что в
конечном счете провоцирует отказы и аварии на трассе. В связи с этим для
обеспечения устойчивости положения газопровода в траншее на проектных
отметках производится его балластировка или закрепление. грунта в основании
траншеи. Для этой цели используются конструкции, создающие давление на
газопровод (пригрузку), а так же конструкции, использующие давлении.
Для балластировки и закрепления трубопроводов должны применяться
следующие конструкции (СП 86.13330.2014 Актуализированная редакция СНИП
III-42-80):
- кольцевые утяжелители (чугунные, железобетонные);
- железобетонные утяжелители охватывающего типа;
- железобетонные утяжелители опирающегося (седловидного) типа;
- полимерно-контейнерные балластирующие устройства;
- контейнеры текстильные;
- грунтозаполняемые балластирующие устройства;
- сплошное бетонное покрытие;
- анкерные устройства.
В
данной
работе
используется
балластировка
конструкции
железобетонными утяжелителями охватывающего типа (УБО).
1.6.1
Утяжелители
железобетонные
охватывающего
типа,
(охватывающего
типа)
модернизированные УБО-М
Железобетонные
утяжелители
УБО-М
применяются для балластировки газопроводов на переходах через болота
различных типов, на обводнённых участках и в поймах рек, только за
исключением тех участков газопровода, которые в процессе эксплуатации могут
получить продольное перемещение более 40 мм. При использовании мягких
силовых поясов возможно применение УБО с продольным перемещением менее
50 мм.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
17
Утяжелители типа УБО устанавливаются на газопроводе либо по одному
через равные расстояния между ними, либо групповыми методами вплотную
друг к другу.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
18
2. Расчетная часть
Исходные данные:
- Наружный диаметр Dн – 720 мм.
- Рабочее давление Р –9,8 МПа
- а/д. 4 категории, бурение
- Класс прочности трубы - К55
- Максимальная температура газа при эксплуатации +40о С
- Температура наиболее холодной пятидневки −25о С
2.1 Расчет толщины стенки трубопровода
Таблица 1. Исходные данные Категория газопровода
Категория газопровода
Коэффициент условий работы, m
Наружный диаметр Dн , мм
Рабочее давление, МПа
Временное сопротивление RН
1 , МПа
Предел текучести, RН2 , Мпа
Коэф.надеж. по материалу, k1
Коэф.надеж. по материалу, k2
Коэф.надежн.по нагрузке, n
Коэф.надежн.по ответственности трубопровода, kн
B
0,660
720
9,8
540
390
1,34
1,15
1,1
1,155
I-II
0,825
720
9,8
540
390
1,34
1,15
1,1
1,155
III
0,990
720
9,8
540
390
1,34
1,15
1,1
1,155
Максимальная температура газа при эксплуатации +40°С
Температура наиболее холодной пятидневки - 25°С
Определим толщину стенки по формуле:
δ=
𝑛𝑝⋅Dн
(1)
2(R1 +𝑛𝑝)
где R1 – расчетное сопротивление материала труб, МПа
R1 =
RН
1𝑚
(2)
k1 kН
Таблица 2. Значение расчетного сопротивления материала труб, МПа
Категория газопровода
Величина R1
В
I-II
III-Ⅳ
230,28
287,85
345,42
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
19
Расчет толщины стенки для В категории:
δ=
𝑛𝑝Dн
1,1 ∙ 9,8 ∙ 72,0
=
= 1,610 см.
2(R1 + 𝑛𝑝) 2(230,28 + 1,1 ∙ 9,8)
Расчет толщины стенки для I-II категории:
δ=
𝑛𝑝Dн
1,1 ∙ 9,8 ∙ 72,0
=
= 1,299 см.
2(R1 + 𝑛𝑝) 2(287,85 + 1,1 ∙ 9,8)
Расчет толщины стенки для III категории:
δ=
𝑛𝑝Dн
1,1 ∙ 9,8 ∙ 72,0
=
= 1,089 см.
2(R1 + 𝑛𝑝) 2(345,42 + 1,1 ∙ 9,8)
Таблица 3. Значения толщины стенки трубы, мм
Категория газопровода
В
I-II
III-Ⅳ
Толщина стенки расчетная
16,1
12,99
10,89
Толщина стенки принимаемая
17
13
11
2.2 Проверка на прочность и устойчивость трубопровода
Проверка на прочность производится из условия:
Н
|𝜎пр
| ≤ 𝛹1 ⋅
Н
𝜎кц
≤
𝑚
𝑚
0.9 ⋅𝑘Н
⋅ 𝑅2Н
⋅ 𝑅2Н
0.9 ⋅𝑘Н
(3)
(4)
где:
Н
𝜎пр
– максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в
трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
𝛹1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние
Н
металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (𝜎пр.𝑁
≥ 0)
Н
принимаемый равным 1, при сжимающих (𝜎пр.𝑁
< 0) - определяемый по
формуле:
Н
𝜎кц
𝛹1 = √1 − 0.75 ( 𝑚
0.9⋅𝑘Н
2
Н ) − 0.5
⋅𝑅2
Н
𝜎кц
𝑚
⋅𝑅 Н
0.9⋅𝑘Н 2
(5)
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
20
Н
где: 𝜎кц
=
𝑝⋅Dн
(6)
2 ⋅δН
Н
Н
𝜎пр
= μ𝜎кц
-𝛼Е∆𝑡±
𝐸⋅Dн
(7)
2ρ
Таблица 4. Значение параметров μ , E, Δt.
Категория газопровода
Н( )
𝜎кц
В =
В, I-II, III
E
206000
μ
0,3
𝛼
0,000012
𝑝 ⋅ Dвн 9,8 ⋅ 68,6
=
= 197,73 МПа
2 ⋅ δН
2 ⋅ 1,7
Н(
𝜎кц
I − II) =
𝑝 ⋅ Dвн 9,8 ⋅ 69,4
=
= 261,59 МПа
2 ⋅ δН
2 ⋅ 1,3
Н(
𝜎кц
III − Ⅳ) =
𝑝 ⋅ Dвн 9,8 ⋅ 69,8
=
= 310,93 МПа
2 ⋅ δН
2 ⋅ 1,1
Расчет коэффициента, учитывающего двухосное напряженное состояние
Н
металла труб при сжимающих напряжениях ( 𝜎пр.𝑁
< 0) для В категории:
2
197,73
𝛹1 (В) = √1 − 0,75 ( 0,660
) − 0,5
⋅ 390
0,9⋅1,155
197,73
0,660
0,9⋅1,155
⋅ 390
= 0,323
Расчет коэффициента, учитывающего двухосное напряженное состояние
Н
металла труб при сжимающих напряжениях ( 𝜎пр.𝑁
< 0)для I-II категории:
2
261,59
𝛹1 (𝑰 − 𝑰𝑰 ) = √1 − 0,75 ( 0,825
) − 0,5
⋅ 390
0,9⋅1,155
261,59
0,825
0,9⋅1,155
⋅ 390
= 0,259
Расчет коэффициента, учитывающего двухосное напряженное состояние
Н
металла труб при сжимающих напряжениях ( 𝜎пр.𝑁
< 0)для III-Ⅳ категории:
2
310,93
𝛹1 (𝑰𝑰𝑰 − 𝑰𝑽) = √1 − 0,75 ( 0,990
0,9⋅1,155
⋅ 390
) − 0,5
310,93
0,990
0,9⋅1,155
⋅ 390
= 0,270
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
21
Расчет максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений в
трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий для В-IV категории:
206000 ∙ 72,0
= 22,24/−76,64
2 ⋅ 150000
206000 ∙ 72,0
Н
𝜎пр(𝐈−𝐈𝐈)
= 0,3 ⋅ 261,59 − 0,000012 ⋅ 206000 ⋅ 40 ±
= 36,64/−77,45
2 ⋅ 130000
206000 ∙ 72,0
Н
𝜎пр(𝐈𝐈𝐈−𝐈𝐕)
= 0,3 ⋅ 310,93 − 0,000012 ⋅ 206000 ⋅ 45 ±
= 43,84/−79,76
2 ⋅ 120000
Н
𝜎пр(В)
= 0,3 ⋅ 197,73 − 0,000012 ⋅ 206000 ⋅ 35 ±
Таблица 5. Результат расчета
Категория газопровода
Н
𝜎кц
, МПа
𝛹1 (сжатие)
𝛹1 (растяжение)
𝑚
⋅ 𝑅2Н
0.9 ⋅ 𝑘Н
𝑚
𝛹1 (сж).
⋅ 𝑅Н
0.9 ⋅ 𝑘Н 2
𝑚
𝛹1 (рс).
⋅ 𝑅2Н
0.9 ⋅ 𝑘Н
Н
𝜎пр
сж.
Н
𝜎пр
рс.
В
197,73
0,323
1
I-II
261,59
0,259
1
III-Ⅳ
310,93
0,270
1
247,62
309,52
371,43
79,98
80,16
100,29
247,62
309,52
371,43
22,24
-76,64
36,64
-77,45
43,84
-79,76
Таблица 6. Проверка условий
Категория
газопровода
Обозначе
ние по СП
36.13330.
2012
Значение
Обозначе
ние по СП
36.13330.
2012
Значение
Обозначе
ние по
СП
36.13330.
2012
Значение
B
Н
𝜎кц
≤
I-II
𝑚
⋅ 𝑅2Н
0.9 ⋅ 𝑘Н
197,73
≤ 247,62
Н
𝜎пр
сж.
≤ 𝛹1 .
22,24
≤ 79,98
Н
𝜎пр
рс.
≤ 𝛹1 .
76,64
≤ 247,62
Н
𝜎кц
261,59
𝑚
⋅ 𝑅𝜎НН сж.
0.9 ⋅ 𝑘Н 2пр
36,64
𝑚
⋅ 𝑅𝜎НН рс.
0.9 ⋅ 𝑘Н 2пр
77,45
≤
III-Ⅳ
𝑚
⋅ 𝑅2Н
0.9 ⋅ 𝑘Н
≤ 309,52
≤ 𝛹1 .
43,84
𝑚
⋅ 𝑅𝜎НН рс.
0.9 ⋅ 𝑘Н 2пр
≤ 309,52
≤
𝑚
⋅ 𝑅2Н
0.9 ⋅ 𝑘Н
310,93 ≤ 371,43
𝑚
⋅ 𝑅𝜎НН сж.
0.9 ⋅ 𝑘Н 2пр
≤ 80,16
≤ 𝛹1 .
Н
𝜎кц
79,76
≤ 𝛹1 .
𝑚
⋅ 𝑅Н
0.9 ⋅ 𝑘Н 2
≤ 100,29
≤ 𝛹1 .
𝑚
⋅ 𝑅Н
0.9 ⋅ 𝑘Н 2
≤ 371,43
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
22
Таблица 7. Результаты расчётов трубопровода
Категории
δ
Δt
ρ
B
17
35
1500
I-II
13
40
1300
III-Ⅳ
11
45
1200
2.3 Величина углов
1. Для определения тангенсов воспользуемся следующими формулами,
первый угол вогнутый, второй выпуклый:
𝑡𝑔1 = 𝑖1 − 𝑖2 ,
𝑡𝑔2 = 𝑖1 + 𝑖2 ,
где, 𝑖1 , 𝑖2 – величина уклона.
(8)
(9)
𝑡𝑔1 = 0 + 0,0174 = 0,0174;
Уг1 = 0°59′;
𝑡𝑔2 = 0,0174 + 0,0081 = 0,0255;
Уг2 = 1°28′;
𝑡𝑔3 = 0,0081 − 0,0292 = 0,0211;
Уг3 = 1°13′;
𝑡𝑔4 = 0,0292 + 0 = 0,0292;
Уг4 = 1°40′;
2. Определяем радиус для углов по формуле:
32∙𝐸∙𝐼
3
𝜌=√
3
9∙𝑞тр ∙𝛽 2
𝜌=√
8∙𝐸∙𝐼
9∙𝑞тр ∙𝛽 2
- для вогнутого угла;
- для выпуклого угла,
где: 𝐸𝑂 – модуль упругости стали, 𝛽 – угол поворота оси трубопровода,
𝜌 –радиус упругого изгиба оси трубопровода, 𝐼 – момент инерции сечения.
3. Момент инерции сечения:
𝐼=
𝜋∙(𝐷н4 −𝐷в4 )
64
,
где внутренний диаметр ∶ 𝐷в = 𝐷Н − 2 ∙ 𝛿,𝐷𝐻 − наружный диаметр,
𝛿 − толщина стенки.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
23
Для категории B:
𝜋 ∙ (0,72 − (0,72 − 2 ∙ 0,017)4 )
𝐼=
= 0,00232
64
Для категории I-II:
4
𝜋 ∙ (0,72 − (0,72 − 2 ∙ 0,013)4 )
𝐼=
= 0,00180
64
Для категории III-IV:
4
𝜋 ∙ (0,72 − (0,72 − 2 ∙ 0,011)4 )
𝐼=
= 0,00154
64
4. Расчетный погонный собственный вес газопровода определяется по
4
формуле:
𝑞тр =
𝜋
2)
∙ 𝑔𝛾ст (𝐷н2 − 𝐷вн
,
4
где 𝛾ст - плотность стали 7850 кг/м3
Для категории B:
𝜋
𝑞тр = ∙ 9,81 ∙ 7850 ∙ (0,722 − (0,72 − 2 ∙ 0,017)2 ) = 2891,30
4
Для категории I-II:
𝜋
𝑞тр = ∙ 9,81 ∙ 7850 ∙ (0,722 − (0,72 − 2 ∙ 0,013)2 ) = 2222,45
4
Для категории III-IV:
𝜋
𝑞тр = ∙ 9,81 ∙ 7850 ∙ (0,722 − (0,72 − 2 ∙ 0,011)2 ) = 1886,81
4
5. Определяем расстояние от начала кривой до вершины поворота (Т) и
расстояние от низа кривой до вершины поворота (Б):
Для вогнутого угла (𝑡𝑔1 ):
3 𝛽∙𝜌
∙
≈ 0,75 ∙ 𝛽 ∙ 𝜌,
4 cos 𝛽⁄2
где, 𝛽 – угол поворота, 𝛽 = 𝜋∙Уг ;
180°
𝜌 – радиус.
𝑇=
Б=
15
∙ 𝛽 ∙ 𝜌 ∙ (3,2 ∙ 𝑡𝑔 𝛽⁄2 − 𝛽) ≈ 0,141 ∙ 𝛽2 ∙ 𝜌.
64
Для выпуклого угла (𝑡𝑔2 ):
3 𝛽∙𝜌
𝑇= ∙
≈ 1,5 ∙ 𝛽 ∙ 𝜌,
2 cos 𝛽⁄2
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
(10)
(11)
(12)
Лист
24
Б=
9
8
∙ 𝛽 ∙ 𝜌 ∙ ( ∙ 𝑡𝑔 𝛽⁄2 − 𝛽) ≈ 0,188 ∙ 𝛽2 ∙ 𝜌.
16
3
(13)
Расчет кривой (К):
К = ∑ Т.
(14)
Определяем радиусы для углов по формулам выше:
Для угла №1
3
𝜌=√
8∙𝐸∙𝐼
9∙𝑞тр ∙𝛽
3
=√
2
8∙206000000000∙0,00154
9∙1886,81∙0,01742
= 790 м(1200м)
Для угла №2
3
𝜌=√
32∙𝐸∙𝐼
9∙𝑞тр ∙𝛽
3
=√
2
32∙206000000000∙0,00154
9∙1886,81∙0,02552
= 972 м(1200м)
Для угла №3
3
𝜌=√
3 32 ∙ 206000000000 ∙ 0,00154
32 ∙ 𝐸 ∙ 𝐼
√
=
= 1103 м(1200м)
9 ∙ 𝑞тр ∙ 𝛽2
9 ∙ 1886,81 ∙ 0,02112
Для угла №4
3
𝜌=√
3 8 ∙ 206000000000 ∙ 0,00154
8∙𝐸∙𝐼
√
=
= 560 м(1200м)
9 ∙ 𝑞тр ∙ 𝛽2
9 ∙ 1886,81 ∙ 0,02922
Определим Т по формулам (10) и (12):
Т1 ≈ 1,5 ∙ 0,0174 ∙ 1200 ≈ 31,32;
Т2 ≈ 0,75 ∙ 0,0255 ∙ 1200 ≈ 22,95;
Т3 ≈ 0,75 ∙ 0,0211 ∙ 1200 ≈ 18,99;
Т4 ≈ 1,5 ∙ 0,0292 ∙ 1200 ≈ 52,56
Определим Б по формулам (11) и (13):
Б1 ≈ 0,188 ∙ 0,01742 ∙ 1200 ≈ 0,0683;
Б2 ≈ 0,141 ∙ 0,02552 ∙ 1200 ≈ 0,1100;
Б3 ≈ 0,141 ∙ 0,02112 ∙ 1200 ≈ 0,0753;
Б4 ≈ 0,188 ∙ 0,02922 ∙ 1200 ≈ 0,1924;
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
25
Определим К по формуле (14):
К1 = Т1 + Т1 = 31,32 + 31,32 = 62,64;
К2 = Т2 + Т2 = 22,95 + 22,95 = 45,90;
К3 = Т3 + Т3 = 18,99 + 18,99 = 37,98;
К4 = Т4 + Т4 = 52,56 + 52,56 = 105,12;
Таблица 8. Результаты расчетов величины углов:
tg
0,0174
0,0255
0,0211
0,0292
Уг
0°59’
1°28’
1°13’
1°40’
Т
31,32
22,95
18,99
52,46
Б
0,0683
0,1100
0,0753
0,1924
К
62,64
45,90
37,98
105,12
𝜌
790 (1200)
972 (1200)
1103 (1200)
560 (1200)
2.4 Расчет толщины труб защитного футляра на переходе трубопровода
через автодорогу
Определим толщину стенки защитного футляра на переходе через автодорогу.
Данные для расчета
Наружный диаметр газопровода: Dн = 720мм
Материал футляра: труба электросварная прямошовная, сталь Ст3сп, согласно
ГОСТ 10704:
-
Временное сопротивление разрыву на поперечных образцах: σв=372
Н/мм2 (42 кгс/мм2);
-
Предел текучести: σт=R2= 216 Н/мм2 (25кгс/мм2);
Максимальное заглубление футляра, согласно данным построения профиля
участка газопровода: H=z=4,2 м.
Характеристики грунта, согласно данным инженерно-геологического
обследования участка работ:
-
грунт: суглинок мягкопластичный с сод-м облом. мат-ла 10-30%;
-
плотность грунта: γГР=1,98г/см3≈19,42кН/м3;
-
угол внутреннего трения:φГР=21о;
-
коэффициент крепости: fКР=0,6.
Верхнее покрытие автодороги:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
26
-
вид: асфальтобетон;
-
толщина: 0,12 м;
-
модуль упругости: ЕП=1000 МПа;
-
коэффициент Пуассона: µП=0,2.
Расчетные показатели автомобилей:
-
вид: грузовой, трёхосный;
-
нагрузка на одну заднюю ось: 13кН;
-
расстояние между осями задней тележки: с=1,6м.
Коэффициент надежности по нагрузке от подвижного состава: nП=1,1;
Коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта: nГР=1,2;
Коэффициент постели грунта при сжатии: ko=0,1МН/м3;
4.1 Минимальный диаметр защитного футляра:
𝐷н2
7202
𝐷Ф ≈
=
≈ 920,78 мм
0,9𝐷н − 85 0,9 ∙ 720 − 85
Принимаем диаметр защитного футляра DФ = 1020 мм.
4.2 Ширина свода естественного обрушения грунта над футляром:
В = 𝐷ф [1 + 𝑡𝑔 (45 −
𝜑ГР
21°
)] = 1,02 ∙ [1 + 𝑡𝑔 (45° −
)] = 1,72 м
2
2
4.3 Высота свода естественного обрушения грунта над футляром:
ℎСВ =
В
1,72
=
= 1,43 м
2 ∙ 𝑓КР 2 ∙ 0,6
4.4 Расчетная вертикальная нагрузка на футляр от действия грунта:
𝑞ГР.В = 𝑛ГР 𝛾ГР ℎСВ = 1,2 ∙ 19,42 ∙ 1,43 = 33,3 кПа
4.5 Расчетная величина бокового давления грунта на футляр в случае
формирования свода обрушения:
𝑞ГР.Б = 𝑛ГР 𝛾ГР.СР (ℎСВ +
1,2 ∙ 19,42 ∙ (1,43 +
1,02
2
𝐷ф
𝜑ГР
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
)=
2
2
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
21°
2
) = 21,36 кПа
4.6 Момент инерции материала полотна дороги:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
27
𝑏 ∙ ℎ3П 1 ∙ 0,123
𝐽П =
=
= 0,000144 м4
12
12
4.7 Цилиндрическая жесткость полотна дороги:
𝐸П ∙ 𝐽П
1 ∙ 109 ∙ 0,000144
𝐷=
=
= 150 кН ∙ м2
2
2
(1 − 𝜇 )
(1 − 0,2 )
4.8 Коэффициент жесткости полотна дороги:
𝑘0 ∙ b 4 0,1 ∙ 106 ∙ 1
√
𝛼Ж =
=√
= 0,64 м−1
4𝐷
4 ∙ 150000
4
4.9 Длина зоны распространения реакции основания:
𝑥=𝑎=
3𝜋
3 ∙ 3,14
=
= 3,68 м
4𝛼Ж 4 ∙ 0,64
4.10 Длина зоны распространения суммарной эпюры реакции основания:
2𝑎 = 𝑎 + 𝑐 + 𝑎 = 3,68 + 1,6 + 3,68 = 8,96 м
4.11 Максимальное значение реакции основания автодороги имеет место в
точке соприкосновения колес автомашины с дорожным полотном, при этом
η=1,0:
𝑞 = 𝜑𝑥𝑚𝑎𝑥 =
𝑃𝑖 ∙ 𝛼Ж
156 ∙ 0,64
η=
∙ 1,0 = 49,92 кПа
2b
2∙1
4.12 Максимальное напряжение в грунте на глубине заложения футляра
(z=H) и под колесами автомобиля (x=0):
𝑞
𝑎−𝑥
𝑎+𝑥
2𝑎𝑞𝑧(𝑥 2 − 𝑧 2 − 𝑎2 )
𝜎𝑥𝑚𝑎𝑥 = (𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔
+ 𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔
)−
=
𝜋
𝑧
𝑧
𝜋[(𝑥 2 + 𝑧 2 − 𝑎2 )2 + 4𝑎2 𝑧 2 ]
49,92
3,68 − 0
3,68 + 0
∙ (𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔
+ 𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔
)
3,14
4,2
4,2
2 ∙ 3,68 ∙ 49,92 ∙ 4,2 ∙ (02 − 4,22 − 3,682 )
−
= 38,64 кПа
3,14 ∙ [(02 + 4,22 − 3,682 )2 + 4 ∙ 3,682 ∙ 4,22 ]
4.13 Расчетное давление на футляр от подвижного транспорта:
𝑞П = 𝑛П 𝜎𝑥𝑚𝑎𝑥 = 1,1 ∙ 38,64 = 42,5 кПа
4.14 Расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном
сечении футляра:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
28
𝑁 = −𝑟ф (𝑞ГР.В + 𝑞П ) = −0,265 ∙ (33,3 + 42,5) = −20,09
кН
м
4.15 Расчетный изгибающий момент в наиболее напряженном сечении
футляра:
𝑀 = 𝑐𝑟 2 (𝑞ГР.В + 𝑞П − 𝑞ГР.Б ) = 1,6 ∙ 0,2652 ∙ (33,3 + 42,5 − 21,36) = 6,12 кН
4.16 Минимальная толщина стенки футляра, удовлетворяющая условию
прочности:
𝑁
𝑁 2 6𝑀
−20,09 −20,09 2 6 ∙ 6,12
√(
√(
𝛿фmin = −
) +
=−
) +
=
2𝑅2 2𝑅2
𝑅2
2 ∙ 216
2 ∙ 216
216
= 0,019296 м = 19,3 мм
Принимаем толщину стенки защитного футляра 𝐷Ф = 1020 мм по
ГОСТ 20295-85 – 20 мм.
Принятая толщина стенки и материал трубы защитного футляра
удовлетворяют условиям прочности и деформации в продольном направлении.
2.5 Расчет кожуха на прочность по изгибающему моменту
Расчет выполнен в соответствии с СП 35.13330.03-84 (СНиП 2.05.03-84*)
«Мосты и трубы».
Таблица 10. Исходные данные
Обозначение
yψ
Наименование
Коэффициент надежности по нагрузке (Таблица
8* СП 35.13330.2011)
Величина
1,3
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
29
С𝑣
y𝑚
D
δ
R 𝑦𝑛
φ𝑛
y𝑛
H
B
Коэффициент вертикального давления, для
звеньев труб (приложение 4* СП 35.13330.2011
п.2)
Коэффициент надежности по материалу (СП
16.13330.2011 Таблица 2)
Диаметр кожуха, м
Толщина стенки кожуха, м
Временное сопротивление, Па
Угол внутреннего трения грунта, град.
Нормативный удельный вес грунта кН/м3
Высота засыпки, м, от подошвы до верха
кожуха
Длина продавливания, м
1,0
1,05
1,02
0,02
510000000
21
19,42
4,07
37,1
2.5.1. Определение расчетного изгибающего момента
Расчетный изгибающий момент М определяем по формуле:
M = M0 ⋅ (1 − τn ), Н ⋅ м2
(15)
где:
M0 - изгибающий момент от вертикальных сил без учета отпора грунта,
Нм;
τn - коэффициент нормативного бокового давления грунта засыпки звеньев
труб.
τn = 𝑡𝑔2 (45о −
𝜑𝑛
2
) = 𝑡𝑔2 (45о −
21о
2
) = 0,472
(16)
Изгибающий момент от вертикальных сил без учета отпора грунта М0
вычисляем по формуле:
M0 = 0,25 ∙ (qm + 𝑃) ∙ 𝑟 2 , 𝐻 ∙ м2
(17)
где:
qm - расчетное давление грунта от подвижного состава, Па;
𝑃 - расчетное давление грунта от веса насыпи, Па;
𝑟 - средний радиус кожуха, м.
Расчетное давление грунта от подвижного состава qm определяем по
формуле:
qm = 𝑃V ∙ yψ , Па
(18)
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
30
где:
PV – нормативное давление грунта от транспортных средств, Па:
PV =
𝜓
𝑎0 +𝐻
, Па
(19)
𝜓 – линейная нагрузка, кН/м (тс/м);
𝑎0 – длина участка распределения, м.
Параметры 𝜓 и 𝑎0 для нагрузок АБ-151, при высоте засыпки 3 и более
метра: 𝜓 = 186 кН/м, 𝑎0 = 3 м.
Находим нормативное давление грунта от подвижного состава:
PV =
186000
= 26308,35 Па
3 + 4,07
Подставляем все найденные значения в формулу для расчета давление
грунта от подвижного состава:
qm = 26308,35 ∙ 1,3 = 34200,86 Па
Находим расчетное давление грунта от веса насыпи по формуле:
𝑃 = PV ∙ yψ , Па
(20)
где PV – нормативное давление грунта от веса насыпи, Па.
PV = С 𝑣 ∙ y𝑛 ∙ ℎ = 1,0 ∙ 19420 ∙ 4,07 = 79039,4 Па
(21)
Подставляем все найденные значения в формулу для определения
расчетного давления грунта от веса насыпи:
𝑃 = 79039,4∙ 1,3 = 102751,22 Па
Находим средний радиус кожуха:
𝑟 = (𝐷 − 𝛿) /2 = (1,02 − 0,02)/2 = 0,5 м
(22)
Подставляем все найденные значения в формулу для определения
изгибающего момента от вертикальных сил без учета отпора грунта:
M0 = 0,25 ∙ (34200,86 + 102751,22) ∙ 0,52 = 8559,51 H ∙ м2 (Па)
Подставляем все найденные значения в формулу для определения
расчетного изгибающего момента М:
𝑀 = M0 ∙ (1 − τn ) = 8559,51∙ (1 − 0,472) = 4519,42 𝐻 ∙ м2 (Па)
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
31
2.5.2. Определение предельного изгибающего момента M𝑛 поперечного
сечения кожуха
Предельный изгибающий момент вычисляем по формуле:
M𝑛 = 𝑊 ∙ 𝑅, 𝐻 ∙ м2
(23)
где:
W – момент сопротивления поперечного сечения кожуха
𝑊=
π⋅𝐷3
=
32
3,14⋅1,023
32
= 0,104 м3
(24)
R – расчетное сопротивление материала кожуха изгибу
R=
Ry𝑛
ym
510000000
=
1,05
= 485714285,7
(25)
Подставляем все найденные значения в формулу для определения
предельного изгибающего момента M𝑛 :
M𝑛 = 0,104 ∙ 485714285,7 = 50514285,71 𝐻 ∙ м2
2.5.3. Определение предельного изгибающего момента M𝑛 продольного
сечения кожуха
Предельный изгибающий момент вычисляем по формуле:
M𝑛 = 𝑊 ∙ 𝑅, 𝐻 ∙ м2
(26)
где:
W – момент сопротивления продольного сечения кожуха
W=
B⋅δ2
6
=
37,1⋅0,022
6
= 0,00247 м3
(27)
R – расчетное сопротивление материала кожуха изгибу
R=
R yn 510000000
=
= 485714285,7
ym
1,05
(28)
Подставляем все найденные значения в формулу для определения
предельного изгибающего момента M𝑛 :
M𝑛 = 0,00247 ∙ 485714285,7 = 1199714,29 𝐻 ∙ м2
Характеристики удовлетворяют условия прочности M ≤ M𝑛 :
4519,42 ≤ 1199714,29.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
32
2.5.4. Расчет на устойчивость по критическому давлению
Условие на устойчивость по критическому давлению:
qm + 𝑃 ≤
Pкр
(29)
Кyст
Где: Кyст – коэффициент запаса на устойчивость, Кyст = 2
Критическое внешнее давление в т/м
(n2 − 1) ⋅ Ec ⋅ Y
𝑆
Ркp =
+
b ⋅ r3
n2 − 1
(30)
где:
n - целое положительное число, определяемое подбором при котором Ркp
будет иметь минимальное значение, n=2;
Рассчитаем момент инерции стенки футляра в см4 :
Y=
B⋅δ3
12
=
371,0⋅2,03
12
= 247,3 см4
(31)
Полученное значение подставляем в формулу (30) для нахождения
критического внешнего давления:
(22 − 1) ⋅ 206000 ⋅ 247,3 ⋅ 10−8
0,22
Ркp =
+
= 12,3 МПа
1 ⋅ 0,53
22 − 1
Проверка неравенства:
34200,86 + 102751,22 ≤
12300000
2
136952,08 ≤ 6150000
Условие на устойчивость выполняется.
2.5.5. Определение усилий, необходимых для продавливания кожуха
Усилия,
необходимые
для
продавливания
(прокола)
футляров,
определяется по формуле:
𝑁 =𝑓 н ∙ 𝜋 ∙𝐷1 ∙ 𝑙
(32)
где 𝑓 н – нормативное сопротивление грунта на боковой поверхности
футляра в МПа, принимается по СНиП II-17-77 в зависимости от грунта и
глубины прокладки футляра;
𝐷1 – наружный диаметр футляра в м;
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
33
l – длина продавливания в м.
𝑁 = 0,054 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 37,1 = 6,42 МПа
Полученные значения усилий должны быть меньше допускаемых при
заданной толщине стенки футляра – 𝑁пр .
Последнее определяется по формуле:
𝑁пр = σсм.м. ∙ 2𝜋 ∙ 𝑟 ∙ 𝛿 ∙ 𝑚
(33)
где m – коэффициент условий работы, m=0,825.
σсм.м. – расчетное сопротивление на местное смятие при плотном касании
в МПа, принимается в соответствии с СНиП II-23-81.
σсм.м. = 0,5
𝑅𝑦𝑛
γ𝑚
= 0,5 ∙
510
1,05
= 242,86 МПа
(34)
Тогда:
𝑁пр = 242,86 ∙ 2 ∙ 3,14 ∙ 0,5 ∙ 0,02 ∙ 0,825 = 12,58 МПа
𝑁 ≤ 𝑁пр
6,42 ≤ 12,85
Условия выполняются.
2.5.6. Проверка устойчивости стенок футляра при совместном
воздействии внешнего давления и осевого сжимающего напряжения
q
σ
+ m ≤1
𝜎кр 𝑃кр
где σ – осевое расчетное напряжение:
σ=
N
2∙π∙r∙δ
=
6,42
2 ∙ 3,14 ∙ 0,5 ∙ 0,02
= 102,23 МПа
(35)
σкр – критическое напряжение:
E ⋅δ
σкр = α ⋅ c𝑟
где:
α=
(36)
𝑟 2
𝛿
0,607−( ) ⋅10−7
𝐸
𝜎𝑇
1+0,004⋅ 𝑐
=
0,5 2
) ⋅10−7
0,02
206000
1+0,004⋅
216
0,607−(
= 0,126
(37)
тогда:
σкр = 0,126 ⋅
206000 ⋅ 0,02
= 1038,24 МПа
0,5
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
34
102,23
Проверка:
1038,24
+
0,03420086
12,3
≤1
0,1012 ≤ 1
Условие выполняется.
2.5.7. Расчет шага и количества колец «Спейсер»
Так как длина кожуха 63,9 м DN 1020 мм, то газопровод внутри защитного
кожуха
оснащается
предохранительными
диэлектрическими
кольцами
«спейсерами» с шагом установки 2 м.
Количество участков, ограниченных кольцами, находится по формуле:
x=
L−1
α
=
63,9−1
2
= 31,45
(38)
x - количество участков;
α - шаг из ТУ на установку;
L - длина кожуха;
1 = 0,5 + 0,5 – из ТУ первое и последнее кольцо устанавливаются на
расстоянии 0,5м внутрь от края кожуха;
Шаг установки колец:
𝑎=
L−1
𝑥
=
63,9−1
32
= 1,97
Поскольку первое и последнее кольцо, а также каждое пятое необходимо
выполнить сдвоенным то количество колец:
32
𝑁 = 32 + 2 + 1 + int ( ) = 32 + 2 + 1 + 6 = 41 шт
5
(39)
2.6. Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 1 участок (грунт - суглинок тугопластичный с содм облом. мат-ла 10-30%)
Проверку общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
35
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7092 )
4
= 0,0123 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0123 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 310,93 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 45] =
2,13 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0123 = 91,73 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,003 ∙ 920 = 82,38 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
36
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
𝐷
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,026 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (суглинок тугопластичный),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 20,79 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 1,2 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 20790 ∙ 1,026 ∙ [(1,2 +
1,026
1,026
8
2
) + (1,2 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
20°
2
)] + 1886,81
3,14 ∙ 1,026
= 35038,03 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 24000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (24000 + 35038,03 ∙ 0,364) = 118407,65 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 20790 ∙ 1,026 ∙ (1,2 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 1886,81
2
8
= 35425,97 Н/м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
37
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,0264 −0,7094 )
4
= 0,672 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √118407,652 ∙ 35425,974 ∙ 0,01232 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6723
= 86,4 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,672 = 1305,52 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 86,4 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,13 ≤
0,990
1,1
∙ 86,4 ≈ 77,76
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 2 участок (грунт - суглинок тугопластичный с
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
38
сод-м облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7092 )
4
= 0,0123 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0123 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 310,93 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 45] =
2,13 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0123 = 91,73 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
39
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,003 ∙ 920 = 82,38 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
𝐷
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (суглинок тугопластичный),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 20,79 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 2 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 20790 ∙ 1,026 ∙ [(2 +
1,026
8
) + (2 +
1,026
2
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
20°
2
)] + 1886,81
3,14 ∙ 1,026
= 53983,13 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 24000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (24000 + 53983,13 ∙ 0,364) = 140624,13 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
40
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 20790 ∙ 1,026 ∙ (2 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 1886,81
2
8
= 35425,97 Н/м
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,0264 −0,7094 )
4
= 0,672 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √140624,132 ∙ 35425,974 ∙ 0,01232 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6723
= 89,2 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,672 = 1305,52 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 89,2 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,13 ≤
0,990
1,1
∙ 89,2 ≈ 80,28
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
41
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 3 участок (грунт - суглинок мягкопластичный с
сод-м облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7092 )
4
= 0,0123 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0123 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 310,93 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 45] =
2,13 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0123 = 91,73 Н/м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
42
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,0044 ∙ 920 = 120,83 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
𝐷
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (суглинок мягкопластичный),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 19,42 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 1,8 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 19420 ∙ 1,026 ∙ [(1,8 +
1,026
1,026
8
2
) + (1,8 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
21°
2
)] + 1886,81
3,14 ∙ 1,026
= 45424,45 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
43
где: 𝐶гр = 10000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (10000 + 45424,45 ∙ 0,384) = 88411,43 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 19420 ∙ 1,026 ∙ (1,8 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 1886,81
2
8
= 47561,78 Н/м
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,0264 −0,7094 )
4
= 0,672 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √88411,432 ∙ 47561,784 ∙ 0,01232 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6723 = 91,2 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,672 = 1305,52 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 91,2 МН
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
44
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,13 ≤
0,990
1,1
∙ 91,2 ≈ 82,08
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 4 участок (грунт - суглинок мягкопластичный с
сод-м облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7072 )
4
= 0,0148 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0148 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 261,59 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 40] =
2,24 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
(43)
Лист
45
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0148 = 110,37 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 4,4 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 по требованию заказчика ОТТ
25.220.01-КТН-200-14 с Изм.1 общая толщина изоляционного покрытия должна
составлять не менее 4,4 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,003 ∙ 920 = 82,38 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝐷
2
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (суглинок мягкопластичный),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 19,42 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 4,2 м .
Подставив все значения получаем:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
46
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 19420 ∙ 1,026 ∙ [(4,2 +
1,026
1,026
8
2
) + (4,2 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
21°
2
)] + 2222,45
3,14 ∙ 1,026
= 80041,99 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 10000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (10000 + 80041,99 ∙ 0,384) = 131237,13 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 19420 ∙ 1,026 ∙ (4,2 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 2222,45
2
8
= 105281,19 Н/м
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,0264 −0,7074 )
4
= 0,674 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √131237,132 ∙ 105281,194 ∙ 0,01482 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6743
= 135,5 МН
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
47
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,674 = 1307,46 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 135,5 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,24 ≤
0,825
1,1
∙ 135,5 ≈ 101,6
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 5 участок (грунт - глина полутвердая с сод-м
облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7072 )
4
= 0,0148 м2
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
(42)
Лист
48
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0148 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 261,59 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 40] =
2,24 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
,
4
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0148 = 110,37 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,003 ∙ 920 = 82,38 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝐷
2
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
49
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (глина полутвердая),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 20,692 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 2,7 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 20692 ∙ 1,026 ∙ [(2,7 +
1,026
1,026
8
2
) + (2,7 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
16°
2
)] + 2222,45
3,14 ∙ 1,026
= 74275,32 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 42000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (42000 + 74275,32 ∙ 0,287) = 203984,63 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 20692 ∙ 1,026 ∙ (2,7 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 2222,45
2
8
= 73817,5 Н/м
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
50
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,02884 −0,7074 )
4
= 0,674 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √203984,632 ∙ 73817,54 ∙ 0,01482 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6743 = 129 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,674 = 1307,46 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 129 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,24 ≤
0,825
1,1
∙ 129 ≈ 96,8
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 6 участок (грунт - суглинок мягкопластичный с
сод-м облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
51
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7092 )
4
= 0,0123 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0123 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 310,93 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 45] =
2,13 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0123 = 91,73 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,0044 ∙ 920 = 120,83 Н/м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
52
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
𝐷
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (суглинок мягкопластичный),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 19,42 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 2,5 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 19420 ∙ 1,026 ∙ [(2,5 +
1,026
1,026
8
2
) + (2,5 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
21°
2
)] + 1886,81
3,14 ∙ 1,026
= 60722,69 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 10000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (10000 + 60722,69 ∙ 0,384) = 107337,03 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 19420 ∙ 1,026 ∙ (2,5 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 1886,81
2
8
= 64298,71 Н/м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
53
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,0264 −0,7094 )
4
= 0,672 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √107337,032 ∙ 64298,714 ∙ 0,01232 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6723
= 106,5 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,672 = 1305,52 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 106,5 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,13 ≤
0,990
1,1
∙ 106,5 ≈ 95,9
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
54
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 7 участок (грунт - глина полутвердая с сод-м
облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7092 )
4
= 0,0123 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0123 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 310,93 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 45] =
2,13 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0123 = 91,73 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
55
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,0044 ∙ 920 = 120,83 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
𝐷
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (глина полутвердая),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 20,692 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 2,5 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 20692 ∙ 1,026 ∙ [(2,5 +
1,026
1,026
8
2
) + (2,5 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
16°
2
)] + 1886,81
3,14 ∙ 1,026
= 69211,88 Па
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 42000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (42000 + 69211,88 ∙ 0,287) = 199302,92 Па
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
56
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 20692 ∙ 1,026 ∙ (2,5 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 1886,81
2
8
= 68386,66 Н/м
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,0264 −0,7094 )
4
= 0,672 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √199302,922 ∙ 68386,664 ∙ 0,01232 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6723
= 120,7 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,672 = 1305,52 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 120,7 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
57
системы по неравенству получаем:
2,13 ≤
0,990
1,1
∙ 120,7 ≈ 108,6
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
Проверка общей устойчивости установленного трубопровода в
продольном направлении 8 участок (грунт - глина полутвердая с сод-м
облом. мат-ла 10-30%)
Проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода
в
продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству:
𝑆≤
𝑚
1,1
∙ 𝑁кр ,
(40)
где: Nкр – продольное критическое усилие, при которой наступаетпотеря
продольной устойчивости трубопровода;
S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
𝑆 = 100 ∙ 𝐹Т ∙ [(0,5 − 𝜇) ∙ 𝜎кц + 𝛼 ∙ 𝐸 ∙ ∆𝑡] ,
(41)
где: FT - площадь поперечного сечения трубы:
𝐹𝑇 = 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
= 3,14 ∙
(0,722 −0,7092 )
4
= 0,0123 м2
(42)
Тогда,
𝑆 = 100 ∙ 0,0123 ∙ [(0,5 − 0,3) ∙ 310,93 + 0,000012 ∙ 206000 ∙ 45] =
2,13 МПа
Для определения 𝑁кр – продольного критического усилия, при котором
наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, вычисляем:
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
𝑞𝑀 = 𝑛св ∙ 𝛾М ∙ 𝜋 ∙
(𝐷2 −𝑑 2 )
4
,
(43)
где: 𝑛св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам от действия
собственного веса;
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
58
𝛾М =7850 Н/м3 – удельный вес металла трубы (стали).
Подставив все значения получаем:
𝑞𝑀 = 0,95 ∙ 7850 ∙ 0,0123 = 91,73 Н/м
Нагрузка от собственного веса изоляции.
Для расчёта, в качестве изоляции, используется трёхслойное наружное
антикоррозионное полиэтиленовое покрытие из полиэтилена высокого давления
𝜌ИП = 920 кг/м3, нанесенное в заводских условиях по ТУ 14-3Р-67-2003.
Примечания п.1 с общей толщиной изоляционного покрытия 𝛿ИП = 3,0 мм,
согласно ГОСТ Р51164-98. Конструкция №1 с общей толщиной изоляционного
покрытия должна составлять не менее 3,0 мм.
Нагрузка от собственного веса изоляции принимают равной:
𝑞И = 𝑛св ∙ 𝐷 ∙ 𝜋 ∙ 𝑔 ∙ 𝛿ИП ∙ 𝜌ИП
(44)
Подставив все значения получаем:
𝑞И = 0,95 ∙ 1,02 ∙ 3,14 ∙ 9,81 ∙ 0,0044 ∙ 920 = 120,83 Н/м
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом вычисляется по формуле:
Ргр =
𝐷
8
𝜑гр
)]+𝑞тр
2
𝐷
2
2∙𝑛гр ∙𝛾гр ∙𝐷н ∙[(ℎ0 + н )+(ℎ0 + н )∙𝑡𝑔2 (45°−
𝜋∙𝐷н
,
(45)
где: 𝐷н - наружный диаметр трубопровода вместе с изоляцией, 𝐷н =
1,0288 м
𝜑гр – угол внутреннего трения грунта (глина полутвердая),
𝑛гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, 𝑛гр = 1,2
𝛾гр – удельный вес грунта, 𝛾гр = 20,692 кН/м3
ℎ0 – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до
поверхности грунта, ℎ0 = 1,9 м .
Подставив все значения получаем:
Ргр =
2 ∙ 1,2 ∙ 20692 ∙ 1,026 ∙ [(1,9 +
1,026
1,026
8
2
) + (1,9 +
) ∙ 𝑡𝑔2 (45° −
16°
2
)] + 1886,81
3,14 ∙ 1,026
= 54334,1 Па
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
59
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины:
𝑃0 = 𝜋 ∙ 𝐷н ∙ (𝐶гр + 𝑃гр ∙ 𝑡𝑔𝜑гр ),
(46)
где: 𝐶гр = 42000 Па – коэффициент сцепления с грунтом (суглинок).
Подставив все значения получаем:
𝑃0 = 3,14 ∙ 1,026 ∙ (42000 + 54334,1 ∙ 0,287) = 185546,77 Па
Сопротивления вертикальным перемещениям отрезка трубопровода
единичной длины рассчитаем по формуле:
𝐷
𝜋∙𝐷н
2
8
𝑞верт = 𝑛гр ∙ 𝛾гр ∙ 𝐷н ∙ (ℎ0 + н −
) + 𝑞тр ,
(47)
Подставив все значения получаем:
𝑞верт = 1,2 ∙ 20692 ∙ 1,026 ∙ (1,9 +
1,026 3,14 ∙ 1,026
−
) + 1886,81
2
8
= 53101,07 Н/м
Продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
11
1
4
𝑁кр
= 4,09 ∙ √𝑃02 ∙ 𝑞верт
∙ 𝐹 2 ∙ 𝐸 5 ∙ 𝐽3 ,
(48)
где: 𝐽 – осевой момент инерции:
𝐽=𝜋∙
4 −𝐷 4 )
(𝐷н.тр
в
4
= 3,14 ∙
(1,02884 −0,7094 )
4
= 0,672 м4
(49)
Тогда продольные критические усилия, при которых наступает потеря
продольной устойчивости трубопровода, для прямолинейных участков в случае
пластической связи с грунтом равна:
11
1
𝑁кр
= 4,09 ∙ √185546,772 ∙ 53101,074 ∙ 0,01232 ∙ (2,06 ∙ 1011 )5 ∙ 0,6723
= 108,7 МН
Продольные критические усилия для прямолинейных участков вслучае
пластической связи с грунтом определим по формуле:
2
𝑁кр
= 2 ∙ √𝑘0 ∙ 𝐷н ∙ 𝐸 ∙ 𝐽,
(50)
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
60
где: 𝑘0 = 3 – коэффициент нормального сопротивления грунта.
2
𝑁кр
= 2 ∙ √3 ∙ 1,026 ∙ 206000 ∙ 0,672 = 1305,52 МН
1
2
Так как характер связи не определен, то из 𝑁кр
и 𝑁кр
необходимо
1
выбрать меньшее, то есть 𝑁кр = 𝑁кр
= 108,7 МН
Тогда,
проведя
проверку
общей
устойчивости
установленного
трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости
системы по неравенству получаем:
2,13 ≤
0,990
1,1
∙ 108,7 ≈ 97,8
Условие выполняется.
Можно
утверждать
об
обеспечении
общей
устойчивости
трубопровода в грунте в продольном направлении.
2.7. Расчет балластировки обводненных участков газопровода УБО-М
1. Расчетный погонный собственный вес газопровода:
Для категории B:
𝜋
𝑞тр = ∙ 9,81 ∙ 7850 ∙ (0,722 − (0,72 − 2 ∙ 0,017)2 ) = 2891,30 Н/м
4
Для категории I-II:
𝜋
𝑞тр = ∙ 9,81 ∙ 7850 ∙ (0,722 − (0,72 − 2 ∙ 0,013)2 ) = 2222,45 Н/м
4
Для категории III-IV:
𝜋
𝑞тр = ∙ 9,81 ∙ 7850 ∙ (0,722 − (0,72 − 2 ∙ 0,011)2 ) = 1886,81 Н/м
4
2.
Выталкивающая
сила
воды,
действующая
на
единицу
длины
трубопровода:
𝑞в =
𝜋
𝜋
𝐷НИ 2 ∙ 𝑌в ∙ 𝑔 = ∙ 0,7262 ∙ 1005 ∙ 9,81 = 4081,3
4
4
𝐷НИ = 𝐷Н + 2 ∙ 𝑏ИЗ = 0,72 + 2 ∗ 0,003 = 0,726
где: 𝐷Н
- наружный диаметр трубы, 𝑏ИЗ - толщина изоляции, 𝐷НИ –
наружный диаметр трубы с учетом изоляции, 𝑌в - плотность воды с учетом
растворенных в ней солей, 𝑔 - ускорение свободного падения.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
61
Таблица 12. Технические характеристики УБО
Марка Диаметр
груза
Габаритные размеры, мм
Объём Масса
газопровода,
УБО-
груза,
груза,
мм
H
h
L
B
K
b
c
м3
т
720
1100
550
1500
550
300
400
435
1,47
3,378
М 720
3. Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе:
8 ∙ 𝐸𝑂 ∙ 𝐼
участок выпуклый
9 ∙ (𝛽 2 ∙ 𝜌 3 )
32 ∙ 𝐸𝑂 ∙ 𝐼
𝑞из =
участок вогнутый
9 ∙ (𝛽 2 ∙ 𝜌 3 )
0
участок прямой
{
где: 𝐸𝑂 – модуль упругости стали, 𝛽 – угол поворота оси трубопровода, 𝜌 –
минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, 𝐼 – момент инерции
сечения.
4. Момент инерции сечения:
Для категории I-II:
𝜋 ∙ (0,72 − (0,72 − 2 ∙ 0,013)4 )
𝐼=
= 0,0018
64
𝐷В = 𝐷Н − 2 ∙ 𝛿 = 0,72 − 2 ∙ 0,013 = 0,694 м
4
Для категории III-IV:
𝜋 ∙ (0,724 − (0,72 − 2 ∙ 0,011)4 )
𝐼=
= 0,0015
64
𝐷В = 𝐷Н − 2 ∙ 𝛿 = 0,72 − 2 ∙ 0,011 = 0,698 м
5. Определим величину нормативной интенсивности балластировки - вес
на воздухе
qНб =
1
γб
∙ (k н.в ∙ qв + qизг − qтр ) ∙
nб
(γб − γв ∙ кнв )
Где nб − 0,9 коэффициент надежности по нагрузке (0,9 для ж/б
утяжелителей и сплошного обетонирования);
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
62
kн.в -1,05 коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода
против всплытия (СП107-34-96 Приложение 1 таб.1.1),
Yб – 2400 Нормативная плотность материала пригрузки
γв − плотность воды 1005 кг/м3, плотность воды с учетом растворенных
в ней солей
6. Определить шаг ж/б утяжелителей при их равномерной установке
𝑄н
𝐿= 𝐻
𝑞б
𝑄 𝐻 = 𝑚гр ∙ 𝑔
Ограничение: L ≥ lгр
где Qн – Нормативный вес одного утяжелителя, mгр – Масса груза,
lгр – Длина утяжелителя
(выбираются из справочных таблиц по выбранному ж/б утяжелителю)
7. Определить количество утяжелителей:
𝑥
К= +1
𝐿
Где, 𝑥 – длина участка газопровода.
1 участок выпуклый:
Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе:
qизг =
8 ∙ EO ∙ I
9 ∙ (β2 ∙ ρ3 )
=
8 ∙ 206000000000 ∙ 0,0015
= 525 Н/м
9 ∙ 0,01742 ∙ 12003
Величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе:
qНб =
1
2400
∙ (1,05 ∙ 4081,3 + 525 − 1886,81) ∙
(2400 − 1005 ∙ 1,05)
0,9
= 5797,47 Н/м
Шаг ж/б утяжелителей при их равномерной установке:
𝑄 𝐻 = 𝑚гр ∙ 𝑔= 834 ∙ 9,81 = 8181,54
𝐿=
𝑄н
𝑞б𝐻
=
8181,54
5797,47
= 1,4 м
Количество утяжелителей:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
63
𝑥
31,32
+1=
+ 1 = 23,37 шт
𝐿
1,4
К=
К1 = 24 шт
2 участок прямой:
Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе:
qиз = 0
Величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе:
qНб =
1
2400
∙ (1,05 ∙ 4081,3 + 0 − 1886,81) ∙
= 4756,38 Н/м
(2400 − 1005 ∙ 1,05)
0,9
Шаг ж/б утяжелителей при их равномерной установке:
𝑄 𝐻 = 𝑚гр ∙ 𝑔= 834 ∙ 9,81 = 8181,54
𝐿=
𝑄н
𝑞б𝐻
=
8181,54
4756,38
= 1,7 м
Количество утяжелителей:
𝑥
34,46
+1=
+ 1 = 21,27 шт
𝐿
1,7
К=
К1 = 22 шт
3 участок вогнутый:
Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе:
qизг =
32 ∙ EO ∙ I
9 ∙ (β2 ∙ ρ3 )
=
32 ∙ 206000000000 ∙ 0,0015
= 977,78 Н/м
9 ∙ 0,02552 ∙ 12003
Величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе:
qНб =
1
2400
∙ (1,05 ∙ 4081,3 + 977,78 − 18861,81 ) ∙
(2400 − 1005 ∙ 1,05)
0,9
= 6695,34 Н/м
Шаг ж/б утяжелителей при их равномерной установке:
𝑄 𝐻 = 𝑚гр ∙ 𝑔 = 834 ∙ 9,81 = 8181,54
𝐿=
𝑄н
𝑞б𝐻
=
8181,54
6695,34
= 1,2 м
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
64
Количество утяжелителей:
К=
𝑥
45,9
+1=
+ 1 = 39,25 шт
𝐿
1,2
К2 =40 шт
4 участок прямой:
Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе:
qиз = 0
Величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе:
qНб =
1
2400
∙ (1,05 ∙ 4110,75 + 0 − 1886,81) ∙
= 4756,38 Н/м
(2400 − 1005 ∙ 1,05)
0,9
Шаг ж/б утяжелителей при их равномерной установке:
𝑄 𝐻 = 𝑚гр ∙ 𝑔= 834 ∙ 9,81 = 8181,54
𝐿=
𝑄н
𝑞б𝐻
=
8181,54
4756,38
= 1,7 м
Количество утяжелителей:
К=
𝑥
8,775
+1=
+ 1 = 6,16 шт
𝐿
1,7
К1 = 7 шт
5 участок прямой:
Расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном
изгибе:
qиз = 0
Величина нормативной интенсивности балластировки - вес на воздухе:
qНб =
1
2400
∙ (1,05 ∙ 4110,75 + 0 − 2222,45) ∙
= 4090,8 Н/м
(2400 − 1005 ∙ 1,05)
0,9
Шаг ж/б утяжелителей при их равномерной установке:
𝑄 𝐻 = 𝑚гр ∙ 𝑔= 834 ∙ 9,81 = 8181,54
𝐿=
𝑄н
𝑞б𝐻
=
8181,54
4090,8
= 1,99 м
Количество утяжелителей:
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
65
К=
𝑥
83,37
+1=
+ 1 = 42,89 шт
𝐿
1,99
К1 = 43 шт
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
66
Заключение
В результате выполнения данной курсовой работы были достигнуты
поставленные цели и выполнены основные задачи по проектированию участка
линейной части газопровода при переходе через автомобильную дорогу общего
назначения.
В ходе работы были тщательно изучены нормативные требования,
регламентирующие переход газопровода через автомобильную дорогу. Это
позволило учесть все необходимые параметры и обеспечить безопасность и
эффективность функционирования газопровода.
Были произведены расчеты, необходимые для определения оптимальных
параметров и характеристик участка линейной части газопровода и перехода через
автомобильную дорогу. Результаты расчетов помогли обосновать выбор
оптимального решения с учетом требований прочности, устойчивости и
надежности газопровода.
С использованием программного обеспечения AutoCAD был построен
профиль перехода магистрального газопровода через автомобильную дорогу. Это
позволило визуализировать проектируемый объект и проверить его соответствие
требованиям, а также внести необходимые корректировки для обеспечения
оптимального прохождения газопровода через автомобильную дорогу.
Разработанный проект может быть использован в дальнейшем при
строительстве
и
эксплуатации
газопровода,
обеспечивая
эффективную
транспортировку газа и безопасность окружающей среды.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
67
Список литературы
1. Свод правил: СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы:
нормативно-технический материал. – Москва: Госстрой, 2013. – 92 с.
2. ТУ 1381-012-05757848-2005. «Трубы стальные, электросварные,
прямошовные, экспандированные для магистральных газопроводов» - Москва,
2005. – 20 с.
3. СТО Газпром 2-4.1-971-2015. Применению стальных
труб и
соединительных деталей на объектах «ОАО Газпром» – Москва: Изд-во
стандартов, 2015. – 37 с.
4. Свод правил: СП 106-34-96. Укладка трубопроводов из труб,
изолированных в заводских условиях: нормативно-технический материал. –
Москва: Госстрой, 1996. – 4 с.
5.
Свод
правил:
СП
109-34-97.
Сооружение
переходов
под
автомобильными и железными дорогами: нормативно-технический материал. –
Москва: Госстрой, 1997. – 36 с.
6.
ТУ
2291-034-00203803-2005
"Кольца
предохранительные
диэлектрические Спэйсеры"
7. ВСН 51-03-01-76 "Инструкция о составе и оформлении технологических
рабочих чертежей зданий и сооружений газовой промышленности"; дата
введения - 20.09.1979 - Саратов, 1979 - 60с.
8. СП 86.13330.2022 "СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы";
дата введения - 15.05.2022 Москва, 2022 – 176с.
9. ВСН 39-1.9-003-98 "Конструкции и способы балластировки и
закрепления»; Дата введения 1998-12-01 – Москва, - 47с.
10. ГОСТ 10704-91. Трубы стальные электросварные прямошовные.
11. СП 35.13330.03-2011. Мосты и трубы
12.
СП
строительству
42-101-2003
«Общие
газораспределительных
положения
по
проектированию
и
систем
из
металлических
и
полиэтиленовых труб».
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
68
13. СП 24.13330.2021 «СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты» –
14.12.2021 Москва, 2021 – 113с.
КП-ПЛЧГНП-НГТУ-21-НГД-21-05036-24
Изм. Кол. Лист №док Подпись Дата
Лист
69