СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Магистральные газопроводы
Подождите немного. Документ загружается.
81
13.3.14
Момент
сопротивления
W,
м
3
,
вычисляют
по
формуле
D
I
W
2
=
, (13.15)
где
I -
момент
инерции
сечения
трубы
,
м
4
;
D -
наружный
диаметр
трубы
,
номинальный
,
м
.
13.3.15
Момент
инерции
I,
м
4
,
вычисляют
по
формуле
);(
64
44
i
DDI −=
π
(13.16)
D
i
= D - 2t
nom
(13.17)
13.3.16
Изгибающий
момент
в
сечении
газопровода
(
при
надземной
про
-
кладке
) M
b
определяется
в
плоскости
наибольшей
кривизны
оси
газопровода
,
то
есть
как
равнодействующая
моментов
,
приложенных
в
двух
взаимно
пер
-
пендикулярных
плоскостях
.
13.3.17
При
проверке
продольных
и
эквивалентных
напряжений
следует
учитывать
функциональные
и
природные
нагрузки
.
Для
стадии
строительства
учитываются
также
строительные
нагрузки
,
при
этом
из
функциональных
сле
-
дует
учитывать
только
весовые
нагрузки
.
13.3.18
Для
газопроводов
,
прокладываемых
в
районах
горных
выработок
,
дополнительные
продольные
осевые
растягивающие
напряжения
,
..
1
wm
σ
МПа
,
вызываемые
горизонтальными
деформациями
грунта
от
горных
выработок
,
вычисляются
по
формуле
,
2
00
...
1
m
wm
l
E
λ
π
σ
=
(13.18)
где
Е
0
-
модуль
упругости
материала
труб
,
МПа
;
λ
0
-
максимальные
перемещения
газопровода
на
участке
,
вызываемые
сдвижением
грунта
,
м
,
вычисляются
по
формуле
−−=
01
0
2*
2
0
Ф75,3
2
1
ξ
τ
ψψλ
nom
s
tE
l
, (13.19)
где
ψ
-
параметр
перемещения
,
который
определяется
выражением
1
0
2*
max0
Ф2,0
nom
s
tE
l
u
τ
ξ
ψ
++=
, (13.20)
82
l
m
-
длина
участка
деформации
газопровода
с
учетом
его
работы
за
пре
-
делами
мульды
сдвижения
,
м
;
*
s
τ
-
предельное
сопротивление
грунта
продольным
перемещениям
газо
-
провода
,
МПа
;
l -
длина
участка
однозначных
деформаций
земной
поверхности
в
полу
-
мульде
сдвижения
,
пересекаемого
газопроводом
,
м
,
вычисляется
по
формуле
,5,0sin65,09,0Ф
1
−−=
m
l
l
(13.21)
ξ
0
-
максимальное
сдвижение
земной
поверхности
в
полумульде
,
пересе
-
каемой
газопроводом
,
м
;
t
nom
-
толщина
стенки
газопровода
,
номинальная
,
м
;
u
max
-
перемещение
,
соответствующее
наступлению
предельного
значе
-
ния
*
s
τ
,
м
.
13.3.19
Газопроводы
,
прокладываемые
в
многолетнемерзлых
грунтах
при
использовании
их
по
II
принципу
,
необходимо
рассчитывать
на
просадки
и
пу
-
чения
.
13.4 Прочность и жесткость отводов и тройниковых соединений
13.4.1
При
проверке
прочности
отводов
газопроводов
необходимо
учи
-
тывать
продольные
напряжения
от
действия
внутреннего
давления
,
а
также
от
изменения
длины
газопровода
под
действием
внутреннего
давления
продукта
и
от
изменения
температуры
стенок
труб
и
изгиба
при
компенсации
продольных
деформаций
.
13.4.2
При
определении
жесткости
и
напряженного
состояния
отводов
следует
учитывать
условия
его
сопряжения
с
трубой
и
влияние
внутреннего
давления
.
13.4.3
При
расчете
газопровода
жесткость
участков
на
длине
отводов
вы
-
числяется
по
формуле
p
bp
k
IE
IE
0
..0
)( =
, (13.22)
где
E
0
I -
изгибная
жесткость
сечения
отвода
,
МНм
2
;
k
p
-
коэффициент
повышения
гибкости
отвода
.
13.4.4
Значения
коэффициента
повышения
гибкости
отводов
к
следует
определять
в
зависимости
от
центрального
угла
отвода
k
р
и
коэффициента
гиб
-
кости
длинных
отводов
*
p
k
:
83
,
45
)1(1
*
ϕ
−+=
pp
kk
0 <
φ
≤
45°; (13.23)
k
p
= k
p
*
,
φ
> 45° ,
(13.24)
13.4.5
Коэффициент
гибкости
длинных
отводов
k
p
*
вычисляют
с
учетом
действия
внутреннего
давления
по
формуле
2
*
4
3
1 fk
p
−=
, (13.25)
где
f
2
-
параметр
перемещений
срединной
поверхности
отвода
.
13.4.6
Входящий
в
формулу
(13.25)
параметр
перемещений
f
2
,
а
также
другие
параметры
перемещений
f
n
,
необходимые
для
определения
коэффици
-
ента
увеличения
напряжений
в
отводах
,
находятся
на
основании
следующих
рекуррентных
формул
:
;
12
2
2
α
−=f
;
5,2
2
4
4
ff
α
−=
;
5,3
4
6
6
ff
α
−=
(13.26)
;
75,3
6
8
8
ff
α
−=
.
85,3
8
10
10
ff
α
−=
13.4.7
В
формулы
(13.26)
входят
вспомогательные
коэффициенты
,
кото
-
рые
вычисляются
зависимостями
:
α
10
= 8,080 + 14360(1 + 0,121p
*
)
λ
2
;
;
823,14
)1875,01(5908125,8
10
2*
8
α
λα
−++= p
(13.27)
8
2*
6
063,14
)343,01(1795222,8
α
λα
−++= p
;
6
2*
4
250,12
)8,01(7,3295,8
α
λα
−++= p
;
4
2*
2
25,6
)41(187,131
α
λα
−++= p
,
(13.27)
84
в
которые
входит
параметр
кривизны
отвода
λ
,
и
параметр
внутреннего
давле
-
ния
р
*
.
2
r
Rt
nom
=
λ
, (13.28)
где
R -
радиус
кривизны
отвода
,
м
;
t
nom
-
номинальная
толщина
стенки
отвода
,
м
;
r -
радиус
средней
линии
сечения
отвода
,
м
,
вычисляемый
по
формуле
2
nom
tD
r
−
=
, (13.29)
где
D -
диаметр
отвода
наружный
,
м
;
,)1(
0
3
2
0
*
−=
E
P
t
r
p
d
nom
µ
(13.30)
где
µ
0
-
коэффициент
Пуассона
материала
отвода
;
Р
d
-
давление
расчетное
,
МПа
;
Е
0
-
модуль
упругости
материала
отвода
,
МПа
.
13.4.8
Коэффициент
гибкости
тройниковых
соединений
следует
прини
-
мать
равным
единице
.
13.4.9
При
расчете
на
прочность
отводов
расчетный
момент
М
(
МН·м
)
определяется
в
зависимости
от
изгибающих
моментов
в
двух
взаимно
перпен
-
дикулярных
плоскостях
и
от
коэффициента
увеличения
продольных
напряже
-
ний
по
формуле
,
22
ois
MMmM +=
(13.31)
где
m
s
-
коэффициент
увеличения
напряжений
;
M
i
-
изгибающий
момент
,
действующий
в
плоскости
отвода
,
МН·м
;
М
o
-
изгибающий
момент
,
действующий
из
плоскости
отвода
,
МН·м
.
13.4.10
Коэффициент
увеличения
напряжений
в
отводах
m
s
вычисляют
по
формулам
:
,
45
)1(1
*
ϕ
−+=
ss
mm
0 <
φ
≤
45° ; (13.32)
m
s
= m
*
s
,
φ
> 45°. (13.33)
85
13.4.11
Коэффициент
увеличения
напряжений
в
длинных
отводах
*
s
m
следует
определять
с
учетом
действия
внутреннего
давления
по
формуле
−+=
+
=
∑
n
n
n
ps
f
n
km
1
2
10
,....4,2
**
)1(
2
2
1
, (13.34)
в
которой
значение
коэффициента
гибкости
k
*
p
принимается
по
формуле
(13.25),
а
значения
параметров
перемещений
f
n
-
по
формулам
(13.26).
13.4.12
Результирующий
изгибающий
момент
,
действующий
на
ответв
-
ление
тройника
,
вычисляют
по
формуле
,)()(
22
ooii
MmMmM +=
(13.35)
где
M
i
-
изгибающий
момент
на
ответвление
тройника
,
действующий
в
плос
-
кости
тройника
,
МН·м
;
М
o
-
изгибающий
момент
на
ответвление
тройника
,
действующий
из
плоскости
тройника
,
МН·м
;
m
i
, m
o
-
коэффициенты
увеличения
напряжений
при
изгибе
соответствен
-
но
в
плоскости
и
из
плоскости
тройника
,
вычисляемые
по
формулам
:
,1;
9,0
max
3
2
=
h
m
o
ξ
;
D
d
=
ξ
(13.36)
m
i
= 0,75m
o
+ 0,25 , (13.37)
где
d, D -
соответственно
диаметры
наружные
ответвления
и
магистрали
тройника
,
м
.
13.4.13
Входящий
в
формулу
(13.36)
безразмерный
параметр
тройника
h
вычисляют
по
формулам
:
-
для
сварных
тройников
без
усиливающих
элементов
:
;
)(
r
T
h
nh
=
(13.38)
-
штампованных
и
штампосварных
тройников
:
,
)(
4,4
r
T
h
nh
=
(13.39)
86
r -
радиус
средней
линии
сечения
отвода
,
м
,
вычисляющийся
по
формуле
,
2
)(
nh
TD
r
−
=
(13.40)
где
D -
диаметр
наружный
основной
трубы
(
магистрали
)
тройника
,
м
;
(T
h
)
n
-
номинальная
толщина
стенки
магистрали
тройника
,
м
.
13.5 Проверка общей устойчивости подземных газопроводов
13.5.1
Общую
устойчивость
участка
магистрального
газопровода
следует
проверять
в
плоскости
наименьшей
жесткости
системы
.
Общая
устойчивость
участка
магистрального
газопровода
выполняется
в
случае
,
если
удовлетворя
-
ется
условие
:
,
1
..
cr
bu
N
k
S ≤
(13.41)
где
S -
эквивалентное
продольное
усилие
в
сечении
газопровода
,
МН
;
N
cr
-
критическое
продольное
усилие
,
которое
определяется
с
учетом
ра
-
диуса
кривизны
оси
,
высоты
засыпки
,
свойств
грунта
,
балластировки
и
закреп
-
ления
анкерами
,
возможного
обводнения
,
МН
;
k
u.b.
-
коэффициент
запаса
общей
устойчивости
,
принимаемый
равным
:
- 1,10 -
для
участков
газопроводов
категории
Н
;
- 1,30 -
для
участков
газопроводов
категорий
С
и
В
.
13.5.2
Общую
устойчивость
следует
проверять
для
криволинейных
уча
-
стков
в
плоскости
изгиба
газопровода
.
Общую
устойчивость
на
прямолиней
-
ных
участках
подземных
участков
следует
проверять
в
вертикальной
плоскости
с
радиусом
начальной
кривизны
5000
м
.
13.5.3
Эквивалентное
продольное
осевое
усилие
в
сечении
газопровода
S
следует
определять
с
учетом
нагрузок
и
воздействий
,
продольных
и
попереч
-
ных
перемещений
газопровода
в
соответствии
с
правилами
строительной
ме
-
ханики
.
В
частности
,
для
прямолинейных
участков
газопроводов
и
участков
,
вы
-
полненных
упругим
изгибом
,
при
отсутствии
компенсации
продольных
дефор
-
маций
,
просадок
и
пучения
грунта
эквивалентное
продольное
усилие
в
сечении
газопровода
S,
МН
,
вычисляется
по
формуле
S = aE
0
∆
TA
s
+ (1 - 2
µ
0
)A
i
P
d
, (13.42)
где
а
-
коэффициент
линейного
расширения
материала
труб
, °
С
-1
;
E
0
-
модуль
упругости
материала
труб
,
МПа
;
∆
T -
температурный
перепад
, °
С
;
µ
0
-
коэффициент
Пуассона
материала
труб
;
87
A
s
-
площадь
поперечного
сечения
трубы
(
стали
),
м
2
;
A
i
-
площадь
поперечного
сечения
трубопровода
«
в
свету
»,
м
2
;
P
d
-
расчетное
внутреннее
давление
,
МПа
.
13.5.4
Для
приближенной
оценки
общей
устойчивости
участка
магист
-
рального
газопровода
может
быть
использован
порядок
расчета
,
приведенный
в
13.5.5-13.5.9.
13.5.5
Значение
критического
продольного
усилия
вычисляют
по
форму
-
ле
N
cr
= 0,372 q
*
ρ
0
, (13.43)
где
q
*
-
предельное
погонное
сопротивление
перемещениям
газопровода
вверх
,
МН
/
м
;
ρ
0
-
расчетный
радиус
кривизны
оси
газопровода
,
м
.
13.5.6
Предельное
сопротивление
перемещениям
газопровода
вверх
q
*
определяется
как
сумма
погонного
веса
газопровода
w
и
предельной
несущей
способности
грунта
при
выпучивании
газопровода
q
*
s
q
*
= w + q
*
s
, (13.44)
где
q
*
-
предельное
сопротивление
перемещениям
газопровода
вверх
,
МН
/
м
;
w -
погонный
вес
газопровода
,
МН
/
м
;
q
*
s
-
предельная
несущая
способность
грунта
при
выпучивании
газопро
-
вода
,
МН
/
м
.
Предельная
несущая
способность
грунта
при
выпучивании
газопровода
q
*
s
вычисляется
по
формулам
:
-
для
песчаных
и
других
несвязных
грунтов
:
,1
..
*
+=
D
H
kHDq
sHs
γ
(13.45)
-
глинистых
и
других
связных
грунтов
:
q
*
s
= k
H.c.
cD; (13.46)
,;0,3min
..
=
D
H
k
cH
(13.47)
где
γ
-
расчетный
удельный
вес
грунта
засыпки
,
МН
/
м
3
;
H -
глубина
засыпки
от
поверхности
грунта
до
верха
трубы
,
м
;
D -
диаметр
наружный
газопровода
,
м
;
88
k
H.s.
-
коэффициент
учета
высоты
засыпки
для
песчаных
грунтов
,
опреде
-
ляется
экспериментальным
способом
,
если
отсутствуют
надежные
данные
,
то
его
следует
принимать
равным
0,5
для
плотных
грунтов
и
0,1 -
для
слабонесу
-
щих
грунтов
;
k
H.c.
-
коэффициент
учета
высоты
засыпки
для
глинистых
грунтов
;
с
-
сцепление
грунта
засыпки
(
репрезентативное
,
характерное
),
МПа
.
13.5.7
Для
вертикальных
углов
поворота
выпуклостью
вверх
,
образован
-
ных
в
результате
упругого
изгиба
с
радиусом
кривизны
r,
расчетный
радиус
кривизны
r
0
принимается
равным
ρ
0
=
ρ
, (13.48)
при
этом
допускается
упругий
изгиб
,
удовлетворяющий
условию
ρ
≥
1000D (13.49)
где
D -
диаметр
наружный
газопровода
,
м
.
При
более
крутых
поворотах
трассы
следует
использовать
вставки
хо
-
лодного
гнутья
и
заводские
отводы
с
радиусом
кривизны
оси
R
≥
5D.
13.5.8
Прямолинейные
участки
газопровода
рассматриваются
как
изогну
-
тые
(
выпуклостью
вверх
),
для
них
расчетный
радиус
изгиба
принимается
рав
-
ным
ρ
0
= 5000
м
.
13.5.9
Для
вертикальных
углов
поворота
трассы
,
образованных
с
помо
-
щью
вставок
холодного
гнутья
и
заводских
отводов
,
расчетный
радиус
кривиз
-
ны
ρ
0
подземного
газопровода
определяется
в
зависимости
от
конструктивной
схемы
угла
поворота
трассы
в
соответствии
с
рекомендуемым
приложением
Б
.
13.5.10
В
случае
когда
условие
общей
устойчивости
участка
газопровода
(13.41)
не
соблюдается
,
необходимо
выполнить
одно
или
несколько
следую
-
щих
мероприятий
:
-
увеличить
глубину
засыпки
грунтом
;
-
изменить
схему
выполнения
угла
поворота
трассы
;
-
применить
балластировку
участка
газопровода
грузами
;
-
применить
закрепление
участка
газопровода
анкерными
устройствами
.
13.6 Проверка овальности сечений подземного газопровода после ук-
ладки и засыпки
13.6.1
После
укладки
и
засыпки
подземного
газопровода
под
действием
веса
грунта
засыпки
происходит
нарушение
первоначально
правильной
коль
-
цевой
формы
сечений
газопровода
.
Отклонение
формы
поперечного
сечения
трубы
от
кольцевой
характеризуется
так
называемой
овальностью
,
которая
вы
-
числяется
по
формуле
89
,100
2
minmax
minmax
⋅
+
−
=
DD
DD
θ
(13.50)
где
θ
-
овальность
сечения
, %;
D
max
, D
min
-
соответственно
максимальный
и
минимальный
диаметры
в
рассматриваемом
сечении
трубопровода
,
м
.
13.6.2
Овальность
сечения
подземного
газопровода
после
его
засыпки
вычисляют
по
формуле
,7,22
*
3
D
L
qr
=
θ
(13.51)
где
q -
вертикальная
равномерно
распределенная
поперек
оси
трубопровода
нагрузка
от
веса
грунта
засыпки
,
действующая
на
уровне
верхней
образующей
трубопровода
,
МН
/
м
;
r -
радиус
средней
линии
поперечного
сечения
трубы
,
м
,
вычисляемая
по
формуле
,
2
n
tD
r
−
=
(13.52)
D -
диаметр
газопровода
наружный
,
м
;
t
n
-
толщина
стенки
трубы
номинальная
,
м
;
L
*
-
единичная
длина
трубопровода
, L
*
= 1
м
;
D
-
цилиндрическая
жесткость
оболочки
,
МН·м
,
вычисляемая
по
форму
-
ле
,
)1(12
2
0
3
0
µ
−
=
n
tE
D
(13.53)
где
Е
0
-
модуль
упругости
материала
трубы
,
МПа
;
µ
0
-
коэффициент
Пуассона
материала
трубы
.
13.6.3
Вертикальную
равномерно
распределенную
нагрузку
q
от
веса
грунта
засыпки
вычисляют
по
формуле
q = g
γ
0
HL
*
k
b.f.
k
tr
, (13.54)
где
g -
ускорение
свободного
падения
м
/
с
2
;
γ
0
-
плотность
грунта
ненарушенной
структуры
,
кг
/
м
3
;
90
Н
-
высота
засыпки
от
поверхности
земли
до
верхней
образующей
трубы
,
м
;
k
b.f.
-
коэффициент
,
учитывающий
уменьшение
плотности
грунта
засып
-
ки
по
сравнению
с
грунтом
ненарушенной
структуры
;
k
tr
-
коэффициент
вертикального
давления
грунта
в
траншее
.
13.6.4
Коэффициент
вертикального
давления
грунта
в
траншее
k
tr
вычис
-
ляют
в
зависимости
от
размеров
траншеи
по
формулам
:
-
для
песчаных
и
супесчаных
грунтов
засыпки
:
−=
−
b
H
tr
e
H
b
k
40,0
150,2
; (13.55)
-
глинистых
грунтов
засыпки
:
−=
−
b
H
tr
e
H
b
k
29,0
145,3
, (13.56)
где
b -
средняя
ширина
траншеи
,
м
;
Н
-
высота
засыпки
от
поверхности
земли
до
верхней
образующей
тру
-
бы
,
м
;
Средняя
ширина
траншеи
вычисляется
по
приближенной
формуле
b = D + Hctga, (13.57)
где
Н
-
высота
засыпки
от
поверхности
земли
до
верхней
образующей
тру
-
бы
,
м
;
D -
диаметр
трубы
наружный
,
м
;
α
-
угол
между
основанием
и
откосом
траншеи
,
град
.
13.6.5
Полученное
по
формуле
(13.51)
значение
овальности
должно
удовлетворять
условию
:
θ
≤
min{
θ
COD
;5 %}, (13.58)
где
θ
COD
-
овальность
, %,
допускаемая
из
условия
прохождения
ВТУ
.
13.6.6
В
случае
если
условие
(13.58)
не
удовлетворяется
,
следует
назна
-
чить
меньшую
глубину
засыпки
или
применить
трубы
с
более
толстой
стенкой
.
13.7 Устойчивость формы поперечных сечений газопровода
13.7.1
Условие
местной
устойчивости
стенки
трубы
газопровода
может
быть
выполнено
за
счет
назначения
соответствующей
толщины
стенки
при
из
-
вестных
изгибных
деформациях
и
начальной
овальности
сечений
труб
.