Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte
.pdfХарактеристики изоляционных материалов |
Таблица 2.2 |
|||
|
||||
|
|
|
|
|
Тип, маркировка |
Толщина, |
|
Масса 1м2, |
Плотность |
изоляционных материалов |
мм |
|
кг/м2 |
материала |
|
|
|
|
изоляционного |
|
|
|
|
покрытия |
|
|
|
|
(обертки), |
|
|
|
|
кг/м3 |
Отечественные изоляционные ленты |
|
|||
Летняя ПИЛ, ТУ 19-103-78 |
0,3 |
|
- |
- |
Зимняя ПВХ-БК,ТУ 102-166-82 |
0,35 |
|
- |
- |
Зимняя ПВХ-Л, ТУ 102-320-86 |
0,3 |
|
- |
- |
Отечественные обертки |
|
|||
Пленка оберточная ПЭКом, |
0,6 ± 0,05 |
|
0,53 |
880 |
ТУ 102-284-81 |
|
|
|
|
Пленка оберточная ПДБ, |
0,55 ± 0,05 |
|
0,58 |
1050 |
ТУ 21-27-49-76 |
|
|
|
|
Пленка полимерная ПВХ, |
0,5 ± 0,1 |
|
0,634 |
1268 |
ТУ 102-123-78 |
|
|
|
|
Оберточный материал ПВХ, |
0,6 ± 0,1 |
|
0,705 |
1175 |
ТУ 102-123-78 |
|
|
|
|
Импортные |
изоляционные |
ленты |
|
|
Поликен 980-25 (США) |
0,635 |
|
0,664 |
1046 |
Плайкофлекс 450-25 (США) |
0,635 |
|
0,664 |
1046 |
Тек-Рап 240-25 (США) |
0,635 |
|
0,735 |
1157 |
Нитто – 53-635 (Япония) |
0,635 |
|
0,692 |
1090 |
Фуракава Рапко НМ-2 |
0,640 |
|
0,648 |
1010 |
(Япония) |
|
|
|
|
Альтене 100-25 (Италия) |
0,635 |
|
0,664 |
1046 |
Пластизол (Югославия) |
0,630 |
|
0,655 |
1040 |
|
Импортные обертки |
|
|
|
Поликен 955-25 (США) |
0,635 |
|
0,653 |
1028 |
Плайкофлекс 650-25 (США) |
0,635 |
|
0,640 |
1008 |
Тек-Рап 260-25 (США) |
0,635 |
|
0,680 |
1071 |
Нитто – 53-635 (Япония) |
0,635 |
|
0,670 |
1055 |
Фуракава Рапко РВ-2 (Япония) |
0,640 |
|
0,633 |
989 |
Альтене 205-25 (Италия) |
0,635 |
|
0,653 |
1028 |
Пластизол (Югославия) |
0,635 |
|
0,655 |
1031 |
79
4. Давление грунта qгр на трубопровод ориентировочно можно определить как
q |
гр |
= n |
гр |
qн |
= n |
гр |
γ |
h , |
(2.7) |
|
|
гр |
|
|
гр ср |
|
где nгр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 1,2, а
при расчетах на продольную устойчивость и устойчивость положения – 0,8; γср - удельный вес грунта; hср - средняя глубина заложения оси трубопровода.
5. Гидростатическое давление воды qв.г определяется весом столба
жидкости над рассматриваемой точкой при коэффициенте надежности по нагрузке nв.г =1,0
q |
в.г |
= qн |
= γ |
в |
h , |
(2.8) |
|
в.г |
|
в |
|
где γв - удельный вес воды с учетом засоленности и наличия взвешенных частиц; hв - высота столба жидкости над рассматриваемой точкой.
Временными называются нагрузки и воздействия, которые в отдельные периоды строительства и эксплуатации могут отсутствовать.
К длительным временным нагрузкам и воздействиям относятся:
1. Внутреннее давление р, рабочее (нормативное) значение которого
устанавливается проектом. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов принятое давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре. Внутреннее давление вызывает в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения. Кольцевые напряжения σкц [10] действуют тангенциально поверхности
трубопровода
σкц = nрσкцн = |
np рDвн |
, |
(2.9) |
|
|||
|
2δн |
|
где np - коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления,
равный 1,15 для нефтепроводов диаметром 700 – 1400 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей и 1,1 – в остальных случаях; δн- номинальная толщина стенки трубы.
Продольные напряжения от внутреннего давления в прямолинейном полностью защемленном подземном или надземном трубопроводе
σпрр = npσпррн = np µσкцн = 0,15 |
np рDвн |
, |
(2.10) |
|
δн |
||||
|
|
|
80
где µ - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона), для стали µ =0,3.
Для участков подземного трубопровода у мест выхода на поверхность на поворотах, где не обеспечивается полное защемление грунтом, а также для надземных трубопроводов, в которых предусмотрена компенсация температурных деформаций
σпрн = |
np рDвн |
= 0,25 |
np рDвн |
. |
(2.11) |
4δн |
|
||||
|
|
δн |
|
2. Нагрузка от веса продукта, находящегося в трубопроводе единичной длины, Н/м:
• при перекачке газа
qгаз = nпрqгазн = nпр0,215ρгазg |
рD2 |
|
|
|
вн |
, |
(2.12) |
||
zT |
||||
|
|
|
где nпр- коэффициент надежности по нагрузке от веса продукта ( nпр=1,0), а при расчетах на продольную устойчивость и устойчивость положения ( nпр=0,95);
ρгаз - плотность газа, кг/м3 при температуре 0 °С и давлении 0,1 МПа; g- ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2; Dвн - внутренний диаметр трубы,
см; z - коэффициент сжимаемости газа; T – абсолютная температура, К (T = 273 + t, где t – температура газа, °С).
Для природного газа допускается рассчитывать qпрн по эмпирической зависимости:
qн |
≈10−2 рD2 |
, |
(2.13) |
газ |
вн |
|
|
где ρгаз - рабочее (нормативное) давление, МПа; Dвн - внутренний
диаметр трубы, см;
• при перекачке нефти и нефтепродуктов
qпрн =10−4 ρнg |
πD2 |
|
|
||
вн |
|
, |
(2.14) |
||
4 |
|||||
|
|
|
|
||
ρ н - плотность транспортируемой нефти |
или |
нефтепродукта, |
кг/м3; |
g= 9,81 м/с2; Dвн - внутренний диаметр трубы, см.
81
3. Температурные воздействия вызывают в полностью защемленном подземном или надземном трубопроводе продольные напряжения, определяемые при коэффициенте надежности по нагрузке nt =1,0 по формуле:
σпрt =σnptн = −αt E∆t , |
(2.15) |
где αt - коэффициент линейного расширения металла труб, для стали αt =0,000012 град-1; ∆t - расчетный температурный перепад,
∆t = tэ − tф . |
(2.16) |
Здесь tэ – максимальная (или минимальная) возможная температура стенок трубы в процессе эксплуатации определяется в технологической части проекта;
tф - наименьшая (t x ) или наибольшая (tm ) температура, при которой
фиксируется расчетная схема трубопровода (при известном календарном сроке замыкания трубопровода tф находится в Справочнике по климату России),
t x = tнx − 6 oС ; |
(2.17) |
t m = tнm + 3 oС , |
(2.18) |
где tнx ,tнm - нормативные температуры наружного воздуха в холодное и теплое время года (Приложение П),
t x = t |
I |
− ∆ |
; |
(2.19) |
|||
н |
|
|
|
I |
|
|
|
t m |
= t |
VII |
+ ∆ . |
(2.20) |
|||
н |
|
|
VII |
|
Здесь tI ,tVII - многолетние среднемесячные январская и июльская температуры воздуха, принимаемые по СНиП 2.01.07-85* [112] или СНиП 23-01-99 [121] в
зависимости |
от района |
строительства; |
∆I ,∆VII - отклонение средней |
||
температуры |
наиболее |
теплых |
и холодных суток |
от значений |
|
tI ,tVII соответственно (Приложение П). |
|
|
|||
Для |
ориентировочных |
расчетов |
подземных |
трубопроводов |
температурный перепад можно принять ± 40 oС, надземных - ± 50 oС.
К кратковременным относятся нагрузки и воздействия, действие которых может длиться от нескольких секунд до нескольких месяцев.
4. Снеговая нагрузка qc , приходящаяся на единицу длины надземного трубопровода, подсчитывается по формуле:
82
|
|
qc = nc рcнВг , |
|
(2.21) |
|
где nc - |
коэффициент надежности по |
нагрузке от веса |
снегового |
покрова, |
|
n =1,4; |
pн |
- нормативное значение |
веса снегового |
покрова |
на 1 м2 |
c |
c |
|
|
|
Па; Вг - |
горизонтальной поверхности на уровне прокладки трубопровода, |
|||||
ширина горизонтальной проекции надземного трубопровода, Вг = 0,77Dн. |
|||||
Значение рсн находится следующим образом: |
|
|
|||
|
|
рсн = рсн.nCc , |
|
(2.22) |
где рсн.п- нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной
поверхности земли, принимаемое по СНиП 2.01.07-85* [112] в зависимости от района строительства (Приложение П):
Снеговой район РФ по карте 1 |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
рспн , кПа |
0,56 |
0,84 |
1,26 |
1,68 |
2,24 |
2,80 |
3,36 |
3,92 |
сc - коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности
земли к весу снегового покрова на единицу поверхности площади на уровне прокладки трубопровода, для одиночного трубопровода сc =0,4.
5. Гололедные нагрузки для случаев, когда возможно обледенение надземного трубопровода, рассчитываются по формуле:
q |
лед |
= n |
лед |
qн |
= n |
лед |
0,17bkD , |
(2.23) |
|
|
лед |
|
н |
|
где qлед и qледн - соответственно расчетная и нормативная нагрузки, Н/м;
nлед - коэффициент надежности по гололедной нагрузке, nлед=1,3; b - толщина
слоя гололеда, нм, принимаемая согласно СНиП 2.01.07-85* [112] в зависимости от района строительства (Приложение П):
Гололедные районы РФ по карте 4 |
I |
II |
III |
IV |
V |
Толщина стенки гололеда b, мм |
не менее 3 |
5 |
10 |
15 |
не менее 20 |
k – коэффициент, учитывающий изменение толщины слоя гололеда в зависимости от высоты положения трубопровода над поверхностью земли:
Высота над поверхностью земли, м |
5 |
10 |
20 |
30 |
50 |
70 |
100 |
Коэффициент k |
0,8 |
1,0 |
1,2 |
1,4 |
1,6 |
1,8 |
2,0 |
83
Dн – наружный диаметр трубы, см.
6. Ветровая нагрузка на трубопровод, действующая в горизонтальной плоскости перпендикулярно к его оси,
q |
вет |
= n |
вет |
qн |
= n |
вет |
(qн + qн )D |
н |
, |
(2.24) |
|
|
|
вет |
|
с |
д |
|
|
где nвет - коэффициент надежности по ветровой нагрузке в СНиП 2.05.06-85* [112], nвет =1,2; qcн - нормативное значение статической составляющей ветрового давления на трубопровод (в Па), происхождение которой обусловлено средней скоростью ветра; qдн - нормативное значение
динамической составляющей ветрового давления на трубопровод (в Па), происхождение которой обусловлено пульсацией ветрового потока.
Величина qснопределяется как
qсн = qонkвсх , |
(2.25) |
где qон - нормативное ветрового давление на вертикальную плоскость,
принимаемое по СНиП 2.01.07-85* [112] в соответствии с районом строительства (Приложение П):
Высота, м |
5 |
10 |
20 |
40 |
60 |
80 |
100 |
Коэффициент kв |
0,75 |
1,0 |
1,25 |
1,5 |
1,7 |
1,85 |
2,0 |
Коэффициент ξ |
0,85 |
0,76 |
0,69 |
0,62 |
0,58 |
0,56 |
0,54 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Высота, м |
|
150 |
200 |
250 |
300 |
350 |
480 |
Коэффициент kв |
|
2,25 |
2,45 |
2,65 |
2,75 |
2,75 |
2,75 |
Коэффициент ξ |
|
0,51 |
0,49 |
0,47 |
0,46 |
0,46 |
0,46 |
сх – коэффициент лобового сопротивления трубопровода ветровому потоку, определяемый по графику на рис.2.1, в зависимости от числа Рейнольдса
Rе = 0,88 105 D n |
вет |
k |
в |
qн |
, |
(2.26) |
н |
|
о |
|
|
для воздуха с кинематической вязкостью 0,145 10−4 м2/с при температуре 15 °С и давлении 0,1 МПа. Здесь qон подставляется в Па, а Dн- в м.
Нормативное значение динамической составляющей ветрового давления подсчитывается по формуле:
qдн = qснξζν , |
(2.27) |
84
где ν - коэффициент пространственной корреляции пульсации давления ветра, принимаемый для существующих диаметров в зависимости от длины трубопровода L :
L , м |
5 |
10 |
20 |
ν |
0,89 |
0,85 |
0,80 |
40 |
80 |
160 |
320 |
0,72 |
0,63 |
0,53 |
0,48 |
ζ - коэффициент пульсаций давления ветра, принимаемый в зависимости от
высоты положения трубопровода; |
ξ - коэффициент |
динамичности, |
определяемый по графику на рис.2.2 в зависимости от параметра |
|
|
ε = |
nветqсн / 940 fк , |
(2.28) |
В формуле (2.28) значение qcнберется в Па, первая частота собственных колебаний fк- в Гц. Величину fк рассчитывают с учетом конструктивной схемы прокладки трубопровода. Так, для балочных систем с жесткими опорами
fк = |
1 |
|
α2 |
|
EIg |
, |
(2.29) |
|
2π |
l2 |
qmp |
||||||
|
|
|
|
|
где l- расстояние между опорами, определяемое прочностным расчетом: I - осевой момент инерции поперечного сечения металла трубы,
I = |
π |
( D4 |
− D4 |
) , |
(2.30) |
|
64 |
||||||
|
н |
вн |
|
|
g - ускорение свободного падения, м/с2; qmp - вес единицы длины трубопровода с продуктом, Н/м,
qmp = qм + qпр , |
(2.31) |
α - коэффициент, принимаемый в зависимости от характера закрепления на опорах, конструктивной схемы трубопровода и формы колебаний. Для первой формы колебаний значения α1 приводятся в табл. 2.3 и на графиках (рис.2.3).
Для других конструктивных схем прокладки надземных переходов трубопроводов значение f определяется по формулам, приведенным в [66, 92].
Предельное значение частоты собственных колебаний, при котором допускается не учитывать динамическую составляющую ветрового давления, определяется по СНиП 2.01.07-85*[112] в зависимости от района строительства при значении логарифмического декремента колебаний δд=0,15.
85
Рис. 2.1. Зависимость коэффициента лобового сопротивления сх от числа Рейнольдса Re.
Рис. 2.2. График определения коэффициента динамичности ξ
a |
|
|
б |
|
|
в |
|
|
|
|
l1 |
l2 |
|
l1 |
l2 |
l1 |
|
x |
l1 |
x |
|
α1 |
|
α1 |
|
|
|
α1 |
|
|
|
|
|
5 ,0 |
|
|
|
2 ,5 |
|
|
|
|
|
6,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
4 ,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,0 |
|
|
|
|
2 ,0 |
|
|
|
|
|
|
3,0 |
|
|
|
|
|
|
|
||
4,0 |
|
|
|
|
1 ,5 |
|
|
|
|
|
|
2 ,0 |
|
|
2l1 |
|
|
|
2x |
||
|
l1 |
0,2 |
|
0 |
0 ,2 0,4 0 ,6 0 ,8 1 ,0 |
|||||
0 0 ,2 0 ,4 0 ,6 0 ,8 l1 +l2 |
0 |
0 ,4 0,6 0 ,8 1 ,0 2l1 +l2 |
2x+l1 |
Рис.2.3. Графики для определения частоты собственных колебаний балочных переходов трубопроводов с неравными пролетами:
а – двухпролетный; б – трехпролетный; в – однопролетный двухконсольный
86
Таблица 2.3
Коэффициент α1 для балочных трубопроводов с разными пролетами,
лежащих на жестких опорах
|
Число равных |
Низшая |
Высшая |
|
Условия закрепления |
частота |
частота |
||
пролетов |
||||
|
α12н / 2π |
α12в / 2π |
||
Шарнирное опирание концов: |
1 |
1,57 |
1,57 |
|
однопролетный |
2 |
1,57 |
2,46 |
|
многопролетный |
3 |
1,57 |
2,94 |
|
4 |
1,57 |
3,17 |
||
|
5 |
1,57 |
3,30 |
|
|
6 |
1,57 |
3,37 |
|
|
∞ |
1,57 |
3,56 |
|
Заделка одного конца и |
1 |
2,46 |
2,46 |
|
шарнирное опирание другого: |
2 |
1,88 |
3,24 |
|
однопролетный |
3 |
1,69 |
3,37 |
|
многопролетный |
4 |
1,64 |
3,45 |
|
5 |
1,62 |
3,49 |
||
|
6 |
1,60 |
3,51 |
|
|
∞ |
1,57 |
3,56 |
|
Заделка двух концов: |
1 |
3,56 |
3,56 |
|
однопролетный |
2 |
2,46 |
3,56 |
|
|
3 |
2,01 |
3,56 |
|
многопролетный |
4 |
1,83 |
3,56 |
|
5 |
1,74 |
3,56 |
||
|
6 |
1,69 |
3,56 |
|
|
∞ |
1,57 |
3,56 |
Остальные нагрузки и воздействия, учитываемые при расчетах трубопроводов, будут рассматриваться по мере необходимости в других главах.
Нагрузки и воздействия обычно действуют на сооружения совместно в тех или иных сочетаниях. Эти сочетания устанавливаются из анализа реальных вариантов одновременного действия различных нагрузок для рассматриваемой стадии работы конструкции или ее основания. По СНиП 2.0107-85* [112] устанавливаются основные сочетания нагрузок и воздействий, состоящие из постоянных, длительных и кратковременных, и особые сочетания, включающие в себя, кроме нагрузок основного сочетания, одну из особых нагрузок, например, сейсмическую, взрывную, технологическую и т.п.
При учете сочетаний, включающих постоянные и не менее двух временных нагрузок, расчетные значения временных нагрузок или соответствующих им усилий следует умножать на коэффициенты сочетаний, равные:
87
в основных сочетаниях для длительных нагрузок ψс1 = 0,95; для кратковременных ψс2 = 0,9;
в особых сочетаниях для длительных нагрузок ψс1 = 0,95; для кратковременных ψс2 = 0,9; при этом особую нагрузку следует принимать без
снижения.
При учете основных сочетаний, включающих постоянные нагрузки и одну временную нагрузку (длительную или кратковременную), коэффициенты ψс1 и ψс2 вводить не следует.
2.2.Прочность подземных трубопроводов
В настоящее время все металлические тонкостенные листовые конструкции, включая магистральные и промысловые трубопроводы, рассчитываются по методике предельных состояний, при переходе в которые нормальная эксплуатация конструкции становится невозможной.
Расчет стальных подземных трубопроводов ведется только по 1 предельному состоянию, т.е. по несущей способности, определяемой прочностью на разрыв под действием внутреннего давления транспортируемого продукта с последующей проверкой против чрезмерных деформаций. При этом максимальное силовое воздействие должно быть меньше или равно минимальной несущей способности:
Ν ≤Φ , |
(2.32) |
где Ν - внутреннее усилие в сечении трубопровода от суммарного действия расчетных нагрузок; Φ - несущая способность конструкции.
В развернутом виде выражение (2.32) запишется как
|
н |
|
m |
н |
|
|
nΝ |
|
= |
|
R |
F , |
(2.33) |
|
kkн |
|||||
|
|
|
|
|
|
где nΝ н - расчетная нагрузка; n - коэффициент надежности по нагрузке; Ν н - нормативная нагрузка; m - коэффициент условий работы трубопровода; k - коэффициент надежности по материалу; kн - коэффициент надежности по
назначению; Rн - нормативное сопротивление материала; F - геометрическая характеристика поперечного сечения трубы.
88