2. Проверка прочности подземного трубопровода.

Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы в соответствии с нормами СНиП 2.05.06-85* проверяются на прочность в продольном направлении и на отсутствие недопустимых пластических деформаций.

Прочность в продольном направлении проверяется по условию:

,

(3.6)

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб.

При , значение =1 – при растягивающих продольных напряжениях. При сжимающих :

,

(3.7)

где - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа:

.

(3.8)

3. Проверка трубопровода по деформациям.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном и кольцевом направлениях проверку производят по условиям (3.9 и 3.10):

,	(3.9)
,	(3.10)

где k_н – коэффициент надежности, принимаемый по табл. 3.3;

- нормативное сопротивление металла трубы: , МПа;

- кольцевые напряжения от нормативного давления:

(3.11)

- абсолютное значение максимальных суммарных продольных напряжений в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий (от давления, от температурных воздействий и упругого изгиба):

(3.12)

где - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода в соответствии со СНиП 2.05.06-85*, табл. 3.4; .

Таблица 3.4. Минимально допустимые радиусы упругого изгиба

Dу,мм	1400	1200	1000	800	700	600	500
	1300	1100	900	750	650	550	500

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб.

При растягивающих суммарных продольных напряжениях , . При сжимающих суммарных напряжениях <0:

(3.13)

Если одно из проверяемых условий (3.9) или (3.10) не выполняется, следует либо подобрать другую марку стали с лучшими механическими характеристиками, либо увеличить толщину стенки трубы до ближайшей большей по сортаменту, и повторить расчет.

4. Проверка общей устойчивости подземных трубопроводов в продольном направлении.

Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении выполняется по СНиП 2.05.06-85* в плоскости наименьшей жесткости системы из условия:

,

(3.14)

где - коэффициент условий работы трубопровода;

- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, определяется по формулам (3.16) для прямолинейных и по (3.22) для криволинейных участков трубопроводов;

- продольное осевое усилие в сечении трубопровода, возникающее от расчетных нагрузок и воздействий.

Так, с учетом нагрузки от внутреннего давления и температурных воздействий при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта:

(3.15)

где - кольцевые напряжения в стенках трубопровода от расчетного внутреннего давления, определяемые по формуле (3.8);

F – площадь поперечного сечения трубы, м².

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов продольное критическое усилие находится последующей формуле:

(3.16)

где - сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы;

- сопротивление грунта продольному перемещению трубы, приходящееся на единицу длины трубопровода:

(3.17)

где - предельное сопротивление грунта сдвигу:

(3.18)

здесь - угол внутреннего трения грунта;

- коэффициент сцепления грунта;

- среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом:

(3.19)

где - коэффициент перегрузки веса грунта, принимаемый в расчетах на устойчивость равным 0,8;

- объемный вес грунта;

- высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности, см (по СНиП 2.05.06-85* минимальная высота слоя засыпки принимается в зависимости от условий местности и диаметра трубопровода от 60 до 110 см);

- вес единицы длины трубопровода с перекачиваемым продуктом:

(3.20)

где и - коэффициенты перегрузки соответственно для собственного веса трубопровода и веса перекачиваемого продукта, при расчете на устойчивость ,

Сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы определяется по формуле:

(3.21)

Для криволинейных участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, продольное критическое усилие подсчитывается по формуле:

(3.22)

Коэффициент находится по номограмме (рис. 3.1) в зависимости от параметров и, вычисленных следующим образом:

	(3.23)
	(3.23)

где - радиус упруго изгиба трубопровода.

Рис. 3.1. Номограмма для определения коэффициента при проверке устойчивости криволинейного трубопровода (стрелками показано, как определяется значение при Z и ).

Марки, свойства и размеры стальных труб для газонефтепроводов приведены в табл. 3.5.

Геометрические характеристики труб, наиболее часто используемые в расчетах магистральных трубопроводов:

Площадь поперечного сечения стенок труб:

Осевой момент инерции:

Осевой момент сопротивления поперечного сечения трубопровода:

Радиус инерции поперечного сечения трубы:

Нагрузка от собственного веса металла трубопровода: ;

Нагрузка от веса транспортируемого продукта:

Варианты задачи №3 приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.5

№	Марка стали	Размеры труб, мм		Механические свойства
			Толщина стенки	,Мпа не менее	, Мпа не менее
1.Термически упрочненные трубы
1	Х60	1420	16,5; 17,5; 19,5; 20,5; 25	600	420
2	Х60	1220	10,5; 12,5	600	420
П. Прямошовные экспандированные трубы
3	16Г2САФ	1020	9; 10; 10,5; 12	600	420
4	14Г2САФ	1220	11; 11,5; 13; 15	570	400
5		1020	9,5; 10; 11; 12,5; 14	570	400
6	17Г1С	1220	12; 12,5; 14,5; 15,2	520	360
7		1020	10,11, 12, 14	520	360
8	17ГС	820	8,5; 9; 10; 10,5; 11, 12	520	360
9		720	7,5; 8; 8,5; 9; 10; 11; 12	520	360
10		530	6; 6,5; 7; 7,5; 8; 9	520	360
Ш. Горячекатанные прямошовные трубы
11	14Г2САФ	1020	10, 11,5	550	380
12	14ХГС	1020	10,5; 11; 12; 12,5	500	350
13		720	7,5; 8; 9; 10,5; 11	500	350
14		530	7,5;.8; 9	500	350
15	10Г2С1	530	7; 8; 9	500	360
16	09Г2С	530	7; 8; 9	500	350
IV. Спиральношовные трубы
17	17Г2СФ	1220	12	550	380
18		1020	10; 11,5	550	380
19		820	8; 9,5; 10; 11; 11,5	550	380
20	17Г1С	1220	12,5	520	360
21		1020	10,5	520	360
22		820	8; 10; 11,5; 12	520	360
23		720	7,5; 8; 8,5; 9; 10; 10,5; 12	520	360

Таблица 3.6

№ вар	Вид тр-да	Категория участка тр-да	Рабочее (нормат) давление Р, МПа	Наружный диаметр тр-да Dн, мм	Характе-ристика Труб (см.табл. 3.5)	Марка стали (см. табл. 3.5)	Темпе-ратурный перепад
1	2	3	4	5	6	7	8
0	Газо-провод	IV	8,5	1220	2	2	40
1		I	7,5	1420	1	1	30
2		II	7,0	1220	4	4	35
3		III	6,5	1020	3	3	40
4		IV	8,5	820	8	8	50
5		III	6,5	720	13	13	60
6	Нефте-провод	I	6,0	1020	5	5	40
7		II	5,5	820	19	19	45
8		III	5,0	720	9	9	35
9		В	6,0	530	24	24	50
10		IV	7,5	1220	20	20	40

Для всех вариантов принять:

Коэффициент линейного расширения металла трубы -

Модуль упругости металла -

Плотность материала трубы - ρ

Вес изоляции и футеровки -

Плотность нефти – ρ

Весом газа в тубе – пренебречь.

Высота слоя засыпки – для диаметров 1220 и 1420 – 1м, для остальных принять 0,8м

Плотность грунта - ρ

Угол внутреннего трения грунта -

Коэффициент сцепления грунта – с_гр = 3кПа