Трубопроводного транспорта газа»

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА»

ВАРИАНТ № 4

 

 

Выполнил:

Магистрант: Коновалов М.С.

 1-ИЗО-17М

 

Проверила:

к.т.н., доцент кафедры ТТ

Гулина С.А.

 

Самара, 2020

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

1. Исходные данные для расчета. 3

1.2. Расчет стационарных гидравлических режимов работы ЛЧ МГ. 4

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.. 13

2.1. Расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков. 13

3. УТОЧНЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА 16

4. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ. 17

4.1. Характеристики материала труб газопроводов. 17

4.2. Определение толщины стенки труб и соединительных деталей. 17

4.3. Проверка условий прочности. 19

4.5. Проверка общей устойчивости подземных газопроводов. 23

4.6. Проверка овальности сечений подземного газопровода после укладки и засыпки. 26

4.7. Устойчивость формы поперечных сечений газопровода. 29

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА 31

6. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ КЦ.. 41

6.1. Расчет располагаемой мощности ГПА.. 41

6.2. Расчет режима работы нагнетателей. 42

7. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ КЦ.. 49

7.1. Подбор пылеуловителей. 49

7.2. Подбор аппаратов воздушного охлаждения АВО.. 51

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.. 57

ПРИЛОЖЕНИЯ.. 58

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА

T_к = 292 K

Рн = 5,4 МПа

Характеристика природного газа по месторождению

Месторождение	Состав газа (по объему), %
	Метан СН	Этан С Н	Пропан С Н	Бутан С Н10	Пентан  С Н  + высшие	Двуокись углерода  СО	Азот N + редкие	Серо- водород H2 S	Относи- тельная плотность по воздуху (при 20°С)	Удельная теплота сгорания (при 20°С, кДж/м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Березовское	94,8	1,2	0,3	0,1	0,06	0,5	3	“	0,583	32800

 

 

1.2. РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЛЧ МГ

По рекомендациям [11] гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок, более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы. Участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак плюс, ниже начальной – знак минус.

По указанному в табл. П1.2 составу газа с учетом рекомендаций [15] определяются теплофизические параметры транспортируемого газа.

1.1. Плотность природного газа при стандартных условиях
(t = 20 °С и атмосферном давлении):

где ρ _в = 1,20445 кг/м³ – плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20 °C и Р = 0,1013 МПа); ∆ –относительная плотность природного газа по воздуху для различных составов природного газа приведена в табл. П1.2.

1.2. Массовый расход природного газа, кг/с;

где Q _К – коммерческая производительность газопровода, (млн м³/сут.) (табл. П1.1).

1.3. Средняя молярная масса смеси ПГ:

где r_i – объемная доля i -того компонента, m _i – молярная масса i -того компонента, определяемая по ГОСТ 30319.1-96, данные берутся из табл. П.1.3.

1.4. Газовая постоянная:

 или

1.5. Давление на выходе из центробежного нагнетателя (ЦБН) природного газа, МПа:

где Р_н – выходное давление из компрессорного цеха, МПа (см. табл. П1.4);

∆ Р_АВО – потери давления в системе охлаждения газа, включая ее обвязку (на высокой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4.

1.6. Давление на входе в центробежный нагнетатель (ЦБН) природного газа, МПа:

где π _КЦ – степень повышения давления в КЦ (дано π _КЦ =1,44).

1.7. Давление на входе в компрессорный цех, МПа:

где ∆Р _ПУ – потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (на низкой стороне КЦ), приведены в табл. П1.4. При этом необходимо учесть, что суммарные потери давления ∆ Р по КЦ составляют величину  приведены в табл. П1.4.

1.8. Среднее давление природного газа:

1.9. Критическое давление смеси

,

где Р_{кр i} – критическое давление i -того компонента, определенное по ГОСТ 30319.1-96, приведено в табл. П1.7.

1.10. Приведенное давление природного газа:

1.11. Определяем глубину заложения трубопровода:

где D _Н  – наружный диаметр трубы, м.

1.12. Расчетную температуру грунта определим как среднегодовую температуру грунта для местности, выбранной самостоятельно, используя данные табл. П1.5, К:

.

Выбор расчетной температуры окружающей среды Т_окр.ср производится в зависимости от способа прокладки газопровода – подземного, надземного, наземного. При подземной прокладке газопровода значение Т_окр.ср должно приниматься равным среднему за рассматриваемый период значению температуры грунта t _ср (см. табл. П1.5) на глубине заложения оси трубопровода в естественном тепловом состоянии. При надземной прокладке газопровода расчетную температуру внешней среды вычисляют по рекомендациям [14] по СНиП 23-01.

Выбираем регион прохождения трубопровода –Краснодар.

t _ср =12,9

1.13. Температура природного газа в начале участка газопровода. При отсутствии охлаждения газа на КС температуру Т _Н следует принимать равной температуре газа на выходе из ЦН ПГ, которая определяется по формуле, К;

,

где Т _К – температура на входе в ЦН ПГ, приравниваем ее к температуре грунта , n – показатель политропы процесса сжатия,

где k – показатель изоэнтропы (адиабаты), k =1,31; η_пол – политропический КПД, η_пол = 0,80-0,86.

При наличии охлаждения газа величина Т _Н должна приниматься равной температуре газа на выходе из системы охлаждения, которая в предварительном приближении принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t_H (определяется из табл. П1.6).

1.14. Предварительное значение средней температуры процесса сжатия природного газа:

1.15. Критическая температура смеси

,

где Т_{кр i} – критическая температура i -того компонента, определенные по ГОСТ 30319.1-96, приведены в табл. П1.7.

1.16. Приведенная температура природного газа в процессе сжатия:

1.17. Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К:

.

1.18. Динамическую вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 – 400 К вычисляют по формуле, Па·с:

где , , , .

Полученные значения коэффициента динамической вязкости можно сравнить со значениями, приведенными в табл. П1.9.

1.19. Среднюю удельную изобарную теплоемкость природного газа С_р в диапазоне температур 250 – 400 К при давлении до 15 МПа вычисляют,

1.20. Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона D _i для природных газов с содержанием метана более 80 % в диапазоне температур 250 – 400 К, при давлениях до 15 МПа вычисляют по формуле, :

1.21. Число Рейнольдса Re вычисляют по формуле:

где D   – внутренний диаметр трубы, м. Толщину стенок труб следует принимать не менее (1/140) D _н в соответствие с [7, 10] со СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008; Q _К – коммерческая производительность газопровода, мл.м³/сут.

В МГ имеет место только турбулентный режим (квадратичная зона трения), который называется квадратичным режимом. При неполной загрузке МГ может возникнуть зона смешенного трения – смешенный режим.

1.22. Коэффициент сопротивления трению λ _тр вычисляют по формуле

где k – эквивалентная шероховатость труб: для труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать k = 0,030 мм; для труб с внутренним гладкостным покрытием – k = 0,010 мм.

С течением времени шероховатость труб увеличивается, особенно если транспортируемый газ содержит сернистые соединения. Внутренняя полость газопровода засоряется отложениями воды, конденсата, продуктов коррозии и масла смазки или уплотнения компрессоров. Все это приводит к повышению гидравлического сопротивления газопровода. Для учета местных сопротивлений на линейной части газопровода коэффициент гидравлического сопротивления берется на 5 % выше коэффициента сопротивления трения . С учетом указанных факторов рекомендуется следующая зависимость для определения расчетного значения коэффициента гидравлического сопротивления l _Р:

,

 

где 1,05 – коэффициент, учитывающий наличие местных сопротивлений; Е – коэффициент гидравлической эффективности работы участка. Он характеризует уменьшение производительности в результате повышения гидравлического сопротивления газопровода, вызванного образованием скоплений влаги, конденсата и выделением гидратов. В соответствие с нормами технологического проектирования коэффициент эффективности работы принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а приих отсутствии Е = 0,92. Коэффициент гидравлической эффективности в процессе эксплуатации определяется для каждого участка между КС не реже 1 раза в год.

По его величине судят о загрязненности линейной части газопровода. При повышении указанных значений Е необходимо проводить очистку газопровода. Скопления воды и конденсата удаляются продувкой. Если это не приводит к необходимому эффекту, по газопроводу пропускают очистные поршни.

1.23. Определяем длину участка газопровода между компрессорными цехами, который обеспечит заданную производительность и давления:

– без учета рельефа трассы газопровода

,       

где Q _К – объемная пропускная способность участка, м³/с; с – коэффициент, :

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

2.1. РАСЧЕТ СТАЦИОНАРНЫХ ТЕПЛОВЫХ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ

2.1. Коэффициент теплопроводности грунта, Вт/(м × град), определяют в зависимости от температуры грунта и температурного режима газопровода. При положительных температурах грунта (Т_гр > 273 К) и газа (Т > 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в талом состоянии λ_т. При отрицательных температурах грунта (Т_гр < 273 К) и газа (Т < 273 К) значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта, находящегося в мерзлом состоянии λ_м. Значения коэффициентов теплопроводности талых λ_т и мерзлых λ_м грунтов следует определять в соответствии со СП 22.13330.2016  по формулам:

для смешенного грунта (песка, суглинка, глина, песчаник, известняк):

,

Где ρ_гр – плотность грунта, т/м³, ω_гр – влажность грунта, % (в табл.П.2.1. ω_гр – приведено в долях ед.).

Задаемся параметрами грунта – тип грунта – смешанный грунт.

ω_гр=  20 %

ρ_гр= 1,8 т/м³  

2.2. Эквивалентная глубина заложения оси трубопровода от поверхности трубопровода, м;

где d _СН – глубина снежного покрова, м; l _СН – коэффициент теплопроводности снежного покрова, определяют в зависимости от состояния снега (табл. П2.2); α_в – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м²·К, определяют по формуле:

где V – скорость ветра, м/с (исходя из метеоданных для заданной климатической зоны).

2.3. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/(м² × град):

 Вт/(м² × град)

2.4. Термическое сопротивление изоляции трубопровода, м²·К/Вт,

где l _ИЗ – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/(м × К) (см. табл. П2.2); D _ИЗ – наружный диаметр изолированного трубопровода, м, (табл. П2.3).

2.5. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду k _ср для подземных газопроводов вычисляют по формуле

Ориентировочное значение k _ср = 1,5÷2,0 Вт/(м² × град).

2.6. Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду k _ср для надземных газопроводов вычисляют по формуле

2.7. Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в воздух, Вт/(м²×град),

  где D – внутренний диаметр трубопровода, м.

 

3. УТОЧНЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Определенная температура в конце участка газопровода Т_К приравнивается к начальной температуре на входе в компрессорную станцию, т.е. вносится в исходные данные для расчета, также корректируются в расчете значения средней температуры в газопроводе, уточняя значения теплофизических параметров природного газа (теплоемкости, коэффициентов сжимаемости, Джоуля Томсона, динамической вязкости газа), вновь определяются массовый расход газа длина участка газопровода.

3.8. Среднюю температуру газа на участке газопровода Т_ср вычисляют по формуле

где расчетный коэффициент ; k _ср – коэффициент теплопередачи.

3.9. Температура в конце расчетного участка МГ:

.

4. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

4.1. Характеристики материала труб газопроводов

Свойства материала труб, из которых изготавливается магистральный газопровод, являются определяющими при анализе напряженно-деформированного состояния газопровода. От материала трубы зависят упруго-пластические свойства трубы при эксплуатации. Для определения модуля деформации и коэффициента поперечной деформации по рекомендациям [10] используют диаграммы деформирования стали в зависимости от уровня эквивалентных напряжений (интенсивности напряжений).

Значения нормативного предела текучести и нормативного предела прочности (временного сопротивления) стали следует принимать по принятым в проекте техническим условиям или стандартам на поставку труб и соединительных деталей [10].

Для магистральных газопроводов применяются трубы и СДТ классов прочности К42-К65 (табл. П2.7). Свойства труб класса прочности свыше К65 устанавливаются специальными техническими требованиями к трубам.

4.2. Определение толщины стенки труб и соединительных деталей

Оценку напряжений, возникающих в трубопроводе с учетом особенности прокладки труб, и определение толщины стенки труб, отводов, соединительных деталей проводим по методике, представленной в [10].

4.1. Расчетную толщину стенки трубы магистрального газопровода t _d, мм, для сталей с отношением σ_у/σ_u ≤ 0,80 вычисляют исходя из значения нормативного предела текучести выбранного материала:

где Р _H– расчетное внутреннее давление, МПа; D_н – наружный диаметр трубы, мм; σ_у – нормативный предел текучести материала труб, МПа (см. табл. П2.7); σ _u – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; F _y – расчетный коэффициент по пределу текучести, который следует принимать в зависимости от категории участка газопровода (табл. П2.4); k _y – поправочный коэффициент, зависящий от отношения нормативных характеристик стали σ_у/σ_u. Коэффициент k _y определяют при σ_у/σ_u ≤ 0,60 по табл. П2.6, при 0,60 <σ_у/σ_u ≤ 0,80 – по формуле

значения коэффициентов a, b в которой следует принимать в зависимости от категории участка газопровода.

Т.к.  то

4.2. Расчетная толщина стенки трубы магистрального газопровода t _d для сталей с отношением σ_у/σ_u > 0,80 определяется как большее из двух значений, определенных по нормативным значениям предела текучести t _у, мм, и предела прочности t _u, мм, (временного сопротивления) материала труб:

 

4.2.1. Толщина стенки, определяемая по пределу текучести, t _у, мм;

 

4.2.2. Толщина стенки, определяемая по пределу прочности, t _u, мм, вычисляется по формуле

где F _u – расчетный коэффициент по пределу прочности, следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.4.

Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять условиям назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода СНиП 2.05.06-85. Расчетное значение толщины стенки трубы округляется в большую сторону с точностью 0,1 мм. В качестве номинальной толщины стенки трубы следует взять ближайшее большее значение толщины стенки по используемым в проекте техническим условиям или стандартам на трубы, равное не менее 1/100 наружного диаметра трубы, но не менее 3 мм для труб D _у до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб D _у свыше 200 мм. Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т.п. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

Далее необходимо определить внутренний диаметр газопровода и уточнить расстояние между компрессорными цехами по п. 1.23.

4.3. Проверка условий прочности

Расчет газопровода на прочность состоит в детальном расчете кольцевых, продольных и эквивалентных напряжений, который проводится после выбора его основных размеров трубопровода с учетом всех нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев. Расчет газопровода на прочность следует выполнять по методу допускаемых напряжений, которые определяются как произведение нормативного минимального предела текучести и нормативного минимального предела прочности материала труб на соответствующие расчетные коэффициенты. Значения расчетных коэффициентов зависят от вида проверки напряжений и регламентируются СНиП 2.05.06-85 и СТО Газпром 2-2.1-249-2008, СТО Газпром 2-3.5-051-2006.

4.4. Условие прочности для кольцевых напряжений выполняется, если кольцевые напряжения σ_h от расчетного давления, рассчитанные:

удовлетворяют условию

219,6 Мпа < 234 МПа  – условия прочности для кольцевых напряжений выполняются

4.5. Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R следует определять по формулам:

; ,

где σ_у – нормативный предел текучести материала труб, МПа; σ_u – нормативный предел прочности (временное сопротивление) материала труб, МПа; F _y – расчетный коэффициент по пределу текучести; следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по табл. П2.6; k _y – поправочный коэффициент, (рассчитан в п. 4.1); k _н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. П2.9.

4.6. Продольные напряжения в подземных газопроводах рассчитываются при условии одноосного растяжения в области упругой деформации:

где Е₀ – модуль упругости, Е₀ = 206000 МПа; μ ₀ – коэффициент поперечной деформации в упругой области (коэффициент Пуассона),
μ = 0,3; R _уи– радиус упругого изгиба, м (если имеет место изгиб газопровода, то R _уи определяется по СТО Газпром 2-2.1-249-2008 в прил. В); α – линейный коэффициент температурного

расширения,
(α – 1,2·10^-5 (°С)^-1); Δ Т – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С.

4.7. Расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С:

,

где t ₀ – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; t _ф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).

Газопровод испытывает сложное напряженно-деформированное состояние, которое учитывается интенсивностью изменения напряжений и деформаций. Необходимо уточнить значения модуля и коэффициента деформации.

4.8. Эквивалентная интенсивность напряжения, s _eq, и эквивалентная интенсивность деформации, e _eq, соответствующие теории Мизеса, МПа:

;

4.9. Переменный коэффициент поперечной деформации материала труб, μ; переменный модуль деформации материала труб, Е:

;

4.10. Уточняем продольные напряжения в газопроводе:

4.11. Проверку условий прочности для продольных σ_l и эквивалентных напряжений σ_eq следует выполнять:

если

если

где F _eq – расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в зависимости от стадии «жизни» газопровода в соответствии с данными табл. П2.8.

, т.к. 184,42<374,4, т.е. условия прочности выполняются.

4.5. Проверка общей устойчивости
подземных газопроводов

4.23. Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении газопровода S следует определять с учетом нагрузок и воздействий, продольных и поперечных перемещений газопровода. В частности, для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода S, МН, вычисляется по формуле

где А _s – площадь поперечного сечения трубы (стали), м²; А _i – площадь поперечного сечения трубопровода «в свету», м².

4.24. Для приближенной оценки общей устойчивости участка магистрального газопровода вычисляют предельную несущую способность грунта при выпучивании газопровода, МН/м:

– для песчаных и других несвязных грунтов

– глинистых и других связных грунтов

,

где γ – расчетный удельный вес грунта засыпки, МН/м³ (см. табл. П2.1); Н – глубина засыпки от поверхности грунта до верха трубы, м; D – диаметр наружный газопровода (вместе с изоляцией), м; k _H.s. – коэффициент учета высоты засыпки для песчаных и глинистых грунтов определяется экспериментальным способом, если отсутствуют надежные данные, то его следует принимать равным 0,5 для плотных грунтов и 0,1 – для слабонесущих грунтов; с – сцепление грунта засыпки (репрезентативное, характерное), Мпа (табл. П2.13).

Т.к. грунт – суглинок – связный, считаем по формуле для связных грунтов.

4.25. Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх q ^* определяется как сумма погонного веса газопровода w и предельной несущей способности грунта при выпучивании газопровода:

,МН/м;

 

, Н/м,

 

где r _газ – плотность газа, кг/м³ (при 0 °С и 101,3 кПа); r _тр – плотность стали, кг/м³(табл. П2.11); r _из – плотность изоляции, кг/м³;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с²; Р_Н – абсолютное давление газа в газопроводе, МПа; D _вн – внутренний диаметр трубы, см; z – коэффициент сжимаемости газа; T –абсолютная температура, К (Т = 273 + t, где t – температура газа, °С).

Для надземных трубопроводов ориентировочно w можно принимать равным, примерно, 10 % от собственного веса трубы.

4.26. Значение критического продольного усилия:

где q ^* – предельное погонное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м; ρ ₀ – расчетный радиус кривизны оси газопровода, м.

4.27. Для вертикальных углов поворота выпуклостью вверх, образованных в результате упругого изгиба с радиусом кривизны r, расчетный радиус кривизны r ₀ принимается равным , при этом допускается упругий изгиб, удовлетворяющий условию .

При более крутых поворотах трассы следует использовать вставки холодного гнутья и заводские отводы с радиусом кривизны оси R ≥ 5 D. Прямолинейные участки газопровода рассматриваются как изогнутые (выпуклостью вверх), для них расчетный радиус изгиба принимается равным ρ ₀ = 5000 м.

Для вертикальных углов поворота трассы, образованных с помощью вставок холодного гнутья и заводских отводов, расчетный радиус кривизны ρ ₀ подземного газопровода определяется в зависимости от конструктивной схемы угла поворота трассы в соответствии с рекомендациями СТО Газпром 2-2.1-249-2008 (прил. B).

4.28. Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие:

где S – эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода, МН; N _кр – критическое продольное усилие, которое определяется с учетом радиуса кривизны оси, высоты засыпки, свойств грунта, балластировки и закрепления 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.

В случае, когда условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, необходимо выполнить одно или несколько следующих мероприятий:

– увеличить глубину засыпки грунтом;

– изменить схему выполнения угла поворота трассы;

– применить балластировку участка газопровода грузами;

– применить закрепление участка газопровода анкерными устройствами.

, т.к.  160,83 < 13197, следовательно, общая устойчивость обеспечивается.

4.6. Проверка овальности сечений
подземного газопровода после укладки и засыпки

4.29. После укладки и засыпки подземного газопровода под действием веса грунта засыпки происходит нарушение первоначально правильной кольцевой формы сечений газопровода. Отклонение формы поперечного сечения трубы от кольцевой характеризуется так называемой овальностью, которая вычисляется по формуле

где Θ – овальность сечения, %; D _max, D _min – соответственно максимальный и минимальный диаметры в рассматриваемом сечении трубопровода, м.

4.30. Вертикальную равномерно распределенную нагрузку q от веса фунта засыпки вычисляют по формуле

где g – ускорение свободного падения, м/с²; r _d – плотность грунта ненарушенной структуры, кг/м³(см. табл. П2.1); H – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, м; k _bf – коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры k _bf = 0,95-0,98; k _tr – коэффициент вертикального давления грунта в траншее.

 

4.31. Овальность сечения подземного газопровода после его засыпки:

; ; ,

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; L ^* – единичная длина трубопровода, L * = 1 м;  – цилиндрическая жесткость оболочки, МН·м.

4.32. Коэффициент вертикального давления грунта в траншее k _tr вычисляют в зависимости от размеров траншеи по формулам:

– для песчаных и супесчаных грунтов засыпки:

– глинистых грунтов засыпки:

где b – средняя ширина траншеи, м; Н – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей