Расчет надземных участков газопроводов

13.9.1 Надземные газопроводы могут представлять собой следующие конструкции:

- балочные;

- шпренгельные;

- арочные;

- висячие;

- вантовые;

- мостовые фермы.

13.9.2 Надземные (открытые) газопроводы следует проверять на прочность, общую устойчивость и выносливость (при колебаниях в ветровом потоке).

13.9.3 Надземные газопроводы должны проектироваться с учетом возможного пропуска по ним ВТУ, а также заполнения водой при гидравлических испытаниях.

13.9.4 Продольные усилия, изгибающие и крутящие моменты в надземных газопроводах различных систем прокладки (балочных, шпренгельных, вантовых, висячих, арочных и др.) следует определять в соответствии с общими правилами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как стержень (прямолинейный или криволинейный).

При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет следует производить по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.

13.9.5 При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных газопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа газопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах газопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Расчет надземных газопроводов должен производиться с учетом перемещений примыкающих подземных участков газопроводов.

13.9.6 Балочные системы надземных газопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом принимается меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая.

13.9.7 Газопроводы балочных, шпренгельных, арочных и висячих систем с воспринимаемым распором должны быть рассчитаны на общую устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы.

13.9.8 Расчетные величины продольных перемещений надземных участков газопровода следует определять от максимального повышения температуры стенок труб (положительного расчетного температурного перепада) и внутреннего давления (удлинение трубопровода), а также от наибольшего понижения температуры стенок труб (отрицательного температурного перепада) при отсутствии внутреннего давления в трубопроводе (укорочение трубопровода).

13.9.9 С целью уменьшения размеров компенсаторов рекомендуется применять предварительную их растяжку или сжатие, при этом на чертежах должны указываться величины растяжки или сжатия в зависимости от температуры воздуха, при которой производится сварка замыкающих стыков.

13.9.10 Оценку общей устойчивости надземных участков газопроводов следует выполнять в соответствии с правилами строительной механики для стержневых систем.

13.9.11 Пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода должен удовлетворять условиям статической прочности и аэродинамической устойчивости (условию отсутствия резонансных колебаний газопровода в ветровом потоке).

13.9.12 Пролет надземного газопровода следует определять для стадии его эксплуатации. В случае гидростатических испытаний газопровода необходимо определить пролет для стадии испытаний или предусмотреть монтаж дополнительных временных опор на период испытаний.

13.9.13 Пролет надземного балочного многопролетного участка газопровода L должен приниматься как меньшее из двух значений пролета:

- из условия статической прочности L _sta;

- условия аэродинамической устойчивости L _dyn:

(13.78)

13.9.14 Пролет из условия статической прочности должен приниматься как меньшее из двух значений пролета, определяемых для растянутой (L ⁺_sta) и сжатой (L ^-_sta) зон поперечного сечения, в котором действует максимальный изгибающий момент

(13.79)

13.9.15 Значения пролетов из условия статической прочности для растянутой L ⁺_sta, м, и сжатой L ^-_sta, м, зон вычисляют соответственно по формулам:

(13.80)

(13.81)

где [σ₁⁺] - допускаемое продольное фибровое напряжение в растянутой зоне сечения трубопровода, МПа;

[σ_l^-] - то же, в сжатой зоне, МПа;

σ_h - кольцевое напряжение от внутреннего давления, определяемое по формуле (13.7), МПа;

W - момент сопротивления сечения трубопровода, определяемый по формуле (13.15), м³;

q _sta - погонный вес трубопровода в расчете на статические нагрузки и воздействия, МН/м.

13.9.16 Допускаемые продольные фибровые напряжения (продольные напряжения в крайних волокнах сечения трубопровода) в растянутой и сжатой зонах сечения трубопровода вычисляют по формулам:

(13.82)

(13.83)

где ψ - понижающий коэффициент, учитывающий сложное напряженное состояние в соответствии с теорией Мизеса и вычисляющийся по формуле

(13.84)

(13.85)

где σ_y - нормативный предел текучести материала труб, МПа;

F _eq - расчетный коэффициент для продольных и эквивалентных напряжений, принимаемый в соответствии с таблицей 12 равным 0,72 для стадии эксплуатации газопровода.

13.9.17 Погонная нагрузка на трубопровод в расчете на статические нагрузки и воздействия определяется как равнодействующая вертикальной q ^V_sta, МН/м, и горизонтальной q ^H_sta, МН/м, составляющих

(13.86)

13.9.18 Вертикальная составляющая погонной нагрузки q ^V_sta, МН/м, вычисляется как сумма погонных весов:

(13.87)

где q _wgt, q _ins, q _t.p., q _s.i., q _gas - погонный вес трубы, изоляционного (противокоррозионного) покрытия, теплоизоляционного слоя, снега или обледенения, перекачиваемого газа, МН/м.

13.9.19 Формулы для определения нагрузок, входящих в выражения (13.86) и (13.87), приведены в главе 12.

13.9.20 Пролет из условий аэродинамической устойчивости L _dyn, м, вычисляют по формуле

(13.88)

где к - коэффициент учета числа пролетов (для много пролетной системы с числом пролетов более трех равен π);

δ - конструкционный декремент колебаний (может принимать значения примерно от 0,1 до 0,001);

K _δ - коэффициент запаса по декременту колебаний (> 1);

с - аэродинамический коэффициент (≈ 1,15);

ρ - плотность ветрового потока (≈ 1,25 кг/м³);

D _t.p. -диаметр газопровода с учетом слоев изоляционного покрытия и теплоизоляции, м, определяемый по формуле (13.70);

v ₀ - скорость ветра нормативная, м/с;

Е ₀ I - изгибная жесткость сечения трубопровода, МН·м², момент инерции I следует определять по формуле (13.16);

m - погонная масса газопровода, кг/м.

13.9.21 Значения конструкционного декремента колебаний δ и коэффициента Запаса по декременту колебаний K _δ следует определять на основании экспериментальных данных для конструктивных решений надземного газопровода, идентичных с проектируемым. При отсутствии экспериментальных данных эти значения рекомендуется принимать равными δ = 0;007, K _δ = 1,33.

13.9.22 Нормативную скорость ветра вычисляют по формуле

(13.89)

где v ₀ - нормативная скорость ветра, м/с;

K - поправочный коэффициент, принимаемый равным K = 0,75, если ось трубопровода находится на высоте над поверхностью земли ≤ 5 м, и K = 1 при большей высоте;

w ₀ - нормативное значение ветрового давления, МПа, которое следует принимать по таблице 5 СНиП 2.01.07-85* [22] в зависимости от ветрового района;

ρ - плотность ветрового потока (≈ 1,25 кг/м³).

13.9.23 Погонную массу газопровода вычисляют для опорожненного газопровода по формуле

(13.90)

где q _wgt, q _ins, q _t.p. - погонный вес трубы, изоляционного (противокоррозионного) покрытия теплоизоляционного слоя, МН/м.

13.9.24 Расчет оснований, фундаментов и самих опор следует производить по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или газопровода.

13.9.25 Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.

При расчете опор следует учитывать глубину промерзания или оттаивания грунта, деформации грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе, и других условий.

13.9.26 Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и от изменений длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должны определяться в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.

13.9.27 Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем газопроводов следует принимать равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участков газопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом, равным 0,8.

13.9.28 Продольно подвижные и свободно подвижные опоры балочных надземных систем газопроводов следует рассчитывать на совместное действие вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на подвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно оси трубопровода, следует принимать равным 0,01 величины максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

13.9.29 При расчете опор арочных систем, анкерных опор висячих и других систем следует производить расчет на возможность опрокидывания и сдвиг этих систем.