Расчет газопровода на прочность

СП 33.13330.2012
СВОД ПРАВИЛ
РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ СТАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Stress calculation of steel pipelines*
Актуализированная редакция
СНиП 2.04.12-86
СП 42-102-2004
СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И
СТРОИТЕЛЬСТВУ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО
ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБ
DESIGNING AND CONSTRUCTION OF GAS PIPELINES
FROM METAL PIPES
Дата введения 2004-05-27
СП 42-103-2003
СВОД ПРАВИЛ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ
ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ИЗНОШЕННЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
Design and construction of polyethilene gas pipelines and
renovation of underground gas pipelines
Дата введения 2003-11-27
Нагрузки и воздействия, действующие на
газопроводы, различаются на:
- силовые нагружения - внутреннее давление газа, вес
газопровода, обустройств и транспортируемого газа, давление
грунта, гидростатическое давление и выталкивающая сила воды,
снеговая, гололедная и ветровая нагрузки, нагрузки,
возникающие при укладке и испытании;
- деформационные нагружения - температурные воздействия,
воздействия предварительного напряжения (упругий изгиб,
растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных
деформаций грунта (просадки, пучения, деформации земной
поверхности в районах горных выработок и т.д.);
- сейсмические воздействия.
РАСЧЕТ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И
УСТОЙЧИВОСТЬ
Расчет газопроводов на прочность и устойчивость положения
(против всплытия) включает:
• определение толщин стенок труб и соединительных
деталей по рабочему (нормативному) давлению,
• проведение поверочного расчета принятого
конструктивного решения, т.е. оценку допустимости
назначенных радиусов упругого изгиба газопровода и
температурного перепада,
• определение необходимой величины балластировки,
• определение расстояний между опорами (при надземной
прокладке газопроводов).
Прочность и устойчивость газопроводов обеспечиваются и на
стадиях сооружения, испытания и эксплуатации.
Расчетные характеристики материала
газопроводов
• временное сопротивление и предел текучести металла
труб и сварных соединений, принимаемые по
государственным стандартам и техническим
условиям на трубы, модуль упругости материала труб,
коэффициент линейного теплового расширения,
коэффициент Пуассона, плотность материала труб.
• модуль упругости материала труб Е=206000 МПа;
• коэффициент линейного теплового расширения
материала труб принимается равным α=1,2*10-5 , 0С-1;
• коэффициент Пуассона принимается равным µ=0,3;
• плотность материала труб ρq принимается равным
7850 кг/м3.
Нагрузки и воздействия
Собственный вес единицы длины газопровода
определяется по формуле:
qq = ρ q * π * g * (de - tnom )* tnom (Н/м);
где π =3,14;
ρq – плотность материала труб, кг/м3; 7850 кг/м3;
g – ускорение свободного падения, 9,8 м/с2;
de – наружный диаметр газопровода, м;
tnom – номинальная толщина стенки трубы, м;
Нагрузки и воздействия
Вес транспортируемого газа в единице длины
газопровода определяется по формуле :
qg = 102 p (de - 2tnom )2(Н/м);
где p– рабочее давление, МПа;
Нагрузки и воздействия
Давление грунта (вес грунта) на единицу длины
газопровода определяется по формуле
q m  g *  m * d e * h, Н / м ,
где ρ m – плотность грунта кг/м3;
h –глубина заложения газопровода (от верха
трубы)м.
Нагрузки и воздействия
Гидростатическое давление воды определяется
по формуле:
pw = ρw* g * hw*10-6 (МПа),
где ρw – плотность воды, МПа;
hw – высота образующей грунтовых вод над
верхней образующей газопровода, м
Нагрузки и воздействия
Выталкивающая сила воды на единицу длины
газопровода определяется по формуле :
𝑞𝑤 =
𝜋
4
ρm* g * de2 (Н/м),
где ρm– плотность воды с учетом растворенных
в ней солей, 1040 кг/м3.
Нагрузки и воздействия
Вес снега на единицу длины надземного
газопровода определяется по формуле
𝑣𝑠 = µc*s0 *de (Н/м),
где µc=0,2 для газопроводов диаметром до 600
мм включительно и 0,3 - св. 600 мм.
Нормативная снеговая нагрузка (Н/м2) должна
приниматься по CП 20.13330.2016.
Карта районирования по весу снегового покрова
Снеговые районы
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
s0, кН/м
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
Нагрузки и воздействия
Вес обледенения на единицу длины надземного
газопровода определяется по формуле:
vi = 1,9 ti γi de
(H/м),
где ti - толщина слоя льда по CП 20.13330.2016, м;
γi
- удельный вес гололеда, Н/м3
Районирование территории РФ по толщине стенки гололеда
Гололедные районы (принимаются по карте 3
приложения Е)
Толщина стенки гололеда b, мм
I
II
III
IV
V
Не менее 3
5
10
15
Не менее 20
Нагрузки и воздействия
Ветровая нагрузка на единицу длины надземного
газопровода, действующая перпендикулярно его
осевой вертикальной плоскости, определяется по
формуле:
wn = wodek (1 + 0,7ζ)
(Н/м),
где wo- нормативное значение ветрового давления,
принимаемое в зависимости от ветрового района
России по CП 20.13330.2016, Н/м;
k, ζ - коэффициенты, принимаемые по таблице 7, в
зависимости от типа местности.
Таблица 7
Коэффициент
Тип местности
А
В
С
k
0,75
0,5
0,4
ζ
0,85
1,22
1,78
В таблице 7 типы местности определяются:
А - открытые побережья морей, озер и водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи,
тундра;
В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые
препятствиями высотой более 10 м;
С - городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м.
Районирование территории РФ по давлению ветра
Ветровые районы
Iа
I
II
III
IV
V
VI
VII
wo , кПа
0,17
0,23
0,30
0,38
0,48
0,60
0,73
0,85
Определение толщины стенок труб и соединительных деталей
Расчетные толщины стенок труб, отводов, переходов, днищ и
основной трубы тройников определяются по формуле
p  d e 
t
,
2( R  0,6 p )
где значения расчетного сопротивления R определяются по
формуле:
Run R уп
R  min(
;
),
2,6 1,5
Номинальная толщина стенки трубы принимается: для подземных
газопроводов - не менее 3 мм, для надземных - не менее 2 мм.
Нормативные сопротивления Run и Ryn принимаются равными
минимальным значениям соответственно временного сопротивления и
предела текучести материала труб и соединительных деталей по
государственным стандартам и техническим условиям на трубы и
соединительные детали.
η - коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей
Допускаемое рабочее давление для труб, отводов, днищ и основной
трубы тройников, если известны номинальная толщина стенки трубы tnom
или соединительной детали , механические свойства материала, из
которого изготовлен рассматриваемый элемент, т.е. Run и Ryn,
определяется по формуле:
2 Rt nom
p
,
  d e  1,2t nom
Проверка прочности подземных стальных газопроводов
Проверка прочности подземного газопровода состоит в соблюдении
следующих условий:
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного
нагружений:
σпр.NS ≤ 1,15 R; σпр.S ≤ 1,3 R,
σпр.NS – продольное осевое напряжение, МПа
σпр.S – продольное фибровое напряжение, МПа
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного
нагружений и сейсмических воздействий:
σпр.NS ≤ 1,3 R; σпр.S ≤ 1,6 R
При отсутствии 100%-ного контроля сварных швов газопроводов правые части
условий и должны приниматься с понижающим коэффициентом 0,85.
Проверка прочности подземных стальных газопроводов
 пр. NS 
  р  (d e  1,2t nom )
2t nom
 пр.S   пр. NS
 Et   с ,
Е  de
  оу 
,
2 R упр
σс- дополнительные напряжения в газопроводе,
обусловленные прокладкой его в сейсмических районах.
Rупр - радиус упругого изгиба газопровода, м;
σоу - дополнительное напряжение в газопроводе,
обусловленное прокладкой его в особых условиях,
Δt – расчетный температурный перепад, принимаемый
положительным при нагревании, 0С
Проверка прочности подземных стальных газопроводов
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой
газопроводов в пучинистых грунтах, принимаются в зависимости от
глубины промерзания по таблице.
Таблица10
Глубина
промерзания, м
Значения дополнительных напряжений, МПа, при
пучинистости грунта
средней
сильной
чрезмерной
1,0
20
30
40
2,0
30
40
50
3,0
40
50
60
4,0
50
60
70
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой
газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа
просадочности, в сильно набухающих грунтах и на подрабатываемых
территориях, принимаются равными соответственно 40 МПа и 60 МПа.
Дополнительные
напряжения
учитываются
в
пределах
рассматриваемого участка и на расстояниях 40de в обе стороны от него.
Проверка прочности подземных стальных газопроводов
Значения дополнительных напряжений, обусловленных
прокладкой газопроводов в сейсмических районах,
определяются по формуле:
m0  ac
 c  0.04 E 
,
vc
vc - скорость распространения продольных сейсмических
волн, по табл. 11 СП 42-103-2003
m0 - значение коэффициента защемления газопровода, по
табл. 11 СП 42-103-2003
ac- сейсмическое ускорение, см/с2 по табл. 12 СП 42-1032003
Таблица 11
Грунты
Коэффициент защемления
газопровода в грунте
Скорость распространения
продольной сейсмической
волны , км/с
0,12
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и
0,50
другие, кроме водонасыщенных
Песчаные маловлажные
0,50
Песчаные средней влажности
0,45
Песчаные водонасыщенные
0,45
Супеси и суглинки
0,60
Глинистые влажные, пластичные
0,35
Глинистые, полутвердые и твердые
0,70
Лесс и лессовидные
0,50
Торф
0,20
Низкотемпературные мерзлые (песчаные,
1,00
глинистые, насыпные)
Высокотемпературные мерзлые (песчаные,
1,00
глинистые, насыпные)
Гравии, щебень и галечник
См. примеч.2
Известняки, сланцы, песчаники
То же
(слабовыветренные и сильновыветренные)
Скальные породы (монолиты)
"
Примечания
1 В таблице приведены наименьшие значения , которые следует уточнять при изысканиях.
2 Значения коэффициента защемления газопровода следует принимать по грунту засыпки.
0,15
0,25
0,35
0,30
0,50
2,00
0,40
0,10
2,20
1,50
1,10
1,50
2,20
Таблица 12
Сила землетрясения, баллы
7
8
9
10
Сейсмическое ускорение , см/с
100
200
400
800
Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально
допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого
изгиба для различных значений рабочих давлений и расчетных сопротивлений даны на
рисунке
РАСЧЕТ ПЭ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ
Расчет газопроводов на прочность и устойчивость положения (против
всплытия) включает:
• определение размеров труб по рабочему (нормативному) давлению;
• проведение поверочного расчета принятого конструктивного решения,
т.е. оценка допустимости назначенных радиусов упругого изгиба
газопровода и температурного перепада;
• определение необходимой величины балластировки;
• обеспечение кольцевой формы поперечного сечения (предельно
допустимой величины овализации).
При расчетах на прочность и устойчивость газопроводов из полиэтиленовых
труб срок службы принимается равным 50 годам.
Расчетные характеристики материала газопроводов
Расчетными характеристиками материала газопроводов являются:
• минимальная длительная прочность MRS, определяемая по ГОСТ Р
58121.2-2018,
• модуль ползучести материала трубы при температуре эксплуатации
E(te),
• коэффициент линейного теплового расширения α=2,2*10-4 , 0С-1,
• коэффициент Пуассона µ=0,43.
Минимальная длительная прочность согласно ГОСТ Р 58121.22018 должна приниматься для труб из:
- ПЭ 80 - 8,0 МПа;
- ПЭ 100 - 10,0 МПа.
Модуль ползучести материала труб для срока службы газопровода 50 лет
принимается в зависимости от температуры эксплуатации по графикам,
приведенным на рисунке 3, где напряжения в стенке трубы σ определяются по
формуле:
р ( SDR  1)

,
2
а - σ =1,5 МПа; б - σ =2,5 МПа; в - σ =3 МПа; г - σ =4 МПа
2 MRS
SDR 
 1,
MOP  c
МОР - Максимальное давление, которое способна выдерживать труба из
ПНД на протяжении срока эксплуатации
MRS – минимальная длительная прочность, указанная в маркировке
материала;
SDR – отношение наружного диаметра трубы к толщине стенки.
C – коэффициент запаса прочности
Соотношение между коэффициентом запаса прочности и максимальным
рабочим давлением
МаксиРасчетное значение коэффициента запаса прочности для максимального рабочего давления
мальное рабочее
(МОР)
давление (МОР),
МПа
Трубы из ПЭ 80 (MRS 8 МПа)
Трубы из ПЭ 100 (MRS 10 МПа)
SDR SDR SDR SDR
26
21 17,6 17
SDR
13,6
SDR SDR SDR SDR SDR SDR
11
9
26
21
17,6 17
SDR
13,6
SDR SDR
11
9
0,3
2,1
2,7
3,2
3,3
4,2
5,3
6,7
2,7
3,3
4,0
4,2
5,3
6,7
8,3
0,4
-
2,0
2,4
2,5
3,2
4,0
5,0
2,0
2,5
3,0
3,1
4,0
5,0
6,2
0,6
-
-
-
-
2,1
2,7
3,3
-
-
2,0
2,1
2,6
3,3
4,2
0,8
-
-
-
-
-
2,0
2,5
-
-
-
-
-
2,5
3,1
1,0
-
-
-
-
-
-
2,0
-
-
-
-
-
2,0
2,5
1,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,1
Данные для рабочей температуры газа 20°С.
Нагрузки и воздействия
Собственный вес единицы длины газопровода
определяется по формуле:
qq = mq* g (Н/м);
g – ускорение свободного падения, 9,8 м/с2;
mq - расчетная масса 1 м трубы, принимаемая
по ГОСТ.
Проверка прочности принятого конструктивного решения
Проверка прочности газопровода состоит в соблюдении следующих условий:
- при действии всех нагрузок силового нагружения
σпрF ≤ 0,4MRS (МПа),
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений
σпрNS ≤ 0,5MRS (МПа),
σпрS ≤ 0,9MRS (МПа),
- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и
сейсмических воздействий
σпрNS ≤ 0,7MRS (МПа),
σпрS ≤ 1,0 MRS (МПа),
При отсутствии 100%-го контроля сварных швов газопроводов, соединенных сваркой
нагретым инструментом встык, правые части условий (а), (в) и (с) принимаются с
понижающим коэффициентом 0,95.
Определение продольных осевых
напряжений от внутреннего давления, , МПа,
определяется по формуле:
 пр F
2 р

, МПа
2 2
(1 
)
2
SDR
Определение продольных осевых
напряжений от совместного воздействия
силового и деформационного нагружения, ,
МПа, определяется по формуле:
 пр NS   пр F   * E(te ) * t   с , МПа
Где σс - дополнительные напряжения,
обусловленные прокладкой газопровода в
сейсмических условиях, определяется по
формуле:
 с  0,04 * E(te)
m0 ac
vc
Расчёт продольных фибровых напряжений от
совместного воздействия силового и
деформационного нагружения, , МПа,
определяется по формуле:
 пр S   пр NS 
E(te ) * d е
2
  оу , МПа
σоу - дополнительные напряжения в газопроводе,
обусловленные прокладкой его в особых условиях
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой
газопроводов в пучинистых грунтах, должны приниматься в зависимости
от глубины промерзания по таблице 3.
Глубина
промерзания, м
Значения дополнительных напряжений, МПа, при
пучинистости грунта
средней
сильной
чрезмерной
1,0
0,3
0,4
0,5
2,0
0,4
0,6
0,7
3,0
0,5
0,7
0,8
4,0
0,7
0,9
1,0
Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой
газопроводов в средненабухающих грунтах и грунтах II типа
просадочности, равны 0,6 МПа, в сильнонабухающих грунтах и на
подрабатываемых территориях - 0,8 МПа.
Дополнительные напряжения учитываются в пределах
рассматриваемого участка и на расстояниях 40 в обе стороны от него.
СП-42-103-2003
Грунты
Таблица 4
Коэффициент защемления
газопровода в грунте
Скорость распространения
продольной сейсмической
волны , км/с
0,12
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и
0,50
другие, кроме водонасыщенных
Песчаные маловлажные
0,50
Песчаные средней влажности
0,45
Песчаные водонасыщенные
0,45
Супеси и суглинки
0,60
Глинистые влажные, пластичные
0,35
Глинистые, полутвердые и твердые
0,70
Лесс и лессовидные
0,50
Торф
0,20
Низкотемпературные мерзлые (песчаные,
1,00
глинистые, насыпные)
Высокотемпературные мерзлые (песчаные,
1,00
глинистые, насыпные)
Гравии, щебень и галечник
См. примеч.2
Известняки, сланцы, песчаники
То же
(слабовыветренные и сильновыветренные)
Скальные породы (монолиты)
"
Примечания
1 В таблице приведены наименьшие значения , которые следует уточнять при изысканиях.
2 Значения коэффициента защемления газопровода следует принимать по грунту засыпки.
0,15
0,25
0,35
0,30
0,50
2,00
0,40
0,10
2,20
1,50
1,10
1,50
2,20
СП-42-103-2003
Таблица 5
Сила землетрясения, баллы
7
8
9
10
Сейсмическое ускорение , см/с
100
200
400
800
Для газопроводов, прокладываемых в обычных условиях, зависимости
между максимально допустимым температурным перепадом и минимально
допустимым радиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации 0 °С
для различных значений SDR и MRS даны на рисунках 4-6.
Рисунок 4 - Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в
зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру
газопровода при температуре эксплуатации 0 °С и рабочем давлении 0,3 МПа
для SDR 11 и различных MRS
Рисунок 5 - Максимально допустимый отрицательный температурный
перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к
наружному диаметру газопровода при температуре эксплуатации 0 °С и
рабочем давлении 0,6 МПа для SDR 11 и различных MRS
Рисунок 6 - Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в
зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру
газопровода при температуре эксплуатации 0 °С и рабочем давлении 0,3 МПа
для SDR 17,6 и различных MRS
Определение необходимой величины балластировки
Для обеспечения проектного положения газопроводов на
подводных переходах, на участках прогнозного обводнения,
на периодически обводняемых участках применяются
следующие виды балластировки:
- пригрузы из высокоплотных материалов (железобетон,
чугун и др.);
- грунт обратной засыпки, закрепляемый нетканым
синтетическим материалом (НСМ);
- пригрузы из синтетических прочных тканей, наполненные
минеральным грунтом или цементно-песчанной смесью.
При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных
материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними
должны быть не более определяемых условиями:
𝑙пр ≤
𝑄прγ𝑏(ρ𝑏−γ𝑎ρ𝑤 )
ρ𝑏[γ𝑎(𝑞𝑤+𝑞изг)−𝑞𝑞]
Qпр – вес одного пригруза, Н
ρ𝑏 - плотность материала пригруза, кг/м3
ρ𝑤 - плотность воды с учетом растворенных в ней солей, кг/м3
γ𝑏 - коэффициент надежности по материалу пригруза
γ𝑎 - коэффициент надежности устойчивого положения газопровода
𝑞𝑤 - выталкивающая сила воды на единицу длины газопровода, Н/м
𝑞изг - нагрузка от упругого отпора газопровода, Н/м;
qq – собственный вес трубы, Н/м
При балластировке газопровода пригрузами из высокоплотных
материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними
должны быть не более определяемых условиями:
0 .5


 3
E(te ) * d е 
dе
2 р
lпр  d е 

(0,9 MRS 
  * E(te ) * t 
) 103 ( м)
2 2
2 Rизг 
 SDR qw  qизг  qq
(1 
) 1


SDR
Для выпуклых кривых:
qизг 

E
d
4
( te )
e
3
2
изг
SDR 9  R
10
6
Для вогнутых кривых:
qизг
4 E  d
6

10
SDR 9  R
4
( te )
e
3
2
изг
Расстояние между опорами надземных газопроводов
Расстояние между опорами надземных газопроводов,
укладываемых на опоры с обеспечением компенсации
температурных удлинений (например, путем установки Побразных, -образных или линзовых компенсаторов),
должно удовлетворять условиям:
— статической прочности;
— предельно допустимому прогибу;
— динамической устойчивости.
В случае необходимости удовлетворения всех условий
расстояние между опорами принимается наименьшим из
определенных по этим условиям.
Расстояния между неподвижными опорами рекомендуется принимать
согласно таблице 14.
Таблица 14
Диаметр газопровода,
мм
Расстояние между
неподвижными опорами,
м, не более
До 300
100
Св. 300 до 600
200
» 600
300
При определении величин пролетов различают средние и крайние пролеты (рисунок
4). Средние пролеты не должны, как правило, отличаться друг от друга более чем на
20%. Расстояние между опорами крайнего пролета составляет 80% расстояния
между опорами среднего пролета.
Рисунок 4
1 — средний пролет; 2 — крайний пролет; 3 — компенсатор; 4 — подвижная опора; 5
— неподвижная опора
Величина среднего пролета газопровода из условия статической прочности,
которое должно удовлетворяться во всех случаях, определяется по формуле
,м
при этом в выражении для q из нагрузок снеговой vs
и гололедной vi принимается одна - большая.
Для газопроводов, в которых возможно образование
конденсата при их отключении, величина среднего
пролета не превышает величины