Гулина, Тян, ред_верстка

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; D – цилиндрическая жесткость оболочки, МН·м.

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

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

4.33. Средняя ширина траншеи вычисляется по приближенной формуле

b D h0ctg ,

где h0–глубина заложения газопровода (п. 1.11) м;α – угол между основанием и откосом траншеи, град.

4.34. Полученное по формуле, приведенной в п.4.29, значение овальности должно удовлетворять условию:

min COD ;5% ,

где ΘCOD – овальность, %, допускаемая из условия прохождения ВТУ.В случае если условие не удовлетворяется, следует назначить меньшую глубину засыпки или применить трубы с более толстой стенкой.

4.7. УСТОЙЧИВОСТЬ ФОРМЫ ПОПЕРЕЧНЫХ СЕЧЕНИЙ ГАЗОПРОВОДА

4.35. Условие местной устойчивости стенки трубы газопровода может быть выполнено за счет назначения соответствующей толщи-

40

ны стенки при известных изгибных деформациях и начальной овальности сечений труб.

4.36. Критическая продольная деформация при изгибе газопровода принимается из получивших достаточное экспериментальное подтверждение теоретических разработок теории устойчивости цилиндрических оболочек в виде

t

1cr 2D .

При совместном действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы местная устойчивость стенки газопровода обеспечивается при выполнении условия

b * ,

1cr

где εb – предельно допустимая изгибная деформация, %.

В данной формуле все деформации сжатия условно считаются положительными.Предельно допустимая изгибная деформация εb задается в проекте. Она не должна превосходить значения 0,40 %.

4.37. Понижающий коэффициент ψN вычисляют по формуле

гдеζN – осевые сжимающие продольные напряжения, МПа, условно считающиеся положительными и приравниваемые к величине про-

где Θ0 – расчетная начальная овальность,следует принять равной 2,0 %. 4.39. Параметр критического напряжения вычисляется следую-

щим образом:

41

4.8. УСТОЙЧИВОСТЬ ПОЛОЖЕНИЯ ПОДВОДНОГО ГАЗОПРОВОДА

Подводные трубопроводы сооружают при пересечении рек, водохранилищ, озер, морских акваторий (рис. 4.3). К подводным относятся итрубопроводы, прокладываемые в болотах, сложенных слабонесущими грунтами, не допускающими прохождения по ним обычной техники. Границы подводного перехода определяются уровнем воды в водоѐме 10 % обеспеченности.

Рис. 4.3. Схема подводного перехода

По конструкции подводные трубопроводы подразделяют на

заглубленные трубопроводы (укладываются ниже дна), незаглуб-

ленные (на дне) и погруженные (выше дна). Наиболее распространенной является укладка труб по заглубленной схеме, позволяющей надѐжно защитить их от внешних силовых воздействий.Подводный трубопровод заглубляется в грунт ниже возможной границы размыва дна реки и еѐ берегов, что позволяет не производить крепление дна, берега же реки обычно закрепляются. Если же трубопровод не может быть уложен ниже границ размыва, то участки, на которых возможен размыв, крепятся в обязательном порядке.

42

Иногда с целью повышения надѐжности трубопроводов над ними делают каменную отсыпку или укладывают железобетонные плиты, которые предохраняют трубы от механического повреждения. Подводные газопроводы обычно изолируют, покрывают футеровкой, навешивают пригрузы.

Трубопровод, расположенный в подводной траншее, подвергается воздействию различных нагрузок. Под устойчивым состоянием подводного трубопровода понимается такое состояние, при котором он будет находиться в покое при самой неблагоприятной комбинации силовых воздействий, стремящихся вывести его из устойчивого положения. Такими силами и воздействиями являются: выталкивающее усилие, определяемое по закону Архимеда, горизонтальная и вертикальная составляющие гидродинамического воздействия потока, силы упругости трубопровода, сжимающее или растягивающее продольное усилие, возникающее при протаскивании трубопровода или воздействие изменения его температурного режима и внутреннего давления.

4.40. Устойчивость положения газопровода обеспечивается в случае соблюдения неравенства:

Qact Qpas ,

kn. f .

гдеQact – суммарная расчетная нагрузка на единицу длины газопровода, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, МН;Qpas – суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз, включая собственный вес газопровода, МН;kn.f – коэффициент запаса устойчивости положения газопровода, принимаемый равным по табл. П2.10для участков прокладки газопровода (по отношению к русловой части рек и водоемов).

4.41. При определении расчетной интенсивности нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе следует учитывать знак кривизны оси изогнутого участка – выпуклость или вогнутость:

43

гдеI – момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке (определяется по зависимости 4.13), м4;β – угол поворота оси газопровода, радиан;ρ – радиус кривизны упругого изгиба, м.

4.42. Для определения интенсивности балластировки (вес на воздухе qnbal) при обеспечении устойчивости положения (в случае укладки газопровода свободным изгибом и его равномерной по длине пригрузке) следует использовать зависимость

гдеnbal – коэффициент запаса по нагрузке, (принимаемый равным:0,9

– для железобетонных грузов;1,0 – для чугунных грузов);w – погонная нагрузка от веса газопровода, МН/м;ρbal – плотность материала балласта, кг/м3;qb – интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе, МН/м;qw – погонная выталкивающая сила воды, действующая на газопровод, МН/м:

гдеρw – плотность воды, с учетом растворенных в ней солей, принимаемая поданным изысканий, кг/м3.При проектировании трубопроводов на участках переходов, сложенных грунтами, которые могут перейти в жидко-пластическое состояние, при определении выталкивающей силы следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта, определяемую по данным изысканий.

4.8.1. Применение обетонированных труб

4.43. Для случая применения обетонированнных труб при отсутствии нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе наружный диаметр обетонированной трубы, м:

44

где D – внутренний диаметр трубы, м;Dиз – диаметр трубы с учетом изоляционного слоя, м; ρst; ρc; ρиз; ρw – плотности соответственно стали, бетона, материала изоляционного слоя, воды, кг/м3;

4.44. Толщина слоя обетонирования tс, м:

1

tc 2 Dc D 2tиз .

4.45. Вес фунта засыпки при расчете балластировки газопроводов на русловых участках переходов через реки и водохранилища не учитывается. При проверке общей устойчивости газопровода как сжатого стержня допускается учитывать вес фунта засыпки толщиной 1,0 м при обязательном соблюдении требований в части заглубления газопровода в дно не менее 1 м.

4.8.2. Закрепление трубопровода анкерами

Закрепление трубопровода анкерами (рис. 4.4) выполняется тремя основными способами – завинчиванием анкеров, забивкой и выстреливанием их из гарпунной пушки. Длина анкеров – 3 7 м. Трубопровод крепится к анкерам специальным силовым поясом, представляющим металлическую ленту шириной от 20 до 70 см. Под ленту подкладывают мягкий материал для более равномерного распределения давления на изоляционное покрытие. Недостатком анкерных креплений является то, что они создают в трубопроводе дополнительные напряжения и могут нарушить сплошность изоляционного покрытия.

Рис. 4.4. Схема закрепления трубопроводас помощью анкеров

45

4.46. Несущая способность анкера, определяемая расчетом, зависит от глубины погружения анкера. Для глубины заложения верхней лопасти анкера от уровня дна траншеиот 6 до 8 ее диаметров, несущая способность анкера:

гдеi – номер лопасти анкера; n – число лопастей по высоте анкера, принимается равным для винтовых анкеровn = 1, для раскрывающихся анкеровn = 2; сi – коэффициент условий работыi-той лопасти анкера (табл. П2.12); 1.i, 2.i – безразмерные коэффициенты (табл. П2.14), зависят от расчетного угла внутреннего трения грунта 1.i в рабочей зоне (см. табл. П2.13) (под рабочей зоной понимается прилегающий к лопасти слой грунта толщиной, равной Dанк), значенияугла внутреннего трения (см. табл. П2.14).; c1.i–коэффициент удельного сцепления в рабочей

гдеh1.i – глубина залегания i-той лопасти анкера от дна траншеи.

4.48. Расчетная несущая способность анкера, по грунту основания, МН:

гдеkanc – коэффициент запаса по несущей способности анкера, принимаемый равным:kanc =1,40 – если несущая способность анкера определена расчетом;

kanc =1,25 – если несущая способность анкера определена по резуль-

46

татам полевых испытаний статической нагрузкой.

4.49. Расчетная несущая способность анкерного устройства Баnс, МН, вычисляется по формуле

Бanc zmanc Panc ,

гдеz – количество анкеров в одном анкерном устройстве;тanс – коэффициент, зависящий от количества анкеров в устройстве и относительного размера анкера, принимаемый равным:

гдеDanc – максимальный линейный размер габарита проекции одного анкера на горизонтальную плоскость, м.

4.9. РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ГАЗОПРОВОДА ПРИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЯХ

Участки газопроводов, прокладываемые в сейсмических районах, должны быть проверены расчетом на прочность и работоспособность в соответствии с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП

II-7-81* иСТО Газпром 2-2.1-249-2008.

Сейсмическая опасность зоны прокладки газопровода предварительно оценивается по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации ОСР-97. Интенсивность возможного землетрясения следует оценивать по международной сейсмической шкале MSK-64. Окончательная оценка сейсмической опасности зоны прокладки газопровода должна быть выполнена на основании сейсмического микрорайонирования зоны прокладки газопровода.

47

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА

Пропускная способность газопровода Qк, млн м3/сут., задана в табл. П1.1.

5.1. Затраты мощности КЦ

гдеn – показатель политропы; ηпол– политропический КПД нагнетателя, выбираем в п. 1.13.

К основному оборудованию КЦ относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности.

При рассчитанной рабочей производительности, а также из-за отсутствия необходимого числа близко расположенных источников тока, наиболее подходящим типом компрессорных машин являются центробежные нагнетатели.

В курсовом проекте необходимо рассматреть 2 техологические схемы: с полнонапорными и с полнорасходными нагнетателями.

5.2. Из преречисленныхв табл.П3.1ГПА находим оптимальный вариант центробежных нагнетателей, которые будут удовлетворять условию:

групп в интервале (2÷6) для технологической схемы с полнорасходными нагнетателями; или количество ЦН для схемы с полнонапорными нагнетателями.

5.3. Определяем еденичную мощность привода параллельного соединения нагнетателей

48

5.4. Определяем еденичную мощность привода параллельнопоследовательного соеденения нагнетателей

Nагр NКЦ .

2nн

5.5. Для паралельно-последовательного соеденения нагнетателей заданная степень сжатия по компрессорному цеху кц ЦН1 ЦН 2 гр .

5.6. Для паралельного соеденения нагнетателей заданная степень

60 млн м3/сут. используем ЦБН 370-14-1 для техносогоческой схемы с паралельно-последовательным соеденением нагнетателей, если

КС 1,44 .

природного газа компрессорному цеху необходимо порядка 35 МВт мощности.Расчетная мощность агрегата Nагр 5,83 МВт и их количество 6. Из данных табл. П3.2, П3.3 подбираем привод для ЦНПГ. Основные параметры некоторых типов ЦН при номинальном режиме берутся в этих же таблицах. Необходимо учитывать, что сегодня в проектных расчетах используются газотурбинные приводы нагнетателей природного газа с КПД не ниже 32 % (для мощности Nагрот 16 МВт ивыше, в простом цикле).

49