Розрахунок напруженого стану трубопроводу при виконанні ізоляційно-укладальних робіт суміщеним способом

Розрахунок напруженого стану трубопроводу при виконанні ізоляційно-укладальних робіт

В У процесі виконання робіт із очистки, ізоляції та укладанні трубопроводу в траншею завжди його припіднімають на деяку висоту у вертикальній площині необхідну для проходження очисної та ізоляційної машин, а також переміщувати у горизонтальній площині. Це і приводить до згину та скручуванняю трубопроводу, внаслідок чого в стінках труб виникають додаткові напруження. Із-заЧерез ці цих деформаціїй трубопровід знаходиться в складному напруженому стані. Поряд із знакозмінним згинаючим моментом, що міняється вздовж довжини трубопроводу і в часі, крім того виникають повздовжні напруження. Так як вони мають відносно невеликі значення, то їх при розрахунку не враховують.

Ізоляція та укладання трубопроводу в проектне положення, на дно траншеї, може здійснюватися суміщеним або роздільним способом. Для першого та другого випадків в якостіза розрахунковуої схемуи приймають пружну зігнуту вісь трубопроводу.

При суміщеному способі опорні поверхні початкової та кінцевої ділянки припіднятого трубопроводу знаходяться на різних рівнях, таким чином схема несиметрична, а при роздільному способі – розрахункова схема симетрична.

Вихідними даними до розрахунку є: вага одиниці довжини трубопроводу q_тр; вага ізоляційної та очисної машин G_із та G_оч; висота підйому ізоляційної машини h_із; висота підйому очисної машини h_оч; осєвий момент інерції перетину труби І; глибина траншеї h_т; ширина траншеї по дну B_т; кут внутрішнього тертя ґрунту φ_гр..

При розрахунках зроблені наступні такі припущення: ізоляційна машина суміщена зі першим трубоукладачем (або першою групою трубоукладачів) К₁ тобто відстань між ними рівна нулю l_із = 0; висота підйому першим трубоукладачем h₁ рівна висоті підйому ізоляційної машини (комбайну) тобто h₁ = h_із.

Розрахункова схема для визначення напруженого стану трубопроводу при виконанні ізоляційно-укладальних робіт суміщеним способом та несиметричному підйомі приведена на рис.5.3.

Відстань від точки торкання трубопроводом дна траншеї та до місця підйому першим трубоукладачем l₁ визначається із умови рівності максимального згинаючого моменту в прогоні та згинаючого моменту в місці підйому першим трубоукладачем (або першою групою трубоукладачів)

. (5.1)

Рисунок 5.3 – Розрахункова схема для визначення напружень при несиметричному підйомі трубопроводу

Відстань від точки торкання трубопроводом дна траншеї та до місця підйому першим трубоукладачем l₁ визначається із умови рівності максимального згинаючого моменту в прогоні та згинаючого моменту в місці підйому першим трубоукладачем (або першою групою трубоукладачів)

. (5.1)

Аналогічно відстань для крайнього по ходу трубоукладача

. (5.2)

Значення висоти підйому трубопроводу для забезпечення вільного проходу ізоляційної та очисної машин (h_із,h_оч) назначається в залежності від зовнішнього діаметра трубопроводу згідно формул

м;, (5.3)

м. (5.4)

МНайбільші аксимальні напруженими, а відповідно, і найбільші напруженнимя є перший прогін тому достатньо перевірити трубопровід на міцність в межах даного прогону.

Як було сказано раніше, максимальний згинаючий момент в даному прогоні М_х та момент в точці підйому трубопроводу першим трубоукладачем М₁ рівні між собою за абсолютною величиною, значення яких можна визначити за формулою

. (5.5)

Перевірка міцності трубопроводу проводиться на виконання наступної умови

. (5.6)

Відомо, що при суміщеному способі ізоляції та укладанню трубопроводу в траншею він згинається не тільки у вертикальній площині, а також і у горизонтальній площині в процесі переміщення його із берми на вісь траншеї. Як правило, врахування згину трубопроводу у горизонтальній площині приводить до збільшення сумарних згинаючих моментів та напружень не більше чим на 5%.

Для розрахунку відстаней l₂ та l₃ необхідно визначити значення комплексів:

- комплекс І – (5.7)

- комплекс ІІ – (5.8)

Ззгідно діаграми (див. рис. 5.4) визначають відповідні овальні криві для першого комплексу із серії суцільних кривих, для другого – із серії пунктирних.

Точки перетину кривих зносяться на відповідні координатні вісі і отримують значення параметрів α та β При цьому отримують, як правило, дві точки перетину, що відповідає двом варіантам розміщення трубоукладачів в ізоляційно-укладальній колоні. Розрахунок проводяиться для двох варіантівах, а на заключному етапі вибирається найбільш прийнятний.

Рисунок 5.4 – Діаграма для визначення раціонального розташування трубоукладачів в ізоляційно-укладальній колоні.

Таким чином, значення відстаней l₂ та l₃ визначається згідно формул

; , (5.9)

. (5.10)

Зусилля на гаках трубоукладачів або групи трубоукладачів (в залежності від компановки ізоляційно-укладальної колони) розраховуються відповідно за формулами

; , (5.11)

; , (5.12)

. (5.13)

Реакції ґрунтової основи дна траншеї та берми, що діють на стінку трубопроводу, відповідно будуть рівними

; , (5.14)

. (5.15)

Визначивши необхідні зусилля для підйому трубопроводу підбирають марку трубоукладача згідно наступної математичної залежності

, (5.16)

де К_доп – допустиме вертикальне зусилля на гак трубоукладача;

k_н.в – коефіцієнт надійності вантажопідйомності, що враховує нерівний рельєф місцевості, приймається рівним k_н.в = 0,9;

М_у – номінальний момент стійкості трубоукладача, що приводиться у паспорті;

а – виліт стріли трубоукладача в ізоляційно-укладальній колоні є величиною змінною і приймає значення від мінімального для першого за ходом трубоукладача до максимального для крайнього трубоукладача значення яких розраховують відповідно за формулами

; , (5.17)

. (5.18)

Технічні характеристики трубоукладачів приведені наведені у табл. 5.3

Таблиця 5.3 – Технічна характеристика трубоукладачів

Марка трубо-укладача	Макс. вантажо-підйомність, кН	Номін. момент стійкості, кН·м	Макс. виліт стріли, м	Тиск на ґрунт, МПа
ТГ-62 ТО-1224В ТГ-123 Т-1530В ТГ-201 Т-3560М ТГ-502 GAT-589 GAT-591			5,0 4,5 6,0 5,0 6,0 6,5 7,5 7,6 8,8	0,067 0,123 0,207 0,21 0,19 0,25 0,3 0,46 0,52

Якщо зусилля К_1, К₂ або К₃ перевищує К_доп то тоді необхідно збільшити число трубоукладачів до двох, а в деяких випадках і до трьох.

Рекомендована компановка та відстані між технікою в ізоляційно-укладальній колоні приведена наведена на рис. 5.5 та табл. 5.4

Ізоляційна машина повинна бути розташована на відстані (4,0-6,0) м позаду останнього за ходом колони трубоукладача, а відстані між трубоукладачами, що входять в одну групу, назначається в межах (7,0-12,0) м.

а,б, в та г – для трубопроводів відповідно для діаметрів (530-820) мм; 1020 мм; 1220м м та 1420 мм

Рисунок 5.5 – Схема розташування трубоукладачів в ізоляційно-укладальній колоні при суміщеному способі виконання робіт

Ізоляційна машина повинна бути розташована на відстані (4,0-6,0) м позаду останнього за ходом колони трубоукладача, а відстані між трубоукладачами, що входять в одну групу, назначається в межах (7,0-12,0) м.

Таблиця 5.4 – Основні параметри ізоляційно-укладальної колони

Діаметр трубопроводу, мм	Схема компановки (рис.5.6.)	Відстань між трубоукладачами, м	Допустиме значення відстані між ОМ та ІМ, м
l2	l3
530-600 720-820	а а б в г	10-15 15-20 15-25 20-30 30-45	15-20 20-25 20-25 25-35 35-50

Якщо в склад ізоляційно-укладальної колони входить комбайн, що замінює очисну та ізоляційну машини, то він займає місце ізоляційної машини. Марки комбайнів для різних діаметрів трубопроводів та технічна характеристика приведена у табл. 5.5.

Таблиця 5.5 – Технічна характеристика комбайнів для очистки та ізоляції труб

Діаметр трубопро-воду, мм	Марка комбайна	Вага комбай-на, кН	Діаметр трубопро-воду, мм	Марка комбайна	Вага комбай-на, кН
325-592 720-820	ОМ 522П ОМ 821П		1020-1220	ОМ 1221П ОМ 1423П

Дата добавления: 2017-02-01