Меню

Технологическое утонение трубопровода это



Проверка толщины стенки

Стальные трубы

Номинальная толщина стенки стальных труб согласно нормам определяется как:

S R — расчетная толщина стенки. Минимальная толщина стенки, необходимая для восприятия внутреннего давления, определяется согласно нормам

С — суммарная прибавка к расчетной толщине стенки

Суммарная прибавка, технологическое утонение, прибавка на коррозию

Суммарная прибавка C вычисляется по формуле:

С1 — производственная прибавка (технологическое утонение), принимаемая равной сумме минусового отклонения толщины стенки C11 и технологической прибавки C12 . Для норм ASME задается в процентах

С11 — прибавка для компенсации минусового допуска. Определяется по предельному минусовому отклонению толщины стенки, установленному стандартами или техническими условиями на полуфабрикаты. Прибавка не включает в себя округление расчетной толщины до стандартной толщины листа.

С12 — технологическая прибавка для компенсации утонения стенки элемента трубопровода при технологических операциях — вытяжке, штамповке, гибке и т.д. Определяется технологией изготовления детали и принимается по техническим условиям на изделие.

С2 — эксплуатационная прибавка для компенсации коррозии и износа(эрозии), принимаемая по нормам проектирования или отраслевым нормам документам с учетом расчетного срока эксплуатации. При двухстороннем контакте с коррозионной (эрозионной) средой прибавку С2 следует увеличивать

При этом, следует иметь в виду, что номинальная толщина стенки S не должна быть меньше установленных нормами значений, а также производится округление S до ближайшей большей толщины стенки по стандартам и техническим условиям.

Проверка толщины стенки на соответствие расчетному давлению

Перед выполнением расчета (на этапе логической проверка исходных данных), СТАРТ-ПРОФ производит проверку толщины стенки на расчетное давление по формуле:

Значения н оминальной толщины стенки S и суммарной прибавки C вводятся пользователем в свойствах участков и элементов. S R — минимальная расчетная толщина стенки, вычисленная в соответствии с выбранным в общих данных нормативным документом от расчетного давления.

Для норм ASME B31.1, DL/T 5366-2014 проверка толщины стенки на давление осуществляется только для прямых труб и для гнутых отводов. Для всех остальных элементов такая проверка не производится.

Проверка толщины стенки на соответствие давлению испытаний

При величине испытательного давления на заводе-изготовителе менее требуемой должна быть гарантирована возможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления, вызывающего эквивалентное напряжение, равное

согласно СНиП 2.05.06-85 — 95 % нормативного предела текучести σ = 0.95

согласно РД 10-249-98 (табл. 2,8) — σ = /1.1

0.9

согласно ПБ 03-585-03 [1] — 90% предела текучести материала при температуре испытания для . σ = 0.9

В связи с этим, СТАРТ-ПРОФ производит проверку толщины стенки на давление испытаний по формуле (в ГОСТ 32388-2013 только для режима ПДК):

S T — минимальная толщина стенки, вычисленная в соответствии с выбранным в общих данных нормативным документом от давления испытаний. Температура испытаний Тисп задается в общих данных, давление испытаний P исп задается в свойствах участков, пределы текучести материала в базе данных по материалам.

Следует иметь в виду, что согласно ГОСТ 8731 и ГОСТ 8733 бесшовные трубы из углеродистой и низколегированной стали должны выдерживать гидравлическое давление при допускаемом напряжении, равном 40% временного сопротивления разрыву (предела прочности) для данной марки стали σ = 0.4, что не всегда соответствует требованиям норм.

Трубы по ГОСТ 8731 и ГОСТ 8733 будут соответствовать требованиям норм только в случае выполнения условия

.

Приведем конкретный пример — сталь 20. Согласно [2] значение временного сопротивления (предела прочности) при 20°C = 460 МПа, предела текучести = 250 МПа, тогда условие выглядит следующим образом

0.4 ∙ 460 9 ∙ 250 МПа

[ s] — допускаемое напряжений при расчетной температуре в режиме ПДКОН,

[s]20 — допускаемое напряжение при комнатной температуре.

Трубы из стеклопластика

Толщина армированной стенки вычисляется по формуле

,

— номинальная толщина стенки

— толщина внутреннего (не армированного) защитного слоя

— толщина наружного (не армированного) защитного слоя

Литература

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов, ПБ 03-585-03, Госгортехнадзор России, НТЦ «Промышленная безопасность», М., 2003

2. ГОСТ 34233.1-2017, Сосуды и аппараты, Нормы и методы расчета на прочность

Источник

ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА С ЗОНОЙ УТОНЕНИЯ

В работе проведена оценка напряженно-деформированного состояния технологического трубопровода с утонением (далее трубопровод) для 2х вариантов:
I. рабочие условия;
II. гидравлические испытания.

Трубопровод состоит из линий А и Б. Линия А предназначена для транспортировки продукта, а линия Б – для сброса горючих газов от линии А. Трубопровод изготовлен из стали 09Г2С и расположен на открытом воздухе.

В Autodesk Inventor была создана поверхностная модель с утонением, которая затем была импортирована в ANSYS для получения расчетной модели.

Рабочие нагрузки, приложенные к расчетной модели в каждом из вариантов, приведены в табл. 1.

Таблица 1. Значения рабочих нагрузок

№ варианта I II
Линия А Б А Б
Давление, [МПа] 2,5 0,05 3,625 0,45
Температура, [°С] 41 30 20
Гидростатическое давление, [кПа] 0÷259 137÷164

Общий вид трубопровода с указанием месторасположения и типа опор, а также геометрия зоны утонения представлены на рис. 1.

Рис. 1. Общий вид трубопровода

Прочностные характеристики материала и допускаемые напряжения для различных вариантов приведены в табл. 2.

Таблица 2. Прочностные характеристики и допускаемые напряжения для 2х вариантов

№ варианта I II
Линия А Б А Б
Предел текучести, [МПа]* 238 242 245
Временное сопротивление разрушению, [МПа]* 432 432 432
Категория напряжений** (σ)1 (σ)2 (σ)RK (σ)1 (σ)2 (σ)RK (σ)1 (σ)2 (σ)RK
Допустимое значение, [МПа] 159 206 432 161 209 432 221 278 432

*прочностные характеристики указаны при рабочей температуре, получены линейной интерполяцией (ПНАЭ Г-7-002-89, прил.1, п.1.1)
**категории напряжений согласно ПНАЭ Г-7-002-89

В соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86, п.1.2.16 расчет напряжений без учета концентраций был проведен в предположении линейно-упругого поведения материала.

По результатам расчета были определены и рассмотрены наиболее нагруженные характерные зоны:
— зона А (отвод);
— зона Б (врезка в трубопровод);
— зона В (зона утонения).

Карты распределения эквивалентных напряжений всего трубопровода представлены на рис. 2.

Вариант I Вариант II
Рис. 2. Карты распределения эквивалентных напряжений всего трубопровода, [Па]

Карты распределения эквивалентных напряжений характерных зон представлены на рис. 3.

Вариант I Вариант II
Зона А
Зона Б
Зона В
Рис. 3. Карты распределения эквивалентных напряжений для характерных зон, [Па]
— место с максимальными (σ)1 / (σ)2 / (σ)RK

Проверка условий прочности и коэффициент запаса для каждой зоны приведены в табл. 3.

Источник

ГОСТ 32388-2013 Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

Текст ГОСТ 32388-2013 Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ. МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION. METROLOGY AND SERTIFICATION

Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2009 «Межгосударсгвежая система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендащм по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Некоммерческим партнерством «Сертификационный центр НАСТХОЛ» (НП «СЦ НАСТХОЛ »), Научно-технически м предприятием Трубопровод (ООО «НТП Трубопровод»)

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК1S5 «Соединения трубопроводов общемашиностроительного применения»

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метролооы и сертификации (протокол от 18 октября 2013 г. Ne 60-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97

по МК (ИСО 3166) 004—97

Сокращенно* *a*ue*oeewe национального органа no стандартна ц**

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Реслублюм Беларусь

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 апреля 2014 г. № 304-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32388—2013 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 августа 2014 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информаций об изменениях к настоящему стандарту публикуется е ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты» (по состоянию на 1 января текущего года), а текст изменений и поправок— в ежемесячных информационных указателях •Национальные стандарты». В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация. уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования—на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии е сети Интернет

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен 8 качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

14.2 Допускаемое наружное давление для труб.

14.3 Допускаемое наружное давление для фасонных деталей.

14.4 Рекомендуемый порядок расчета.

15 Поверочный расчет на устойчивость.

15.1 Условные обозначения.

15.2 Общие положения.

15.3 Продольная устойчивость при бескакалькой прокладке в грунте.

15.4 Продольная устойчивость надземных трубопроводов и подэеьыых трубопроводов в каналах

15.5 Расчет местной устойчивости стенок трубопровода.

16 Расчет трубопровода на сейсмостойкость.

16.1 Общие положения.

16.2 Расчет надземного трубопровода. Общие положения.

16.3 Расчет надземного трубопровода по линейно-спектральной теории.

16.4 Расчет надземного трубопровода методом эквивалентной статической нагрузки.

16.5 Расчет надземного трубопровода методом динамического анализа.

16.6 Расчет подземного трубопровода бесканальной прокладки.

16.7 Расчет на сейсмические смещения креплений.

17 Расчет трубопровода на вибрацию.

17.1 Расчет собственных частот.

17.2 Динамические нагрузки и воздействия.

17.3 Расчет вынужденных колебаний трубопровода.

17.4 Критерии вибропрочности.

Приложе*ыеА (рекомендуемое) Учет повышенной гибкости отдельных элементов.

Приложение Б (рекомендуемое) Определение расстояний между промежуточными опорами . . . .

Приложегме В (рекомендуемое) Выбор фланцевых соединений.

Приложение Г (рекомендуемое) Расчетно-экспериментальные методы и средства защиты трубо

провода от вибрации.

Приложение Д (рекомендуемое) Расчет назначенного ресурса трубопровода.

Приложение И (справочное) Примеры определения напряжений в трубопроводах бесканальной

Приложение К (рекомендуемое) Антисейсмические мероприятия для надземных трубопроводов и

Стандарт предназначен для специалистов, осуществляющих проектирование, строительство и реконструкцию трубопроводов технологических в нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической, газовой и других смежных отраслях промышленности.

Стандарт вылущен в развитие С А 03-003-07. В стандарте:

• учтены все изменения к СА 03-003-07;

• добавлен раздел по расчету на прочность трубопроводов высокого давления (более 10 МПа):

• добавлен раздел по оценке прочности трубопроводов при сейсмических воздействиях:

• добавлен раздел по расчету прочности криогеншх трубопроводов с рабочей теюературой от минус 269 *С;

• добавлен раздел по оценке устойчивости как подземных, так и надземных трубопроводов:

• приведена методика определения отбраковочных толщин;

• добавлены требования по расчету трубопроводов, прокладываемых в грунте без устройства каналов (бесханалькая прокладка);

— добавлена методика расчета переходов, косых врезок и косых тройников (в которых ответвление неперлендихулярно магистральной части);

— усовершенствована методика расчета вакуумных трубопроводов:

— внесены прочие правки в методику расчета, отражающие опыт, накопленный за время использования СА 03-003-07;

• стандарт распространяется не только на стальные трубопроводы, но и на трубопроводы из цветных металлов (титана, меди, алюминия и их сплавов) и из полимерных материалов.

Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

Processing pipes. Standards and calculation methods for the stress, vi)ration and seismic effects

Дата введения — 2014 08 01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на технологические трубопроводы, работающие под внутренним давлением, вакуумом или наружным давлением, из углеродистых и легированных сталей, цветных металлов (алюмюшя, меди, титана и их сплавов) с рабочей температурой от минус 269 *С до плюс 700 *С при отношении толщины стенки к наружному диаметру (s-cyD, й 0,25 и технологические трубопроводы из полимерных материалов с рабочим давлением до 1.0 МПа и температурой до 100 *С, предназначенные для транспортировки жидких и газообразных веществ (сырье, полуфабрикаты, реагенты, промежуточные или конечные продукты, полученные или использованные в технологическом процессе), к которым материал труб химически стоек или относительно стоек.

Стандарт рэспросграюется на проектируемые, вновь изготавливаемые и реконструируемые технологические трубопроводы, эксплуатирующиеся на опасных производственных объектах в закрытых цехах, наружных установках, а также прокладываемые надэемно на низких, высоких опорах, эстакадах и подэем-но е нелроходных. полупроходных каналах и защемленные в грунте (бесканалькые).

Стандарт применим при условии, что отклонения от геометрических размеров и неточности при изготовлении рассчитываемых элементов не превышают допусков, установленных нормативно-технической документацией.

1.2 настоящий стандарт устанавливает требования к определению толщины стенки труб и соединительных деталей трубопровода под действием внутреннего избыточного и наружного давления, а также методы расчета на прочность и устойчивость технологических трубопроводов.

Поверочный расчет трубопровода предусматривает оценку статической прочности и малоцикпоеой усталости трубопровода под действием нагрузок и воздействий, соответствующих как нормальному технологическому режиму, так и допустимым отклонениям от такого режима.

Поверочный расчет на сейсмические воздействия выполняется для трубопроводов, расположенных на площадках с сейсмичностью 7.8 и 9 баллов по шкале MSK-64.

Предусмотрен расчет трубопровода на вибрацию при пусконаладочных работах и эксплуатации. Приведены рекомендации по определению амплитуды и частоты пульсаций давления рабочей среды, генерируемых оборудованием, и собственных частот колебаний трубопровода. Сформулированы условия отстройки трубопровода от резонанса. Даны критерии прочности трубопровода при нал ими вибрации.

Внутренние силовые факторы и реакции опор определяют расчетом трубопровода как упругой стержневой системы с учетом реальной гибкости элементов и сил трения в опорах скольжения по методам строительной механики стержневых систем. Нагрузки на оборудование и опоры определяют в рабочем и холодном (нерабочем) состояниях трубопровода, а также при испытаниях.

Оценка прочности проводится раздельно на действие несамоуравповешенных нагрузок (весовые и внутреннее давление) и с учетом всех нагружающих факторов, в том числе температурных деформаций. При соблюдении условий малоцикловой усталости допускается значительная концентрация местных напряжений, обусловленных температурным нагревом в рабочем состоянии трубопровода.

2 Нормативные ссылки

8 настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.007—76 Система стандартов безопасности труда, вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.044—89 Система стандартов безопасности труда. Пажаровэрывоолэсность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 25.101—83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов

ГОСТ 12815—80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Рг от 0.1 до 20.0 МПа (от 1 до200 кгс/см 3 ). Типы. Присоединительные размеры и размеры уплотнительных поверхностей

ГОСТ 12816—80 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см 2 ). Общие технические требования

ГОСТ 12817—80 Фланцы литые из серого чугуна на Рг от 0.1 до 1.6 МПа (от 1 до 16 кгс/см 2 ). Конструкции и размеры

ГОСТ 12818—80 Фланцы литые из ковкого чугуна на Ру от 1.6 до 4.0 МПа (от 16 до 40 кгс/см 3 ). Конструкции и размеры

ГОСТ 12819—80 Фланцы литые стальные на Ру от 1,6 до 20.0 МПа (от 16 до 200 кгс/см 2 ). Конструкции и размеры

ГОСТ 12820—80 Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0.1 до 2.5 МПа (от 1 до 25 кгс/см 3 ). Конструкции и размеры

ГОСТ 12821—80 Фланцы стальные приварные встык на Р„ от 0.1 до 20.0 МПа (от 1 до 200 кгс/см 2 ). Конструкции и размеры

ГОСТ12822—80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на Ру от 0.1 до 2.5МПа (от 1 до 25 кгс/см 3 ). Конструкции и размеры

ГОСТ 30546.1—98 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим издетмям и методы расчета их сложных конструкций в части сейсмостойкости

Примечание — При погъэоеании настоящим стандартом цепесообразно проверить дейстте ссылочное стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метро лог ьы в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стмщарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

8 настоящем стандарте применены следующие термкмы и определения.

3.1 акселерограмма: Зависимость ускорения колебаний от времени.

3.2 акселерограмма землетрясения: Акселерограмма на свободной поверхности грунта при землетрясение

3.3 акселерограмма поэтажная: Ответная акселерограмма для отдельных высотных отметок сооружения. на которых расположен трубопровод.

3.4 воздействие: Явление, вызывающее внутренние силы в элементе трубопровода (изменение температуры стенки трубы, деформация основания и др ).

3.5 воздействие деформационное (кинематическое): Воздействие на трубопровод в виде перемещения. например температурные расширения, неравномерная осадка опор, смещение точек присоединения к оборудованию и т. д.. измеряется в миллиметрах, градусах и т. д. Деформационные воздействия являются самоуравновешеиными и для трубопроводов считаются менее опасными, чем силовые. Деформационные воздействия в статически определимых системах не вызывают появление внутренних усилий, а вызывают только перемещения.

3.6 воздействие силовое: Воздействие на трубопровод в виде силы, измеряется, например, в ньютонах, мегапасхалях. ньютонах на метр и т. д. Силовые воздействия являются несамоуравноеешейными и считаются белее опасными, чем деформационные воздействия. Силовые воздействия вызывают внутренние усилия и перемещения как в статически определимых, так и в статически неопределимых системах.

3.7 давление пробное: Избыточное давление, при котором должно проводиться гидравлическое испытание трубопровода и его деталей на прочность и герметичность.

3.8 давление рабочее (нормативное): Наибольшее внутреннее даележе, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.

3.9 давление расчетное: Максимальное избыточное внутреннее давление, на которое рассчитывают трубопровод или его часть на прочность.

3.10 допускаемое напряжение: Максимальное безопасное напряжение при эксплуатации рассматриваемой конструкции.

3.11 землетрясение: Колебания земли, вызываемые прохождением сейсмических волн, излученных из какого-либо очага упругой энергии.

3.12 интенсивность землетрясения: Мера величины сотрясения грунта, определяемая параметрами движения грунта, степенью разрушения сооружений и зданий, характером изменений земной поверхности и данными об испытанных людьми ощущениях.

3.13 категория сейсмостойкости: Категория трубопровода, зависящая от степени опасности (риска), возникающего при достижении предельного состояния трубопровода для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц. экологической безопасности окружающей среды.

3.14 компенсатор: Участок или ооедиюггельмая деталь трубопровода специальной конструкции, предназначенная для восприятия температурных деформаций трубопровода за счет своей податливости.

3.15 ККСК: Корень квадратный из суммы квадратов.

3.16 линейно-спектральный метод анализа: Метод расчета на сейсмостойкость, в котором значения сейсмических нагрузок определяются по спектрам ответа в зависимости от частот и форм собствендех колебаний системы.

3.17 метод динамического анализа: Метод расчета на воздействие в форме акселерограмм колебаний грунта в основании трубопровода путем численного интегрирования уравнений движения.

3.18 нагрузка: Силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода.

3.19 нагрузка или воздействие нормативные: Наибольшая нагрузка, отвечающая нормальным условиям работы трубопровода.

3.20 нагрузка или воздействие расчетные: Произведение нормативной нагрузки или воздействия на соответствующий коэффициент надежности, учитывающий возможность отклонения нагрузки или воздействия в неблагоприятную сторону.

3.21 назначенный ресурс: Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.

3.22 назначенный срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация ооъекта должна Рыть прекращена независимо от его технического состояния.

3.23 неподвижная опора (мертвая): Крепление трубопровода, исключающее линейные перемещения и угловые перемещения по трем степеням свободы.

3.24 нормативное длительное сопротивление разрушению: Сопротивление разрушению материала труб (фитингов) из условия работы на внутреннее давление при заданном сроке службы трубопровода и температурном режиме его эксплуатации.

3.25 осциллятор линейный: Линейная колебательная система с одной степенью свободы, характеризуемая определенным периодом собственных колебаний и затуханием (демпфированием).

3.26 отклик: Ответная реакция конструкции (перемещение, ускорение, внутреннее усилие, нагрузка на опору и т. д.) на сейсмическое возмущение.

3.27 площадка размещения трубопровода: Территория, на которой размещается трубопровод, или территория, на которой находится сооружение с размещенным внутри трубопроводом.

3.28 предел прочности (временное сопротивление): Нормативное минимальное значение напряжения. при котором происходит разрушение материала при растяжении.

3.29 предел текучести: Нормативное минимальное значение напряжения, с которого начинается интенсивный рост пластических деформаций при растяжении материала.

3.30 разжижение грунта: Процесс, вследствие которого грунт ведет себя не как твердое тело, а как плотная жидкость. Разжижение более характерно для насыщенных влагой сыпучих грунтов, таких как илистые пески или пески, содержащие прослойки непроницаемых для воды отложений. Разжижение грунта может произойти во время землетрясения, потому что при прохождении сейсмической волны частицы грунта колеблются с разными скоростями и часть контактов между ними нарушается, в результате грунт может превратиться в жидкость с взвешенными в ней песчинками.

3.31 расчетная схема (модель): Условная аксонометрическая схема (упрощенная модель) конструкции, которой заменяют реальную конструкцию для выполнения расчетов на прочность и устойчивость.

3.32 район размещения трубопровода: Территория, включающая в себя площадку размещения трубопровода, на которой возможны сейсмические явления, способные оказать влияние на безопасность эксплуатации трубопровода.

3.33 сейсмическая волна: Упругая волна в геологической среде.

3.34 сейсмическая волна продольная: Р-волма: Сейсмическая волна, за фронтом которой колебания частиц происходят в направлении ее распространения.

3.35 сейсмическая волна поперечная: S-волна: Сейсмическая волна, за фронтом которой колебания частиц происходят в направлении, перпендикулярном направлению ее распространения.

3.36 сейсмическая волна Релея; ft-волна: Интерференционная волна, распространяющаяся вдоль свободной поверхности грунта, поляризованная в вертикальной плоскости, возникает при отражении глубинных волн от дневной поверхности грунта (аналогично волнам на воде), при этом элементарная частица грунта совершает круговые движения.

3.37 сейсмическая волна Лява; L-волиа: Поперечная поверхностная волна, поляризованная в горизонтальной плоскости, возникающая при налиты зоны малых скоростей.

3.38 сейсмическое мккрорайонирование: Комплекс специальных работ по прогнозированию влияния особенностей приповерхностного строения, свойств и состояния пород, характера их обводненности. рельефа на параметры колебаний грунта площадки.

Примечание — Под приповерхностной частью разреза понимается верхняя толща пород, существе»» влияющая на приращение жтенсиености эемлетрясетыя.

3.39 сейсмичность площадки размещения трубопровода: Интенсивность возможных сейсмических воздействий на площадке размещения трубопровода, измеряемая в баллах по шкале MSK-64.

3.40 сейсмостойкость трубопровода: Свойство трубопровода сохранять при землетрясении способность выполнять заданные функции в соответствии с проектом.

3.41 система геометрически изменяемая: Система (в строительной механике), элементы которой могут перемещаться под действием внешних сил без деформации (механизм).

3.42 система мгновенно изменяемая: Предельный случай геометрически неизменяемой системы (в строительной механике), допускающей бесконечно малые перемещения.

3.43 система стержневая: Несущая конструкция (в строительной механике), состоящая из прямолинейных или криволинейных стержней, соединенных между собой в узлах.

3.44 система статически определимая: Геометрически неизменяемая система (в строительной механике). в которой для определения всех реакций связей (усилий в опорных закреплениях, стержнях и т. п.) ции I а 1 v**) уравнений с I а 1 ики.

3.45 система статически неопределимая: Геометрически неизменяемая система (в строительной механике), в которой для определения всех реакций связей (усилий в опорных закреплениях, стержнях и т. п.) необходимы помимо уравнений статики дополнительные уравнения, характеризующие деформации системы.

3.46 скорость сейсмической волны: Величина, равная отношению расстояния между двумя точками геологической среды к времени пробега сейсмической волны между этими точками.

3.47 соединительная деталь: Деталь или сборочная единица трубопровода или трубной системы, обеспечивающая изменение направления, слияние или деление, расширение или сужение потока рабочей среды (отводы, тройники, переходы и др.).

3.48 состояние испытания: Состояние трубопровода после заполнения водой или воздухом (газом) под пробным давлением при испытании трубопровода на прочность и плотность.

3.49 состояние монтажное: Состояние трубопровода после завершения его монтажа, маложетя тепловой изоляции, выполнения предварительной (монтажной) растяжки, регулировки всех пружинных цепей и заварки всех стыков, при этом температурный перепад и продукт в трубах отсутствуют.

3.50 состояние рабочее: Состояние трубопровода после первого разогрева и заполнения продуктом. а также приложения других нагрузок и воздействий (снег, обледенение, ветер, осадка опор и т. д.).

3.51 состояние холодное (нерабочее): Состояние, в которое переходит трубопровод из рабочего состояния после первого охлаждения (или нагрева—для низкотемпературных трубопроводов) до монтажной температуры и снятия давления.

3.52 спектр коэффициентов динамичности: Безразмерный спектр, полученный делением значений спектра ответа на максимальное ускорение грунта.

3.53 спектр ответа: Совокупность абсолютных знамений максимальных ответных ускорений линейного осциллятора при заданном акселерограммой воздействии с учетом собственной частоты и параметра демпфирования осциллятора.

3.54 спектр ответа поэтажный: Совокупность абсолютных значений максимальных ответных ускорений линейного осциллятора при заданном поэтажной акселерограммой воздействии.

3.55 стержень: Тело (в строительной механике), длина которого во много раз превосходит характерные размеры его поперечного сечения, при этом ось стержня может быть прямолинейной или криволинейной.

3.56 температура расчетная: Температура материала детали, по которой выбирают величину допускаемого напряжения при расчете толщины стенки и вычисляют температурный перепад при расчете на прочность трубопровода.

3.57 толщина стенки номинальная: Толщина стенки трубы или соединительной детали, указанная в стандартах или технических условиях.

3.58 устойчивость трубопровода: Свойство конструкции трубопровода поддерживать первоначальную форму оси или форму его поперечного сечения.

3.59 фазовая группа креплений: Группа креплений, которая при сейсмическом воздействии всегда смещается синхронно. Например, асе опоры трубопровода, установленные на одном этаже здания, смещаются синхронно относительно опор, установленных на земле. Все крепления, присоединенные к одному и тому же оборудованию, так же как и первые, смещаются синхронно, т. е. представляют собой фазовую группу опор.

3.60 этап расчета: Условное сочетание нагрузок и воздействий, особенностей расчетной схемы и физико-механических характеристик материалов, соответствующее определенному состоянию трубопровода (рабочему, холодному, состоянию испытаний и т. д.) и используемое при определении напряженно-деформированного состояния трубопровода.

3.61 стандартное размерное отношение SDR: Безразмерная величина, численно равная отношению номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

МКЭ — метод конечных элементов:

ИДС — напряженно-деформированное состояние:

ПДН — постооммые и длительные временны© нагрузки;

ПДКОН — постоянные, длительные временные, кратковременные и особые нагрузки:

С№П — строитвл»ные нормы и правила:

А\’£ — максимальное горизонтальное ускорение при землетрясении на свободной поверхности

Ат — укрепляющая площадь накладки, мм 2 :

Ар — укрепляющая площадь ответвления, мм 2 :

At к — максимальные расчетные ускорения для fc-й формы колебаний трубопровода при воздействии вдоль У = . м/с 2 ;

А, уып — ускорение нулевого периода по направлению/ = (X. Y, Z>. м/с 2 ; а7“ — максимальное значение ускорения спектра ответа, м/с 2 ;

э;(Г«) — спектр ответа (поэтажный спектр ответа) при воздействии а направлении/-

Ьт — ширина накладки, мм:

с — суммарная прибавка к толщине стенки, мм: сф — сцепление грунта. Н/мм 2 ;

се — суммарная прибавка к толщине стенки ответвления тройника (врезхи). мм: с, — прибавка для компенсации минусового допуска и утонения стенки при технологических операциях, мм;

Cj — прибавка для компенсации коррозии и эрозии, мм:

Da —наружный диаметр трубы или детали трубопровода, мм;

О —внутренний диаметр трубы или детали трубопровода, мм;

DN — номинальный диаметр (условный проход), мм;

D* — наружный диаметр кожуха изоляции (при отсутствии кожуха — наружный диаметр изоляции, при отсутствии изоляции — 0J. мм.

Ow —максимальное горизонтальное перемещение фунта при землетрясении, мм;

б, — наружный диаметр ответвления тройника или диаметр центрального отверстия в заглушке, мм; б —внутренний диаметр ответвления тройника (врезхи). мм;

4,в — эквивалентный диаметр отверстия в детали с вьггянутой горловиной, мм:

Е — модуль упругости материала трубы при расчетной температуре. МПа:

Его — модуль упругости материала при 20 *С. МПа;

F — площадь поперечного сечения, мм 2 : f, — ья частота собственных колебаний трубопровода. Гц: fv — ья частота возмущающей нагрузки. Гц; ft —техническая частота k-й формы колебаний. Гц;

См — значение частоты, соответствующее «ускорению нулевого периода» на спектре, Гц;

Н — параметр, характеризующий концентрацию напряжений изгиба в тройнике; hb. hbi — расчетные значения высоты соответственно внешней и внутренней части ответвления тройника. мы;

I — момент инерции поперечного сечения, мм 4 :

1Ь — моменты инерции поперечного сечения штуцера, мы 4 ;

fpi — полярный момент инерцуы поперечного сечения штуцера, мы 4 :

— расчетная сейсмичность площадки расположения трубопровода, баллы;

% — коэффициент интенсификации напряжений от изгиба поперек плоскости тройника или отвода:

г, — коэффициент интенсификации капряжетй от изгиба в плоскости тройника или отвода:

— коэффициент интенсификации напряжений от растяжения—сжатия: i, — коэффициент интенсификации напряжений от кручения;

А, — коэффициент интенсификации напряжений в отводах;

К. — коэффициент, учитывающий допускаемые неупругие деформации;

к, —коэффициент перегрузки, принимаемый согласно 8.1.15;

Kg — коэффициент гибкости отводов;

Ку — мюффпдиьи! вершкалыкх о сейсмически о ускорении,

К. — коэффициент, зависящий от относительного демпфирования в конструкции с.

L —длина трубы, пролета или детали трубопровода, мм:

М — расчетный изгибающий момент, действующий поперек плоскости тройника или отвода. Н-мм.

М. — расчетный изгибающий момент, действующий в плоскости тройника или отвода. Н-мм:

М. — расчетный крутящий момент. Н-мм;

М — погонная масса трубопровода, кг/м;

п\у — общая масса строительной конструкции с фундаментом, на которой расположен трубопровод, кг;

mt — общая масса трубопровода, кг.

л, — коэффициент запаса устойчивости;

N —расчетное осевое усилие. Н;

Nc — расчетное число полных циклов нагружения. п —число оборотов вала, об/мин;

р —расчетное внутреннее избыточное давление. МПа:

Рр. PN — соответственно рабочее и условное давление. МПа:

(р) — допустимое рабочее избыточное внутреннее или наружное давление. МПа:

Р.са — пробное давление при испытаниях. МПа:

EpLcn — допустимое избыточное давление при испытаниях. МПа;

Ос. О, — поперечные усилия, действующие в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Н: рф — расчетный погонный вес трубопровода с продуктом и изоляцией. f-Умм;

радиус кривизны осевой линии отвода, мм:

радиус скругления горловины штампованного (штампосварного) тройника, мм; номинальная толщина стенки трубы или фасомюй детали, мм; номинальная толщина стенки ответвления тротика, мм. расчетная толщина стенки ответвления тройника при ч>, = 1. мм.

расчетные толщины стенок труб и соединительных деталей, мм: эквивалентная толщина стенки магистрали тройника, мм: расчетный температурой перепад стенок трубопровода. X; расчетная температура продукта. X; монтажная (начальная) температура. X:

Х-й период собственных колебаний трубопровода, с;

предельное сопротивление грунта сдвигу (предельная сила трения). Н/мм:

Читайте также:  Как часто делают гсг маточных труб

скорость распространения продольных волн, сдвиговых волн и волн Рэлея соответственно.

максимальная скорость грунта при землетрясении, м/с: момент сопротивления поперечного сечения при изгибе, мм 3 : глубина заложения от поверхности земли до оси трубы, мм: коэффициент линейного расширения. 1ГС; спектр ответа (коэффициент динамичности);

относительная пластическая деформация в момент потери устойчивости при расчетной температуре f X. %;

коэффициент надежности для нагрузок или воздействий но типа: размах эквивалентных напряжений для йотипа цикла. МПа; коэффициент относительной поперечной деформации (Пуассона):

безразмерный параметр, характеризующий гибкость отвода при действии изгибающего момента;

длина продольных волн, сдвиговых волн и волн Релея соответственно, мм; минимальное значение временного сопротивления (предела прочности) при растяжении при расчетной температуре t X. МПа:

мимшальыое значение временного сопротивления (предела прочности) при сжатии при расчетной температуре t X. МПа:

минимальное значение предела текучести при расчетной температуре (X. МПа: минимальное значение условного предела текучести (напряжение, при котором остаточное удлинение составляет 0.2 %) при расчетной температуре t X. МПа; условный предел текучести при сжатии при расчетной температуре t X. МПа; минимальное значение условного предела текучести (напряжение, при котором остаточное удлинение составляет 1,0 %) при расчетной температуре / X. МПа;

условный предел длительной прочности на ресурс 2 10 s ч при расчетной температуре г X, МПа:

условный предел ползучести при растяжении, обусловливающий деформацию 1 % за

2-10 s часов при расчетной температуре t X, МПа:

кольцевое мембранное напряжение от внутреннего давления. МПа:

амплитуды эквивалентного напряжения полного цикла йо режима нагружения. МПа;

кольцевое иэгибное напряжете. МПа;

сумма кольцевого иэгибного и окружного напряжения. МПа:

эквивалентное напряжение. МПа;

суммарное среднее осевое напряжение от внутреннего давления, осевой силы и изгибающего момента. МПа:

радиальное напряжение от внутреннего давлетя. МПа: осевое изгибное напряжение от внешних нагрузок. МПа: мембранное напряжение от внешних нагрузок. МПа:

[о]. [о]гс — допускаемые напряжений при расчетной температуре и при 20 *С (см. 5.3.1). МПа:

ОДсй — допускаемые напряжения при испытаниях (см. 11.1.3). МПа:

fo,] — допускаемая амплитуда знакопеременных напряжений при циклических воздействиях. МПа: о, — допускаемая амплитуда вибрации, мкм.

foJe — допускаемое напряжение при расчетной температуре ответвления тройника или врезки. МПа; т — касательное напряжение от кручения. МПа;

т7 — предел текучести при чистом сдвиге при расчетной температуре. МПа;

— предел прочности при чистом сдвиге при расчетной температуре. МПа; р — коэффициент трения;

9, — коэффициент прочности продольного сварного шва при растяжении. См. 5.4.1;

9в — коэффициент прочности поперечного сварного шва при растяжении. См. 5.4.1;

Фь. — коэффициент прочности поперечного сварного шва при изгибе. См. 5.4.7;

% — коэффициент прочности элемента с угловым сварным швом. См. 5.4.8;

9в — угол внутреннего трения грунта, рад;

9, — коэффициент прочности элемента, ослабленного отверстием;

X — коэффициент усреднения компенсационных напряжений:

5 — коэффициент релаксации компенсационное напряжений;

ш, —параметр внутреннего давления;

ы* — круговая частота А-й формы собственных колебаний, рад/с.

5 Общие положения

5.1 Классификация трубопроводов

5.1.1 Для выбора методики поверочного расчета следует различать три категории трубопроводов в зависимости от расчетной температуры t низкотемпературные (криогенные), высокотемпературною и среднетемпературные.

К низкотемпературным (криогенным) следует относить трубопроводы с рабочей температурой от минус 269 *С до минус 70 *С.

К высокотемпературным следует относить трубопроводы:

• из углеродистой и низколегированной стали при расчетной температуре f 2 370 *С;

• из легированной и аустенитной стали при расчетной температуре f 2 450 *С;

• из алюминия и его сплавов при расчетной температуре t 2 150 *С:

. иэмади и «л сппяйЛй при рясчлтмпй температуря/>?ЯП*С —

• из титана и его сплавов при расчетной температуре f 2 300 *С.

К среднетемпературным следует относить трубопроводы, расчетная температура которых не превышает указанных выше пределов для высокотемпературных трубопроводов и при этом выше минус 70 *С.

При расчете холодного (нерабочего) состояния и состояния испытаний трубопровод всегда рассматривается как среднетемпературный.

5.12 Для выбора методики поверочного расчета следует различать три категории трубопроводов в зависимости от расчетного давления р:

• с наружным избыточным давлением 0.1 МПа 10 МПа.

5.1.3 Если один и тот же трубопровод может работать в различных режимах (с различной температурой t и давлением р). то поверочный расчет должен проводиться отдельно для каждого режима, и проверка прочности должна быть выполнена для всех режимов работы.

5.2 Основные положения по расчету на прочность и вибрацию

5.2.1 За правильность применения настоящего стандарта несет ответственность предприятие или организация, выполнявшие расчет.

5.2.2 Материалы для трубопроводов выбирают с учетом изменения физико-механических свойств в условиях эксплуатации (расчетная температура, рабочая среда и т. а-У

5.2.3 Расчет на прочность трубопроводов при проектировании выполняют в два этапа:

• определение толщин стенок труб и деталей согласно разделу 7;

• поверочный расчет на прочность и устойчивость трубопровода согласно разделам 8—16 с учетом нагрузок и воздействий, возникающих при строительстве, испытаниях и эксплуатации, определяемых согласно разделу 6.

5.2.4 Цели поверочного расчета:

• оценка статической прочности и малоцикловой усталости трубопровода (разделы 8—14):

• оценка продольной (общей) устойчивости и местной устойчивости стенок трубопровода (раздел 15):

• оценка прочности от сейсмических воздействий для трубопроводов, расположенных на площадках с сейсмичностью 7.8 и 9 баллов по шкале MSK-64 (раздел 16):

• оценка работоспособности компенсаторов (см. 8.5.8);

• оценка нагрузок, действующих со стороны трубопровода на опоры, конструкцш и присоединенное оборудование (см. 8.4 и 5.2.7);

• оценка перемещений точек трубопровода (см. 5.2.5).

5.2.5 Допускаемые перемещения трубопровода (прогиб, сдвиг, смещение и т. п.) определяют исходя из следующих принципов:

• конструктивные — обеспечение необходимых уклонов, отсутствие обратного уклона и «карманов», соблюдение необходимых зазоров между трубопроводом и прочим оборудованием, соблюдение безопасного расстояния до края опор (предотвращение падения трубопровода с опор) и т. д.:

• эксплуатационные — обеспечение условий нормальной эксплуатации трубопровода и оборудования. доступа карматуре. контрольно-измерительным приборам:

• эстетические — обеспечете благоприятного впечатления от внешнею вида трубопровода, устранение ощущения опасности (например, в случае чрезмерно богьших прогибов).

52.6 Для предварительной расстановки промежуточных опор рекомендуется пользоваться приложением Б.

5.2.7 Значения допускаемых нагрузок на опоры и на присоединенное к трубопроводу оборудование устанавливаются заводами .изготовителями или нормативной документацией.

В случае отсутствия данных рекомендуется:

• нагрузки на патрубки (штуцеры) сосудов и аппаратов проверять с помощью специальных программ и методов расчета, описанных в справочной и научно-технической литературе:

• нагрузки на патрубки врезок е стенку вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов проверять с помощью специальных программ и методов расчета, описанных в справочной и научно-тех> ч вехой литературе;

• расчет фланцевых соединений от внешних нагрузок проводить с помощью специальных методов расчета, описанных в справочной и научно-технической литературе. Также допускается выбирать фланцевые соединения по упрощенной методике, представленной е приложении В настоящего стандарта.

5.2.8 Амплитуды и частоты пульсаций давления в трубопроводе, а также частоты собственных колебаний определяют согласно разделу 17.

5.2.9 Выбор элементов фланцевых соединений для рабочих условий описан в приложении В.

5.2.10 Методы защиты трубопроводов от вибрации рассматриваются в приложении Г.

5.2.11 Расчет назначенного ресурса трубопровода ведется согласно приложению Д.

5.2.12 Допускается использование других расчетных методик, прошедших апробацию на практике и соответствующих условиям эксплуатации, если они обеспечивают запасы прочности не ниже установленных настоящим стандартом. Решение об этом принимает разработчик проектной документации.

5.3 Допускаемые напряжения

5.3.1 Расчеты труб и соединительных деталей на прочность проводят по номинальным допускаемым напряжениям <о]. Номинальные допускаемые напряжения [о] определяют по формулам:

• для углеродистых, жзколегированных. ферритных, аустенитно-ферритных, мартенситных сталей и сплавов на желеэоникелееой основе

При определении допускаемых напряжений для низко* и среднетемпературных трубопроводов ха* рактеристики длительной прочности в2.10 4 ч.

5.3.4 Для материалов и конструкций, которые в настоящем стандарте не указаны, используют справочные и экспериментальные данные.

5.4 Коэффициенты прочности сварных соединений

5.4.1 Коэффициенты прочности продольного сварного шва дя * ‘РУ 6

Аустеамгная хромоникелевая и высокохромистая

Хромомолибденоввнадиевая при расчетной температуре:

Углеродистая, марганцовистая и хромомогмбденовая

Примечание — При расчетной температуре от 510 *С до 530 *С коэффициент фд„ определяют линейной интерполяцией.

5.4.8 Коэффициенты прочности для угловых и тавровых сварных соединений стальных деталей на все виды нагрузок, кроме сжатия, принимают в соответствии с 5.4.3—5.4.6. но не более следующих значений;

• при полном контроле 100 % длины шва — 0.8;

• при выборочном контроле или в отсутствие контроля—0.6;

Для трубопроводов из алюминия, меди, титана и их сплавов — согласно таблицам 5.3,5.4 и 5.5.

5.4.9 Коэффициент прочности сварного шва для соединений стальных деталей внахлестку принимают в соответствии с 5.4.3—5.4.6. но не более 0.6.

Таблица 5.3 — Коэффициенты прочности сварных швов для трубопроводов из алюминия и его сплавов

Вид сырною им ■ способ сырки

Коэффициент прочности сварного шов

Стыковой двустороннем, односторонний с технологической подкладкой, выполняемые сваркой в защитном газе или ппазмоыюй сваркой; угловой с двустороннем сплошнмм проводом таврового сое дине чтя. выполняемый сваркой в защитном газе

Стыковой односторонний, тавровый с одностороннем сплошным проваром, выполняемые сваркой в защитном газе

Стыковой с двустороннем сплошным проваром, аыпотяемьм ручной дуговой сваркой

Стыковой одностороннем, тавровый, выполняемые всеми способами сварки

Таблица 5.4 — Коэффициенты прочности сварных и паяных швов для трубопроводов из меди и ее сплавов

Вид сварного шва или паяного оовдиме— и способ сырки

Коэффициент прочности сварного или лепного шве

Стыковой с двустороннем сплошшм проваром, стысоеой с подваркой корня шва. стыковой сдоосторонееей с технологической подкладкой, выполняемые автоматической дуговой сваркой неплавящимся электродом в защитном газе

Стыковой с двустороннем сплошмм проваром, стыковой с подваркой корня шва. стыковой односторонеем с технологической подкладкой, выполняемые ручной игш полуавтоматической сваркой открытой дутой неплавящимся электродом ним автоматической сваркой под флюсом

Стыковой с двусторонним сплошым проваром, еыпотъняемвн ручной дуговой сваркой

Стыковом односторо! и ней С техчологтгчестй подкладкой, выпотыяемьш ручной дуговой сваркой

Таблица 5.5 — Коэффициенты прочности сварных швов для трубопроводов из титана и его сплавов

Вид сырного ши и способ сырки

Коэффициент прочности шы

Длина контролируемых швов от обшей длины 100 К*

Дпина контролируемых швов от обшей длины от 10 % до 50 «*

Стыковой с двусторонним проваром автоматической сваркой под флюсом, автоматическая или ручная сварка в среде аргона или гелия с двусторонним сплошным проплаалененем

Соединение втаер при обеспочонии сплошного двустороннего провара автоматической или ручной сваркой в среде аргона или гетыя

Соедненение втаер. сплошной провод не обеспечивается

Стыковое соединение, доступное к сварке с одной стороны, в защитной среде аргона или гелия и обеспечение защиты с обратной стороны

* Объем контроля определяют техническими требованиями на изготовленене.

5.5 Расчетная, номинальная и отбраковочная толщина стенок элементов

5.5.1 Расчетные толщины стенок элементов трубопровода определяют по формулам раздела 7.

5.5.2 Номинальную толщину стенки элемента трубопровода s следует определять с учетом прибавки спо формуле

но не менее минимальной толщины стенки при эксплуатации с учетом прибавки на коррозию

с округлением до значения ближайшей богъшей толщины стенки по стандартам и техническим условиям. Допускается округление в сторону меньшей толщины стенки, если разность между расчетным и ближайшим по сортаменту значениями не превышает 3 %.

Примечание — При достаточном обосновании второе условие допускается не учитывать.

sp — расчетная толщина стенки трубы. Для других деталей трубопровода подставляют значения s*o-sRn.Sp2,smi согласно разделу 7:

s„*, — минимальная толщина стенки труб и деталей при эксплуатации, принимаемая по таблице 5.6:

с — суммарная прибавка к толщине стенки

с, — сумма прибавок для компенсации допуска на минимальную толщину стенки заготовки с„ и максимального утонения при технологических операциях с,2.

с2 — прибавка для компенсации коррозии и эрозии, принимаемая по нормам проектирования или отраслевым нормативным документам с учетом расчетного срока эксплуатации:

си — прибавка для компенсации допуска на минимальную толщину стенки заготовки, принимаемая по стандартам или техническим условиям. Если минусовый допуск на толщину стенки по стандартам или техничео(им условиям задается в процентах, то вычисление прибавки следует вести от номинальной толщины стенки трубы:

с,2 — прибавка для компенсации максимального утонения при технологических операциях.

Для гнутых отводов, изготовляемых на трубогибочном оборудовании методом наматывания на сектор:

• на внешней стороне с12 принимают по техническим условиям на изделие, а при отсутствии данных в технических условиях определяют выражением с12 = s/(1 ♦ 2RIDa);

• на нейтральной стороне с12 — 0;

• расчет по внутренней стороне отвода не проводят.

Для штампосварных отводов, изготовляемых в закрытых штампах, или для отводов, изготовляемых на танках с нагревом токами высокой частоты и осевым поджатием:

• на внешней стороне с12 принимают в пределах от 0,05s до 0,1s*.

• на нейтральной стороне с12 = 0;

• расчет по внутренней стороне отвода не проводят.

Для отводов, изготовляемых на рогообразном сердечнике, прибавка с12 = 0 для всех трех сторон отвода.

Для секторных отводов прибавка с,2 = 0.

Для штампосварных отводов с расположением двух продольных сварных швов по внутренней и внешней стороне отвода:

• на внутренней стороне с12 принимают в пределах от 0.05s до 0.1s:

• на нейтральной стороне с,2 = 0:

• расчет по внутренней стороне отвода не проводят.

Для штампосварных отводов с расположением поперечного шва в середине длины отвода:

• на внешней стороне с,2 принимают в пределах от 0,05s до 0.1s;

• на нейтральной стороне с,2 = 0:

• расчет по внутренней стороне отвода не проводят.

Таблица 5.6 — Минимальная гогацина стенки труб и деталей при эксплуатации

Наименьшая отбраковочная толщина, им

5.5.3 Отбраковочная толщина стенки (s) деталей трубопровода равна

[s] — max (Ss + с,; s.„). (5.11)

1 При расчете отбраковочной топцины стенки магистральной части тройников и вреэок вместо s* следует принимать расчетнуютолицму стент s*u вычисленную при с- 0 иАь = О.

2 В случае, когда известны фактические толщины стенок матстральной части тройнмса s, и ответвления а& (при эксплуатации), допускается утоненный расчет отбрэкоеочюй толиаыы. где s*» вычисляют при (s-c)*SfH

3 В случае если измерение фактической топцины стенки Sf проводится не моиоо чем в четырех точках по периметру сечежя трубы или детали трубопровода (при этом должно приниматься наименьшее полученное значение), допускается в формуле (5.11) принимать с, = О.

6 Нагрузки и воздействия

6.1 Классификация нагрузок и воздействий

6.1.1 Расчетные значения нагрузок и воздействий определяют умножением нормативных значений на коэффициенты надежности у,. В обоснованных случаях допускается принимать другие значения коэффициентов надежности.

Учитываемые в расчетах на статическую прочность и мало цикловую усталость нагрузки и воздействия. а также соответствующие им коэффициенты надежности у, приведены е таблице 6.1.

Таблица 6.1 — Нагрузки и воздействия

Норматианые нагрузка а аоздейстам

В ь»«але. поме* щемим

Собственный вес труб, деталей, арматуры и обустройств

Вес изоляции и футеровки

Вес и даелемге грунта

Гарантированная предварительная растяжка и смешения креплений (кроме смещений с шифром 10)

Силы трения в опорах скольжения игм при взаимодействии с грунтом (беехэналь-ная прокладка)

Натяг упругих опор

Внутреннее давление*; распорные усилия осевых компенсаторов

Вес транспортируемого вещества и отложений

Смешения креплемы от нагрева присоединенного оборудования или от сейсмического воздействия

Окончание таблицы 6.1

Нормативные иагрумм и ооадейстаиа

В к»«апо. помещении

При срабатывании предохранительного клапана

От подвижного состава

Сейсмичесхие воздействия: гидравлический удар, взрывные воздействия: нагрузки. вызываемые резкими нарушениями технологического процесса, временной неисправностью или поломкой оборудования

1 Знак «+» означает, что данная нагрузка или воздействие учитывается в расчете на прочность, а хак «-» — не учитывается.

2 Воздействия, помеченные знаком «*». могут быть также отнесены к категории кратковременных. Например, кратковременное повышение температурного перепада или кратковременное повышение давления.

3 Нагрузки и воздействия могут быть отнесены к кратковременным, если от действуют менее 1 ч подряд и в сумме мстюо 80 ч в год.

4 Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

6.1.2 Для высокотемпературных трубопроводов коэффициенты надежности по нагрузке не учитываются (принимают у, = 1).

6.2 Нормативные нагрузки

6.2.1 Расчетное внутреннее избыточное давление р и температуру г определяют в соответствии с технологическим регламентом на проектирование.

6.2.2 При расчете на прочность трубопровода а режиме испытания пробное давление рмсп принимают равным наименьшему из давлений исяыташя элементе» системы (аппарат, компенсатор и т. д.) в соответствии с требованиями к устройству и эксплуатации трубопроводов и 11.1.1—11.1.2.

6.2.3 Расчетное наружное давление для вакуумных трубопроводов принимают исходя из особенностей технологического процесса.

6.2.4 Нормативные нагрузки от собственного веса деталей трубопровода, конструкций заводского изготовления и изоляции должны определяться на основании стандартов, проектной документации и паспортных данных по номинальным размерам: от веса других деталей — по проектным размерам и удельному весу материалов.

6.2.5 Нормативную нагрузку от конденсата и отложений определяют по данным отраслевой научно-технической документации.

6.2.6 Расчетный температурный перепад Д/ равен разности между расчетной температурой и монтажной температурой стенок. Если трубопровод эксплуатируется при различных режимах, то температурный перепад вычисляют для всех режимов работы (см. 8.2.4).

Как правило, температурный перепад вычисляют по формуле

где t — расчетная температура, равная максимально возможной температуре стенок трубопровода в процессе эксплуатации согласно 6.2.1:

— минимально возможная монтажная температура согласно 6.2.7.

8 случае необходимости дополнительно может быть рассмотрен отрицательный температурный пере» лад по формуле (6.1). где принимают:

t— расчетная температура, равная минимально возможной температуре стенок трубопровода в про» цессе эксплуатации согласно 6.2.1:

Ги — максимально возможная монтажная температура согласно 62.7.

Для низкотемпературных трубопроводов расчет на отрицательный температурный перепад обязателен.

6.2.7 Монтажная температура ^ определяется проектной документацией и равна температуре окру» жающего воздуха в момент, когда замыкается последний стык при монтаже трубопровода и его схема превращается е не разрезную статически неопределимую систему и определяют в соответствии со справочной и иаучно-техничеаюй литературой.

Значение /„ принимают не менее минимальной температуры окружающего воздуха, при которой до» пускается проведение монтажных и сварочных работ. В этом случае в проектной документации должно быть указано, что замыкание трубопровода не должно проводиться при температуре окружающего воздуха ниже принятого значения С-

6.2.8 Нормативную нагрузку от веса грунта ф,. Н/мм, на единицу длины трубопровода, укладываемого в траншее. определяют по формуле

6.2.9 Нормативную снеговую нагрузку Н/мм. на единицу длины трубопровода следует определять по формуле

= 0.7s, 10- 3 pD* . (6.3)

где s,— вес снегового покрова на 1 м 2 горизонтальной поверхности грунта. кЛа. принимаемый в соответствии со справочной и научно-технической литературой: р — коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности грунта к снеговой нагрузке на ед»мицу поверхности горизонтальной проекции кожуха изоляции трубопровода: принимают равным 0.4.

Следует также учитывать снеговые нагрузки на устройства, опирающиеся на трубопровод

Снеговую нагрузку не учитывают для трубопроводов, температура поверхности изоляции (если она есть) или температура стенок (если изоляции нет) которых превышает О *С. для вертикальных и наклонных трубопроводов с углом наклона более 45*.

6.2.10 Полную нормативную ветровую нагрузку qw9, Н/мм. на единицу длины участка трубопровода определяют по формуле

где wm — средняя составляющая ветровой нагрузки. МПа;

wp — пульсационная составляющая ветровой нагрузки. МПа.

Нагрузку qmt прикладывают перпендикулярно оси трубы. Составляющую ветровой нагрузки вдоль трубы допускается не учитывать.

Нормативное значение средней составляющей поперечной ветровой нагрузки МПа. вычисляют по формуле

где w — нормативное значение ветрового давления. кПа:

к (2в) — коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления для высоты оси трубопровода 2,: с—аэродинамический коэффициент.

Аэродинамический коэффициент для упрощенных расчетов допускается принимать по формуле

где с, — аэродинамический коэффициент лобового сопротивления, при прокладке трубопроводов по отдельно стоящим опорам принимаемый:

• для одиночного трубопровода ся = 0.7;

»для неодиночного трубопровода в горизонтальном ряду сх -1; б) —угол между осью участка трубопровода и направлением ветра.

При расчете трубопровода на дополнительные ветровые нагрузки следует рассмотреть несколько вариантов направления действия ветра, но не менее двух взаимно перпендикулярных направлений.

При определении пупьсационной составляющей ветровой нагрузки wp логарифмический декремент колебаний принимают равным 5 — 0.15, а коэффициент пространственной корреляции пульсаций давления ветра v — 0.95.

6.2.11 Нормативную нагрузку от обледенения (гололедная) q^. Н/мм, на единицу длины надземного трубопровода определяют по формулам:

0^ = 9 10^ к i*p, (D* ♦ Мр,). (6.7)

^ГЗбЮ^Ая [(О* + 2Ь) 2 — О* ]. (6.8)

где Ь — толщина стенки гололеда, мм (превышаемая раз в 5 лет);

к —коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололеда по высоте;

^ — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололеда в зависимости от диаметра кожуха изоляции.

При вычислении коэффициентов б и А высоту принимают от поверхности земли до центра тяжести трубы или детали трубопровода.

6.2.12. Нормативные нагрузки и коэффициенты надежности от подвижного состава принимают согласно требованиям, описанным в справочной и научно-технической литературе. Для трубопроводов, уклада-ваемых в местах, где движение транспорта невозможно, в качестве нормативной следует пртимать равномерно распределенную нагрузку от пешеходов 0.005 Н/мм 2 .

6.2.13 В трубопроводах бесханальной прокладки в грунте предельное сопротивление грунта сдвигу для песчаных и сухих глинистых грунтов вычисляют по формуле

пт — безразмерный коэффициент, зависящий от конструкции изоляции и характера нагружения, который следует принимать на основе справочных или экспериментальных данных. Рекомендуемые значения приведены в таблице 6.2; дА — сила прижатия трубы к грунту. Н/мм. вычисляемая по формуле

где qkI — сила прижатия трубы к грунту в горизонтальном направлении. Н/мм: qkl — сила прижатия трубы к грунту в вертикальном направлении. Н/мм.

Если трубопровод не имеет разветвлений и поворотов в грунте или силы прижатия трубы к фунту е горизонтальном направлении незначительные, то допускается принимать

где д,р — расчетный погонный вес трубопровода с продуктом и изоляцией. Н/мм; с„ — безразмерный коэффициент, зависящий от высоты засыпки:

• для песков и супесей

с, = -0.056JJ 2 ♦ 0.416Р ♦ 0.095; (6.12)

• для глин и суглинков

с, = -0.046Р 2 ♦ 0.367Р ♦ 0.06. (6.13)

гдед, — расчетная нагрузка на единицу д/мны трубопровода от веса грунта и продукта. Н/мм. Нагрузку от веса грунта определяют согласно 6.2.8;

& — расчетная нагрузка на единицу длины отвеса трубопровода и изоляции. Н/мм:

Пв — коэффшиент. учитывающий боковое сопротивление грунта и изоляционного слоя сплющиванию трубы

Таблица 6.2 — Рекомендуемые значения коэффициента пл

Другая изоляция. Без изоляций

Многократное чередованы® циклов нагрев—охлаждение

Однократный нагрев (охлаждошо)

Кратковременное приложение нагрузки

1 Однократшй нагрев (охлаждение) принимают на этапах 2 и 3 (таблица 8.1) полного расчета при оценке статической прочности и нагрузок на оборудование, опоры и строитетъные конструкции, а 1*ю го кратное чередование цмслов нагрев—охлаждение — на этапе 3 при определении амплитуды переменных напряжений.

2 Уменьшение коэффициента ли> на 30 % может быть достигнуто обертыванием наружной поверхности изоляции трубопровода полиэтиленовой пленкой.

7 Определение толщин стенок и допустимого давления для труб и соединительных деталей

7.1.1 Расчетная толщина стенки трубы

7.12. Допускаемое давление для труб

7.1.3 Для трубопроводов бескамальмой прокладки в грунте, имеющих отношение s/D4i 0,015. должно дополнительно выполняться условие

% — 1 ♦ 4-10- 7 (*„ Dв + 4 p)(DJsf : ко — коэффициент постели (сбоку). Н/мм 3 :

В этой формуле когр. Н/мм 3 :

где Etp to* — модуль упругости грунта. МПа;

р —коэффициент относительной поперечной деформации грунта (Пуассона):

Z — глубина заложения от поверхности земли до оси трубы, мм;

|),р — коэффициент, зависящий от глубины Z и расстояния до края траншеи а:

1)п> г 0.5470* — р ♦ 0.854.

ja/Z при a/Z . ври one побегом пр« температуре. С

7.2.1 Расчетную толцину стенки отвода вычисляют по формуле

где sff— расчетная толщина стенки трубы, вычисляют по формуле (7.1); к, — коэффициент, принимаемый согласно 722:

7.2.2 Коэффициент к, для всех видов отводов средне и высокотемпературных трубопроводов определяют следующим образом:

• для гнутых и крутоиэогнутых отводов (рисунок 7.1, а) по таблице 7.2;

• для секторных отводов, состоящих из полусекторое и секторов с углом схоса а £ 22,5 е (рисунок 7.1.6) вычисляют по формуле

Для секторных отводов с углом схоса а > 22.5 данная методика неприменима;

• для штампосварных отводов при расположения сварных швов в плоскости кривизны отвода (рисунок 7.1, е)

В формулах (7.11) и (7.12) sR определяют по формуле (7.1) при 1.0.

Примечание — Для промежуточных значений RtDa значение к, определяют линейной интерполяцией.

Рисунок 7.1 — Отвода

;a fl 1 * 4-2s, Jo,-2s.

7.2.3 Допускаемое давление для отводов равно

7.3.1 расчетная толщина стенки концентрических и эксцентрических переходов равна: • со стороны большего диаметра (рисунок 7.2)

• со стороны меньшего диаметра

Формула (7.14) применима при соблюдении следующих условий:

или при 15* 2sina li*_52. Oi “ 2»i ^fcosa Vv 0| — 2s,

Угол наклона образующей а рассчитывают по формуле

в шторой D,. 0г и / принимают в соответствии с рисунком 7.2. а. или рисунком 72.6. Для концентрических переходов коэффициент к- 2, для эксцентрических переходов к-1.

а — коицвитричесопк. б — эасиемтричесш*

Рисунок 72 — Переходы

7.3.2 Допускаемое давление для концентрических и эксцентрических переходов равно

г 1 2 ,[aicosa(s2-e) W —(s у ‘к 45*. то для сварных тройников и врезок расчетмую толщину стенки определяют согласно 7.4.9.

7.4.3 Расчетную толщину стенки магистрали в тройникоеых соединениях (врезках) при действии внутреннего избыточного давления (рисунок 7.3) определяют по формуле

7.4.5 Расчетный коэффициент снижения прочности магистрали тройника (врезки) или эллиптической заглушки, ослабленной укрепленным отверстием:

где s & Spu * с. а 1А — сумма укрепляющих площадей ответвления и накладки (если таковая имеется).

причем внутренний радиус г принимают по чертежу на конкретный тройник, но не менее 5 мм.

7.4.6 Укрепляющую площадь ответвления определяют по формулам:

• для ответвления, конструкция которого соответствует рисунку 7.3. а:

где минимальные толщины стенок определяют по формулам:

• для сварных тройников и врезок

8 случае если hbs = hbs = 125 V(da — s, + с, ) у г 45* выбранные размеры проверяют по условию

отдельно для левой и правой стороны.

Площадь нагружения А и площади сопротивления (А, для магистрали. Аг для ответвления и А3 для накладки) следует определять согласно рисунку 7.4.

Высоту ответвления вычисляет по формуле

где у— угол между осями ответвления и магистрат, град.

Ширину накладки принимают по рисунку 7.4. но не более ширьыы. рассчитанной по формуле (7.37). Л4.10 Ьсли допускаемое напряжение для укрепляющих деталей (о),, меньше (oj. то расчетные значения укрепляющих площадей Ад. Ав умножают на отношение [a^/fa].

Рисунок 7.4 — Схема расчетных площадей укрепляющих элементов для троймеса или врезки с наклонным ответвлением

7.4.11 Долусхаемое давление для тройниковых соединений и врезок равно

• с наклонным ответвлением при 75 е > уй 45*

7.5.1 Расчетная толщина плоской круглой внутри трубной заглушки (рисунок 7.5. а):

7.52 Допускаемое давление для ллосхой круглой внутритрубной заглушки (рисунок 7.5. а): 7.5.3 Расчетная толщина плоской круглой торцевой заглушки (рисунок 7.5):

7.5.4 Долусхаемое давление для ллосхой круглой торцевой заглушки (рисунок 7.5. б):

7.5.5 Для плоских заглушек без отверстия коэффициент тс = 1.0. Для заглушек с центральным отверстием диаметром 4

7.5.6 Расчетная толщина ллосхой межфланцевой заглушки (рисунок 7.5. в):

Ширину уплотнительной прокладки Ь определяют по техническим условиям или по чертежу.

7.5.7 Допускаемое пробное давление для ллосхой межфланцевой заглушки (рисунок 7.5. в)

а — внутри трубная: б — торцевая: е — меж фланцевая, г. б — фланцевая Рисунок 7.5 — Крутив плоские заглуижи

7.5.8 Расчетная толщина плоской фланцевой заглушки, соответствующей рисунку 7.5. г.

где принимают е соответствии с рисунком 7.5.

7.5.9 Допускаемое давление для плоской фланцевой заглушки, соответствующей рисунку 7.5. г:

7.5.10 Расчетная толщина эллиптической заглушки без центрального отверстия (рисунок 7.6, а) при 0.5 2 ЫОл Z 0.2 и 0.1 £ (s — cyD4 Z 0.0025 равна

Если получается менее sR при фу= 1.0. то — s*.

7.5.11 Допускаемое давление для эллиптической заглушки без центрального отверстия (рисунок 7.6. а) при 0.5 2 h/Da 2 0.2 и 0.1 £(s- с)Юа 10.0025 равно

7.5.12 Расчетная толщина эллиптической заглушки с центральным отверстием при при 0.5 2 NDa 102 и 0.1 й (s — с]Юл 10.0025 и 4 t и — 81 (см. таблицу 8.2). Вводимые в расчет значения собствен ох смещений опор Д от нагрева присоединенного оборудования должны быть также умножены на соответствующие коэффициенты х и &. Собственные смешения опор, не вызванные нагревом присоединенного оборудования, и предварите/ъная (монтажная) растяжка на этапах 2.3.6 и 8 при оценке статической прочности высокотемпературных трубопроводов не учитываются.

Таблица 8.2 — Учет параметров на разли г 2 р LtDe рсх. (8.3)

где т —число болтов компенсатора:

Ае —площадь поперечного сечения набивки А. = *(d 2 -Ое 2 )/4.мм 2 : я = 3.14159:

— внутренний диаметр корпуса сальникового компенсатора, мм: р — расчетное давление, принимаемое равным не менее 0.5 МПа:

L( —длина набивки по оси сальникового компенсатора, мм:

De — наружный диаметр патрубка сальникового компенсатора, мм;

—коэффициент трения набивки о металл, принимаемый равным 0.15.

При определении сипы трения по формуле (8.2) значение 4000т/Д. следует принимать не менее 1 МПа.

Рисунок 8.6 — Схема приложения распорных уснгый в осевом компенсаторе

8.5.6 При расчете трубопровода необходимо учитывать распорное усилие в компенсаторе (рисунок 8.6). определяемое по формуле

где FelT—эффективная площадь, принимаемая по стандартам на осевые компенсаторы или по данным заводое-изготовителей. мм 2 .

В случае отсутствия данных о F#, допускается принимать следующие значения:

• для сальмесовых компенсаторов

• для сильфонных и гынзовых компенсаторов

где D3 и О— наружный и внутренний диаметры соответственно гибкого элемента, мм.

8 поворотных и сдвиговых компенсаторах распорное усилие воспринимают стяжками. У осевых неразгруженных компенсаторов распорное усилие действует на участки трубопровода, примыкающие к компенсатору. Это усилие передается на опоры трубопровода, что следует учитывать при их расчете.

Для осевых полностью разгруженных компенсаторов следует принимать F^- 0.

Читайте также:  Стоимость трубы диаметром 1500

8.5.7 Характеристика осевого компенсатора [Л,,] называется компенсирующей способностью на растяжение—сжатие (амплитудой осевого хода), а 2р.р) — полной компенсирующей способностью.

В случае выполнения монтажной растяжки осевого компенсатора на величину [XJ его компенсирующую способность на сжатие увеличивают до 2[>.р].

8.5.8 При выполнении поверочного расчета трубопровода должны выполняться следующие условия:

• расчетное перемещение осевого компенсатора не должно превышать его компенсирующую способность на растяжение—сжатие (допустимый осевой ход):

• угол поворота углового компенсатора не должен превышать допустимый угловой ход:

. сдвиговое перемещение сдвигового компенсатора не должно превышать допустимый боковой ход:

где Х, Ад — расчетные перемещения и углы поворота компенсаторов, определяемые на основании расчета трубопровода в целом:

[XJ. [>*]. [XJ—допускаемые величины перемещений компенсатора соответственно на растяжение— сжатие (компенсирующая способность), сдвиг (допустимый боковой ход) и изгиб (допустимый угловой ход), которые устанавливает завод-изготовитель по результатам испытаний компенсатора на выносливость при заданной наработке, соответствующей режиму эксплуатации трубопровода.

Для универсального компенсатора, испытывающего одновременно осевые, изгибкые и сдвиговые деформации, при отсутствии рекомендаций завода-иэготовителя должно выполняться условие

9 Поверочный расчет трубопроводов на прочность с давлением до 10 МПа

9.1 Условия статической прочности и малоцикловой усталости

9.1.1 Условия прочности всех этапов расчета приведены в таблице 9.1. Оценку прочности для средне* температурных трубопроводов на этапах 2.3,6.8 и для высокотемпературных трубопроводов на этапах

4.8 не проводят. Проверку ыалоцпсповой усталости проводят согласно 9.6.

9.12 Если трубопровод состоит из средне- и высокотемпературных участков, то проводят два расчета трубопровода: первый — как для средиетемпературного. второй — как для высокотемпературного. Условия оценки прочности для средиетемпературиых участков и соединительных деталей принимают из первого расчета, а для высокотемпературных участков и соединительных деталей — из второго расчета.

Таблица 9.1 — Критерии прочности

Действие постоянных и длительных временных несамоу-pasHoeeiuoi ■ 1ых нагрузок в рабочем состоя мм

Действие постоянных, длительных времоиклх самоурав-ноеешопных и несамоурэвноеешвжых нагрузок и воздействий в рабочем состоим*

Действие постоянных, длительных временных самоурае-повешенных и несамоуравноеешеншх нагрузок и воздействий в холодном (нерабочем) состоянии

Расчет на малоткловую усталость

Действие постоянных, джтегъных ере мои ых. кратковременных и особых неса моуравновешенных нагрузок в рабочем состоянии

Окончание таблицы 9.1

Среднетеиперагур* мы А трубопровод

Действие постоянных, длитегъных времен ых. кратковременных и особых самоу ре внове цкжиэи и несамоуравноеешвн-шх нагрузок и воздействий в рабочем состоянии

Действие постоянных, дгьсгегьных времеюых. кратковременных несамоуравноввшенных и сейсмических нагрузок в рабочем состоянии

Для категорий fs: а„£ 1.6 (о] Ней His: св£ 1.9 (о]

Для категорий Is: оф£ 1.6 (о]

Its и Ills: о, £1.9 <о]

Действие постоянных, длительных вромота ых. кратковременных и сейсмических санеуравновешенных и несамоурзв-ноеешемых нагрузок и воздействий в рабочем состоим

9.2 Расчетные напряжения в трубах и соединительных деталях

9.2.1 Среднее окружное напряжение от внутреннего давления при отсутствии колец жесткости определяют по формуле

При расчете напряжений в трубах с кольцами жесткости значение вычисляют по формуле

где знак «♦» принимают при избыточном внутреннем давлении и знак «-» — при наружном (вакуумный трубопровод);

ст, — эффективное кольцевое напряжение в участке трубы между кольцами жесткости

о2 — эффективное кольцевое напряжение в трубе с учетом укрепления кольцами жесткости

где b —расстояние между торцами колец жесткости (рисунок 14.1);

/ — расстояние между осями колец жесткости;

Аа —площадь поперечного сечения кольца жесткости;

(о]*—допускаемое напряжение для когъца жесткости при расчетной температуре;

— коэффициент прочности сварных швов колец жесткости.

922 Максимальное изгибное напряжение от давления грунта при бесхамальиой прокладке вв допускается определять по приближенной формуле

в (0.375 д, ♦ 0.546 &). (9.5)

В этой формуле обозначения те же. что и в (7.1).

9.2.3 Суммарное окружное напряжение рассчитывают по формуле

9.2.4 Суммарное среднее осевое напряжение от осевой силы и изгибающего момента

где — напряжение от осевой силы

N — осевая сила, вычисленная методами строительной механики с учетом распорных усилий от давления, при растяжении осевая сила положительная, при окатии — отрицательная:

— осевое напряжение от изгибающего момента, равное

где кр — коэффициент перегрузки, принимаемый согласно 8.1.15;

М„ Мз — моменты в рассчитываемом сечении, действующие в плоскости и перпендикулярно плоскости отвода соответственно (тройника или врезки).

9.2.5 Касательное напряжение от кручения

9.2.6 Характеристики сечения труб определяют по формулам:

9.2.7 При расчете напряжений в соединитель»*» деталях трубопровода коэффициенты прочности сварного шва принимают = 1. р. = 1 и ф^ = 1, а также 0 == 1 •

9.2.9 При значениях коэффициентов ъ, 4. г, меньше единицы они при расчете должны быть приняты равными единице.

9.2.10 При выполнении расчетов на несамоуравновешенные нагрузки (по этапам 1. 5 и 7) вместо

значений следует принимать значения 0.75^,. 0,75/,. 0.75/*, 0.75/,. но не менее 1.0.

92.11 Коэффициенты интенсификации напряжений^Д. i^i, определяют согласно 9.3—9.6. Если при этом значение i, не указано, то принимают /, = 1. Для отводов, косых стыков и переходов принимают ia — 1. для тройников /Л = /. Коэффициенты применимы при соблюдении соотношения в/0,2 0.01.

Коэффициенты интенсификации напряжений %. /( допускается определять поданным экслери-

ментов или численных методов расчета (МКЭ) с учетом реальной геометрии изделия, характеристик материала и внутреннего давления. Для тройникоеых соединены* коэффициенты интенсификации имеют различные значения в сечениях магистрали (А-А. Б-Б) и ответвления (8-8. рисунок 9.3) — /, ilb. /в.

9.2.12 Эквивалентные напряжения для расчетного сечения трубопровода вычисляют по формуле

9.3 Расчетные параметры отводов и косых стыков

9.3.1 Напряжения в отводах определяют в соответствии с9.2.1—92.12длятрехсеченийА-А. Б-Б. В-В (рисунок 9.1. б).

Для каждого сечения должны выполняться условия статической прочности согласно 9.1.1 и условия малоциклоеой усталости согласно 9.6.8.

Рисунок 9.1 — Расчетная схема отвода

Коэффициенты интенсификации дпя отводов ^ и >, вычисляют по формулам: — дпя гнутых, ирутоиэогкутых и штампосварных отводов

• для секторных отводов с числом косых стыков л 12 (см. рис 7.1. б)

гае — коэффициент учета влияния внутреннего давления. На этапе 3 принимают = 1, а на других

X—коэффициент гибкости отвода, принимаемый по формуле

Формула (9.14) справедлива для секторных отводов, у которых L’ZGs и а й 22.5* (см. рисунок 7.1. б).

Коэффициент £2 принимают:

• для отводов, стыкуемых с трубами на сварке, равным 1:

• для отводов, стыкуемых с трубами с одного конца на фланце и с другого конца на сварке, рае* ныма 1 *:

• дпя отводов, стыкуемых с трубами на фланцах с обеих сторон, равным Х* ,э .

9.3.2 Для косых стыков (рисунок 9.2) при а £ 22.5 е допускается использовать формулу (9.14). при этом принимают £ -1 и в формулы (9.16) и (9.15) подставляют эквивалентный радиус /.

Я, = ^X^l + ctaa). (9.17)

Если расстояние L между косыми стыками

Для штампосварных тройников, конструкция которых соответствует рисунку 7.3, б.

при r 3.1 2s C, -s

Для штампованных тройников с вытянутой горловиной при г 2 0.0054, и sft н = ( 1+ p^jjopT

При расчете ответвления (сечение В-В) в формулы 9.4.2 вместо номинальной толщины стенки snap ставляют эквивалентную s,. определяемую согласно 9.4.3.

9.4.3 Эквивалентная толщина стенки в сечении ответвления составляет • при наличии внутреннего давления (р и 0)

где s—номинальная толщина стенки;

sR — расчетная толщина стенки магистрали без учета ослабления отверстием, определяемая по 7.1.1: Srm — расчетная толщина стенки магистрали с учетом ослабления отверстием.определяют согласно

• при отсутствии внутреннего давления (р= 0)

s, = (s — с) фяо Уф, ♦ с. (9.26)

Для тройников при 75 > уй 45 вместо фв подставляют значение

Если р — 0. тофв = 1.

9.4.4 Коэффициент интенсификации напряжений изгиба при действии изгибающего момента поперек плоскости тройника.

• в сварном тройнике с отношением наружного диаметра ответвления к наружному диаметру магистрали 4, /О, > 0.5

где у—угол между осями магистрали и ответвления (рисунок 7.4), который должен находиться в диапазоне 90 йу&45 .

Коэффициент интенсификации напряжений изгиба при действии изгибающего момента в плоскости тройника независимо от его конструкции и отношения dJDa вычисляют по формуле

дают приближежов значение коэффициента интенсификации с запасом в ббльшую сторону. Более точные значения коэффициентов интенсификации можно получить чклвжын методом с использованием специализироо»■ 1ых программ, реализующих МКЭ.

9.4.5 Характеристики сечения при расчете магистрали (сечения А-А и Б-Б) определяют по формулам (9.11), а при расчете ответвления (сечение В-8) — по формулам:

в которых принимают при расчете сварных тройников и врезок как наименьшее из двух значений и

а при расчете штампованных и штампосварных тройников — как наименьшее значение из величин s,

9.4.6 Врезки, конструкция которых соответствует рисунку 7.3, рассчитывают по формулам сварных тройников.

9.5 Расчетные параметры переходов

9.5.1 Напряжения в концентрических и эксцентрических переходах, конструкция которых соответствует рисунку 72. определяют согласно 9.2.1—9.2.12. При этом коэффициенты интенсификации определяют по формулам:

+ 0.006 (os/Sjf-* (D^f 2i .

г, — 0.6 ♦ 0.003 (oSj/Sj) 0 — 1 (D2fs2) a2i . где a — угол конусности в градусах.

Формула (9.33) справедлива при 5 s, Юг а 0.2 и 1 г2 > . > t*.

причем ДГ. и г, относятся к циклу с наибольшим изменением температуры.

Каждый цикл но типа характеризуется частотой повторения Wa в определенном интервале времени t, и изменением температуры At-

Допускается не учитывать изменения температуры в пределах ± 2.5 % от наибольшего значения, принятого в расчете.

9.6.3 При оценке малоцикловой усталости расчетный срок эксплуатации трубопровода ^рекомендуется принимать не менее 20 лет. если в задании на проектирование не оговорен иной срок.

9.6.4 Приведенные к холодному (нерабочему) состоянию размахи знакопеременных усилий для цикла с наибольшим изменением температуры определяют на этале 4 расчета для каждого расчетного сечения как разность усилий на этапах 2 и 3:

Мо = е» «/е-мГ^и)-Ч = £» (мГ“/£-«“/£„). и,=Е„ [М^1Е — МГ/Е^). N • Ею (Ы**/Е — W*° n /£»)•

где м1** -/иГ° • М,^ 6 • N pae — моменты и продольное усилие е рабочем состоянии трубопровода;

М* вп . М, 10 «. Al( eft «. W»* 1 — то же в холодном (нерабочем) состоянии трубопровода.

9.6.5 По изменениям знакопеременных усилий определяют:

• переменные напряжения от изменений осевой силы, изгибающего момента (До,) и крутящего момента (Дт) — по формулам (9.8). (9.9) и (9.10);

• переменные напряжения от внутреннего давления До* — по формуле (9.6);

• размах эквивалентных напряжений для цикла с наибо/ъшвй расчетной температурой, вычисляемый по формуле

9.6.6 Размахи эквивалентных напряжений с меньшей температурой согласно температурной истории рассчитывают по формуле

9.6.7 Допускаемый размах эквивалентных напряжений.МПа. выбирают по формуле

где (до*] — допускаемый размах эквивалентных напряжений из условия малоцикловой усталости, определяемый согласно таблице 9.2:

(До] — допускаемый размах эквивалентных напряжений, определяемый согласно таблице 9.2;

Ne — расчетное число полных циклов нагружения (полных лусхое и остановов).

А? — коэффициент приведения к температуре 20 ®С

(о] / (0)20 при Г > 20 С. 10 при t & 20 ‘С:

nN, па — коэффициенты запаса прочности по числу циклов и по напряжениям, принимаемые:

• для трубопроводов из алюминия, меди и их сплавов nN -2Q,na = 2,0:

• для трубопроводов из титана и его сплавов пн — 30. пт — 2.5:

А?. A S — коэффициенты, принимаемые согласно таблице 9.3. При А? > 1.0 принимают А? = 1.0.

Таблица 9.2 — Допускаемый размах напряжений

Трубопроводы из углеродистой и жзколегирован-ной (нваустенитной) стагы

Трубопроводы из аустемлной стали

Трубопроводы из алюминия, меди, титана и их сплавов

9.6.8 Мало цикловую усталость трубопровода на этапе 4 обеспечена, если выполняется условие

9.6.9 В случае расчета врезки из различных материалов определяющим является материал, дающий наименьшее значение [До ].

Таблица 9.3 — Коэффидоенты для расчета малоцикповой усталости

Сплавы алюмютия марок АМцС. АМг2. АМгЗ

Сплавы алюштния марок AMrS. АМгб

Медь марок М2. М3. МЗр

Медные сплавы марок ЛС59-1. Л63, Л062-1. ЛЖМы

Титан марок ВТ1-0. ВТ1-00

Титановый сплав марки ОТ4-0

Титановый сплаа марки АТЗ

9.6.10 Расчетное число полных циклов при NCS10 5 вычисляют по формуле

где W, , — число полных циклов с размаха ми эквивалентных напряжений До.

п — число ступеней амплитуд эквивалентных напряжений До,, с числом циклов на каждой ступени, равным А/е.,;

Rt — коэффициент, равный:

* для трубопроводов из углеродистой и низколегированной (неаустенитной) стали

• для трубопроводов из аустенитной стали

10 Поверочный расчет трубопроводов на прочность с давлением свыше 10 МПа

10.1 Общие положения

10.1.1 Поверочный расчет трубопроводов сдавлением свыше 10 МПа выполняют согласно разделу 9. за исключением формул для расчета напряжений в отводах, тройниках (врезках), приведенных в 9.3 и 9.4. Эти напряжения следует определять согласно приведенным далее требованиям.

10.1.2 Если трубопровод состоит из участков с давлением ниже 10 МПа и с давлением выше 10 МПа. то требования настоящего раздела применяют только для участков и соединительных деталей с давлением выше 10 МПа.

10.1.3 Все формулы настоящего раздела применимы при отношении толщины стенки к наружному диаметру (s-cVO^S 0.25.

10.2 Определение толщины стенок и допустимого давления

10.2.1 Расчет толщин стенок криогенных трубопроводов проводится согласно 7.2.1.

1022Для всех видов отводов трубопроводов сдавлением более 10 МПа в формулу (7.9) подставляют:

где торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон отвода определяют соответственно по формулам:

102.3 Для отводов из углеродистой. легироеа**юй и аустенитной сталей, температура стенки которых не превышает 350 *С. 400 *С. 450 *С соответственно, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

a — овальность поперечного сечения отвода. %

102.4 Для отводов из углеродистой, легированной и аустенитной сталей, температура стенки которых выше 400 *С. 450 *С и 525 *С соответственно, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

У, = 0.4 (1 + Jl+0.015^flj ; у 2 = y v у э = 04 (1 + ^1 +0.015. (10.6)

10.2.5 Для отводов, расчетная температура которых более указанной е 102.3, но менее указанной в 102.4. коэффициенты У,. У*. У3 должны определяться линейным интерполированием в зависимости от значения температуры. При этом е качестве опорных величин принимают значения коэффициентов, соответствующие указанным граничным температурам.

10.2.6 При проведении расчетов по формулам (10.3)—(10.6) должны выполняться следующие условия:

• если значения коэффициентов У,. У2, У3 получаются менее единицы, то их следует принимать равными единице;

• если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать р = 1;

10.3 Расчетные напряжения в отводах

10.3.1 Напряжения в отводах определяют для трех сечений А-А. Б-Б. &-В (рисунок 9.1.6):

• при расчете этапов 1.5 и 7 напряжения е отводах определяют в соответствии с 9.2.1—9.2.12, при этом коэффициенты интенсификации принимают ^ = /, = 1. Если коэффициент гибкости отвода X й 1.4. то дополнительно для каждого из сечений вычисляют эффективное напряжение по формуле

• при расчете этапов 2.6 и 8 напряжения в отводах определяют как наибольшее значение из полученных по формулам.

При М, >0 и дГ > 4*(*р + ^j п Р инимают к ‘> = Т

— в остальных случаях = *р;

• при расчете этапа 3 напряжения в отводах определяют как наибольшее значение из полученных по формулам:

°.’»^[( абк » 4 ‘ 1 — 75 «■) р ” + ( аб ‘ ‘> Л, ‘»> т -Г ) 2 ■

°* а Й _ ^ аб#С = М о)’ 1, ‘»Г

При Af + j^J принимают к’ = -£

Здесь величину М3 определяют при рабочем давлении.

• при расчете этапа 4 напряжения в отводах определяют как наибольшее значение из полученных по формулам:

При М,>0и л^ _> т(*« + *“J принимают ^ = -7-. в остальных случаях А* = Л*.

8 приведенных выше формулах: аы вычисляют по формуле (9.1);

X вычисляют по формуле (9.16):

уЛ, рв — коэффициенты интенсификации напряжений — определяют согласно 10.3.2; Ма вычисляют по формуле

где а — начальная овальность поперечного сечения отвода. %. вычисляемая по формуле (10.5).

Момент М; считается положительным, если он направлен в сторону увеличения кривизны оси трубы. 10.32 Коэффициенты интенсификации напряжений ут, р„ определяют по формулам:

где величину b выделяют на основе следующих формул:

а, а Ю10+1633?. 2 +99ш; a, a 1016 + 661Х 2 +63 2 +35ш -а4 а 1062 + 37.5Х 2 +15со —

Ь в U25 + 15X 2 +3в> —

Коэффициенты A, j вычисляют по формулам:

10.3.3 В том случае, когда отсутствуют данные о фактической величине начальной эллиптичности сечений криволинейных труб, расчет напряжений в них по 10.3.1 ведут как при а — 0. так и при возможном наибольшем значении а. принимаемом по техническим условиям на изготовление или по согласованно с заводом -изготовителем.

Если величина начальной эллиптичности а £ 3 %. то в расчете напряжений эллиптичность не учитывают (принимают а = 0).

Для низкотемпературных трубопроводов значение начальной эллиптичности сечения а следует принимать с увеличением в 1.8 раз.

10.3.4 Напряжения для секторных отводов с числом секторов более двух можно определять по при веденным ранее формулам для криволинейных труб. При определении геометрического параметра X для секторного колена величину радиуса R-Rt вычисляют по формуле

Для каждого сечения в качестве расчетного эквивалентного напряжения принимают наибольшее из значений, вычисленных по формулам (10.8) и (9.12).

Для каждого сечения должны выполняться условия статической прочности согласно 9.1.1 и условия малоцикловой усталости согласно 9.6.8.

10.4 Расчетные напряжения в тройниках и врезках

10.4.1 Напряжения е тройниках определяют согласно 9.2.1—9.2.12 для сечений А А. Б-D и В-В (см. рисунок 9.3). при этом коэффициенты интенсификации принимают io-i, = 1. Для каждого из сечений вычисляют эффективное напряжение по формулам:

• при расчете по этапам 1.5 и 7:

10.42 Коэффициенты интенсификации напряжений определяют в зависимости от расчетного сечения и типа тройникового соединения по формулам:

• для сварных тройников с укрепляющими накладками и без укрепляющих накладок в сечении В*В:

3.0при(%^) 3 ,8- 2 ^- п р и °,9 18 При (%^-)’ 10:

• для штампованных и штампосварных тройников сг£ 0.05 (4, — в,) в сечениях А-А и Б-Б:

10.4 при se t s = 0.2 МПа.

11.1_2 Пробное давление р^ не должно быть выше величины. при которой кольцевые напряжения от пробного давления в стенках труб и деталей превышают значение [вЦ*. определяемое согласно 11.1.3. Это достигается при выполнении условия

Расчет максимально допустимого пробного давления (р^,, выполняют согласно формулам раздела 7. в которых.

• вместо допускаемого напряжения [о] подставляют допускаемое напряжение для режима испытаний tq1i:v определяемое согласно 11.1.3:

• для проектируемых и вновь изготовляемых трубопроводов прибавку на коррозию и эрозию принимают равной с, — 0;

• для трубопроводов, находящихся в эксплуатации, прибавку на коррозию и эрозию % принимают для фактического срока эксплуатации на момент проведения испытаний либо вместо номинальной толщины стенки а подставляют фактическую толщину стечкси. определяемую на основе статистическом обработки результатов измерений толщин стенок, а суммарную прибавку при этом принимают равной с=0.

ОпрАдопятк максима пмю допусти мпа прпбмгм» ляйпамиа допускается тапка по приближенной

11.1.3 Допускаемые напряжемся для режима испытаний вычисляют по формулам.

— для углеродистых, низколегированных, ферритных, аустенитно-ферритных, мартенситных сталей и сплавов на жепеэоникелееой основе

-для аустенитной хромоникелееой стали, алюминия, меди и их сплавов

| в С до минус 70 *С.

12.1.2 Условия прочности на всех этапах полного расчета трубопровода приведены в таблице 12.1. Оценку прочности на этапах 1.3.5. 7 не ведут. На этапах 2.3 и 8 должны выполняться все проверки на устойчивость, предусмотренные настоящим стандартом.

Таблица 12.1—Критерии прочности

Режим расчета и нагрузки

Действие постоянных и длительных временных несамоураеноеешвнных нагрузок в рабочем состоянии

Совместное действие постоянных и всех длительных временных нагрузок и воздействий в рабочем состоянии (при криогенных температурах)

Совместное действие всех нагружающих факторов в «нерабочем» состоянии

Расчет на малоцикловую усталость

Действие постоянных, длительных временных. кратковременных и особых не-самоураеновешо! ■ ых нагрузок в рабочем состоянии

Совместное действие всех нагрузок и воздействий в рабочем состоянии

о* Slop о» £ 2.5 [о] 3 ’

Действие постоянных, джтельных временных, кратковременных несамоурае-новешеных и сейсмических нагрузок в рабочем состоямни

Совместное действие всех нагрузок и воздействий в рабочем состоянии и сейсмических нагрузок

о* £(ор a. S 2.5 [о] 3 ‘

11 Условие тогысо для труб.

31 Условие тогысо для троймюе. врезок, отводов и переходов.

12.1.3 Если трубопровод состоит из средне- и низкотемпературных участков, то выполняют два расчета трубопровода: первый как для среднетемпературного, второй — как для низкотемпературного. Условия оценки прочности для среднетемлературных участков и соединительных деталей принимают из первого расчета, а для низкотемпературных участков и соединительных деталей — из второго расчета.

12.1.4 Допускаемые напряжения для низкотемпературных трубопроводов с учетом низкотемпературного упрочнения вычисляют по формуле

• для аустенитных сталей

r_i . .. r_i . СТ 1 0/г -О 1.0>20 .

• для алюминия, меди и их сплавов

• для титана и титановых сплавов

где [о]деа — 0,9 + Mft) “ O m«i3o))’

s ^>1» ( q >/> ♦вр.ги )|°о.г.го f ^20^20 (°К20 + °0.2.’20 И°0,2« ^

^го 6 *. » (°*/20 +О0.2/20 Ко./, f

где —коэффициенты прочности сварных швов, вычисляемые согласно 5.4 без учета низко*

[в] — допускаемое напряжение для основного металла с учетом низкотемпературного упрочнения материала согласно 12.1.4:

[eric—допускаемое напряжение для сварных швов с учетом низкотемпературного упрочнения:

• для аустенитных сталей

• для алюминия, меди, титана и их сплавов

где к—поправочный коэффициент к расчету прочности сварного шва при криогенной температуре, определяемый по табгмце 122:

Таблица 122— Поправочный коэффициент к

Поорлаочиьм коэффацаенг ft пра температуре t

£ 2 —квадрат корреляционного отношения, показывающий в процентах, насколько температура охлаждения определяет величину конструкционной прочности исследованного металла при учете действия

других факторов. Величину £ 2 определяют исходя из выборочного (эмпирического) значения £:

где о* — расчетное значение конструкционной прочности при рассматриваемой температуре

ъ—функция, определяемая по рассеянию относительных измерений предела прочности образца как среднеквадратичесхая величина

el, — среднее значение предела прочности образца при расчетной температуре;

т — число основных конструкционно-технологических и эксплуатационных факторов. характерных для конкретного типа изделий;

к — число температурных уровней, для которых рассчитывают ;

вщ — общее среднее значение конструкционной прочности на всем температурном интервале для формул (12.1)—(12.11):

где х —коэффициент пластичности материала;

о, — наибольшее главное напряжение, вычисляемое согласно 12.3.5.

12.3.4 Коэффициент пластичности материала % вычисляют по формулам. • при определении (о) по пределу текучести

• при определении [с] по временному сопротивлению

х «^ ипиХ «та^* (12 — 20)

12.3.5 Для расчетного сечения трубопровода вычисляют три главных нормальных напряжения, которые представляют собой алгебраическую сумму действующих в одном направлении напряжений от приложенных к сечению нагрузок.

Главные напряжения о, > в2 > о3 являются корнями кубического уравнения циклической прочности низкотемпературных трубопроводов

12.3.6 Радиальное напряжение от внутреннего давления составляет

12.4 Расчет на малоцикловую усталость

12.4.1 Расчет циклической прочности низкотемпературных трубопроводов проводят согласно 9.6. При этом вместо формул (9.37) и (9.36) из 9.6.7 следует использовать формулы из 12.4.2.

12.4.2 Допускаемый размах эквивалентных напряжений. МПа. вычисляют по формуле

(До, | « min ((До); А 3 (До* ]).

где А 3 — коэффициент, учитывающий низкотемпературное упрочнение материала и принимаемый по формуле to при t Z 20 С.

причем коэффициенты кривых типа 2 и левой части кривых типа 1 для одного и того же материала совпадают.

A. B.G.J— коэффициенты, приведенные для некоторых видов материала в таблице 132: х, — время непрерывного действия напряжения ег», которое материал может выдержать без разрушения при температуре t„ ч;

о“—нормативное напряжение в стейке трубы или детали (фитинга). МПа: t,—температура в стенке трубы или детали (фитинга). в С;

К, — расчетный коэффициент запаса прочности, принимаемый по таблице 13.4.

Значения напряжений в точке перелома представлены в таблице 13.3. Эти напряжения служат границей для использования левой или правой частей ломаной кривой на рисунке 13.1,6.

Длительная прочность армированных труб описывается зависимостью вида

•9(0 — А * ЕЯд(К р”т ♦ 273) ♦ G/fc ♦ 273) + Лд(К. ft). (13.2)

где р” — нормативное давление. МПа.

Таблица 132 — Коэффициенты А. В. G. ./для нваркыроеанных труб из разлитых материалов

PVC-C тип II, трубы

PVC-C тип II. фит»е-ги

Таблица 13.3 — Грамтчное значение напряжения о* МПа. в котором соеджяются левая и правая части ломаной кривой (рисунок 13.1. б) для неармироеанных труб

Температура (мв. В том случае, когда рабочих температур несколько (комбинация температур), будет одна, поскольку она представляет собой крат

ковременное повышение наибольшей рабочей температуры:

Гамс — аварийная температура, возникающая в аварийных ситуациях при нарушениях в работе систем регулирования (^ > Г**,.; принимают равной 100 ч независимо от расчетного срока службы трубопровода.

В частном случав, когда расчет ведут на постоянную температуру t^, температуры и Гамр могут отсутствовать.

Таблица 13.4 — Расчетные коэффициенты запаса прочности

Расчетный коэффициент запаса прочности X, • зависимости от температуры

13.2.3 Суммарную повреждаемость TYD. % определяют по формуле

т, — время непрерывного действия температуры С которое материал может выдержать без разрушения. ч. определяемое согласно 13.2.1.

13.2.4 Срок службы трубопровода является величиной, обратной TYD. и в годах составляет

13.2.5 При постоянном температурном режиме расчет ведут только на одну температуру ^ав. При этом срок службы в годах

где т, — время непрерывного действия температуры

13.2.6 Задавая материал трубы (фитинга), срок службы Г и температурный режим (а,. £. где г-1,2.3. ), на основе эталонных кривых длительной прочности методом последовательных приближений on ределяют напряже***е в стенке трубы (фитинга) о, (для иеармироеанных деталей) или давление р“ (для армированных деталей), при котором вычисленный срок службы по формуле (13.4) совладает с заданным в исходных данных Г. Пример определения дан в приложении Е.

13.3 Расчетные характеристики материалов

13.3.1 Допусхаемое напряжение для иеармироеанных труб вычисляют по формуле

где Of —нормативное длительное сопротивление рззруше+*«»о. определяемое согласно 13.2.6 при расчетном сроке службы трубопровода Г и рабочей температуре. МПа:

Ку —коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 13.5;

Кс —коэффициент прочности соедиме*«я труб и деталей, принимаемый по таблице 13.6;

К, — коэффициент химической стойкости материала труб, определяемый как отношение химической стойкости материала к дажому веществу кхимичеосой стойкости материала к воде. Материал химически стоек, если 0.5 £ К* ‘ 3 3 ‘ 2

Окончание таблицы 13.6

Газовая прутковая сварка (при V-обраэюи разлете

— для соединения груб.

— для изготовления гром атков и сегментных отводов

На свободных фланцах, устанавливаемых:

• на привареi-e-ых (приклеенных) к трубам втулках под

• на трубах с формоваюыми утолщетьиы буртам

— на трубах с отбортовкой

Склони в рас труб для соединения труб и соединительных деталей

Таблица 13.7 — Значения коэффициента К. в зависимости от температуры

13.3.4 Коэффициент Пуассона ц при температуре до 40 *С должен приниматься:

• для полиэтилена и полибутена равным 0.45:

•для полипропилена равным 0.41:

• для полвинилхлорида равным 0,37.

Для трубопроводов, транспортирующих вещества с температурой свыше 40 *С. значение коэффициента Пуассона допускается принимать равным 0.5.

13.3.5 Коэффициенты линейного температурного расширения принимают по данным заводое-изгото-вителей. При отсутствии этих данных допускается использовать значения, приведенные в таблице 13.8.

Таблица 13.8 — Коэффициент гмнвтого расширения

Коэффициент линейного расширен** а. мш’мм *С

13.4 Определение толщины стенок и допустимого давления

13.4.1 Допустимое давление для неаротированных труб рассчитывают по формуле

где Од — номинальный наружный диаметр, мм: в — номинальная толщина стенки, мм:

(а] —расчетное допускаемое напряжение согласно 13.3.1, МПа:

SDR — безразмерная величина, численно равная отношению номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки:

13.42 В примятой в настоящее время международной классификации маркировка полимерных труб проводится по сериям толщины S. Каждой серии S соответствует определенное SDR. Между S и SDR установлено однозначное соответствие

SDR = 2S ♦ 1. (13.11)

13.4.3 Толщину стенки трубы рассчитывают по формуле

где s’ — расчетная толщина стенки, см;

р — расчетное давление в трубопроводе. М Па.

13.4.4 Толщина стенки фитж«гое из РЕ. PE-RT. PP-R. РР-Н, PPR-CT. РР-В должна быть не менее рассчитанной для труб того же типоразмера и тех же условий эксплуатации. Толщина стенки из PVC-C тип || долхща быть не менее рассчитанной для труб того же типоразмера и тех же условий эксплуатации, уяможеююй на коэффициент 1,35.

13.4 5 Расчетную толщину стенки отводов рекомендуется определять по формуле

где SR — расчетная толщина стенки трубы, вычисляемая по формуле (7.1); к, — коэффициент, определяемый по формуле

13.4.6 Расчетную толщину стенки тройников рекомендуется определять по формулам 7.4.

13.4.7 Допустимое давление для армированных труб рассчитывают по формуле

где р“ — нормативное допустимое давление. МПа. определяемое согласно 13.2.6 при расчетном сроке службы трубопровода Г и рабочей температуре.

Остальные коэффициенты принимают согласно 13.3.1.

13.4.8 Величина пробного давления при испытаниях составляет

Пробное давление р^ должно удовлетворять условию

гдер —расчетное давление в трубопроводе, МПа;

(о) — расчетное допускаемое напряжение согласно 13.3.1. МПа:

[о].** —допускаемое напряжение при испытаниях согласно 13.3.2. МПа.

13.5 Оценка несущей способности неармированных жестких трубопроводов

13.5.1 Расчетные напряжения определяют согласно 9.2.1—9.2.12, при этом принимают

s 1W г 1 и % я 1 г У ‘* г М г 1 —

13.5.2 Расстояния между опорами должны определяться согласно рекомендациям приложения S.

13.5.3 Несущую способность для гибких трубопроводов не оценивают. Оценку несущей способности жестких трубопроводов проводят от нагрузок и воздействий в рабочем состоянии, соответствующем рас* четному давлению р и расчетной температуре Г. за которую обычно принимают максимальное значение рабочей температуры. Для определения перемещений и нагрузок на опоры следует дополнительно проводить расчет в режиме испытаний.

13.5.4 Несущую способность жестких трубопроводов следует проверять по условию

гдео« —эквивалентное напряжение, определяемое согласно 9.2.12; (о) — допускаемое напряжение, определяемое согласно 13.3.1.

13.S.5 Несущую способность по условиям допустимой овализации поперечного сечения для жестких и гибких трубопроводов следует проверять по условию

где £ s 100 % — относительная вертикальная деформация вертикального диаметра трубы, опреде

ляемая специализированным расчетом;

(е] — допустимая овализация поперечного сечетя трубы, принимаемая;

• для полиэтилена равной 5 %;

Читайте также:  Какова пропускная способность трубы

• для полипропилена равной 4 %;

• для поливинилхлорида равной 3.5 %.

Рисунок 13.2 — Вертикальная деформация трубы

О, — момямапьлы* наружный ^(аметр грубы, ми. ЛО# — аертмальноа юмепекае мружмыо auaxeipa (рисумос 13.2). мы

13.5.6 Кроме того, должна проверяться устойчивость круглой формы поперечного сечения подзем* кого трубопровода в грунте, в т. ч. при возможности его всплытия в результате действия грунтовых вод и при отсутствии внутреннего давления. Коэффициент запаса по устойчивости при этом принимают равным 0.6.

13.5.7 Устойчивость оценивают согласно формулам раздела 15.

14 Трубопроводы с наружным избыточным давлением (вакуумные)

14.1 Обшие положения

14.1.1 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводы, работающие под вакуумом или на* ружным давлением, в которых отсутствует ползучесть материала. Расчетная температура стенок труболро-вода при углеродистой стали не должна превышать 380 *С. 420 *С при низколегированной. 525 в С при аустенитной.

14.12 Для труб и фасонных деталей, нагруженных наружным давлением, толщину стенки и допустимое давление следует определять из условия прочности и устойчивости. При этом допустимое по условиям прочности давление вычисляют при уу = 1. а толщину стенки принимают равной разности номинальной толщины и суммарной прибавки (s — с).

14.1.3 Расчетную толщину стенки при действии наружного давления труб и фасонных деталей определяют согласно разделу 7 из расчета на внутреннее избыточное давление р = 0,2 МПа. Затем дополнительно проверяют условие: расчетное наружное избыточное давление должно быть не более допускаемого наружного давления р й [р]. При невыполнении этого условия следует увеличить толщину стенки либо укрепить трубу кольцами жесткости.

14.2 Допускаемое наружное давление для труб

14.2.1 Допускаемое наружное давление для труб вычисляют по формуле

где допустимое наружное давление из условия прочности

при В3 = min jl,0;0.945£^£^j. (14.13)

Фк —коэффициент снижения прочности сварного шва колец жесткости;

[el* — допускаемое напряжение материала когыда жесткости при расчетной температуре: к —коэффициент жесткости трубы, подкрепленной кольцами жесткости

/—расстояние между осями колец жесткости (см. рисунок 14.1. а):

/—эффективный момент инерции поперечного сечения кольца жесткости (рисунок 14.1,6)

где /* — момент инерции поперечного сечения кольца жесткости относительно оси. проходящей через центр тяжести;

А* — площадь поперечного сечения кольца жесткости:

е — расстояние между центром тяжести поперечного сечения кольца жесткости и серединной поверхностью сечения трубы (см. рисунок 14.1, б):

/, — эффективная длина трубы, учитываемая при определении эффективного момента инерции

где /* — ширина поперечного сечения когъца жесткости в месте его приварки к трубе.

В случае отсутствия данных о величине L вместо формулы (14.12) допускается использовать формулу

14.2.5 При расчете труб на давление коэффициент запаса устойчивости принимают равным лу — 2.4.

в — труба, поАкрвппенмм кольцем* жесткости. 6 — ребро жесткости

Рисунок 14.1 — Труба, подкрепленная кольцами жесткости

14.3 Допускаемое наружное давление для фасонных деталей

14.3.1 Допускаемое наружное давление для отводов вычисляют по формуле (14.1), где допустимое наружное давление из условия устойчивости вычисляют по формуле (14.3). а допустимое наружное давление из условия прочности вычисляют по формуле

14.3.2 Допускаемое наружное давление для переходов вычисляют по формуле (14.1). где допустимое наружное давление из условия прочности вычисляют по формуле

а допустимое наружное давление из условия устойчивости — по формуле

где / — длина перехода (см. рисунок 7.2).

при 8, = min j»-®’- 0.945-^r- (14.22)

14.3.3 Допускаемое наружное давление для тройников и врезок вычисляют по формуле (14.1). где допустимое наружное давление из условия устойчивости вычисляют по формуле (14.3). а из условия прочности — по формулам:

• с наклонным ответвлением при 75 > 45

14.3.4 Допускаемое наружное давление для эллиптической заглушки вычисляют по формуле (14.1). где допустимое наружное давление из условия прочности вычисляют по формулам:

• для эллиптической заглушки без центрального отверстия

Допустимое наружное давленые из условия устойчивости вычисляют по формуле

гае г3 — коэффициент, определяемый по формуле

14.4 Рекомендуемый порядок расчета

14.4.1 Расчет вакуумных трубопроводов ведут в следующем порядке:

1) определение толщин стенок труб согласно разделу 7. при этом расчет проводят на внутреннее избыточное давление 0,2 МПа;

2) проверка допустимого наружного избыточного давления согласно 14.2 и. при необходимости, увеличение толщины стенок;

3) поверочный расчет трубопровода при испытаниях по режиму ПДКОН согласно разделу 9. при этом расчет ведут на внутреннее избыточное давление 02 МПа:

4) поверочный расчет трубопровода с учетом наружного избыточного давления по режиму ГЩН согласно разделу 9:

5) проверка на устойчивость стенок согласно 15.5.2 на этапах 2.6.8.

15 Поверочный расчет на устойчивость

15.1 Условные обозначения

[N\—допускаемое продольное усилие из условий устойчивости. Н:

/V— расчетное продольное усилие в трубопроводе, определяемое расчетом трубопровода как упру* гой стержневой системы с учетом реальной конфигурации трубопровода, гибкости элементов. сил трения в опорах схолыкения и взаимодействия с грунтом по методам строительной механики. Н:

л» —коэффициент запаса продольной устой низости.

15.2 Общие положения

15.2.1 Условие обеспечения продольной устойчивости трубопровода от силовых (несамоуравнове-шенных) воздействий на этапах 1.5.7 является обязательным.

Примеры таких воздействий показаны на рисунке 15.1. где потеря устойчивости вызвана действием распорных усилий от внутреннего давления в осевом компенсаторе.

а — форма потери устойчивости трубоороеода с осевым иомпеисатором без направлявших опор, б — то же с направлявшими опорами окопе компенсатора, а — то же с отправлявшими опорами по всей длине трубопровода

Рисунок 15.1 — Формы потери устойчивости трубопровода от силовых воздействий

15.2.2 Условие обеспечения продольной устойчивости трубопровода от совместного действия силовых и деформационных воздействий на этапах 2,6.8 является рекомендуемым, но не обязательным.

Пример таких воздействий показан на рисунке 152. ще потеря устойчивости вызвана температурным расширемюм трубопровода.

а — форма потери устойчивости трубопровода. 6 — удлинение надземного трубопровода, в — удлинение трубопровода

Рисунок 152 — Форма потери устойчивости трубопровода от деформационных воздействий

Выполнение условия устойчивости от совместного действия силовых и деформационных воздействий рекомендуется обеспечивать по соображениям.

• функциональным: при выпучивании может произойти разуплотнение фланцевых соединений (рису* иок 15.3. а), трубопровод может подняться над опорами (рисунок 15.3. б), могут возникнуть сильные вибрации трубопровода от присоединенного оборудования или вибрации в ветровом потом:

— эстетическим: внешний вид потерявшего устойчивость трубопровода показан на рисунке 15.3. в.

а — форма потеря устойчивости трубопровода, б — то же при «адземмоы переходе через реку, е — то же ив зстакаде.

г — токе I канале

Рисунок 15.3 — Примеры потери устойчивости

Вместо условия обеспечения устойчивости трубопровода от совместного действия силовых и дефор* мациомных воздействий может быть также использовано условие ограничения максимальных прогибов при выпучивании потерявшего устойчивость трубопровода согласно 15.4.3. Величину максимального прогиба Д при выпучивании рекомендуется ограничивать исходя из следующих соображений:

• конструктивные: прогиб Д не должен превышать величину зазора (Д] между трубой и близлежащими конструкциями (стенкой канала, соседними трубами, строительными конструкциями и т. д.);

• эстетические: прогиб Д не должен превышать заданную из эстетических соображений величину зазора [д]. Рекомендуется принимать [д] — 0.5Da.

15.2.3 Коэффициент запаса продольной устойчивости принимают л» = 1.3.

15.2.4 Допускается использование более точных численных методов расчета на устойчивость с уче* том развития упругопластических деформаций и геометрической нелинейности.

15.3 Продольная устойчивость при бесканальной прокладке в грунте

15.3.1 В трубопроводах бесканальной прокладки в грунте в сечении трубопровода возникает про* дольное осевое сжимающее усилие N которое может привести к выпучиванию подземного трубопровода в вертикальной плоскости (рисунок 15.4. а). Поэтому конструктивные параметры (конфигурацию оси трубопровода. его глубину заложения) рекомендуется определять из условия обеспечения продольной устойчивости

15.3.2 Допускаемое продольное усилие определяют по формуле

где [WJn — допускаемое осевое сжимающее усилие, из условия прочности. Н

ор,т — предел текучести при расчетной температуре. Для полимерных трубопроводов вместо оА., подставляют значение о* 1 ;

(A/Jy критм*юское осевое сжимающее усилие из условия устойчивости. Н.

(W]v ^-‘^Q^E 5 / 3 . (15.4)

где fnp — сопротивление сдвигу в продольном направлении согласно 6.2.13:

О — расчетная удерживающая нагрузка грунтовой засыпки. Н/мм (рисунок 15.4.6).

Значение удерживающей нагрузки Q. Н/мм. определяют по формуле

где Q„ — расчетный вес условного слоя грунта над трубой. Н/мм:

Ос — расчетная сила трения, удерживающая условный слой грунта. Н/мм: q — расчетный вес трубы с изоляцией и продуктом на единицу длины трубопровода. Н/мм. Значения удерживающих нагрузок О.. Qf. р с учетом коэффициентов надежности по таблице 6.1 принимают меньшими единицы.

Of = 0.5 ftYrp Z^tg (0.7«p,p) ♦ 0.35fcc,Z /cos ,i ;

при 2,5 = 1.47-13 -^-^0.371-27.3^-j X+|o.0275-5.S3-^Jp;

Ь 2 .) где X — условная приведенная гибкость

у—коэффициент свободной длины, определяемый в зависимости от условий закрепления прямолинейного участка трубопровода в соответствии с таблицей 15.1. Если точные условия закрепления неизвестны, то в запас устойчивости принимают большее значение коэффициента у:

I— расстояние между опорами, мм (см. таблицу 15.1).

15.4.2 Если условие (15.8) не выполняется, то рекомендуется принять меры для снижения продогъ* кого усигмя Np, либо произвести расстановку направляющих опор с шагом (рисунок 15.1 в). Значение

выбирают таким образом, чтобы для системы выполнялось условие (15.8).

Таблица 15.1— Коэффмдонг свободной длины

Мертвая опора, налравпяо-щая опора с защемлением от поворота, тройные

Мертвая опора, направляющая опора с защемлением от поворота, тройник

Неподвижная опора, направляющая опора без защемления от поворота

Неподвижная опора, направляющая опора без защемления от поворота

Мертвая опора, налравляо-щая опора с защемлением от поворота, троймж

Угловой, сдвиговый ипч универсальный компенсатор

15.4.3 При расчете на совместное действие силовых и деформационных воздействий максимальный прогиб д. мм. при выпучивании трубы (рисунок 15.2. а) определяют по формуле — при N i = ns.is>

гае ^ — начальный прогиб трубопровода (от весовой нагрузки, начальных несовершенств и т. д.);

Л1 — полное удлинение трубопровода. Например, для схемы на рисунке 15.2

ЛА2 — удлинение среднего участка

ДА, = дА3 — удлинение крайних участков:

• если участки надземной прокладки (рисунок 15.2. б), то:

• если участки бесханальмой прокладки в грунте (рисунок 15.2. в), то удлинение А2_1 вычисляют с учетом сил трения трубы о грунт Г^ис учетом воздействия сосредоточенного усилия [N] от примыкающего к нему участка трубопровода.

15.5 Расчет местной устойчивости стенок трубопровода

15.5.1 Обеспечение устойчивости стенок трубопровода от действия осевых, изгибающих и сдвигаю* щих усилий и давления является обязателыым требованием при наличии наружного давления (вакуум>ый трубопровод). Для трубопроводов под действием внутреннего давления также рекомендуется выполнять поверочный расчет на устойчивость стенок, но это не является обязательным требованием.

15.5.2 Критерий местной устойчивости стенок труб и фасонных деталей под совместным действием наружного давлежя. осевого сжимающего усилия, изгибающих и крутящих моментов и поперечных усилий имеет вид:

где К — эффективный коэффициент устойчивости, который должен быть не более единицы и вычисляется по формуле

где Ку — коэффициент устойчивости в предположении линейно-упруг ой работы материала.

Кп — коэффициент прочности;

iPh (N|y (*>у I*4y [Oh

здесь N, Ц,. М.. Мг Q.0, — внутренние усилия е трубопроводе;

\р\у — долусхаемое наружное давление из условия устойчивости в пределах упругости:

[N]v —долусхаемое осевое усилие из условия устойчивости в пределах упругости;

[А4/ — допускаемый изгибающий момент из условия устойчивости в пределах упругости:

[М,)у — допускаемый крутящий момент из условия устойчивости в пределах упругости:

[Q)y —допускаемая поперечная сила из условия устойчивости в пределах упругости:

DN — эквивалентное напряжение в сечении трубы, вычисляемое согласно 9.2.12 при р,= 1.9„ = 1.

Если на трубопровод действует внутреннее избыточное давление р > 0. то в расчете по формуле (15.21) принимают р = 0.

Если на трубопровод действует растягивающее продольное усилие N > 0. то е расчете по формуле (15.21) принимают N- 0.

15.5.3 Значение ОД вычисляют по формуле (14.3). значения (ОДу. (М>у- (ЦК. [Qjy для участков труб без укрепления кольцами жесткости вычисляют по формулам:

где л,—коэффициент запаса устойчивости, принимаемый:

• л, = 2.4 при расчете по режиму ПДН (этап 2):

• Лу “1,8 при расчете по режиму ПДКОН или при режиме «сейсмика» (этапы 6.8).

15.5.4 Для участков труб с укреплением кольцами жесткости:

. Z06g(s-c) 2 O JO(s-c).

Му = min (Ipliy. Мту). (15.32)

где [p]iy — допускаемое давление из условия устойчивости трубы между кольцами жесткости по формуле (14.8):

(рЬу —то же всей трубы вместе с кольцами жесткости по формуле (14.12).

16 Расчет трубопровода на сейсмостойкость

16.1 Общие положения

16.1.1 Расчет на сейсмостойкость является обязательным этапом поверочною расчета трубопроводов. расположенных на площадках с сейсмичностью 7.8 и 9 баллов по шкале MSK-64. независимо от вида прокладки (подземная или надземная).

16.1.2 Расчет трубопроводов на сейсмические воздействия проводят после выполнения расчетов на статические и циклические нагрузки и подтверждения его прочности при этих нагрузках.

16.1.3 Цели поверочного расчета на сейсмостойкость:

• проверка прочности и устойчивости элементов трубопровода;

• проверка сейсмических нагрузок от трубопровода на опоры и оборудование:

• проверка перемещений трубопровода, оценка взаимных смещений, соударений элементов трубопровода и окружающих конструкций, предотвращение сброса трубопровода с опор при сейсмическом воздействии;

• разработка мероприятий, направленных на повышение сейсмостойкости, в случаях, когда расчет не подтверждает обеспечения требований сейсмостойкости: установка компенсирующих устройств, дополни* тельных креплений, изменение пространственной конфигурации трубопровода, установка демпферов, гасителей колебаний и т. д. Антисейсмические мероприятия для надземных трубопроводов и трубопроводов бесканальной прокладки рассматриваются в рекомендуемом приложении К.

16.1.4 Поверочный расчет необходимо вести с учетом действия эксплуатационных и сейсмических нагрузок по этапам 7 и 8. По этапу 7 оценивают прочность и устойчивость, а по этапу 8 оценивают нагрузки на оборудование, на опоры и конструкции, оценка перемещений и для низкотемпературных трубопроводов — статическую прочность и устойчивость.

16.1.5 Задание на расчет сейсмостойкости трубопровода должно включать в себя следующие данные:

• категория сейсмостойкости трубопровода согласно 16.1.6;

• расчетная сейсмичность площадки, на которой расположен трубопровод. согласно 16.1.7;

— в случае если трубопровод расположен на относительно легкой и гибкой строительной конструкции (на эстакаде, высоких опорах), то требуется знание параметров, необходимых для определения жесткости и массы строительной конструкции и ее фундамента.

• в случае если трубопровод расположен в массивном многоэтажном здании или на массивной многоярусной строительной конструкции (см. 16.2.7), то требуются поэтажные спектры ответа для трех различных направлений воздействия, полученные для относительного демпфирования \ в соответствии с 16.2.4 настоящего стандарта;

• в случае если трубопровод защемлен в грунте, а также в случав протяженных наземных трубопроводов. требуются значения скоростей распространения продольных, поперечных волн и волн Релея

(VP, Vs, V*). максимальных перемещений грунта ), максимальных скоростей движения грунта

(Ум,*), динамических модулей упругости (модулей Юнга) грунта (Е^) и коэффициентов Пуассона (оД|1я):

• для трубопроводов, присоединенных коборудованию или строительным конструкциям, должны быть известны величины смещений опорных точек при независимых колебаниях оборудования и гм конструкдой (см. рисунок 16.3).

16.1.611ри расчете на сейсмичесхив воздействия установлены три категории трубопроводов в зависимости от требований к их сейсмостойкости.

• категория is—трубопроводы, которые сохраняют свою работоспособность во время и после расчетного землетрясения. Функционирование трубопровода не прерывается или частично прерывается во время сейсмического воздействия, но восстанавливается после прекращения сейсмического воздействия, без вмешательства персонала, а также трубопроводы, функционирование которых необходимо во время сейсмического воздействия для обеспечения безопасности эксплуатации и предотвращения развития аварийных ситуаций, например, трубопроводы систем пожаротушения:

• категория lls — трубопроводы, которые могут иметь незначительные повреждения и сбой в работе во время расчетного землетрясения: после землетрясения работоспособность восстанавливается самостоятельно или в результате незначительного вмешательства эксплуатационного персонала, а также трубопроводы. обеспечивающие выполнение протиеоаварийных мероприятий и восстановление технологического процесса после прохождения сейсмического воздействия;

• категория Ills—трубопроводы, которые могут иметь значительные повреждения и сбой е работе во время расчетного землетрясения. После землетрясения работоспособность еосстанав/меается а результате ремонта.

Трубопроводы, которые при разрушении могут вызвать повреждение оборудования более высокой категории сейсмостойкости, следует относить к категории того оборудования, которое они могут повредить.

Принадлежность трубопроводов к той или иной категории сейсмостойкости определяют проектной документаций и данными заводое-иэготовителей.

При соответствующем обосновании заказчик вправе повысить требования к сейсмостойкости (отнести трубопровод к категории с меньшим номером).

16.1.7 Интенсивность сейсмических воздействий в баллах по шкале MSK-64 (сейсмичность) для района расположения трубопровода следует принимать на основе комплекта карт общего сейсмического рай* омфоеаиия.

Количественную оценку сейсмичности площадки расположения трубопровода с учетом фунто

вых и гидрогеологических условий следует проводить на основе сейсмического микрорайонирования, которое является составной частью инженерных изысканий и выполняется с соблюдением требований соответствующих нормативных документов.

8 районах, для которых отсутствуют карты сейсмического микрорайонироеания, допускается определять сейсмичность площадки строительства согласно СП 14.13330.2011 (1]. таблица 1.

16.1.8 Сейсмичность для трубопроводов, защемленных в фунте, и параметры сейсмических колебаний грунта назначают без учета заглубления — как для сооружений, расположенных на поверхности земли.

16.1.9 Полный отклик S от сейсмических воздействий по направлениям осей X. У и Z выделяют:

• для трубопроводов категории Is как сумму отклика от статических воздействий из расчета по этапам 7 и 8 в соответствии с 16.1.4 и квадратного корня из суммы квадратов откликов S*. SyH Sz (ККСК);

• для трубопроводов категорий ils и Ills как сумму отклика от статических воздействий из расчета по этапам 7 и 8 в соответствии с 16.1.4 и наибольшего иэ откликов Sx. Sr и S2.

Здесь отклик — ответная реакция конструкции на сейсмическое возмущение в определенном сечении трубопровода (перемещение, напряжение, внутреннее усилие, нагрузка на опору и т.д.). Если при вычислении откликов используются условия прочности (таблица 9.1). то они принимаются как для этапов 7 и 8:

Sr. Sy и Sz — отклики при сейсмическом воздействии вдоль направлений осей X. У и Z соответственно.

16.1.10 При вычислении откликов от сейсмических воздействий расчет проводят при нулевом расчетном давлении Р. при этом характеристики материала принимают при расчетной температуре t.

16.1.11 Полный отклик а сечении трубопровода S, состоит иэ трех частей:

1) отклик от инерционных нагрузок, действующих на надземную часть трубопровода, вычисляют по одному из трех методов по выбору проектной организации:

• линейно-спектральная теория сейсмостойкости (см. 16.3),

• метод эквивалентной статической кафуэки (см. 16.4).

• метод динамического анализа (см. 16.5);

2) отклик от воздействия деформаций грунта при прохождении продольных, сдвиговых сейсмических волн и вопи Релея (см. 16.6):

3) отклик от взаимных смещений опор трубопровода при прохождении сейсмических воли и

смещений присоединенного оборудования или строительных конструкций, вызванных сейсмо юским воз действием (см. 16.7).

Полный отклик вычисляют как квадратный корень из суммы квадратов откликов от инерционных нагрузок. деформаций фунта и сейсмических смещений опор.

16.1.12 При определении допускаемых напряжений для расчета на сейсмические воздействия характеристики длительной прочности в 10»„ и 0 1;M)s можно не учитывать. Но в этом случае следует учитывать

эффект старения материала для высокотемпературных трубопроводов, для чего пределы прочности и текучести о. о^. о0 2ff, в, м умножают на коэффициент 0.8 для всех сталей, кроме аустенитных.

16.2 Расчет надземного трубопровода. Общие положения

16.2.1 Сейсмостойкость оценивают при действии двух горизонтальных j- и вертикального j — (Z) направлений сейсмического воздействия, при этом значения сейсмических нагрузок а указанных направлениях допускается определять раздельно.

16.2.2 Максимальное горизонтальное ускорение на свободной поверхности фунта при землетрясении следует определять поданным сейсмического районирования и микрорайонироеания. которые получают на основе анализа акселерограмм более ранних землетрясений в районе строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Значения принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерофаммам для территории Российской Федерации должны быть не менее указанных в таблице 16.1; для территории других государств принимают согласно [1] или по действующим национальным стандартам.

Таблица 16.1 — Значения сейсмического ускорения

Расчетная сейскмчносгь площадки баллы

Сейсмическое ускорение . м/с 2

16.2.3 Коэффициент соотношения вертикального и горизонтального пиковых ускорений Kv назначают на основе данных сейсмического микрорайонирования. Если данные отсутствуют, следует принимать К, = 0.7-

162.4 Коэффициент в зависимости от коэффициента демпфирования принимают по таблице 162. Для промежуточных значений 0.1, расчет максимальных ускорений ведут с использованием спектров ответа <коэффициентов динамичности) 0(7*). соответствующих установке трубопровода на поверхности грунта. Здесь:

гпмг — общая масса строительной конструкции с фундаментом, на которой расположен трубопровод: т, —общая масса трубопровода.

В этом случае максимальные расчетные сейсмические ускорения для fc-й формы колебали трубопровода равны:

где А»* —максимальное горизонтальное ускорение при землетрясении на свободной поверхности грунта согласно 16.22:

Kv — коэффициент вертикального сейсмического ускорения. При воздействии в горизонтальном нал» равлении j — v -1. при воздействии в вертикальном направлении j = Ку принимают согласно 162.3:

0 (7*) — спектр ответа (коэффициент динамичности), принимаемый по данным сейсмичесхого микрорайонирования. При отсутствии датых сейсмического микрорайонирования 0(7*) лрьмимают согласно (1 ] или действующим национальным стандартам:

Ко — коэффициент, учитывающий назначение и ответственность трубопровода, определяемый по тэбпице16.3;

К, — коэффициент, учитывающий неупругие деформации и локальные повреждения элементов и определяемый по таблице 16.4;

Кд — коэффициент, значения которого для территории Российской Федерации следует принимать по таблице 16.5 в зависимости от сочетания расчетной сейсмической интенсивности на картах А. В и С комплекта карт ОСР—97. Для территории других государств КА -1;

К, — коэффициент, учитывающий способность трубопровода к рассеиванию энергии, принимают в зависимости от относительного демпфирования % согласно 16.2.4:

Кф — коэффициент, учитывающий нелинейное деформирование грунтов. Для территории Российской Федерации К,р = 1.0. При сейсмичности площадки 8 баллов и более, повышенной только в связи с наличием грунтов категории Ж. К,д — 0.7. Для территории других государств этот коэффициент принимают по [1] или по действующим национальным стандартам;

Г* —А-й период колебаний трубопровода.

16.2.6Для форм колебаний с периодом Тк 33 Гц)следует принимать

16.2.7 Если ведется расчет трубопровода, расположенного в массивном многоэтажном здании или в строительной конструкции (рисунок 16.1. а) при mjmw ерих MUCiaiUHHUCiH учи1ыва-емого числа степеней свободы может быть использован следующий: число степеней свободы системы должно по крайней мере в два раза превосходить число собственных форм колебаний при определении реакции системы.

16.3.4 Если трубопровод расположен на относительно легкой и гибкой строительной конструкции (эстакада, высокие опоры) при mtfmw > 0,1. то должен быть выполнен совместный расчет по линейно-спектральной теории трубопровода со строительной конструкцией (рисунок 16.1. б).

16.3.5 В основу линейно-спектрального метода положен метод приведения, который позволяет свести линейную систему с N степенями свободы к N эквивалентным системам с одной степенью свободы, наложение колебаний которых дает в сумме колебание исходной системы.

16.3.6 Значения собственных частот и векторов собственных форм колебаний определяют из решения задачи о собственных значениях:

где (К) —матрица жесткости системы:

[М] — матрица масс системы:

ш* — круговая частота k-й формы собственных колебаний, рад/с:

<у*>— вектор k-й формы собственных колебаний.

Техническую частоту k-й формы колебаний. Гц. вычисляют по формуле

Период, с, Я-й формы колебаний вычисляют по формуле

16.3.7 Для всех частот fA £ /уиЛ. где fa — значение частоты, соответствующей «ускорению нулевого периода» на спектре (при fA > fa ускорения на спектре равны постоянному значению 1. Для стандартных спектров ответа fa = 33 Гц). определяют вектор инерционных сейсмических нагрузок, действующих в направлении обобщенных координат системы при колебаниях по Я-й форме:

где А)А — максимальное расчетное сейсмическое ускорение для к-й формы колебаний трубопровода при воздействии в направлении; =

Ф, „ — фактор «участия» масс для Я-й формы собственных колебаний при воздействии в направлении j — :

Ц) — вектор направляющих косинусов сейсмического воздействия

a, t — угол между направлением сейсмического воздействия j —

16.3.8 Для учета «потерянной» массы определяют «остаточный» вектор дополнительной 1вазистати-ческой нагрузки, учитывающей вклад всех неучтенных высших форм колебаний /А > fa:

16.3.9 Отклики (напряжения, перемещения и т. д.) в системе определяют от действия статически приложенных в узлах сейсмических нагрузок [Fy.*] и (F^’j и затем суммируют для каждом формы колебаний по методу ККСК:

гае S, — отклик в рассматриваемом сечении при сейсмическом воздействии по направлению / — (X, У. 2); S)A — отклик в рассматриваемом сечении от инерционных нагрузок IF *1

S’ — «остаточный» отклик в рассматриваемом сечении от инерционных нагрузок [ Fj ].

Если частоты Я-й и (Я * 1)-й формы собственных колебаний отличаются менее чем на 10%

• для горизонтальных направлений воздействия j =

• для вертикального направления воздействия

где Кп. К? — коэффициенты усиления максимального ускорения от сейсмического воздействия по высоте

установки трубопровода г для горизонтального и вертикального направлеюш соответственно. Значения коэффициентов принимают согласно таблице 16.6.

Таблица 16.6 — Коэффициенты К, и

Характ ер не тика сооружения

Максимальная отметка расположения трубопровода г. и.

Массивная железобетонная конструкция (рисунок 16.1. а)

Пространственная стержневая конструкция, этажерка (рисунок 16.1. б)

1 В случае зэтруднемм при определемы типа конструкшы принимают наибольшие значения коэффициентов К„ и к£.

2 Значения коэффициентов К* и при промежуточных значениях z от О до 40 м вычисляют методом гмнейной жтерполяции. При z : 0uпринимают К„ = 1,0, К* = 1.0.

3 Таблица применима для грунтов, имеющих моауть деформации £1а 10 4 Mia. При £, 4 МПа эначе-тя коэффициентов Кл и kJ следует умножить на 1.5.

16.5 Расчет надземного трубопровода методом динамического анализа

16.5.1 Расчет на сейсмостойкость можно проводить методом динамического анализа с использованием расчетных акселерограмм на отметке установки опор трубопровода. При оценке прочности в этом случае используют динамические прочностные характеристики конструкционных материалов и грунта и должно быть учтено взаимодействие трубопровода с опорными конструкциями, грунтом и примыкающим оборудованием.

Требования настоящего пункта рекомендуется применять для конструкций трубопроводов, представляющих собой динамические системы с высокой степенью геометрической, физической или конструктивной нелинейности, для объектов повышенного уровня ответственности, отказы которых могут привести к тяжелым экономическим, социальным и экологическим последствиям, для трубопроводов. оснащенных системой сейсмоизоляции и другими системами регулирования сейсмической реакции.

16.5.2 Прямые динамические расчеты трубопроводов с системами сейсмоиэоляиии, с адаптивными системами сейсмозащиты, динамическими гасителями колебаний, демпфирующими устройствами и другими сейсмозащитными элементами следует выполнять при научном сопровождении и при участии организаций. имеющих право на выполнение такого вида работ.

16.5.3 Прямые динамические расчеты трубопроводов на низких опорах следует выполнять с использованием расчетных акселерограмм ЧЧО-АИО- где/—номер составляющей вектора колебаний; А — максимальное значение амплитуды ускорений; y

Величину ускорения колебаний на максимальной горизонтальной составляющей вектора сейсмических движений а точке О. находящейся е сейсмической зоне с интенсивностью / на соответствующей карте общего сейсмического районирования, рассчитывают с помощью формулы

где d — расстояние от точки О до середины отрезка прямой, проведенной через эту точку так. чтобы длина отрезка D. отсекаемого ограничивающими зону изосейстами. была минимальной. Значение dположительное. если точка О расположена относительно середины отрезка в сторону возрастания сейсмической балльности, и отрицательное — в сторону уменьшения.

А! — приращение сейсмической балльности в результате влияния местных грунтовых условий площадки. полученное при проведении ее сейсмического районирования.

16.5.4 Допускается использование расчетных акселерограмм, построенных на основе инструментальных записей сильных и промежуточных по величине землетрясений, зарегистрированных непосредственно на строительной площадке, либо в условиях близких к условиям площадки проектируемого трубопровода. или испольэоеаюге синтезированных расчетных акселерограмм, построенных с учетом условий площадки и ее положения относительно опасных сейсмогемных зон. При отсутствии инструментальных записей для генерации расчетных акселерограмм могут использоваться расчетные методы и данные о приращв*ми сейсмической балльности в результате влияния местных грунтовых условий площадки — д/. полученные при проведении ее сейсмического микрорайонирования. Если сейсмическое микрорайонирование площадки не проводилось, ускорение необходимо определять с учетом возможного изменения сейсмичности площадки из-за влияния местных грунтовых условий.

16.5.5 При оценке сейсмостойкости трубопроводов, установленных на перекрытиях здания или сооружения, в качестве внешнего сейсмического воздействия используют акселерограммы движения опор и креплений, полученные из расчета сооружения для отметок их установки (поэтажные акселерограммы).

16.5.6 Максимальные значения ускорения относятся к горизонтальным составляющим колебаний. При отсутствии инструментальных записей значения вертикальных ускорений основания допускается принимать равными 0.7 значений горизонтальных ускорений.

16.5.7 При раздельном использовании в расчетах трубопроводов на действие горизонтальных и вертикальных акселерограмм следует принимать наиболее опасные направления сейсмических воздействий.

16.5.8 Динамический расчет систем с конечным числом степеней свободы может быть выполнен по неявной или явной вычислительной схеме с учетом геометрической, физической или конструктивной нелинейности.

8 случае использования неявной вычислительной схемы расчет проводят методами численного интегрирования систем дифференциальных уравнений вида

l«Hx > ♦ [BRx) ♦ [ОД ♦ = — * (О [М[ (сов а>. (16.25)

где [/И] — матрица масс (инерции):

[8] —матрица демпфирования:

[С] —матрица жесткости;

< х). <х). <х>—векторы относительных ускорений, скоростей и перемещений соответственно:

Ч* (0 — ускорение основания расчетной модели (акселерограмма):

(cos а) — вектор направляющих косинусов.

Результирующий вектор внешних нагрузок <Я>, действующих на систему в любой момент времени, определяют по формуле

а максимальное вертикальное перемещение фунта принимать равным .

16.6./ Скорости распространения в грунтовом массиве продольной vP-. поперечной Vs -волн и воли Релея Уя определяют по данным сейсморазведки. На стадии разработки проектной документации значения Ур. Vs и VR допускается принимать по справочным данным.

Скорость еогмы Релея допускается определять по формуле

где коэффициент к 1). соединенного с прямыми трубами на концах, зависит от безразмерного параметра А (см. 9.3.1):

— при X £ 2.2 коэффициент гибкости вычисляют по формуле

где Кр — коэффициент гибкости отвода без учета условий закрепления на концах: £ — коэффициент, учитывающий жесткость прямых труб на концах отвода: а») — параметр, учитывающий влияние внутреннего давления

• при к > 2.2 коэффициент гибкости Кд — 1.0. Be тычину £ определяют следующим образом: -при А > 1.65 £ 1.0″.

to — центральный угол отвода, рад:

R — радиус отвода, мм.

А. 1.2 Для крутоиэогнутых и штампосвартяях отводов с сщгым или двумя фланцами коэффициент гибкости определяют по формуле

Источник