allgosts.ru75. ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА75.180. Оборудование для нефтяной и газовой промышленности

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

Обозначение:
ГОСТ 32388-2013
Наименование:
Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия
Статус:
Действует
Дата введения:
08/01/2014
Дата отмены:
-
Заменен на:
-
Код ОКС:
75.180.20

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

(ISC)

ГОСТ

32388—

2013


МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

ТРУБОПРОВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

Издание официальное

Стандарта нформ

2014

Предисловие

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

Код страны

по МК (ИСО 3166) 004—97

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

Армения

ЯМ

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Реслублюм Беларусь

Киргизия

KG

Кыргыэстандарт

Россия

RU

Росстатдарт

Таджикистан

TJ

Та джикстандарт

Узбекистан

UZ

Уэстэндэрт

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

©Стандарттформ. 2014

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

Содержание

»

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

Введение

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.

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ТРУБОПРОВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

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.

Издание официальное

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/см3). 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/см2). 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/см2 ). 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/см3). Конструкции и размеры

ГОСТ 12819—80 Фланцы литые стальные на Ру от 1,6 до 20.0 МПа (от 16 до 200 кгс/см2). Конструкции и размеры

ГОСТ 12820—80 Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0.1 до 2.5 МПа (от 1 до 25 кгс/см3). Конструкции и размеры

ГОСТ 12821—80 Фланцы стальные приварные встык на Р„ от 0.1 до 20.0 МПа (от 1 до 200 кгс/см2). Конструкции и размеры

ГОСТ12822—80 Фланцы стальные свободные на приварном кольце на Ру от 0.1 до 2.5МПа (от 1 до 25 кгс/см3). 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.

з

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:

ППУ — пенополиуретан:

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

грунта, м/с2:

Ат — укрепляющая площадь накладки, мм2:

Ар — укрепляющая площадь ответвления, мм2:

At к — максимальные расчетные ускорения для fc-й формы колебаний трубопровода при воздействии вдоль У = {X. У. Z}. м/с2;

А, уып — ускорение нулевого периода по направлению/ = (X. Y, Z}. м/с2; а7“ — максимальное значение ускорения спектра ответа, м/с2;

э;(Г«) — спектр ответа (поэтажный спектр ответа) при воздействии а направлении/-{X, V, Z). м/с2;

Ьт — ширина накладки, мм:

с — суммарная прибавка к толщине стенки, мм: сф — сцепление грунта. Н/мм2;

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, мм2: 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, мм4:

1Ь — моменты инерции поперечного сечения штуцера, мы4;

fpi — полярный момент инерцуы поперечного сечения штуцера, мы4:

— 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:

М0 — 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:

R г

s

St soe

Sff. Sffo-

SRT\’SR3'

S*u

■“

Vp. Vs, V* -


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:

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

м/с:

максимальная скорость грунта при землетрясении, м/с: момент сопротивления поперечного сечения при изгибе, мм3: 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. %;


Opr

°егч

°а^сл <*i си

®2 10*Д

в«ю'л

®м< Оал

О.

ъ

О,

Оги

<*г*


относительное демпфирование, в долях от критического: объемный вес грунта. Н/мм3;

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 10s ч при расчетной температуре г X, МПа:

условный предел ползучести при растяжении, обусловливающий деформацию 1 % за

2-10s 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 < р < 0 МПа (вакуумные);

• с внутренним избыточным давлением 0 МПа £р й 10 МПа;

• с высоким внутренним избыточным давлением р > 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


(5.1)


При определении допускаемых напряжений для низко* и среднетемпературных трубопроводов ха* рактеристики длительной прочности в2.10</( и о1<2,10*„ не используются.

При отсутствии данных об условном пределе текучести при 1 %*ном остаточном удлинении в1ВМ допускается использовать значение условного предела текучести при 0,2 %-иом остаточном удлинении ос 2,,, при этом допускается коэффициент запаса по ов2., вместо 1.5 принимать равным 1.3. Допускаемые напряжения для титановых сплавов вычисляют по формуле

[в] = £ь2.. (5.3)

где коэффициент Пц принимают:

• для титанового листового проката и прокатных труб пы - 2.6;

• для титановых прутков и поковок л„ - 3.0.

При отсутствии данных о пределе текучести и длительной прочности допускаемое напряжение для алюминия, меди и их сплавов вычисляют по формуле

[о] (5.4)

где коэффициент принимают:

• для алюминия, меди и их сплавов ли = 3.5;

• для алюминиевых литейных сплавов - 7.0.

Если допускаемое напряжение для рабочих условий определено по формуле (5.4). то для трубопроводов из алюминия, меди и их сплавов допускаемое напряжение при испытаниях вычисляют по формуле

<Уао


(5.5)

где коэффициент принимают:

• для алюминия, меди и их сплавов п^- 1,8:

• для алюминиевых литейных сплавов = 3.5.

5.3.2 Нормативные значения [о] рекомендуется принимать согласно справочной и научно-технической литературе.

5.3.3 Для стальных трубопроводов, работающих в условиях ползучести при разных расчетных температурах за допускаемое напряжение разрешается принимать (о]е. вычисляемое по формуле


где т,. т2, ...,гл — длительность периодов эксплуатации трубопровода с расчетной температурой стенки соответственно Г,. f2.....С- ч;

(о],, [оь.....[at, — номинальные допускаемые напряжения для расчетного срока эксплуатации при

температурах соответственно t2.....*„, МПа:

т—показатель стелет в уравнениях длительной прочности стали (для легированных жаропрочных сталей рекомендуется принимать т - в);

t0 t, — общий расчетный срок эксплуатации, ч.

«

Допускаемые напряжения принимают в интервалах температур не более 30 "С. При необходимости определения эквивалентных долусхаемых напряжений для интервала температур более 30 *С следует использовать среднее значение показателя степени согласно экспериментальным даншм с базой испытаний не более 0.1 от ресурса, но не менее 104 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 <ру. и поперечного сварного шва <р* при сжатии принимают «ру = 1. в* = 1, а при растяжении

• для стальных трубопроводов согласно 5.4.3—5.4.6:

• для трубопроводов из алюминия и его сплавов согласно таблице 5.3:

• для трубопроводов из меди и ев сплавов согласно таблице 5.4:

• для трубопроводов из титана и его сплавов согласно таблице 5.5:

• для бесшовных труб и деталей <ру = 1.

5.4.2 При расчете на внутреннее давление труб и цилиндрических деталей не учитывают поперечный шов, а при расчете на осевое усилие — продольный шов.

5.4.3 Коэффициенты прочности при растяжении фу. <р„ для стыковых сварных соединений стальных трубопроводов при растяжении, выполненных любым допущенным способом (автоматической, полуавтоматическом или ручной дуговой сваркой), обеспечивающим полный провар по всей длине стыкуемых элементов. при контроле шва радиографией или ультразвуком по всей длине шва принимают по таблице 5.1.

Таблица 5.1 — Коэффициенты прочности сварных швов для стальных трубопроводов

Стал» и способ сяарси

ру про расчетном температуре

510 *С т меиее

530 *С я более

Углеродистая, низколегированная, марганцовистая, хромомолибденовая и аустенитная при любом способе сварки

1.0

1.0

Хромомолибае1юоанадиооая и высокохромистая: • при электрошлакоеой сварке

1.0

1.0

• при электронно-лучевой сварке

1.0

0.9

• при ручной дуговой сварке, контактной стыковой сварке, автоматической стыковой сварке под флосом

1.0

0.7

Примечание — При расчетной температуре от 510 *С до 530 *С значение коэффмдиенга фу определяют линейным интерполированием между указанными значениями.

5.4.4 Коэффициенты прочности стыкового сварного соединения фу. фа. контроль качества которых радиографией или ультразвуком допускается проводить не по всей длине каждого шва. рекомендуется принимать согласно 5.4.3. умноженными на следующее значение:

• при выборочном контроле ив менее 10 % длины данного шва — 0.8:

• при отсутствии контроля или при выборочном контроле менее 10 % длины данного шва — 0.7.

5.4.5 При наличии смещения кромок сварных труб коэффициенты прочности сварного соединения фу. Фж. определенные в соответствии с 5.4.3 и 5.4.4. должны быть уменьшены пропорционально смещению кромок. Например, при смещении кромок на 15 % значение коэффициентов должно быть умножено на 0.85.

5.4.6 Усиление сварного шва при определении коэффициентов прочности Ф,. ф„ не учитывают.

5.4.7 Коэффициент прочности поперечного сварного стыка стальных труб и деталей при изгибе фАа определяют в соответствии с 5.4.S—5.4.6. но не более значений, приведенных в таблице 5.2.

Коэффициент прочности поперечного сварного стыка рь* для труб из алюминия, меди, титана и их сплавов принимают равным ф„..

Таблица 5.2 — Коэффициенты прочности поперечного сварного шва для сталыых трубопроводов

Стал»

дя* 'РУ6

бесшовных

электросаариых

Аустеамгная хромоникелевая и высокохромистая

0.6

0.7

Хромомолибденоввнадиевая при расчетной температуре:

• 510 *С и моиоо

0.9

1.0

- 530 *С и более

0.6

0.7

Углеродистая, марганцовистая и хромомогмбденовая

0.9

1.0

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

0.90

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

0.85

Стыковой с двустороннем сплошным проваром, аыпотяемьм ручной дуговой сваркой

0.80

Стыковой одностороннем, тавровый, выполняемые всеми способами сварки

0.75

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

0.92

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

0.90

Стыковой с двусторонним сплошым проваром, еыпотъняемвн ручной дуговой сваркой

0.85

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

0.80

Паяное внахлестку

0.85

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

0.95

0.85

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

0.90

0.80

Соедненение втаер. сплошной провод не обеспечивается

0.80

0.65

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

0.70

0.60

* 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

s 2 s„ ♦ с, (5.7)

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

«гвм + с*. (5.8)

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.

Здесь:

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 - с, ♦ сг: (5.9)

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

с, = с„ ♦ с12. (5.10)

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

Показатель

0^ нм

$25

* 57

* 114

* 219

$ 325

*377

>42в

Наименьшая отбраковочная толщина, им

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

5.5.3 Отбраковочная толщина стенки (s) деталей трубопровода равна

[s] - max (Ss + с,; s.„). (5.11)

Примечания

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

Способ прокладки

Коэффи-ДИОН г

надежности

Г,

вид

Шифр

Характеристика

Беси*

малый*

В ь»«але. поме* щемим

Надави*

на*

Постоян

ные

1

Собственный вес труб, деталей, арматуры и обустройств

+

1.1 (0.95)

2

Вес изоляции и футеровки

+

+

+

1.2 (0.9)

3

Вес и даелемге грунта

1.2 (0.8)

4

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

+

+

1.0

5

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

+

+

1.0

6

Натяг упругих опор

+

4*

1.0

Длительные вре-менные

7

Внутреннее давление*; распорные усилия осевых компенсаторов

+

+

+

1.0

8

Вес транспортируемого вещества и отложений

+

1.0(0.95)

9

Температурный перепад*

+

1.0

10

Смешения креплемы от нагрева присоединенного оборудования или от сейсмического воздействия

4*

«4

4*

1.0

Окончание таблицы 6.1

Нормативные иагрумм и ооадейстаиа

Способ прокладки

Коэффи-

циеит

надежности

т,

Вид

Шифр

Харахтармстиса

Бесса-

ияльиея

В к»«апо. помещении

Налэеи'

мая

Кратко-

временные

11

Снеговая

+

1.4

12

Гололедная

+

1.3

13

Ветровая

+

1.4

14

При срабатывании предохранительного клапана

+

1.4

15

От подвижного состава

+

См. 6.2.12

Особые

16

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

+

1.0

Примечания

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

Дl = (6.1)

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

Z0*. (6.2)

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 м2 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

Я.» - + wp) Ot. (6.4)

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

wm-w0k (2,)с1(Гэ, (6.5)

где w0 — 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

с* с,sin2 ш. (6.6)

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:

♦ при Ок £ 70 мм

0^ = 9 10^ к i*p, (D* ♦ Мр,). (6.7)

♦ при £>„ > 70 мм

^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/мм2.

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

^ = Яу «9 (пт + 2yrp c*x D2 »9 (л. Фгр) * 0.6 яDk сф. (6.9)

где <р,р — угол внутреннего трения грунта, радиан; сф — сцепление грунта. Н/мм2:

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

як “V<jL+qL * <6-10>

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

Як = Я„. (6.11)

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, = -0.056JJ2 ♦ 0.416Р ♦ 0.095; (6.12)

• для глин и суглинков

с, = -0.046Р2 ♦ 0.367Р ♦ 0.06. (6.13)

где

Z-Dt /2

при

2'Dk/2

О*

D,

Z-D„ 12 „

4

при

-^-*4.

Dk


(6.14)

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

(7.4)

(7.5)


Таблица 6.2 — Рекомендуемые значения коэффициента пл

Характер иагружеиия

Коэффммеит пт

ППУ-изоляция

Другая изоляция. Без изоляций

Многократное чередованы® циклов нагрев—охлаждение

0.33

0.67

Однократный нагрев (охлаждошо)

0.67

1.00

Кратковременное приложение нагрузки

1.00

1.15

Примечания

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 Трубы

7.1.1 Расчетная толщина стенки трубы


Р Ifi,


+ р


(7.1)


7.12. Допускаемое давление для труб


tPl


2*,М(«-с)


(7.2)


О,-(5-С) •

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


Sr


Dt(0.375g, +0.546g2) МПь


(7.3)


% - 1 ♦ 4-10-7 (*„ Dв + 4 p)(DJsf : ко — коэффициент постели (сбоку). Н/мм3:

*0 = *0u /(*0, + ^Огр)'

В этой формуле когр. Н/мм3:

'Ofp


0,l2Efc6ot г)гр (1-|i2)i/l000Dk


(7.6)


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:

(7.7)


1)п> г 0.5470* - р ♦ 0.854.

ja/Z при a/Z<1.

(7.8)


{ 1 приа/ZSI.

Рекомендуемые значения ^ для проверки условия (7.3) приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 — Значения коэффициента к^

ППУ-юопяци. ври one побегом пр« температуре. С

Н/мм5

100

5Ю-3

20

15-10-3

7.2 Отводы

7.2.1 Расчетную толцину стенки отвода вычисляют по формуле

(7.9)

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 £ 22,5е (рисунок 7.1.6) вычисляют по формуле

4


4


R 1

а-

-R


-2


(7.10)


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)

1

♦г 4


Р»

R

Dj-Sf,


-1


-2


(7.11)


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

Таблица 7.2

RJDa

& 1.0

а 2.0

к,

1.3

1.0

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

я


-1


К


в max


(7.12)


О» -


-2


8



Рисунок 7.1 — Отвода


^ L» s> U-5Z

;a fl1* 4-2s, Jo,-2s.


7.2.3 Допускаемое давление для отводов равно

2*у(5-С)И М * йД -IS-C)

7.3 Переходы

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

р|р, 2фу [c)oosa+|p

• со стороны меньшего диаметра

p\Di 2ф„ [a)cosa+|p

Формула (7.14) применима при соблюдении следующих условий:

а) s, £ s2:

б) при a £15*

0.003 £ £0.35;

или при 15* <в£45*

0.003 £ р^.-Д £0.15;

.I, 2sina li*_52. Oi “ 2»i ^fcosa Vv 0| - 2s,

(7.13)

(7.14)

(7.15)

(7.16)

(7.17)

(7.18)

(7.19)


Угол наклона образующей а рассчитывают по формуле

а = arctg • (7.20)

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

(7.21)


г 1 2<j>,[aicosa(s2-e) W---(s< -с)

7.4 Тройники и врезки

7.4.1 Приведенные далее формулы применимы при следующих условиях:

• расстояние между наружными поверхностями соседних ответвлений тройников или врезок превышает ве/ычину

2.^0,-s-eHs-c). (7.22)

в противном случае (например, при расчете коллекторов с близкорасположенными ответвлениями) расчет коэффициента следует выполнять для ряда отверстий с учетом их взаимного влияния;

• соблюдается условие d/D й 1;

• соблюдается условие (а - c)lDt £0.1.

7.4.2 Если угол между осью ответвление и осью магистрали не менее 75*. расчетную толщину стенки определяют согласно 7.4.3. Если угол между осью ответвления и осью магистрали 75* > 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

НА (7.23)

2min<4)r.^tf)Job|p|

где<рд — расчетный коэффициент снижения прочности магистрали тройника (врезки), вычисляемый в соответствии с 7.4.5.

7.4.4 Расчетная толщина стенки ответвления

(7.24)


|p|-rf.

2<p,[oU+|p

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

9а =


175 +



2(s-c)^0*-» + c)(s-c) ).


(7.25)


^0,-s + cHs-c)

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


= (726)

Для штампованных {штампосварных) тройников (рисунок 7.3,6) вместо величины d в формулу (7.25) следует подставлять

dM = d*025r,t (727)

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:

Л, = 2йЛ(%-с,)-Ям1; <7.28)

• для вытянутой горловины штампованного (штампосварного) тройника, конструкция которого соответствует рисунку 7.3.6:

= 2(ftM — — cs) — SoJ ♦ 2Лв ((Sj — ce) — Sjj], (7.29)

где минимальные толщины стенок определяют по формулам:

• для сварных тройников и врезок

(7 30)

• для штампованных

а


ое


Pd,


•в


2[о)-р


(7.31)


(7.32)


* 2[«1в-р '

8 случае если hbs < Ле. следует принимать = Ле.

6

а — сааояой ipotbtx (врезка). б — штамповаимми (штамяосварпой) тройник Рисунок 7.3 — Тройники и врезки


7.4.7 Используемое при расчете значение высоты ответвления принимают по чертежу, но не более следующих значений:

• для сварного тройника и врезки

h„=hbl=X25^d^7^H^^): (7.33)

• для штампованного (штампосварного) тройника

Ь> = hbs = 125 V(da - s, + с, )<s, - ct). (7.34)

При одновременном укреплении отверстия ответвлением и накладкой (рисунок 7.3. а) высоту укрепляющей части ответвления Л0 принимают без учета толщины накладки:

Лв=125^в-5вв)(5.-сЛ). (7.35)

7.4.8 Укрепляющую площадь накладки определяют по формуле

К = 2b„sn. (7.36)

Используемое в расчете значение ширины накладки Ья (рисунок 7.3) должно соответствовать размеру по чертежу конкретной накладки, но не более

Ь„ = 4/(D,-s+c)<s+ s„-c). (7.37)

7.4.9 Для сварных тройников и врезок с наклонным ответвлением при 75* > у г 45* выбранные размеры проверяют по условию

(7.38)

отдельно для левой и правой стороны.

Площадь нагружения А0 и площади сопротивления (А, для магистрали. Аг для ответвления и А3 для накладки) следует определять согласно рисунку 7.4.

Высоту ответвления вычисляет по формуле

/ у \ г--(7.39)

sp+0.25 ^j^(d*-se+cB)(se-ct))

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

• при 90*>у£75*

(7.40)


r«t 2|в)т«(ек.е*К«-с). 2*г1вН*б-вб>У

• с наклонным ответвлением при 75е > уй 45*

(Pi


[о]


(7.41)


0.5


Д, +Д2 +0.7 А3

7.5 Заглушки

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

«1оХШЕ

г»0


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):


(7.42)


(7.43)


*ЯЗ'

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

тг*г М •


(7.44)


1У1 0.12(0-г)2


(7.45)


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

(7.46)


(7.47)


(7.48)


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


т0

3*3 = 0.41 (О* 4»^

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)

^ “ 0.17{D+b? ^ '

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.

Si„ =0.5 0.^. (7.49)

где принимают е соответствии с рисунком 7.5.

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

lPl“ М*


oisoi

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





(7.50)

s


яз


НА D.

4[о]вг+1р| 2/1


(7.51)


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

[Р1*


8(»-су>

0|-2ft(s-c)


(7.52)


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 <H(Da - 2s) й 0.6 (рисунок 7.6. б. в .г) равна

. M-о, рд

(7.53)


4пип(«ру:«М(о)+|р| 2h

где — коэффициент снижения прочности эллиптической заглушки, ослабленной укрепленным отверстием, вычисляемый в соответствии с 7.5.14.

7.5.13 Допускаемое давление для эллиптической заглушки с центральным отверстием при 0.5 й h!Da S 0.2 и 0.1 a (s - с)Юа 2 0.0025 и <S(Da - 2s) £ 0,6 (рисунок 7.6. б—г) равно

(7.54)





• — без отверстий. 6 — с отбортомшшм отверстием; в — со штуцером и укрепляющей ищсладкой.

i — с проходящим штуцером

Рисунок 7.6 — Эллиптические загпуики

7.5.14 Коэффициенты прочности заглушек сотверстиями «р, (рисунок 7.6. е, г) определяют в соответствии с 7.4.5 при «в - sR3 и s a Sr3 ♦ с. а коэффициенты прочности заглушек с отбортованными отверстиями (рисунок 7.6. б) — согласно 7.4.5 при й6 = L - /- h.

8 Поверочный расчет трубопровода на прочность. Общие положения

8.1 Расчетная модель трубопровода

8.1.1 Трубопровод рассматривается как упругая стержневая система. Следует стремиться к тому, чтобы расчетная схема правильно учитывала конструктивные особенности, которые влияют на НДС трубопровода.

При раскрытии статической неопределимости следует учитывать повышенную податливость на изгиб криволинейных труб (эффект Кармана), секторных колен, косых стыков и ответвлений (тройников). Для этого определяют коэффициенты податливости этих элементов, полученные с использованием теории оболочек или из экспериментов. Рекомендуемая методика их определения приведена е приложении А.

8.12 Расчетная cxeua трубопровода не должна представлять собой геометрически изменяемую или мгновенно изменяемую систему (в терминах строительной механики).

8.1.3 Трубопровод разбивают на прямолинейные и криволинейные (очерченные по дуге окружности) участки. Точки сопряжения участков служат расчетными узлами. В число расчетных узлов включают:

• места присоединения к оборудованию:

• места присоединения к опорам;

• точки излома или разветвления осевой линии трубопровода;

• точки изменения поперечного сечения, нагрузок и свойств грунта.

8.1.4 Внешние статические нагрузки рассматривают как сосредоточенные или равномерно распределенные. Наряду с ними в расчетах статически неопределимых стержневых систем учитывают деформационные воздействия, вызванные температурным нагрееом (охлаждением), смешением опор или оборудования . а также предварительной растяжкой (сжатием) трубопровода.

8.1.5 Опоры и подвески моделируют жесткими, линейно-упругими и фрикционными связями, препятствующие перемещениям трубопровода, при этом необходимо учитывать такие нелинейные эффекты как трение и отклонение тяг подвесок от вертикального положения.

8.1.6 Пружинные опоры и подвески моделируют упругими связями с учетом нелинейных эффектов от трения и отклонения тяг подвесок от вертикального положения. Пружины и усилия затяга подбирают по нормативным значениям нагрузок (коэффициенты надежности по нагрузке у согласно 6.1.1 учитываться не должны).

8.1.7 Сильфонные, линзовые и сальниковые компенсаторы моделируют как линейно упругие сочленения стержней осевого, шарнирного или сдвигового типов (в зависимости от их конструкции). Жесткость компенсаторов определяют по стандартам или данным заводов-изготовителей. При расчете трубопровода с осевыми или универсальными неразгруженными компенсаторами необходимо учитывать распорное усилие. определяемое согласно 8.5.6.

8.1.8 Трубопроводную арматуру моделируют недефоротируемыми (абсолютно жесткими) стержневыми элементами.

8.1.9 При моделировании точек присоединения трубопровода к сосудам и аппаратам, а также к резервуарам для хранения нефти и нефтепродуктов рекомендуется учитывать локальные податливости стенки (обечайки, днища, крышки) в месте врезки штуцера, а также общую податливость сосуда или аппарата. Податливости определяют по результатам эксперимента или с помощью численных методов (МКЭ).

8.1.10 В точках присоединения трубопровода к оборудованию необходимо учитывать смещения этих точек от нагрева присоединенного оборудования.

8.1.11В точках присоединения трубопровода к резервуарам для хранения нефти и нефтепродуктов должны учитываться смещения и углы поворота патрубка, вызванные деформацией стенки резервуара под давлением продукта, а также просадкой резервуара.

8.1.12 Взаимодействие трубопровода с грунтом должно учитываться по апробированной методике с учетом бокового отпора грунта в поперечном направлении (вертикальном и горизонтальном), а также сопротивления грунта в продольном направлении.

8.1.13 Расстановка опор и подвесок призвана обеспечить допустимый уровень напряжений в элементах трубопровода от несанеуравновешенной (в частности, весовой) нагрузки. При этом рекомендуется избегать случаев, когда в рабочем состоянии трубопровода опоры и подвески оказываются недогруженными или выключаются из работы. В холодном (нерабочем) состоянии трубопровода допускаются недогрузка или выключение из работы опор и подвесок.

8.1.14 Силы трения е опорах и при взаимодействии трубопровода с грунтом определяют согласно 6.2.13.

8.1.15 Коэффициент перегрузки кр принимают:

• для низко- и среднетемпературных трубопроводов кр - 1, но при этом учитывают коэффициенты надежности по нагрузке у. согласно 6.1.1;

• для высокотемпературных трубопроводов не учитывают коэффициенты надежности по нагрузке у согласно 6.1.1. При выполнении расчета трубопровода без существенных упрощений (учтены все ответвления. опоры и т. д.) и при его монтаже по действующим инструкциям коэффициент перегрузки принимают равным кр- 1.4; если дополнительно к указанным условиям производят специальную корректировку затяжки пружин промежуточных опор (для учета отклонений фактических значений ееооеой нагрузки, жесткости пружин опор и температурных перемещений от принятых в расчете значений), а также выполняют наладку трубопровода, то может быть принято кв - 12.

8.2 Сочетания нагрузок и воздействий

8.2.1 Полный поверочный расчет состоит из нескольких расчетов на различные сочетания нагрузок и воздействий, называемых этапами расчета (таблица 8.1). Критерии прочности, соответствующие каждому этапу расчета, приведены в 9.1.1.

82.2 Поверочный расчет трубопровода проводят как на постоянные и длительные временные нагрузки (режим ПДН). таки на дополнительные воздействия кратковременных нагрузок (режим ПДКОН). а также на особое сочетание нагрузок при сейсмическом воздействии (режим «сейсмика*}. Шифры нагрузок и воз* действий указаны в таблице 6.1.

Для средне-и высокотемпературных трубопроводов расчеты этапов 1. 2. 3.4 являются обязательными

Расчеты этапов 5. 6 необязательны. Необходимость дополнительного поверочного расчета этапов 5.6 определяется заказчиком или органами надзора.

Расчеты этапов 7. 8 обязательны для трубопроводов, расположенных на площадках с сейсмичностью 7.8 и 9 баллов по шкале MSK-64.

Таблица 8.1 — Сочетания нагрузок и воздействий (этапы расчета)

Номер

91ЯЛ9

Этап расчета

Сочетание нагрузок и аоздойстаий по таблице 6.1

Цегк расчета

Режим гщн

1

Действие постоянных и длительных временных несамоуравноеешенных нагрузок а рабочем состоянны

1.Z3. 5.6.7.8

Оценка статической прочности: оцонва устойчивости

2

Действие постоянных, длитепьных временных самоурао! ювешо ■ 1ых и несэ-моурааноеешенмых нагрузок и воздействий в рабочем состож-ми

1.Z3.4.5.6.7.8.9.10

Оценка статической прочности: оценха нагрузок на оборудование. опоры и конструкции; оценка перемещений

3

Действие постоянных, длитепьных временных самоураеновешенмых и неса-неуравновешенных нагрузок и воздействий в холодном (нерабочем) сосгоянми

1.Z3.4, 5.6.8

Оценка статической прочности: определение нагрузок на оборудование. опоры и конструкции: оценка перемещений

4

Расчет на малоцикловую усталость

Разность усилий по этапам 2 и 3

Оценка мапоциспоеой усталости

Режим ПДКОН

5

Действие постоянных, длительных временных, кратковременных и особых несамоуравноеешенных нагрузок в рабочем состоянии

1. Z 3. 5. 6. 7. 8. 11. 1Z 13. 14. 15. 16

Оценка статической прочности: оценка устойчивости

6

Действие постоянных, длительных временных, кратковременных и особых санеуравновешенных и несамоуравно-вешвтых нагрузок и воздействий в рабочем состоянии

I. Z3.4.5.6. 7. 8. 9. 10.

II. 12,13.14.15

Оценка нагрузок на оборудование. опоры и конструкции: оценка перемещений

Режим «сейсмика»

7

Действие постоянных, длительных временных, кратковременных неса неуравновешенных и сейсмических нагрузок в рабочем состоянии

1.2. 3. 5. б. 7.8.16

Оценка статической прочности: оцо<гд устой-МО ости

в

Действие постоянных, длительных временных, кратковременных и сейсмических самоуравнюеешенных и несамоу-раеновешенных нагрузок и воздействий в рабочем оостояныи

1.2. 3.4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 16

Оценка нагрузок на оборудование. опоры и конструкции; оценка перемещений

8.2.3 Расчет по этапам 5.6 доджем быть выполнен с учетом неблагоприятных сочетаний нагрузок и воздействий. Учитываемые е расчетах типы кратковременных и особых нагрузок из таблицы 6.1 и их сочетания выбирает проектная организация из анализа реальных вариантов одновременного действия различных нагрузок на трубопровод. В зависимости от учитываемого состава нагрузок следует раз* личать.

а) основные сочетания нагрузок, состоящие из постоянных (1—6). длительных временных (7—10) и кратковременных (11 —15) нагрузок:

б) особые сочетания нагрузок, состоящие из постоянных (1 —6). длительных временных (7—10). крат* кое ременных (11—15) и одной из особых нагрузок (16). В особых сочетаниях нагрузок кратковременные нагрузки (11—15) допускается не учитывать.

8.2.4 Если трубопровод эксплуатируют при различных режимах работы (температура, давление, состояние включеиия/выкпючения насосов и задвижек, пропаривание, промывка, продувка и т. д.), то рас* чет следует выполнять для того режима работы, которому соответствуют наиболее тяжелые условия нагружения всех элементов трубопровода.

Если такой режим невозможно установить, то расчет выполняют для каждого из возможных режимов работы и проводят проверку статической прочности, определяют нагрузки на оборудование по этапам 1.2 или 5.6 в зависимости от длительности режима (ПДН или ПДКОН).

8.2.5 Расчет трубопровода в состоянии испытаний проводят в режиме ПДКОН. При этом расчетную температуру и давление принимают согласно 6.2.2. Вместо веса транспортируемого продукта задают вес вещества, которым проводятся гидравлические испытания. Расчет в любом случае ведут как для среднетемпературного трубопровода. По этапу 5 учитывают нагрузки 1.2.3.5.6,7.8. а по этапу 6— нагрузки 1.

2.3.4.5.6.7.8.9.10 (см. таблицу 6.1).

8.2.6 Свойства материала (допускаемые напряжения (о), модуль упругости Е. коэффициент линейного расширения а) при 20 *С и при расчетной температуре должны соответствовать государственным стандартам, техническим условиям и другим действующим нормативно-техническим документам и должны быть подтверждены сертификатами заводое-иэготоеителей.

Значения [о]. Е. ос, v определяют по нормативным и справочным данным с учетом влияния температуры и способа изготовления.

Значения [о]. Е. а определяют на этапах 1. 2. 5.6 при расчетной температуре Г. на этапе 3 — при температуре 20 *С (см. таблицу 8.2).

Если расчетная температура ниже 20 *С. то для средне* и высокотемпературных трубопроводов Е. а и [о] допускается принимать при температуре 20 *С.

8.2.7 На этапах 2 и 6 расчет ведут на положительный или отрицательный температурный перепад е соответствии с 6.2.6. На этапах 1.3 и 5 расчет ведут при нулевом температурном перепаде (принимают t- С. см. таблицу 8.2).

8.2.8 На этапе 3 при определении влияния сил трения или отклонений подвесок необходимо учитывать. что перед началом охлаждения трубопровод имеет перемещения, обусловленные его нагревом в рабочем состоянии по этапу 2.

8.2.9 Напряжения на всех этапах расчета вычисляют по номинальной толщине стенки элемента.

8.2.10 Расчет трубопроводов при определении перемещений, нагрузок на опоры и оборудование и оценке устойчивости проводят по расчетной температуре.

8.2.11 Расчет высокотемпературных трубопроводов на этапах 2. 3. 6 и 8 при оценке статической прочности ведут по фиктивным температурам x4t 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<*шх этапах расчета

Этап я цель расчета

Низко- я средиетемпературяый трубопровод

высокотемпературный

трубопровод

их Л

принимают

\а\.Е.а

принимают

при

*. А. Л принимают равными

принимают

при

Этапы 1. 5. 7

t.0.0

г

<к.0.0

г

Этапы 2. 6. 8 Оценка перемещений: оценка устойчивости:

определение нагрузок на оборудование, опоры и конструпвт

/. Д. А

t

1.Д.Л

(

Этапы 2. 6. 8

Оценка статической прочности

/.А. А

1

ZtZ-AO

t

Этап 3

Оценка перемещений:

определение нагрузок на оборудование.

опоры и юнструпаы

/„.Л. А

20 *С

<-•0.0

20 *С

Этап 3

Оценка статической прочности; определение нагрузок на оборудование, неподеижуые опоры

-54.-8-Д. 0

20 *С


Примечание—Л—собственные смешения опор от нагрева присоединенного оборудования. Л — предварительная (монтажная) растяжка и собственные смещения опор не от нагрева присоединенного оборудования.


Значения коэффициентов % и 5 принимают по графикам рисунков 8.1 и 8.2.

Нормативные значения коэффициентов * и 5 для других материалов, не представленных на графиках рисунков 8.1 и 8.2. определяют из расчета релаксации напряжений на задажый назначенный ресурс с учетом физических свойств и характеристик длительной прочности и ползучести материала.

Для приближенных расчетов коэффициенты z и 6 допускается принимать для углеродистых и низколегированных сталей по кривым 1 (рисунки 8.1 и 8.2). для легированных неаустемитных—ло кривым 2. а для легированных аустенитных — по кривым 3.

При расчете высокотемпературных трубопроводов должны таюке выпотяться требования 8.1.15.

У — стали 20. 16ГС: 16ГС. 2— стали 12Х1МФ. 15Х1М1Ф. 1SXM. I2UX. 3—стали Х18Н10Т. X16H12T Рисунок 8.1 — Коэффициент усреднения компенсационных напряжений z

Рисунок 8-2 — Коэффициент релаксации компенсационных напряжений S

8.3 Применение и учет предварительной растяжки

8.3.1 Предварительную (монтажную) растяжку Л в низко* и высокотемпературных трубопроводах при* меняют для повышения их прочности и уменьшения нагрузок, передаваемых на опоры и оборудование в рабочем состоянии, а е среднетемпературных трубопроводах—для уменьшения нагрузок, передаваемых на опоры и оборудование. В высокотемпературных трубопроводах применение монтажной растяжхи позволяет при определенных условиях понизить эффект накопления деформаций ползучести в наиболее напряженных участках трубопровода.

8.3.2 Применение предварительной растяжки обосновывают расчетом, так как ее воздействие может быть и отрицательным. Применять монтажную растяжку необязательно. Вопрос о целесообразности ее применения, а также о ее значении и месте выполнекыя следует решать с учетом конкретных особенностей трубопровода.

8.3.3 Следует назначать величину растяжки Л в низко- и с ре дне температурных трубопроводах не более 50 % воспринимаемого температурного расширения, а в высокотемпературных — не более 100 5%. где коэффициент 6 определяют по рисунку 8.2.

8.3.4 Если качество предварительной растяжхи не гарантируется, то расчет выполняют без ее учета. При оценке перемещений, устойчивости и нагрузок на опоры гарантируемую предварительную растяжху учитывают для низко- и среднетемпературного трубопроводов на этапах 2,3.6.8. а для высокотемпературных — на этапах 2.6.8 (см. таблицу 8.2).

8.3.5 Для высокотемпературного трубопровода при расчете по этапу 2 монтажную растяжху учитывают только при определении нагрузок на оборудование. При этом расчет выполняют в двух вариантах (см. таблицу 8.2):

• с учетом монтажной растяжхи и введением действительной температуры нагрева Г для вычисления нагрузок на опоры:

• без учета растяжки и с введением фиктивной температуры нагрева gf—для вычисления напряжений в трубопроводе.

8.3.6 Если значение монтажной растяжки для высокотемпературного трубопровода превышает значение. указанное в 8.3.3. то обязательно проводят расчет по этапу 3. При этом не учитывают эффект самора-стяжки в рабочем состоянии (т. е. расчет ведут как для средивтемпературного трубопровода).

8.3.7 Монтажную растяжку в расчете трубопровода учитывают заданием соответствующих взаимных смещений стыкуемых сечений.

8.4 Определение и оценка нагрузок на оборудование, опоры и строительные конструкции

8.4.1 Нагрузки, передаваемые трубопроводом на присоединенное оборудование, опоры и строительные конструкции, определяют на этапах 2.3.6 и 8.

8.4.2 Горизонтальные нагрузки от сил трения на подвижные опоры трубопровода определяют из условия

■JqI+qI = йОу- (8-1)

где q, —боковая составляющая силы трения (поперек оси трубы), q, —продольная составляющая силы трения (вдоль оси трубы):

ц —коэффициент трения, принимают по таблице 8.3:

Оу — вертикальное давление трубопровода на подвижную опору:

д,. Д, — линейные перемещения вдоль и поперек оси трубы соответственно.

Компоненты силы трения q, и q, на перемещениях в плоскости скольжения должны совершать отрицательную работу (т. е. каждая пара значений qг, \ и qt, д, должна иметь противоположные знаки).

Компоненты силы трения q, и q, (рисунок 8.3) определяют последовательными приближениями в зависимости от перемещений трубопровода д, и Д2.

Рисунок 8.3 — Схема нагрузок на опору

Таблица 8.3 — Коэффициенты трения

Тип опоры

Коэффициент трения р

Скользящая (сталь по стали)

0.3

Скользаиая (фторопласт по фторопласту)

0.05

Кат новая, шариковая

0.1

8.5 Учет влияния компенсаторов при расчете трубопровода

8.5.1 Компенсаторы состоят из одного или нескольких гибких элементов (рисунок 8.10. а) и набора деталей, предназначенных для крепления гибких элементов, восприятия тех или иных нагрузок, присоединения к трубопроводу и т. д.

По конструктивно-технологическому исполнению гибкого элемента различают следующие типы компенсаторов: линзовые компенсаторы с гибкими элементами, сваренными из двух лолулинэ; сильфонные компенсаторы с гибкими элементами, полученными методом гидроформовки: компенсаторы с омегообразными гофрами; резиновые компенсаторы; тканевые компенсаторы: сальниковые компенсаторы и некоторые другие.

8 зависимости от характера перемещений, которые необходимо компенсировать, применяют следующие типы компенсаторов:

• осевые компенсаторы (рисунок 8.4. а—в);

• угловые компенсаторы (рисунок 8.4. г):

• сдвиговые компенсаторы (рисунок 8.5. а—е):

• универсальные: сдвигово-поворотноосевые, сдвигово-осевые, поворотно-осевые, сдвигово поворотные.


Рисунок 8.4 — Схема работы осевого и углового компенсаторов




_L

С__




Рисунок 8.5 — Схемы работы сдвиговых компенсаторов


8.5-2 Компенсаторы выбирают по данным за вода-изготовителя в зависимости от максимального рас* четного давления, температуры, рабочей среды и компенсирующей способности.

8.5.3 Устанавливают компенсаторы согласно схемам и рекомендациям заводов-изготовителей.

8.5.4 При поверочном расчете трубопровода компенсаторы рассматривают как элемент, характеризуемый в зависимости от конструкцт компенсатора осевой, кзгибной и/или сдвиговой жесткостью, определяемыми по нормативным документам или по данным заеодое-изготовителей.

8.5.5 Силу трения в сальниковом компенсаторе Н. определяют как наибольшее значение, вычисленное по формулам:

(8-2)

9* г 2 р LtDe рсх. (8.3)

где т —число болтов компенсатора:

Ае —площадь поперечного сечения набивки А. = *(d2е2)/4.мм2: 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

(8.4)

где FelT—эффективная площадь, принимаемая по стандартам на осевые компенсаторы или по данным заводое-изготовителей. мм2.

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

• для сальмесовых компенсаторов

(8.5)

• для сильфонных и гынзовых компенсаторов

=-^{Da + D)2. (8.6)

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.

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):

А, «[Ар]; (8.7)

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

(88)

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

V,spy. (8.9)

где Х0, 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

(8.10)


+м+ы

(Ар) fcJ Ш

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

Этап

Нагрузки

условие прочности

Среднетеыперагур-ный трубопровод

Высокотемпературный трубопровод

Режим ПДН

1

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

0,£1.1[о]

о, «1.1 |о|

2

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

о, £1.5(о|

3

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

о,£1.5(о]20

4

Расчет на малоткловую усталость

ДО,., £|ДО,]

Режим ПДКОН

5

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

о, £1.5[о|

Окончание таблицы 9.1

Этап

Нагрузки

Условие прочности

Среднетеиперагур* мы А трубопровод

Высоаотемператур-мый трубопровоа

6

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

в» £1.9(0]

Режим «сейсмика»

7

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]

8

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

(9.1)


(9 2)


р(0Л-з)

~2e^s~

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

= ±тах (с„ о,).

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

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

(9 3)


(9.4)


1 " 2Vys 2sDt+t?

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

|pj(De-s)-24-^(ok -2^--

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

ор-о^* |вв(. (9.6)

9.2.4 Суммарное среднее осевое напряжение от осевой силы и изгибающего момента

(9.7)


<J* 5 Ом ± Оги .

где — напряжение от осевой силы

'гЫ


(9.8)

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

о



(9.9)


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

т


i,Mt

2W


(9.Ю)


9.2.6 Характеристики сечения труб определяют по формулам:

W =


(9.11)

F - х(Ол - s)s.

9.2.7 При расчете напряжений в соединитель»*» деталях трубопровода коэффициенты прочности сварного шва принимают = 1. р. = 1 и ф^ = 1, а также <s0 = 1.

9.2.8 При расчете напряжений в прямых трубах коэффициенты интенсификации принимают h=-i* = >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 = /0. 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

о* = -о0 в, +о* +3т2 . (9.12)

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.

А-А В-В

Рисунок 9.1 — Расчетная схема отвода


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

(9.13)


■ а.


0.75

х2Ч

ОД

X2'3».

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

0.9


•* *'/


x2,V


-Q


(9.14)


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

этапах

<i>„


1 +


(9.15)


X—коэффициент гибкости отвода, принимаемый по формуле

A s


4 Rs

{О,- S)2


(9.16)


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* ныма1*:

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

а


9.3.2 Для косых стыков (рисунок 9.2) при а £ 22.5е 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

L < -^—(1 + tga). (9.18)

то такие косые стыки следует считать как один секторный отвод с радиусом

(9.19)

9.4 Расчетные параметры тройников и врезок

9.4.1 Напряжения в тройниках определяют согласно 9.2.1 —9.2.12 для сечений А-А. Б-Б и В-В (рису* нокЭ.З).

Для каждого сечения следует выполнять условия статической прочности согласно 9.1.1 и условия малоцикпоеой усталости согласно 9.6.8, при этом допускаемые напряжения для ответвления и магистрали могут отличаться (в случае разлитых марок стали ответвления и магистрали во врезках).

В-В


б


а — схема нагружения а расчетных сечениях, б — расчетные сечении Рисунок 9.3 — Расчетная схема тройника (врезки)

9.4.2 Концентрация напряжежй изгиба в тройниках зависит от безразмерного параметра Н. Для сварных тройников без укрепляющих накладок

(9-20)


Н


2s

(0,-5)

Для сварных тройников с укрепляющими накладками, конструкция которых соответствует рисунку 7.3. а.

- при s„ £ 1,5а

Ь>2


Н


2(5 » ОSsn) s9,2<0,-#>


(9.21)


♦ при > 1.5s

Н


8s


0,-5


(922)


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

при г0 г 0.1254, и se 21,5s

■ (9.23,

при r0 < 0.1254, или s9 < 1.5s

H 3.1 2s C, -s

Для штампованных тройников с вытянутой горловиной при г0 2 0.0054, и sft < 1.5s

(9.24)


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)

s, = (s-с) sR/max (вя. вди) + с. (9.25)

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

7.4.3 при у&75 или 7.4.9 при 75 > у 2 45;

• при отсутствии внутреннего давления (р= 0)

s, = (s - с) фяо Уф, ♦ с. (9.26)

Здесь <ptf вычисляют по формуле (7.25). а фяс принимают как наименьшее значение из ф<, и фхв вычисляют по формуле 7.25):

Фо = min (ф,. фг). (9.27)

Для тройников при 75 > уй 45 вместо фв подставляют значение

(9.28)


_ Р(Р«-<ии>

Р= 2(о|5Л1

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

и =


18


/^(sny)


3/2 .


(9.29)


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

(9.31)


< = 0,75^, ♦ 0.25.

Примечание — Формулы (929). (9.ЭО) и (9.31) при у & 90 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:

(9.32)


W = -Sft>2 S**. Fa K(4, - S0) S

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

fa

= min (st, sb

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

St* = min (в*, 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.

(9.33)


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

Формула (9.33) справедлива при 5 < a < 60*. 0.0125 > s, Юг а 0.2 и 1 < s,/s2 < 2.12.

9.6 Расчет на малоцикловую усталость

9.6.1 Оценку малоцикловой усталости проводят на основе анализа усилю*, определяемых по данным упругого расчета на этапах 2 и 3. Основной расчетной нагрузкой является малоцикловое температурное воздействие, вызываемое колебаниями температуры.

9.6.2 На основе вероятностной оценки условий эксплуатации в течение года задают температурную историю, составленную из полных циклов с различными изменениями температуры по ГОСТ 25.101. Температурная история имеет вид:

At

ЛЬ.

т.

Wo,

ъ

W0;

т*

At.

W0*

и обычно строится в порядке убывания интервалов времени и изменений температуры, т. е.

t, > г2 > ... > t*.

дг, > дг2 > > дг4.

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 /£»)•

(9.34)


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

М0*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

До#, = Jao* - Да0 До, .До|+3дт2 . (9.35)

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

До, , Дв# ,.(*2,3..... к • (9.36)

ЛГ,

9.6.7 Допускаемый размах эквивалентных напряжений.МПа. выбирают по формуле

[aoJ = тш([до], [Дв^]). (9.37)

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

(9.38)


(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

Материал трубопровода

|3oJ

1Ао|

Трубопроводы из углеродистой и жзколегирован-ной (нваустенитной) стагы

80А;(1 + 1200ЛСоиз)°'6

1.50а] + [оЫ

Трубопроводы из аустемлной стали

110 a] (l * 1000 «с

1.50о] + [оЫ

Трубопроводы из алюминия, меди, титана и их сплавов

А’-А+В_

1.25 (Ю + Н»)

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

До , S |Дов]. (9.39)

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

Материал

А. МПа

в. МПа

А2,

Сплавы алюмютия марок АМцС. АМг2. АМгЗ

0.18 10s

0.4о..

2300-Г

2300

Сплавы алюштния марок AMrS. АМгб

0.086 10s

0.4о,,,

2300-Г

2300

Медь марок М2. М3. МЗр

0.3910s

0.5с,..

3200-Г

3200

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

0.3-10

0.4о,,,

3200-Г

3200

Титан марок ВТ1-0. ВТ1-00

0.46 10s

0.4о..

1200-Г

1200

Титановый сплав марки ОТ4-0

0.33-10

0.4о#,

1200-Г

1200

Титановый сплаа марки АТЗ

0.31-10

0.4о..

3200-Г

3200

9.6.10 Расчетное число полных циклов при NCS105 вычисляют по формуле

NemNe, + £ [R,Ne.) • <9 4°)

' 12

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

г. \х6

[ • -1 1; во)


TT.67S


До.


Тб


'«.t


А) 80


-1


(9.41)


• для трубопроводов из аустенитной стали

До.,


Тб


TT87S


4’, 110


-1


До.


Тб


(9.42)


А) 110


-1


R, =


лв*.-


na


до


«о


Г


(9.43)


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:

*, = K,Y„i = 1.2.3. (10.1)

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

i R

‘тг-


. R .

4Бр1

К) s р ; Kj * г

<£-2


:К, = 1.


(Ю.2)


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:

(10.3)


У, =0.12(1+ ^l7o4~j7): У2 = У,; У3 =0.12(1 +Jl+0.4-J-]

где

а


is.

о.


2[о]+Р ; Я *

1

2


a — овальность поперечного сечения отвода. %



а =


,+а


100'


(10.4)

(Ю.5)


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 ; у2 =yv уэ = 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;

• при а < 0,03 значения коэффициентов формы У,. У2. У3 и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при а - 0.03.

10.2.7 Номинальную толщину стенки отвода следует принимать наибольшей из значений, полученных для трех сторон отвода согласно 5.5.2 с соответствующими каждой стороне суммарными прибавками с.

Для секторных отводов, изготовляемых из бесшовных труб, номинальную толщину стенки следует выбирать по внутренней стороне отвода.

10.2.8 Допускаемое давление для отводов вычисляют как наименьшее для внешней, внутренней и нейтральной сторон отвода по формуле

(10.7)


1р)


2*rl°l (s-c)

(s-с) КХ и• к у

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

0.93 X


•о rse


№ -ч2


W


(10.8)


1

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

°с= ^^(0.6V4+12xWjYm+(a6XpMo)pm+O.5rtfa№Jf+(fcpM()2. с. = ^Л(0,6*;М( + 12хМ3Лф.6АрМоЬт+°-5*а]г + (*рМ()2

(Ю.9)

о. = fl-J[(0.6XpMo)Tm+W3rai|2 +(*вМ,)г

При М, >0 и дГ > 4*(*р +^j пРинимают 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

(10.10)

°*аЙ_^аб#С=Мо)'1,'»Г

При Af < 0 и TiJ + j^J принимают к'0 = -£~, в остальных случаях к'0вк'А.

Здесь величину М3 определяют при рабочем давлении.

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

+2М>)т-+(*»Мо)1>»,-И'о.ц]г +(2k,M,f .

■И., = Ж ^KU+2М.)е. +(*»«»)r„ .(2*„М,)г .

^Л(*»М+2М>)т. +2VVo.uf ♦(а.Ч)2

Ж-*2Wo„f *(2крМ,)2 .

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

Мл в — pW


2RD^a 100(0, -5)S


(10.12)


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:

Уж * 0.75Х ХА 2(1-/2)

*-2.4.

и


15 X


/*2.4.


где величину b выделяют на основе следующих формул:


а, а Ю10+1633?.2 +99ш; a, a 1016 + 661Х2+63<в-а3 « 1,028 + 201л2 +35ш -а4 а 1062 + 37.5Х2 +15со -


2,^_£2316. «1

02187.

4? ‘ 0.1914


Ь в U25 + 15X2 +3в> -


0.0977

Д»


(10.13)


(10.14)


ш а 3.64


РR* s£Da


Коэффициенты A, j вычисляют по формулам:


(10.15)

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 АА. 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:

о, в O.So^ + max(at0)/cp



(10.17)


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:

(1021)


° - °-8 (т^Г Н °-5

3.0при(%^)<0.9.

13,8 -12%-^- при 0.9 <

18 при [ /“ ) = 1°;

• для сварных тройников с укрепляющими накладками и без укрепляющих накладок в сечениях А-А

и Б-Б:

НШ-

т'шу


Q ж 0.9!


(10.22)


• для штампованных и штампосварных тройников с rt 0.05 (d4 - ss) в сечении В-В:

vO.67 / . _ ч0.5 ,

1067

Ут - А


Dt-s


2s


(^т-


(1023)

3,8-2^-при°,9<(^-)<1,

18 При(%^-)’10:

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

чо.э

(10.24)

•0.67

Da-s


Т. *1в

2s

Здесь принимают

(10.25)


10.4 при se t s< X 10 при /s21

Для сварных тройников с накладкой вместо толщины стенки корпуса s следует использовать эквивалентную толщи ну

(10.26)


s. * s ♦ 0.5 s„.

11 Расчет трубопровода в режиме испытаний

11.1 Общие положения

11.1.1 Минимальная величина пробного давления при испытаниях должна составлять

Рии, а 12S р . но не менее 0.2 МПа. (11.1)

Для еакуукыых трубопроводов и трубопроводов без внутреннего избыточного давления следует принимать puoi= 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

P.*n*lPLcn (11-2)

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

формуле

Рясп


* р


leu

(«I


(11.3)


11.1.3 Допускаемые напряжемся для режима испытаний вычисляют по формулам.

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

(11-4)


(11.5)


. , <*р/20 «г™ в0 2|2в .

laLcn 3 11 '

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

. . ао.2/го «ши °ю'2о .

|<*1и«п * 1,1

- для титановых сплавов

|в]


МСП


1.6


(11.6)


11.2 Поверочный расчет трубопровода в режиме испытаний

11.2.1 Поверочный расчет трубопровода в состоянии испытаний проводят для режима ПДКОН по этапам 5 и 6 (см. 8.2.1) согласно разделу 9. при этом расчетная модель должна соответствовать работе трубопровода во время испытаний.

1122 В качестве расчетного давления принимают давление испытаний рясп, в качестве расчетной температуры — температуру продукта во время испытаний. Вес рабочего продукта принимают равным весу среды, с помощью которой проводят испытания (вода. газ. воздух и т. д.).

11.2.3 Если проводят испытания трубопровода без изоляции, то вес изоляции не учитывают.

12 Низкотемпературные (криогенные) трубопроводы

12.1 Особенности расчета криогенных трубопроводов

12.1.1 К низкотемпературным (фиогенным) относят трубопроводы с температурой от минус 269 вС 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

Этап

Режим расчета и нагрузки

Условие

прочности

Режим ПДН

1

Действие постоянных и длительных временных несамоураеноеешвнных нагрузок в рабочем состоянии

2

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

оi*S|oP

o#S2.5[op

3

Совместное действие всех нагружающих факторов в «нерабочем» состоянии

4

Расчет на малоцикловую усталость

4o,.tS[Ao«I

Режим ПДКОН

5

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

6

Совместное действие всех нагрузок и воздействий в рабочем состоянии

о* Slop о» £ 2.5 [о]3

Режим «Сейсмика»

7

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

8

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


[о] в 0.9 min


W


a»:i ~°« го


ft W


. °1.0« ~°1.0.'20 о.

^-ft


(12.1)


r_i . .. r_i . СТ1 0/г1.0>20 .

1°1*.2о +---<?• Iе!ки% *-—-Я

<4 пт ,

• для алюминия, меди и их сплавов

[о] = 0,9 min([О],120 Э;[в^120 +

• для титана и титановых сплавов

|Д]Доэ(м.,а,><,,,,;°‘°р)-

где [о]деа - 0,9 + Mft) “Om«i3o))'

Р'


)=


*( ft)


200 тР' •


Р


ЕЕа?г(выг +а02л) .

<в*г>2

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

(Р>я *Ор2П )(O>J20 f

^го6*. » (°*/20 +О0.2/20 Ко./, f


ft


(12.2)

(12.3)

(12.4)

(12.5)

(12.6)

(12.7)

<12.8)


oraat, и отл,, принимают как наибольшее и наименьшее из значений, определяемых согласно соотношениям вм/па иве2,,/пг при температуре I.

Коэффициенты л, и пт принимают:

• для аустенитных сталей ла = 3.0, лг = 1,5;

• для алюминия, меди и их сплавов ла - 3,5, пт - 1,5:

-для титанового листового проката и прокатных труб л, =2,6;

• для титановых прутков и поковок л, = 3.0.

Для алюминиевых и титановых сплавов значения коэффициентов q и р не должны превышать 1,0.

12.1.5 Коэффициенты прочности сварных швов о,.?, и должны определяться по следующим

формулам и не превышать единицу.

(о)


Фх:ф.


[<Tiс


Мс


[сГф*:ч>в- *1НГЧ>**


(12.9)


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

температурного упрочнения:

[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

[ole в min


W. “<Vm г2,„ г-1 . °1 0/( ®1 0Г20 г 2

к/20 *---S ". [<*1*;20 *-—

*4 "Г

як:

Р* loU*g,<Wf"ffg,G'” Р*


n.


Qfc


(12.10)


• для алюминия, меди, титана и их сплавов

[о]с * min


M.:ao+gM^*™ ga*c

lol>.?0 +q*'' ~0><г0 Q*


(12.11)


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

Таблица 122— Поправочный коэффициент к

Ма>ериал

Поорлаочиьм коэффацаенг ft пра температуре t

•с

20

-70

-108

-2S3

-289

12Х18Н10Т

1

0.95

0.90

0.80

0.80

10Х14Г14Н4Т

1

0.95

0.90

0.80

0.80

03Х13АГ19

1

0.95

0.90

0.80

0.80

03Х20Н16АГ6

1

0.95

0.90

0.85

0.80

АМиС

1

0.95

0.90

0.90

0.90

А/*5

1

0.95

0.90

0.90

0.90

Д20

1

1.00

1.00

0.90

0.90

АМб

1

1.00

1.00

0.90

0.90

ВТ5-1КТ

1

1.00

1.00

£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 £:

j X(«2i - см)2

С2»--- (12.12)

ТЯГ^ Z

wn,-i j-i

где о* - расчетное значение конструкционной прочности при рассматриваемой температуре

e!-ww (12.13)

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

(12.14)


.J

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):

о


кп


<•1


(12.15)


12.1.6 При отсутствии данных для формул (12.1)—(12.11) рекомендуется принимать [о] без учета низкотемпературного упрочнения согласно 5.3.1 при температуре 20 *С.

12.1.7 Если криогенный трубопровод проектируется с экранно-вакуумной изоляцией и представляет собой двустенный трубопровод по принципу «труба в трубе» («трубопровод в рубашке»), то необходимо:

• проводить совместный расчет внутреннего и наружного трубопроводов в единой расчетной схеме;

• в расчетной схеме учитывать разность давлений во внутренней и наружной трубах:

• в расчетной схеме учитывать разность температурных расширений внутренней и наружной труб:

• расчет мест сопряжения внутреннего и наружного трубопроводов рекомендуется проводить согласно методикам, огысанным в справочной и научно-технической литературе;

• проводить проверку общей устойчивости сжатого трубопровода согласно 15.4;

• проводить проверку местной устойчивости стенок наружного трубопровода от действия внешнего давления, изгибающих моментов, продольных и поперечных сил согласно 15.5.

12.2 Определение толщины стенок и допустимого давления

12.2.1 Расчет толщины стенок криогенных трубопроводов проводят согласно 7.2.1.

1222 Вместо формулы (7.9) расчетную толщину стенки и допускаемое давление для отводов вычисляют согласно 1022—10.2.8.

12.2.3 Для секторных отводов вместо формулы (7.9) используют формулу

Ж


2e,[o]*,+|pj


(12.16)


где коэффициент к, рассчитывают по формуле

*, =-Щ__ (12.17)

Sr о +0.455 -s**, )SrC

Расчет по формулам (12.16) и (12.17) ведут методом итераций.

12.3 Расчетные напряжения в трубах и соединительных деталях

12.3.1 Расчетные напряжения в трубах и деталях определяют согласно 92— 9.5.

12.3.2 Эквивалентные напряжения в сечении трубопровода вычисляют по формуле (9.12) дважды при значениях аг = <з^ + аги ио2 = агЫ ~ ош. В качестве расчетного принимают наибольшее значение а6.

12.3.3 При необходимости более полного использования резервов несущей способности вместо формулы (9.12) рекомендуется использовать формулу

(12.18)


о, *х^-в,вЛ+в|+Зта +(1 - x)max(|o,|.|о3|)i

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

Xе


°0 2И °0ЖЯ


или х 3


°од.ч ~ гг 0.73 т7


(12.19)


• 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

(12.21)


(12.22)


о3 - До* ♦ /2о - /3 = 0.

в котором:

/2 = о*о, + ово, * ог о, - г2,

5 0*0,0, — o^t2.

12.3.6 Радиальное напряжение от внутреннего давления составляет

(12.23)

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

(12.24)


(До, | « min ((До); А3 (До* ]).

где А3 — коэффициент, учитывающий низкотемпературное упрочнение материала и принимаемый по формуле to при t Z 20 С.

Л3


3620-Г

(12.25)


ggQP при - 196 С< t < 20 С. t06 при rs-196 С.

13 Трубопроводы из полимерных материалов

13.1 Общие положения

13.1.1 Настоящий стандарт распространяется на жесткие и гибкие не армированные трубопроводы (см. 13.1.5) и гибкие армированные трубопроводы. Стандарт не распространяется на жесткие армированные трубопроводы.

13.12. Трубопроводы из полимерных материалов в зависимости от физико-химических свойств транспортируемых по ним веществ подразделяют на группы и категории. Соответствующие данные приведены в таблице 13.1.

Таблица 13.1 — Категор*м трубопровода

Группа

Транспортируемые ее шести

Категория

трубопровода

А

Вредные вещества, к которым материал труб и деталей химически стоек:

а) чрезвычайно и высокоопасные вещества классов 1 и 2 по ГОСТ 12.1.007

е

б) умеренно опасные вещества класса 3 по ГОСТ 12.1.007

Б

Взрыео- и пожароопасные вещества по ГОСТ 12.1.044. к которым материал труб и

деталей химически стоек:

а) горючие гзэы (ГТ). кроме сжиженных углеводородных (СУГ)*;

1

б) легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ);

hi

в) горючие жидкости (ГЖ)

W

В

Трудногорючие (ТГ) и негорючие (НГ) вещества по ГОСТ 12.1.044. к которым материал труб и деталей химически стоек или химически относитегъно стоек

V

См. 13.1.3.

13.1.3 Трубопроводы из полимерных материалов ив допускается применять:

• для транспортировки чрезвычайно и высокоопэсных веществ классов 1.2 по ГОСТ 12.1.007 (техно* логические трубопроводы группы А категории I):

• для транспортировки природного газа для подземной прокладки внутри поселений при давлении свыше 0.6 МПа. свыше 1.2 МПа — межлосвлковые и свыше 0.005 МПа — для паровой фазы сжиженных углеводородных газов (СУГ):

• для транспортировки веществ, к которым материал труб и деталей химически не стоек;

• для бескамальной прокладки в грунтах, содержащих агрессивные среды, к которым материал труб и деталей химически не стоек:

• на подрабатываемых территориях;

• в районах с расчетными температурами наружного воздуха (наиболее холодной пятидневки) ниже минус 40 *С для труб из полиэтилена и минус 10 *С для труб из полипропилена и поливинил* хлорида.

13.1.4 Для технологических трубопроводов рекомендуется использовать трубы и детали, изготовленные по государственным стандартам и техническим условиям заводов-иэготовителей. из следующих полимерных материалов.

• РЕ — полиэтилен;

• PE-RT—полиэтилен теплостойкий;

• РЕ-Х—сшитый полиэтилен.

• PP-R — полипропилен рандом-сополимер;

• РР*в — полипропилен блок-сополимер:

• РР-Н — полипропилен гомополимер:

• PP-RCT — полипропилен рандом статический сополимер пропилена с этиленом:

• РВ —полибутвн;

• PVC-C тип II — поливинилхлорид хлорированный, тип II.

Допускается применение других полимерных материалов, для которых известны эталонные кривые длительной прочности (см. 13.2.1).

13.1.5 По конструктивному исполнению различают жесткие и гибкие трубопроводы.

К жестким трубопроводам относятся балочные или рамные геометрически неизменяемые конструкции. обладающие высокой из гибкой жесткостью и способные самостоятельно сохранять свою форму под действием нагрузок. Гибкие трубопроводы (шланги) характеризуются малой иэгибной жесткостью и под действием приложенных нагрузок сильно изменяют свою форму.

Трубопроводы из полиэтилена наружным диаметром до 120 мм рекомендуется относить к гибким, а более 120 мм — кжестким. Трубопроводы из полипропилена и поливинилхлорида наружным диаметром до 50 мм рекомендуется относить кгибким. а более 50 мм — к жестким.

13.1.6 Трубопроводы из полимерных материалов прокладывают:

. мадэемно (маземно):

• подэемно в каналах:

• подэемно в грунте (без устройства каналов).

Подземная прокладка долусхэется:

• для трубопроводов группы 8 при нецелесообразности применения наземной прокладки по технологическим или эксплуатационным условиям.

• для наружных (вне зданий) трубопроводов группы Б.

13.2 Нормативное длительное сопротивление разрушению

13.2.1 Механическая прочность полимерных материалов зависит от срока службы и от режима эксплуатации.

Для неармироеанных труб нормативное длительное сопротивление разрушению рассчитывают по эталонным кривым длительной прочности согласно справочной и научно-технической литературе либо по данным заводов-изготовителей. Для удобства использования кривые строят в логарифмических шкалах, и состоят эти кривые из одного или двух участков. Общий вид указанных кривых дан на рисунке 13.1.

в — 1ИП 1.6— TWR 2

Рисунок 13.1 — Вид кривых длительной прочности материала

Длительная прочность неармироеанных труб описывается зависимостью вида

lg(t,) -А * Од (КряЩ{, + 273) ♦ Gf(t, ♦ 273) ♦ -Лд(К,см). (13.1)

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

Здесь:

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). вС;

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

Материал

Эталонная кривая

Коэффициенты

Т*п

Часть

А

В

6

J

РЕ 100

2

левая

-38.9375

0

24482.4670

-38.9789

правая

-20.3159

0

9342.6930

-4.5076

PE-RT тип J

2

левая

-190.481

-58219.035

78763.07

119.877

правая

-23.7954

-1723.318

11150.56

0

PE-RT тип II

1

-219.0

-62600.752

90635.353

126.387

РЕ-Х

1

-105.8618

-18506.15

57695.49

-24.7997

PP-R 80

2

левая

-55.725

-9484.1

25502.2

6.39

правая

-19.98

0

9507

-4.11

РР-В 80

2

левая

-56.086

-10157.8

23971.7

13.32

правая

-13.669

0

6970.3

-3.82

РР-Н

2

левая

-46.364

-9601.1

20361.5

15.24

правая

-18.387

0

8918.5

-4.1

PP-RCT

1

-119.546

-23738.797

52176.696

31.279

РВ 125

2

левая

-430.866

-125010

173892.7

290.0569

правая

-129.895

-37262.7

52556.48

88.56735

PVC-C тип II, трубы

1

-115.839

-22980

45647.94

54.73219

PVC-C тип II. фит»е-ги

1

-72.6624

-15253

29245.14

35.54

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

Материал

Температура <,'С

40

50

во

70

75

ВО

90

100

РЕ 100

7.29

6.6

6.01

5.5

5.27

5.06

4.67

4.34

PE-RT тип I

6.51

5,95

5.37

4.77

4,47

4.16

3.53

2.90

PP-R 80

5.97

5.37

4.82

4.31

4.07

3.84

3.41

3.01

РР-В 80

6.01

5.20

4.45

3.76

3.44

3.14

2.57

2.07

РР-Н

5.79

5.29

4.78

4.26

4.00

3.73

3.21

2.70

РВ 125

12.57

11.59

10.53

9.36

8.74

8.09

6.72

5.26

13.22 При переменном температурном режиме срок службы трубопровода определяют суммарным временем его работы при температурах 1^. е и / г.

Здесь ^ — рабочая (расчетная) температура или комбинация температур (когда рабочих температур несколько):

Г-т- — максимальная рабочая температура, действие которой ограничено во времени. Как правило, эта температура имеет суммарную продолжительность действия в пределах 10 % срока службы трубопровода и характеризует допустимое кратковременное повышение (мас > (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

Материал

Расчетный коэффициент запаса прочности X, • зависимости от температуры

20 *С

«^<20 *С

4мб >

^аыо > Late

РЕ. PE-RT. РЕ-Х. РВ

1.25

1.5

1.3

1.0

PP-R. РР-В, PPR-CT

1.4

1.5

1.3

1.0

РР-Н

1.6

1.5

1.3

1.0

PVC-C тип II

2.5

1.8

1.7

1.0

13.2.3 Суммарную повреждаемость TYD. % определяют по формуле

ГУО = Да,7т,). (13.3)

где а, — доля времени действия температуры { по отношению ко всему сроку службы трубопровода. %: должно выполняться условие 1а, - 100 %;

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

Г»


1


ГУО 87.66


(13.4)


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

Г--^2— (13.5)

8766

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

[о] = 0“г кл*Л- (13.6)

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* < 1,0. химически относительно стоек, если 0.1 £ К, < 0.5. и химически нестоек, если Кл < 0.1. Химическую стойкость материалов труб определяют по данным заводов-иэготовителей или по данным специалиэироеаниой научно-технической литературы:

К„ — коэффициент условий прокладки, принимаемый:

0.8 для подземных трубопроводов, прокладываемых в грунте (без устройства каналов) в местах, труднодоступных для рытья траншеи в случае их повреждения;

0.9 для подземных трубопроводов, прокладываемых в грунте (без устройства каналов) под усовершенствованными покрытиями;

1.0 для остальных трубопроводов, в т. ч. для надземных трубопроводов и трубопроводов, проложенных в подземном канале.

13.3.2 Допускаемое напряжение при испытаниях определяют по формуле

IcU=<r*e. (13.7)

где с" — нормативное сопротивление разрушению, определяемое согласно 13.2.1 при постоянном действии температуры (, = 20 *С и сроке службы t, = 24 ч, МПа;

Ке — коэффициент прочности соединения труб и деталей, принимаемый по таблице 13.6.

13.3.3 Модуль ползучести материала труб Е. МПа. вычисляют с учетом его изменения при длительном действии нагрузки и температуры по формуле

Е = (13.8)

где Е20 — модуль ползучести материала при растяжении. МПа. принимаемый по данным заеодое-изгото-вителей. В случае отсутствия этих данных допускается пользоваться приложением Ж:

К, — коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала и принимаемый по таблице 13.7.

Таблица 13.5—Коэффициент условий работы К,

Группа

Транспортаруеыыв еещестаа

Категория

Темпера-тура. *С

Материал

транспорт

ткруеммж

веществ

трубе*

вроеод*

ре.ре-ят.

РЕ-Х. Рв

PP-RPP-B.

РР-Н,

PP-RCT

PVC-C тип II

А

6) умеренно опасные вещества класса Э

20

0.6

0.60

0.6

Б

а) горючие газы (ГГ), фоме сжижен-

30

0.6

0.60

0.6

ных углеводородных (СУГ).

1

40

0.5

0.45

0.4

6) легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ),

hi

50

0.40

0.4

е) горючие жидкости (ГЖ)

W

60

0.30

0.4

D

гру/ртгпрмпам» (ТГ) и негорючие (НГ)

V

иряяап-СИ МО

1.0

Таблица 13.6 — Коэффициент прочности соединений труб и деталей из различных материалов Ке

Способ соединения

PE.PE-RT, РЕ-Х. Рв

РР-Я.РР-в.

РР-Н.

PPR-RCT

РУСС тяо II

Примечание

Контактная сварка встык:

- для соадиненмя труб и соединительных деталей

1.0

1.0

Для литых дета-

- для изготовления равнопроходных пряных троим сое и сегментных отводов

0.7

0.7

лей К_ = 1

- для изготовления тройников равнопроходных косых и нераенопроходных прямых

0.4

0.4

Контактная сварка врэструб для соединения труб и

соединительных деталей

1.0

1.0

Экструзионная сварка (при V-образной разделке кромок):

• для соединения труб

0.6

0.55

• для изготовления труб и сегментных отводов

0.4

0.4


0JS

Н'3< siny)3'2


(9.30)


(10.18)




Окончание таблицы 13.6

Способ соединен**

PE.PE-RT. Р€-Х. РВ

PP-R.PPB.

РР-Н.

PPRRCT

РУСС тип II

Примечание

Газовая прутковая сварка (при V-обраэюи разлете

Для ЛИ-

кромок):

тых дета-

- для соединения груб.

0.35

0.35

0.4

лей К = 1

- для изготовления гром атков и сегментных отводов

0 2

0.2

0.25

На свободных фланцах, устанавливаемых:

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

фланец

1.0

1.0

1.0

• на трубах с формоваюыми утолщетьиы буртам

0.9

0.9

- на трубах с отбортовкой

0.7

0.7

0.7

Склони в рас труб для соединения труб и соединительных деталей

1.0


Таблица 13.7 — Значения коэффициента К. в зависимости от температуры

Материал труб

Температура. *С

20

30

40

50

60

во

100

Полиэтилен

1.0

0.80

0.65

0.50

0.40

Полипропилен

1.0

0.85

0.75

0.60

0.50

0.35

0,2

Поливинилхлорид

1.0

0.90

0.85

0.80

0.70


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

Материал труб

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

Полиэтилен

Z2-10-4

Полипропилен

1.510*4

Поливинилхлорид

0.8-10-*

13.4 Определение толщины стенок и допустимого давления

13.4.1 Допустимое давление для неаротированных труб рассчитывают по формуле

(13.9)


гр]а =- 2М

iyi (04-а) SOR-1

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:

SDR = £s-. s

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

■ - Р°» (13.12)

" 2(в) +

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

(13.13)


Sro - К'

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

4


к, =


R


-1


4


R

Оа-&R


-2


(13.14)


13.4.6 Расчетную толщину стенки тройников рекомендуется определять по формулам 7.4.

13.4.7 Допустимое давление для армированных труб рассчитывают по формуле

(13.15)

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

(13.16)

(13.17)


а 1,25р.

Пробное давление р^ должно удовлетворять условию

Рясп


(О)

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

%-<Pws 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

(13.18)


о* £ М.

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

е*М, (13.19)

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

ляемая специализированным расчетом;

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

• для полиэтилена равной 5 %;

• 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 вС 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

1Р]= ■ ^ • (141)

fiiT

где допустимое наружное давление из условия прочности

. . 2(в]<«-с) IPJn “ pa-(s-с)

(14.2)

а допустимое наружное давление из условия устойчивости

(14.3)

при В, = min jtO; 0.945-2- j.

(14.4)

где L — эффективная дл*ма трубы. В качестве L рекомендуется принимать расстояние между элементами. препятствующими деформациям поперечного сечения трубы (овапизации); ребрами жесткости, фланцами, тройниками, штуцерами оборудования и т. д.

В случае отсутствия данных о величине L вместо формулы (14.3) допускается использовать формулу

[Р 1у =



(14.5)


14.Z2 Допускаемое наружное давление для труб, подкрепленных кольцами жесткости, вычисляют по формуле

[р] = rmntfp),: Ю2). (14.6)

где [р], — допускаемое давление из условия устойчивости трубы между кольцами жесткости;

(РЬ — то же всей трубы вместе с кольцами жесткости.

14.2.3 Допускаемое давление из условия устойчивости трубы между кольцами жесткости

М,



(14.7)


где допустимое наружное давление из условия прочности [pi-, вычисляют ло формуле (14.2). а допустимое наружное давление из условия устойчивости по формуле

(Р1, у


2.08Е р яув2 b \ О )


(14.8)


при Bj = min


jtft 0.945-2.


(14.9)


где b — расстояние между гранями колец жесткости (см. рисунок 14.1. а).

14.2.4 Допускаемое давление из условия устойчивости всей трубы вместе с кольцами жесткости


(14.10)

где допустимое наружное давление из условия прочности вычисляют по формуле

(14.11)


2(a]<*-e)+2-f-fol [р]?л * o.-(s-c)

а из условия устойчивости — по формуле

IPbv


2.0в£ о ( k(s-c) \25 кВ}Оу L[ О )


(14.12)


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

(14.14)


I 10,9/

V^s-c)3 ;

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

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

/ =


Л*-с)3

10.9


(14.15)


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

/«, (14.16)

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

И»

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

VZZZZSZZZZZZZZZl


1


7#

23 2м

а

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

[Pin


2(д)(8-0 A»,-(s-c)


(14.18)


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

(14.19)


fni 2[a]<3-c)cosa

IPJn о4-(в-с)

а допустимое наружное давление из условия устойчивости — по формуле

[Ply

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


Z08EDe

ЛуД/ I 0£ ) •


(14.20)


De max


P» + Oh-4«

2 cos а


Da -2s cos а


-0.31(O„ +Dn -4s)


1


D*+Dn- 4s s-c


(14.21)


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

[Pin


[cl

Л,

А,+Лг+0.7Лз


(14.23)


+ 0.5


[Pin


(2{etoa(s-c). 2[в](Зг,-саЛ


(14.24)


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

[pin


8<s-c)ft О] - 2Л (s - с)


{о!


(14.25)


• для эллиптической заглушки с центральным отверстием

Ч>Л«1


(Pin

8(s-c)ft О] -2Л(*-с)

. 1»(Z4 »8х)ж

» 1*(3*10х)х


(14.26)

Допустимое наружное давленые из условия устойчивости вычисляют по формуле

(14.27)

гаег3 — коэффициент, определяемый по формуле

s-c / о 2Н\

При = 1® о \2Н~ D )•

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.

в

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

бескамальиоя прокладки

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.

6

г

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

NS[N\. (15.1)

15.3.2 Допускаемое продольное усилие определяют по формуле


(15.2)

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

Мп^вр.г 05.3)

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^E5/3. (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

Q^Qi,*2Qf*q. (15.5)

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.

(15.6)

(15.7)


Of = 0.5 ftYrp Z^tg (0.7«p,p) ♦ 0.35fcc,Z /cos <0.7фф).

При 1000 мм принимают к - 1. а при Dk < 1000 мм принимают k-Dt /1000.

N

ш — форма эогери усто^чиеост». б — t расчету па устойчивость Рисунок 1S.4 — Выпучивание подземного трубопровода


15.4 Продольная устойчивость надземных трубопроводов и подземных трубопроводов в каналах

15.4.1 Для трубопроводов, прокладываемых на скользящих опорах, условие обеспечения продо/к-ной устойчивости от силовых воздействий имеет вид

Ni[N\. (15.8)

где (А/] — допускаемое продольное усилие из условия устойчивости.

[M = max((W]1.{M2): (15.9)

[А/], — допускаемое продольное усилие. Н. определяемое по формуле (15.2). в которую подставляют осевое сжимающее усилие [Л/]у из условия устойчивости бесконечно длинного прямого трубопровода в горизонтальной плоскости на скользящих опорах (рисунок 15.5):

Mv =-„у'i(15.10)

где р — коэффициент трения в скользящих опорах.

Если на рассматриваемом участке длины трубопровода установлено менее трех скользящих опор ми коэффициент! Iрении и равен 0.05.а 1акжееи1иучаиюкеер1 икальиый. шаформуж (15.10)1юинима*и1 м = 0:

Скогыыкцие опоры

^ о в о о-гтППг-fr-a в в о

Рисунок 15.5 — Форма потери устой моосга бесконечно дгьмюго трубопровода на скогьзящих опорах

[ОДг — критическое осевое сжимающее усилие. Н. из условия продольной устойчивости центрально* сжатой прямой трубы, определяемое по формуле

[Wb = (15.11)

где <р — коэффициент продольного изгиба для центрально-сжатых стальных труб:

Ф = 1 - |o.073-5.53-^jl,i;

при 2,5 < X £4.5

(15.12)


Ч> = 1.47-13 -^-^0.371-27.3^-j X+|o.0275-5.S3-^Jp;

- при X > 4.5

«Р


532

Ь2<51->.) где X — условная приведенная гибкость

X » у/


(15.13)

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

Расчетная схема


Леамн конец


Пр


■ конец


Коэффициент v


Заделка-«дал в


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


Мертвая опора, направляющая опора с защемлением от поворота, тройник


0.5


-t


Dr


Задала-шарм?


Неподвижная опора, направляющая опора без защемления от поворота


-t


0.7


Шарнир-иарныр


Неподвижная опора, направляющая опора без защемления от поворота


1.0


Тад—м-свибццый


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


Угловой, сдвиговый ипч универсальный компенсатор


2.0


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 < JW]

Д S

Формула (15.14) справедлива при условии 0 £ N (у/ f/(**£/) £ 0.8; • при N Z (W)

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

ДА. - ДА, ♦ ДАг ♦ ДА3; (15.16)

ЛА2 — удлинение среднего участка

ALj - aATt (15.17)

ДА, = дА3 — удлинение крайних участков:

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

ЛА^ДА^аДТА,-^-; (15.18)

• 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:

К£ 1. (15.19)

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

(15^

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

Кп — коэффициент прочности;

Ку


и м , U,

iPh (N|y (*}у I*4y [Oh


(15.21)


я (1S-22)

здесь N, Ц,. М.. Мг Q0.0, — 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.

= 1 и фе. = 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:

(15.23)

(15-24)

(И),

(15.25)

(01> = о,32EC-rf.

(15.26)

. , 22£fs-c)3

tPb = „Д D ) -

(15J27)

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:

(15.28,

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

Iм/Jy 3 » J Тг •

Z06ED(s-cf 4{О^С)

IHlv =-я;-Ve3 '

|Q],=Z<^-^(0.18.3^); (15.31)

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 в10»„ и 01;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-{X. У} 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

6

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение . м/с2

0.5

1.0

2.0

4.0

6.0


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 <| допускается линейная интерполяция.

При отсутствии точных данных рекомендуется принимать:

• для трубопроводов О, 2 300 мм § = 0.03и К* - 1,48:

• для трубопроводов 100 мм й D„ < 300 мм с, = 0.02 и К. = 1.65:

• для трубопроводов О* < 100 мм \ - 0.01 и К. = 1.94.

Таблица 162 — Коэффициенты, учитывающие относительное демпфирование

Относительное демпфирование %

Поправочный коэффициент

0,20

0.65

0.10

0.87

0.07

1.00

0.05

1.18

0.04

1.30

0.03

1.48

0.02

1.65

0.01

1.94

0.005

2.16

16.2.5 Для трубопровода, расположенного не низких опорах (рисунок 16.1. е)ипи на легкой и гибкой строительной конструкции — эстакада, высокие опоры и т. д. (рисунок 16.1.6) — при mjmw > 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:

шК?КуМТй9К,КлК¥К,9:

(16.1)


\у-в = 4Гкук0к1кдкик.

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 - {X. У) принимают Kv -1. при воздействии в вертикальном направлении j = {Z} 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 < 0.03 с (счастотами о\ > 33 Гц)следует принимать

W7"*) KY - 1.0. (16.2)

16.2.7 Если ведется расчет трубопровода, расположенного в массивном многоэтажном здании или в строительной конструкции (рисунок 16.1. а) при mjmw < 0.1. то максимальные ускорения вычисляют по формулам;

A* = a,(7V)K,.y={X. V.Z}

(16.3)


Д.уий — X»

где ахл). Эу{7д). а^(Тл) — спектры ответа (поэтажные спектры ответа), полученные для этажа (яруса) конструкции. на котором расположен трубопровод. Спектры ответа строятся с помощью специализированных компьютерных программ, имеющих опцию расчета спектров ответа по результатам анализа всего здания или строительной конструкции на динамическое воздействие в виде реальных (аналоговых) или синтезированных акселерограмм. При этом коэффициент демпфирования осциллятора в случае отсутствия иных данных рекомендуется принимать согласно 16.2.4.

8 случае отсутствия спектров ответа допускается выполнять расчет методом эквивалентной статической нагрузки согласно 16.4.5.

16.2.8 Допускается также определять спектры ответа согласно ГОСТ 30546.1 с учетом уровня установки трубопровода и относитетъного демпфирования.

Таблица 16.3 — Коэффициент Кр. учитывающий наэ-качение и ответственность трубопровода

Назначение ■ ответственность трубопровода

Значение К9

1 Трубопроводы, функционировав^ которых необходимо при эеылетряоемм и люс-еидации его последствий (системы энергоснабжения, водоснабжения, пожаротушения, газоснабжения: трубопроводы, содержащие большое количество токсаивтых игы взрывчатых веществ, которые могут быть опасны для люден); трубопроводы категории сейсмостойкости Is

1.5

2 Другие трубопроводы, не указанные в 1 и в 3

1.0

3 Трубопроводы, разрушение которых не связано с гибелью ладей, утратой материальных и кутътуркых цетостей и не вызывает прекращения непрерывных технологических процессов или загрязнения окружающей среды

0.5

Таблица 16.4 — Коэффициент К,. учитывающий допускаете повреждения

Категория сейсмостойкости трубопровода

Значение К,

Is

0.625

lls

0.500

Ills

0.250

Таблица 16.5-Коэффициент КА а зависимости от сочетаний расчетной сейсмической интенсивности на картах А. В и С комплекта карт ОСР—97 для территории Российской Федерации

Nt сочетания

Интенсивность <• баллах USK) на картах ОСР—97

Змачетме Кд

OCP—97-A

OCP-97-B

ОСР—97-С

1

7

7

7

1.0

в

8

8

9

9

9

2

7

7

8

1.2

8

8

9

9

9

10

3

7

8

8

1.4

в

9

9

9

10

10

4

7

8

9

1.5

8

9

10


Примечание — При использоеант результатов сейсмического микрорайонирования площадки расположения трубопровода значение коэффициента К* принимают равным 1.0.


16.2.9 Для трубопроводов, расположенных на различных отметках по высоте здания, а также для протяженных трубопроводов, проходящих через участки местности с различной категорией грунтов и раз* ной сейсмичностью, рекомендуется проводить расчет на многоопорное воздействие, при котором учитывается отличие спектров ответа на каждой опоре. Для расчета подобных систем также может применяться консервативный подход, заключающийся в использовании верхнего огибающего спектра по всем индивидуальным опорным спектрам, который позволяет получить максимальную инерционную нагрузку многоопорной системы.

а — трубопровод в здании: б — трубопровод на эстакаде: в — трубопровод на низких опорах Рисунок 16.1 — Варианты расположения трубопровода

16.2.10 Для протяженных трубопроводов рекомендуется учитывать дополнительное гидродинамическое давление продукта при сейсмическом воздействии, определяемое по формуле

(1в.4)

где Lt — общая протяженность трубопровода вдоль направления сейсмического воздействия j-{X. У. 2}; р, —плотность транспортируемого продукта;

Kv — коэффициент вертикального сейсмического ускорения. При воздействии в горизонтальном направлении; = {X, У) принимают Kv-1. при воздействии в вертикальном направлении; = (Z}KV принимают согласно 16.2.3;

Протяженность L, не должна превышать величину 0.5 С, Г0. где С, —скорость звука в продукте (для воды С, - 1300 м/с), а Т0 — преобладающий период сейсмических колебаний грунта, значение которого принимают равным 0.5 с.

16.3 Расчет надземного трубопровода по линейно-спектральной теории

16.3.1 Расчет трубопровода по линейно-спектральной теории является более точным и менее консервативным по сравнению с методом эквивалентной статической нагрузки (см. 16.4).

16.3.2 Линейно-спектральная теория применима только для расчета линейно-упругих систем, поэтому при расчете надземной части трубопровода влияние сил трения можно не учитывать.

Для приближенного учета сил трения допускается использовать приближенный метод «линеаризации» трения. Для этого по направлению, противоположному вектору сейсмического перемещения на опоре, устанавливают упругую связь, жесткость которой вычисляют по формуле

(16.5)


с«4-^

где р —динамический коэффициент трения, который рекомендуется определять умножением коэффициента трения на 0.5;

Оу — вертикальное давление трубопровода на подвижную опору от статических нагрузок (рисунок 6.3).

Ате* — максимальное перемещение от сейсмических воздействий:

Значение максимального перемещения определяют в результате серии расчетов методом последовательных приближений.

16.3.3 Расчетная динамическая модель должна состоять из достаточного числа динамических степеней свободы (масс). Число динамических степеней свободы считается достаточным, когда его увеличение ны^мииди! к hjmwциню оi w IHKOB <хи«о чем ни 10%. Вкачес1ведруияокри>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:


(16.6)

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


(16.7)

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

Тк


1 .

Т


(16.8)


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:

.1 * 4. М {*>♦;«, (169)

где А)А — максимальное расчетное сейсмическое ускорение для к-й формы колебаний трубопровода при воздействии в направлении; = {X. У, Z):

Ф, „ — фактор «участия» масс для Я-й формы собственных колебаний при воздействии в направлении j - {X. У. Z}:

Ф - <*>ГМЦ>- (16.10)

* {y»}TIW){y*}*

Ц) — вектор направляющих косинусов сейсмического воздействия

Ц} = {cosa,J; (16.11)

a, t — угол между направлением сейсмического воздействия j - {X. У. Z) и Ай обобщенной координатой.

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

(16.12)

гое ДА уий — ускорение нулевого периода по направлению / = {X. У. Z): а—число форм колебаний, для которых выполняется условие fA £ 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:

S


= ±


(16.13)


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%

■i. 1


в»


<0.1.


(16.14)


то вместо(16.13) используют метод «CQC»:

где еА 4 — коэффициент корреляции между к-й и д-й собственными формами

е.


-«.с


- ± Ji £ .

между к-й и д-й собственны


(16.15)


(16.16)


2^ — модальные коэффициенты демпфирования для Я-й и д-й собственных форм. Sj A, S щ—отклик по Я-й и д-й собственным формам.

16.4 Расчет надземного трубопровода методом эквивалентной статической нагрузки

16.4.1 Метод эквивалентной статическом нагрузки — приближенный метод оценки сейсмостойкости, обеспечивающий, как правило, дополнительный запас сейсмостойкости по сравнению с более точным методом анализа сейсмостойкости по линейно-спектральном теории.

16.4.2 При расчете надземной части трубопровода методом эквивалентной статической нагрузки может быть учтено нелинейное поведение системы: трение, односторонние опоры, опоры с зазорами {антисейсмические упоры) и т. д.

Силы трения при расчетах методом эквивалентной статической нагрузки рекомендуется не учитывать. В случае выполнения расчетов с учетом сил трения следует использовать динамические коэффициенты трения, которые рекомендуется определять умножением коэффициента трения, используемого при статических расчетах, на 0.5.

16.4.3 Определяют вектор эквивалентных приложенных статических нагрузок е направлении j - {X, У. Z}. действующих в направлении обобщенных координат системы:

[FJ = ±*,[VU- 06.17)

где А, — максимальное расчетное сейсмическое ускорение при расчете методом эквивалентной статической нагрузки.

16.4.4 Для трубопровода, расположенного на низких опорах, расчет максимальных ускорений ведут по формуле

А, = 1.3<Г . (16.18)

где 1.3 — коэффициент запаса, учитывающий возможную погрешность метода по сравнению с линейно-спектральной теорией:

Kv — коэффициент вертикального сейсмического ускорения. При воздействии в горизонтальном направлении/ - {X, У) принимают Kv -1. при воздействии в вертикальном направлении }-{Д принимают Ху согласно 16.2.3:

Pm,, —максимальное значение коэффициента динамичности:

Ртл,=2.5. (16.19)

16.4.5 Для трубопровода, расположенного на строительной конструкции (в здании, на высоких опорах. на эстакаде), расчет максимальных ускорений ведут по формуле

А, = гЗа^Х,. (16.20)

где а"*’ — наибольшее значение ускорения спектра ответа а, (Г*),

а*в*=тах(э,(7-*)), (16.21)

*/{7*)— спектр ответа (поэтажный спектр ответа) для отметки закрепления трубопровода при воздействии в направлении j- {X. У. 2}.

8 случае отсутствия спектров ответа а, {Г») допускается принимать максимальные расчетные ускорения по формулам:

• для горизонтальных направлений воздействия j = {X. Y)

А, = 1.3 Х0Х,ХДКЧ: (16.22)

• для вертикального направления воздействия

Аг - 1.3А5Г Э*« . (16.23)

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.

10

20

30

40

4

«К

«V

Массивная железобетонная конструкция (рисунок 16.1. а)

1.2

1.0

1.5

1.2

1.75

1.6

2.0

2.0

Пространственная стержневая конструкция, этажерка (рисунок 16.1. б)

1.4

1.4

1.8

1.8

2.25

2.2

3.0

3.0

Примечания

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 104 Mia. При £, < 104 МПа эначе-тя коэффициентов Кл и kJ следует умножить на 1.5.

16.4.6 Отклики {напряжения, перемещения и г д.) S, в системе определяют от действия статически приложенных в узлах сейсмических нагрузок L^J.

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{f) — нормированная на единицу функция, описывающая колебание грунта во времени.

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

06-24)

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 ♦ {R} = - * (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:

{R) — вектор реактивных сил от нелинейных связей. Вектор этих сил. действующих в направлении обобщенных координат системы, представляет собой сумму реакций дополнительных нелинейных связей системы: демпферов, амортизаторов, кусочно-линейных систем (упругих опор с зазорами, выключающихся связей), элементов сухого трения и т. п.:

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

<Я}МС){х}. (16.26)

По вычисленному значению вектора (F) определяют внутренние усилия и напряжения в расчетных сечениях трубопровода.

16.5.9 В качестве расчетных откликов принимают их наибольшие и наименьшие значения, возникающие в каждом сечении трубопровода за весь период времени, рассматриваемый в расчете. При этом расчетные отклики должны приниматься не ниже отюыное. определенных по линейно-спектральной теории.

16.6 Расчет подземного трубопровода бесканальиой прокладки

16.6.1 Усилия и перемещения в подземном трубопроводе бесканальиой прокладки определяют от его совместных деформаций с окружающим грунтом при прохождении сейсмичесхих волн. При обосновании сейсмостойкости таких трубопроводов необходимо учитывать усилия и перемещения, которые могут возникать из-за попадания различных сечений трубопровода, анкерных опор, поворотов и ответвлений в разные фазы сейсмических волн.

16.6.2 Усилия и перемещения в трубопроводах, связанные с прохождением сейсмичесхих волн, надлежит определять с учетом направления движения для следующих типов волн:

• продольная (Р-волна);

• поперечная (S-волна):

• волна Ре лея (Р-волиа).

Все три типа волн характеризуются скоростью распространения в различных грунтах VP, Vs. VR, длиной V. A.S. л* и направлением смешения точек массива грунта относительно направления распространения волны (рисунок 16.2). Фронт волны движется вдоль некоторого заданного вектора, и точки с максимальными перемещениями грунта в различные моменты времени могут совладать с различными сечениями трубопровода (отводами, ответвлениями, мертвыми опорами и т. д.).

16.6.3 Следует рассматривать наиболее невыгодное сочетание фазы, направления движения и типа сейсмическом волны при определении откликов для каждого отдельного сечения трубопровода. Если трубопровод имеет сложную пространственную конфигурацию, то выпохыяют несколько расчетов для различных типов волн и их фазового смешения (см. 16.6.4). Эпицентр землетрясения может находиться а любом направлении от рассчитываемого трубопровода, поэтому необходимо рассмотреть несколько возможных направлений распространения фронта сейсмичесхих волн. По результатам расчета для каждого сечения выбирают наихудшее значение отклика из всех рассмотренных вариантов.

По результатам расчета в случае невыполнения условий сейсмостойкости принимают решение об изменении схемы трубопровода, а затем проводят повторный расчет трубопровода.

Примеры определения напряжений в трубопроводах бесканальиой прокладки от сейсмических воздействий для некоторых частных случаев приведены в приложении И.

Р-волкз


Растяже**4е


S-вол не

-Сжатие-


Волны Рапея (Я-еогыы)

Рисунок 16.2 — Характер движения точек грунта при прохождении продольных волн Р.

волн сдвига S и волн Релея R


16.6.4 Для вычисления откликов S, (напряжений, перемещений и т. д.) трубопровода произвольной пространственной конфигурации с учетом сил продольного трения и бокового отпора грунта при прохождении Р-, S* и R-волн в заданном направлении расчет следует вести методами строительной механики с помощью специализированных компьютерных программ.

Грунт, окружающий трубу, моделируется так же. как и при статическом расчете, большим числом нелинейно-упругих связей, расставленных с определенным шагом вдоль и поперек оси трубопровода в вертикальном и горизонтальном направлениях. При этом в отличие от статических расчетов должны использоваться динамические модуль деформации грунта (модуль Юнга) и коэффициент Пуассона, определяемые по данным сейсморазведки. Коэффициенты сцепления и угол внутреннего трею*я грунта принимают такими же. как при статических расчетах.

Прохождение сейсмических волн моделируется принудительным смещением связей, моделирующих взаимодействие трубопровода с грунтом в соответствии с деформациями фунта при прохождении сейсмических волн определенного типа и в определенном направлении, а затем вычисляют возникающие при этом усилия и напряжения в трубопроводе.

Должно быть рассмотрено несколько вариантов направления движения фронта Р-, S- и ft-воли и несколько вариантов их фазовых смещений.

16.6.5 Максимальную скорость Утад движения фунта при землетрясении следует определять по данным сейсмического микрорайомирования (по велосиграммам). Если такие данные отсутствуют, то У... рекомендуется принимать в зависимости от категории грунта по сейсмическим свойствам:

• для мягких фунтов (категория III) У.,. = 0,12 /С,К4:

• для скальных фунтов (категории I и II) Улвд - 0.091 KqK*.

16.6.6 Максимальное горизонтальное и вертикальное D^* перемещение грунта при землетрясении следует определять по данным сейсмического микрорайонирования (по сейсмограммам).

При отсутствии более точных данных для надземных трубопроводов максимальное горизонтальное

перемещение фунта допускается определять по формуле

D™ = 6V™ . (16.27)

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

V„ = *VS. (16.28)

где коэффициент к< 1 есть корень уравнения

8 1 - v.w. 1 - v


а


дин


(16.29)


здесь Уд,^.—динамический коэффициент Пуассона грунта.

16.7 Расчет на сейсмические смещения креплений

16.7.1 Как в случае надземных фубопроеодов. так и в случае трубопроводов бесхакальной прокладки. присоединенных к различным строительным конструкциям или оборудованию, должны учитываться взаимные смещения опорных точек при независимых колебаниях данных конструкций во время землетрясения (рисунок 16.3). Для креплений или для фазовых фупп креплений, моделирующих присоединение к оборудованию или к строительным конструкциям, должны быть заданы максимальные сейсмические смещения АТ** - Здесь д™ — максимальное относительное смещение по направлению j = (X, У. Z) крелле»мя или фазовой группы креплений при сейсмическом воздействии по направлению /

16.7.2 В случае если при сейсмическом воздействии на оборудование или строительную конструкцию по направлению j возникают смещения не только по направлению j, но и значительные линейные и угловые перемещения по другим направлениям, их также следует учитывать в расчете. Если максимальные значения перемещений и углов поворота креплений возникают неодновременно, следует выполнять отдельный расчет на каждый компонент перемещений, а затем суммировать полученные отклики по правилу ККСК.

16.7.3 Если заданы сейсмические смещения для нескольких креплений или фазовых групп креплений. то отклики вычисляют отдельно от смещений каждого крепления или фазовой группы креплений и линейно суммируют по абсолютным значениям.

16.7.4 Для сосудов и аппаратов относительные сейсмические смещения точек присоединения трубопровода определяют методами, описанными в справочной и научно-технической литературе.

16.7.5 Для зданий и строительных конструкций сейсмические смещения опорных точек определяют из расчета на сейсмические воздействия либо как консервативное допущение, из поэтажных спектров ответа.

Для вычисления максимального смещения каждой опоры по спектрам ответа используют формулу


(16.30)

где а"** — максимальное спектральное ускорение на отметке при сейсмическом воздействии по маправ-лению/= {X. Y. 2}:

ш, — первая собственная частота колебаний конструкции, рад/с.

Рисунок 16.3 — Сейсмические смешения креплений


17 Расчет трубопровода на вибрацию

17.1 Расчет собственных частот

17.1.1 Анализ собственных частот и форм колебаний трубопровода проводят для оценки его вибропрочности и для отстройки от детерминированных частот возмущения.

При оценках вибролрочиости трубопровода следует учитывать все собственные частоты в энергетически значимом диапазоне, но не более 100 Гц.

17.1.2 Расчет собственных частот ведут численными методами с помощью специальных компьютерных программ по стержневой модели с учетом массы рабочего вещества и изоляции.

Расчетную динамическую модель создают в основном согласно рекомендациям для статического расчета раздела 8. При моделировании точек присоединения трубопровода к сосудам и аппаратам, а также к резервуарам для хранения нефти и нефтепродуктов обязательно следует учитывать локальные податливости стенки сосуда (см. 8.1.9).

Разбивка участков и число узлов с сосредоточенными массами участков должны быть достаточными для описания необходимого числа форм колебаний.

Значения собственных частот ft, f2. ..„ fi.....fa определяют из решения линейной алгебраической

задачи о собственных змачен иях


(17.1)

где [К) — матрица жесткости:

[М] — матрица масс системы:

к} — вектор К-й формы собственных колебаний:

Шк = 2x fk — /-я круговая частота собственных колебаний, рад/с: ft — /•я техническая частота собственных колебаний. Гц.

17.2 Динамические нагрузки и воздействия

17.2.1 Нагрузки и воздействия, вызывающие вибрацию трубопроводов, разделяют на группы:

а) механические воздействия на трубопровод от оборудования, вызванные неуравновешенностью движущихся масс, износом подшипников и т. д.;

б) нестационарные гидравлические воздействия вследствие:

• пульсации давления на входе в трубопровод от компрессора или насоса:

• прохождения по системе двухфазной среды, особенно в пробковом режиме, при кавитации и т. п.;

• отрывных течений за местными сопротивлениями.

17.2.2 Амплитуды возбуждающих вибрацию нагрузок и воздействий определяют расчетом или измерениями в процессе пусконаладочных работ и задают в виде перемещений или внешних сил. При оценке нестационарных гидродинамических воздействий рассматривают те сечения трубопровода, ще происходит изменение величины и направления скорости потока.

17.2.3 Спектр частот пульсации, генерируемых поршневыми и центробежными машинами, составляет


гдв/= 1.2.3... — номер гармоники: л—число оборотов вала в минуту: т—число поршневых цилиндров или число лопаток центробежных нагнетательных машин.

17.2.4 Если возбудителями пульсаций в трубопроводе являются местные гидравлические сопротивления. то генерируемую при этом частоту рассчитывают по формуле

(17.3)


7* = <200...500)£.

где V —скорость потока.

D, —диаметр сужения в местном сопротивлении.

Для одиночных преград в формуле (17.3) принимают минимальное значение численного коэффициента. равное 200. При отсутствии местного сужения (прямая труба) численный коэффициент в (17.3) принимают равным 500.

17.2.5 Для трубопроводов с двухфазным рабочим веществом учитывают возможность появления гидродинамических возмущений, особенно ощутимых в пробковом режиме. Амплитудно-частотные характеристики нестационарного воздействия двухфазного потока на местные сопротивления определяют при пусконаладочных работах или предварительными расчетами.

17.2.6 При проектировании учитывается возможность возникновения резонансных акустических колебаний при сближении значений генерируемых и собственных частот гидродинамических колебаний среды. Амплитудно-частотные характеристики акустических колебаний для сложных трубопроводных систем определяют расчетом или е процессе пусконаладочных работ.

Собственную частоту акустических колебаний трубопровода для прямолинейных участков рекомендуется определять по формулам:

• для трубы с акустически открытыми или закрытыми концами

05/ С L ’

• для трубы с одним акустически открытым концом

,m.SSS^. (17.5)

где/= 1.2.3...; С — скорость звука, м/с: L — длина трубы, ы.

17.3 Расчет вынужденных колебаний трубопровода

17.3.1 Для количественных оценок долговечности и амплитуд вибрационных перемещений в характерных сечениях проводят расчет вынужденных колебаний трубопровода. При этом используют данные о динамических нагрузках, полученные 8 соответствии с 17.2. При отсутствии достоверных данных о характеристиках нагрузок, возбуждающих вибрации, расчет вынужденных колебаний проводят с испольэовам*-ем результатов специальных испытаний.

17.3.2 Расчет ведут в линейной постановке для детерминированных кинематических и силовых воздействий. заданных в полигармоничесхом виде. Учитывают возможность сдвига фаз между нагрузками в различных сечениях трубопровода. Рассматривают установившиеся колебания системы при рабочих параметрах Значение коэффициента относительного демпфирования рекомендуется принимать равным 0,02 (соответствует логарифмическому декременту колебаний 0.126).

17.3.3 Расчет проводят спектральным методом с разложением по формам собственных колебаний трубопровода. Определяют амплитудно-частотные характеристики перемещений в расчетных сечениях а также вибрационных нагрузок на опоры, подвески и оборудование.

17.3.4 Расчет напряжений при вынужденных колебаниях ведут по формулам этапа 4. При этом учитывают размахи колебаний внешних нагрузок и внутреннего давления для всех рассматриваемых возмущающих частот.

Приведенные к нормальной температуре амгиытуды эквивалентных напряжений в характерных сечениях трубопровода представляют в спектральной форме.

17.4 Критерии вибропрочности

17.4.1 Основным критерием вибропрочности трубопровода является условие отстройки собственных частот колебаний трубопровода / от дискретных частот детерминированного возбуждения f^. определяемых согласно 17.2.

Условие отстройки собственных частот для первых трех форм колебаний трубопровода в каждой плоскости записывают в виде

f.tft й 0.75 и /*//; а 1.3 (/а 1. 2. 3). (17.6)

Для более высоких Форм колебаний при налили высокочастотных возбудителей вибрации условие отстройки имеет вид

fmH, й 0.9 и f^lf, а 1.1 U-4. 5....). (17.7)

В случае невозможности выполюния указанных требований необходимо показать, что уровни вибраций элементов конструкции находятся в допустимых пределах.

17.4.2 Для исключения возможных соударений трубопроводов и окружающих конструкций, расположенных с зазором л. принимают условие:

Ш*\А2\йх (17.8)

где А, и А- — соответственно максимальные амплитуды виброперемещений элемента трубопровода и конструкции. которые получаются в результате наложения различных форм колебаний.

17.4.3 Амплитуды вибронапряжений на разлитых частотах определяют в результате расчета вынужденных колебаний трубопровода (см. 17.3). При оценке вибропрочности для каждого характерного сечения находят максимальную амплитуду А, эквивалентных вибронапряжений. которая образуется в результате наложения различных форм колебаний.

17.4.4 Для типовых трубопроводов в качестве критерия вибропрочности могут быть использованы допустимые амплитуды перемещений в характерных сечениях трубопровода (см. приложение Г).

17.4.5 Расчетную оценку долговечности элементов трубопровода в случае наложения на основные циклы нагружения вибронапряжений рекомендуется проводить по методике, изложенной в 9.6.

Учет повышенной гибкости отдельных элементов

А1 Отводы

А.1.1 При пооороч1ых расчетах трубопроводных систем на прочность рекомендуется учитывать повышенную гибкость (пониженную жесткость) отводов е результате овализации их сечений при изгибе (эффект Кармана).

Коэффициент гибкости Кр гнутого, крутоиэогнутого. штампосварного или секторного отвода с числом косых стыков ботыие одного (п > 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

165

(А.1)


A^1ttS<o,/A2

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

о», = 3.64


Р2

E(Op-s>s-


(А2)


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

- при XS 1.65

1

1+¥15


(А.З)

где у toj2Rl{Dg -5);

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

(А.4)


«2


AS2


Х5в«2


12.


(А.6)


где


X определяют по формуле (9.16) из 9.3.1.

ев; определяют по формуле (А.5). при этом вместо радиуса отвода R подставляют значение Я,. R, принимают

• при длине L <


о,-


игдв)


La D2~S(1'fge)

- при длине


L-dgO = 2


(А.7)


Я.-5^(1+ctg6). (А.8)

А. 1.4 При значении коэффициента К„ < 1.0 принимают Кр » 1.

А. 1.5 Допускается испогъэовамке других более томых методик вычисления коэффициента гибкости с учетом давления и условий закрепления на концах отвода.

А.2 Тройники и врезки

При ловерочмкх расчетах трубопроводах систем рекомендуется учитывать понижешую жесткость Т-образных соединений в местах лримыкздоя ответвлений к магистраты.

Приведенные далее формугы справедливы для ортогональных тройников и врезок с отношением



• ~ а бы» «ид: б — изгиб • плоскости (вокруг оси X); в — изгиб поперек плосаости (вокруг оси

г — кручение (вокруг оси Z)

Рисунок А.1 — Расчетная недель тройника (врезки) под нагруасой со стороны ответвления

da!Dp& 0,8. Для ортогонагъных раенопроходьых или почти рэенолрохоокых тройников и врезок с отношением d, /Од > 0.8 понижежую жесткость ответвления не учитывают. Для тройнмкое и врезок с наклонным ответвлением пониженную жесткость ответвления учитывают по специальным численным методам.

Угловые податливости соеджежя ответвления с магистралью в точке, где осевая линп ответвления пересекается с наружной поверхностью магистрали (рисунок А.1), вы меняют по формулам:

— угловая податливость в плоскости хромпика (врезки):

— угловая податливость поперек плоскости тройника (врезки);

Л*, — угловая податливость на кручение ответвлеюгя.

При наличии усиливающей накладки в формулы (А.9) вместо 5 подсгавлтаот s + s*. где s„ — толщтз накладки.

Для штампованных и штампосварных тройников в формулах (А.9) им остр se подставляют s, {рисунок 7.3).

Углы поворота ответвления относительно магистрали от приложенных изгибающих моментов в плоскости тройниса (врежи) Мл и в перпен&кулярном ей плоскости а также от крутящего момента Мл обмеляют по формулам:

в* — .

= Л« Мвв. (А.10)

~ Ли. Мгь.

где вл — угол поворота ответвления относительно магистрали в плоскости троймса (врезки) от момента приложенного е том же направленют:

вл — угол поворота ответвления относктегъно магистрали перпендикулярно плоскости тройника (врезки) от момента М^. приложенного в том же направлении;

6Л — угол закручивания от крутящего момента Мм.

Определение расстояний между промежуточными опорами

Б.1 Условия прочности трубопровода

Предварительную расстановку промежуточных опор рекомендуется осуществлять в соответствии с настоящим приложением Приведст чыо формулы могут быть использованы для определения расстояния между опорам на прямопинейшх участках трубопровода и неприменимы для расстановки опор на углах поворота, вбгмзи П-. Г-. Z- образных компенсаторов итд.

Расчетная схема для определен мя расстояний между промежуточном опорами представляет собой ьыо-топролетную неразрезную балку, шармтрно опертую на концах (рисунок Б.1).

Рисунок Б.1 — Расчетная модель для определения расстояний между опорами


Максимально допустимая длина пролета 4р. мм. из условия прочности:

(Б.1)

где W — момент сопротивления сечения грубы изгибу, мм3:

«О?

” 32


(D.-2S

\


(Б 2)


fog) — дффдмшiiju ди« гу\лмгемио манрижегви» ш ией^имгм веимий пи1ру^ки, МПа. д — погонный расчетный вес трубы с изоляцией и продуктом. НУмм.

Для рабочего состояния

[о, 1=0.5 о,


;„^121|я]2-0.75о^


(Б-3)


при испытаниях

(Б.4)


(Б.5)


[oe I=Об аы - о» + ^225[о]г-075о^.

■де <^и— кольцевое напряжемте от давления, вычисляемое по формуле (9.1): вр — продольное напряжение от давления, вычисляемое по формуле

p{Oa~2s)2

По формуле (Б.1) определяют !щ, для обоих состояний.

Б.2 Условия жесткости (провисания) трубопровода

С целью недопущения образования обратного уклона, который может привести к созданию «мешков» при остывании трубопровода, рекомендуется ограничить максимальное провисание трубопровода ДтА1 = 0,02 DN. где DN — условный диаметр трубопровода, мм.


Рисунок Б.2 — Схема деформированного трубопровода при наличт обратного уклона

Максимально допустимая длина пролета 4«2- мм. из условия жесткости:

, 3( 12 Е/ г

|<у(1-у)<1-2уГ (Б6)

Значение у находят кз решетя нелинейного уравнения

y(3y-1) 0^2£W(1-2y>3Jqy(1-ym-2y) л

—2---;-1—тш!— 55 °- <Б-7>

гаву-xiLff — безразмерный параметр:

Lftr — средний пролет нора зрелой балки, мм:

—уклон трубопровода.

Б.З Расстояние между опорами и антисейсмическими упорами с учетом сейсмического воздействия Максимально допустимая длина пролета /^з. мм. из условия прочности с учетом сейомчесжого воздействия. мм:

А


прЗ


• J3S


Яг,


(Б.8)


Максимально допустимое расстояние мм. между антисейсмическими боковыми упорами, препятствующими сбросу трубопровода с опор:

А


пр


(Б.9)


ще — еертикахъная сейсмическая нагрузка

d -Mf

qn — горизонтальная сейсмическая нагрузка

(Б. 10)

Я„ =13|А^1К„р1М11КсХ,ОД. Для категории сейсмостойкости Is

(Б.11)

(Oal*0£a«h -ом + J25610)* -0.75с^. Для категорий сейсмостойкости lls и Ills

(Б.12)

1вв1=0.5оЬ1 -ow ЗЛИ}2-0.75а,2Ц •

(Б.13)

Выбор фланцевых соединений

В.1 Типы фланцевых соединений и область их применения

Используемые в трубопроводных системах фланцевые соединения различают

- по конструктивному исполнению (приварные встык, плоские, резьбовые и т. д.);

- по типу уплотнительной поверхности (с соединительным выступом, выступ — впадом. шип — паз. под овальные, восьмигранные, гьыэоеые лрокладт):

- по типу и материалу прокладки.

В2 Расчетные условия и выбор стандартных фланцев

Как правило, при проектированы трубопроводов используют стандартные фланцевые соедине*ыя (прим мают по ГОСТ 12815 — ГОСТ 12822). Выбор стандартного фланцевого соединения ведут в зависимости от рабочих (расчетных) параметров, условного диаметра DN и условного давления PN.

При выборе стандартных фланцев по ГОСТ 12815 — ГОСТ 12822 назначенный срок эксплуатации трубопровода должен учитывать расчетную прибавку на коррозию, заложенную в конструкцию стандартного фланца.

Кроме того, рекомендуется, чтобы фланцы и болты (шпильки) были выполнены из материалов одного класса, имеющих близкие коэффициенты линейного расширения. Допускается применение фланцев и шпилек (болтов) из сталей различных классов при условии подтверждения расчетом их работоспособности при температуре выше 100 *С.

На фланцевое соединение трубопроводов, кроме внутреннего или наружного давления, могут действовать тэюке осевая и перерезывающие силы, изгибающие и крутящий моменты, значения которых определяют из расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода в целом. При выборе нормализованного фланцевого соединения указанные силовые факторы учитывают расчетом при олредележи условного давления, по которому выбирают нормализованные фланцы:

ыМ


PNZ р+—-—rfnax 3.14 G2

где G— эффективный диаметр прокладки, мы. назначается в зависимости от ширины и фор*** сеч о» мл прокладки:

- для плоских прокладок шириной 5 < 15 мм. а также для прокладок овагъного или еосъмигражого сече-mn. G — средний диаметр прокладки.

- для плоских прокладок с наружным диаметром D„ и шириной Ь > 15 мм


; 0


(В.1)


(В 2)


в-оя-гя7^ь.

где Ои — наружный диаметр прокладки, мм.

AI — осевая сила, действующая на фланцевое соедтение. Н (при рэстяженюг принимают со знаком «плюс»; при сжатьы — со знаком «мжус»);

М„ Мг — изгибающие моменты, действуюив'в в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, проходящих через ось трубы. Н-мм.

Расчетно-экспериментальные методы и средства защиты трубопровода от вибрации

Г.1 Технические решения по снижению пульсации потока, вибрации трубопровода и виброзащите окружающих объектов

Г.1.1 Снижение вибрации с помощью специальных демпфирующих устройств в настоящем стандарте не рассматривается. Соответствующие решения и методы расчета содержатся в специальных руководящих и справочных материалах.

Сжжение вибрации достигается уменьшением или снятием возмущающих воздействий. При этом необходимо в первую очередь устранить резонансное колебания пухъсирующего потока и отстроить от возможного совпадения резонансов потока и мохапн юстой системы.

Применяют следующие способы отстрой» системы от резонансных колебаний газа:

а) изменение длин и диаметров участков трубопроводной системы, если это допускается компоновкой системы:

б) установка диафрагм, которые рассеивают энерпео колебаний газа и изменяют амптгудно-чэстопьй спектр газа в трубопроводной системе. Ориентировочно диаметр расточки диафрагм составляет 0.50. Олтимагь-чый диаметр расточки диафрагмы d, обеспечивающий эффективное гашение пульсации, может быть определен по формуле

d-DOVCJP*. (Г.1)

где VCB — средняя скорость газа в трубопроводе, м/с:

С — скорость звука, м/с.

Для двухфаэых потоков

d = O(1.5*)02S. (Г2)

где % — коэффициент сопротивления диафрагм*:

в) установка буферных емкостей с целью уменьшения амплитуды путьсации давления е результате рассеивания энергии, затрачиваемой на возбуждение массы газа в обьеме буферной емкости, и изменения спектра собственных частот колебаний. Для наиболее эффективного гашения колебаний буферную емкость устанавгиоа ют непосредствен*» у источника возбуждения колебамм (у ципещра компрессора). На несколько цилиндров отпои ступени целесообразно устанавливать общую емкость:

г) установка акустических фигъгров в тех случаях, когда еоэыкэет необходимость в значительном снижвчм колебаний, а требующиеся для этого габаритные размеры буферной емкости превышают допустимые по условиям компоновки. Акустически* фильтр характеризуется четким дискретньм спектром полос пропуска мя и гаше-чтя частот колебаний газа:

д) изменение температуры и давления нагнетания компрессора, есть это возможно по технологии работы. От этих параметров зависят вепичичы плотности продукта и скорости звука, вгыяющие на частотный спектр системы:

е) жтерферегедюнный способ гашения пульсащм. который эффективен в окна* узкой полосе частот колебаний. Способ предусматривает применение специальных ответвлений или лететь, длину которых подбирают равной нечетному числу полуволн:

ж) сочетание е одной трубопроводной системе различных способов гашения пульсаций. Так. возможна установка диафрагм на входе е емкость или на выходе из емкости. При этом размеры емкости могут быть уменьшены примерно на 30 % по сравнен*» с емкостью без диафрагмы. Дополнительные потери давления при установке диафрагмы меньше, чем допотителыые потери при резонансных колебаниях.

Последовательность проведения отстройки от резонансных колебаний, а также снижения колебаний давления газа представляет собой итерационный процесс внесения изменений в конструкцюо трубопроводной системы с последующей проверкой эффективности изменений расчетом по специальным программам.

Г2 Снижение вибрации и виброзащита окружающих объектов

П2.1 В трубопроводных обвяжах поршневых маияы максимальная энергия приходится на низш*е гармоники. Расчеты допустимо проводить по нескольким первым (до 3—5) собственным частотам каждого пролета и вести отстройку по этим значениям.

Г.2.2 Для устранения механических резонансов проводят корректировку трубопроводной системы.

Спектр собственных частот любой механической системы зависит от ее объемно-конструктивных решений, условий закрепления и инерционно-жесгкостных параметров.

Для трубопроводных систем такими параметрам* являются.

- число участков, расположенных между опорами, и их конфигурация:

• нагмчие сосредоточенкдс масс и их значение:

- условия опиралия:

- упругие опоры и характеристики их жесткости:

• hi юрционно-жвсгкосп-feie параметры участков.

Сосредоточежые массы увеличивают инерциоишв характеристик и снижают значения собственных частот. Помоете эечеиия собственной частоты способом включетя допотитетъной массы может быть практически эффективным при эчачении массы, соизмеримом с массой участка.

В реальных системах сосредоточенные массы ко* кг и tux размеров уеешчивают жесткость системы. В большинстве случаев в реальных трубопроводных системах сосредоточенные массы имеют самостоятегы-ые опоры и могут рассматриваться как разделители системы на независимее, с жесткими заделками в точках присоединения масс.

Ужесточение системы включением дополнительной массы — фактор конструктивного увеличения собственной частоты. Влияние масс в каждом номфетном случае мажет быть оценено только расчетом всей системы в целом

Г.2.3 Собстветью частоты трубопровода зависят от условий закрепления его концевых и промежуточных участков. При усттоеке осотъзящих однос горотих опор необходимо предварительно провести расчет на статическую прочность и убедиться в том. что соответствующие односторонние связи являются замкнутыми. При отключении односторонней опоры (е случае разомкнутой связи) в исходных данных для расчета собсгветых частот принимают суммарную длину пролета между двумя соседними опорами, что может существенно стэить зпа*ю те собственной (парциальной) частоты участка.

Целесообразность применения упругих опор с пртятыми характеристиками жесткости определяют по результатам расчета. Упругие опоры, уметшая эквивалентную жесткость всей системы, снижают нижмою границу частотного диапазона участка и системы. Применение таких опор эффективно при отстройке от резонанса в сторону уменьшения зкгюний собственных частот.

Г.2.4 Необходимость отстройки трубопроводной системы от резонансов определяют по каждому из потенциально возможных механизмов возбуждения вибрацт согласно 17.4.1.

Для вывода системы за продеты резонанса достаточно изменить длину участка на 15 %—20 %. Рекомендуется вначале проводить корректировку в сторону увеличения ij. г. е. уменьшения длины пролета. При каждом а-юеь принятом значении длины пролета проверяют условия 17.4.1 по всем возмущающим частотам. В случае вывода системы из зоны одного и входа в зону другого резонанса систему корректируют по новому резонансному режиму. При невозможности корректировки в сторону увеличения корректировку проводят уменьшением ft, т. е. увеличенном длиы определяющего ft участка.

Г.2.5 Условия закрепления и упоугие опоры

При ограничети возможностей варьирования дтыной пролета отстройку системы от резонанса проводят выбором типа опор и подбором их иесткости. Измвнете расположения сосредоточенных масс задает расчетчик только при нагычии в системе сосредоточенных масс. При их отсутствт спедоально вводить сосредоточенные дополнительные массы для изменения спектре частот рекомендуется только в случае невозможности применения других способов отстройки от резонанса.

Г.2.6 Изменение геометрии системы

При неэффективности способов, изложенных в Г.2.2—Г.2.5. необходимо изметть геометрию системы, обеспечив свободу вариации £ максимально спрямив трассу по возможности — избегая гышних поворотов При этом способе необходимо проведете поверочных расчетов трубопровода на прочность и жесткость.

Г.2.7 При неэффективности способов, изложетых в Г.2.2—Г.2.6, изменение инерциото-жесгкостных параметров трубопровода обеспечивается путем варьирования диаметра трубопровода.

При наличии специа/ъных тердоонно-жесткоспых гасителей, антивибраторое. исходя из экономической и технической целесообразности их применетя. просчитьвают варианты частотных спектров смете*** с гасителями и по формам колебаний оценивают их эффективность.

Корректировку трубопроводной системы для устранения механического резонансе проводят для каждого механизма возбуждения колебаний не менее чем по пяти гармомеезм и по числу собственных частот колебатй системы или по удвоенному значению числа участков системы.

Г.З Рекомендации по инструментальному обследованию и мониторингу трубопроводных систем и нагнетательных машин при пуске и эксплуатации

Г.3.1 Целями инструментальных обследований вибрации являются.

• измерение уровней вибрации трубопроводов, сравнение их с допускаемыми (см. .4.2):

- определение стелет опасности вибрации:

• анализ спектров вибрации, диагностика частота спектров вибровозмущст мй и их юлвнсианости:

• оценка уровней вибрации элементов нагнетательных маим (таблщы Г.З—Г.9) как источников вибрашм.

• измерение уровней пу/ъсации давления, cpaoi ни но их с допускаемыми, опредепемте необходимости их снижения:

• определение необходимости еиброзащиты окружающих объектов:

• заключение о необходимости периодического или постоянного мониторинга вибрации трубопроводов и нагнетательных машин.

Г.3.2 Измерения вибрации е каждом намеченном сечении проводят ло трем осям. Условно принимают следующие направления осой:

• Y—по оси вала маиины:

- X — в горизонтальной плоскости:

- Z — нормально к плоскости ХУ.

Направление У выдерживают по воей трассе для каждого участка.

Точки измерения:

• нагнетательная машина (на торцах цилындрое. мэгнетэтелыые патрубки, фундамекпые болты):

- опоры трубопровода:

• середина каждого пропета между опорами, при наличии в пролете между опорами отводов — на концах отвода.

Определяют частотный спектр еибрацж. Измеряют размахи вибропервмещекий:

• общий (суммарный) уровень:

• размахи вибропвремещений для каждой частотной составляющей спектра.

Во время измерений фиксируют режим нагружетя трубопровода:

• состав продукта:

• температуру на каждом участке.

• давление:

• производительность:

• время и дату проведения измерений.

При меняюимхся режимах эксплуатации необходимы измерения на 3—4 режимах производительности. Результаты измерений протоколируют с указамом исполнителей.

Г.3.3 Вид мониторила вибрации трубопроводных систем (периодический или постоянный) определяют проектной документацией итм назначают по результатам инструмент агыых обслдооеаний.

Г.3.3.1 Периодический мониторинг

Выполняют все требования Г.3.1. Периодичность измерений вибрации при опорных уровнях не выше 2-го (пункт Г.4.2) назначают не реже одного раза в месяц. При значениях вибрации, привлекающихся к 3-му уровню. — не рем одного раза в неделю. При стабилизации вибрации около 3-го уровня в течение четырех измерений (за месяц) допустимо увеличить периодичность до одного месяца.

При возрастами уровня с 3-го до 4-то необходим ежедневный мониторинг, а при достижение средних значений размаха вибрации в полосе 3-го—4-го уровней требуются срочная остановка и реконструкция системы.

Г.3.3_2 Стационарный мониторинг

При стационарном мониторинге предусматривается:

• на нагнетательных машинах — не менее одной тдаки (по осям X. У. Z):

• на трубопроводных системах — не менее чем е трех точках по трассе.

Допускается фиксация уровней вибрации для каждой точюч по одному или двум наиболее виброопэоым направлениям.

По максимальным уровням вибрации из всех намеченных точек по трассе и коорджатам выбирают не менее двух для вклочения сигнализации достижения аварийного уровня.

Г.4 Нормирование пульсации потока и вибрации трубопроводов

Г.4.1 Неравномерность (пульсацию) потока огражчиеают е зависимости от рабочего давления согласно таблице Г.1.

Для всасывающих лм-мй нефтяного газа допускается большее значение пульсации давления.

Г.4.2 Вибрации трубопроводов нормируют по амплитуде еибролеремещений в зависимости от частоты. Различают четыре опорных уровня вибрации:

1) расчетный при проектировании. Удовлетворительное состоя ню трубопроводов:

2) допускаемый при эксплуатэшм. Необходим контроль:

3) требующий исправления. Необходим повышоный контроль, возможны отказы, необходимо исправление. реконструкция системы:

4) уровень появления аварийных ситуаций. Требуется экстренное исправление.

В таблице Г2 даны дискретные значения допускаемых значений вибрации трубопроводов для фиксированных «естот.

Таблица Г.1 — Ограничения неравномерности пульсации потока

РМПа

До 0.5 включ.

От 0.5 до 1.0 включ.

От 1.0 до 2.0 включ.

От 2.0 до 5.0 вкпоч.

Свыше 5.0

8.%

От 4 до 8 вкпоч.

От 4 до 6 аключ.

От 3 до 5 включ.

От 2 до 4 включ.

От 2 до 3 включ.

Таблица Г.2 — Допускаемые значения ампттуд вибрации трубопроводов S^. ыкм

Уровень

Частота. Гц

2

4

в

в

Ю

20

30

40

SO

во

1

120

115

100

90

85

60

50

45

40

35

2

250

230

200

180

165

120

95

85

75

70

3

500

450

400

360

330

230

180

145

135

130

4

1250

1100

950

800

750

500

420

350

320

300

Практически для большинства трубопроводных обвязок мэсосое и компрессоров главные амплигудюе составляющие процессов вибрации определен в диапазоне с частотами до 60—70 Гц.

При мотторинге вибрососгояжя трубопроводов в условиях эксплуатации с целью оценки и выявления причин повышенных уровней вибрации необходимо иметь кроме уровней пульсации давлетя информацию об уровнях вибрации компрессоров, насосов, фундаментов и т. д.

Оцем» вибрационного состоятя насосов и компрессоров, за исключением поршневых машин с номинальной скоростью от 120 до 15000 ш'1, проводят по средним квадратичным значениям виброскорости (uWc) и виброперемешеьми (мхм) по справочной и научно-твхтческой литературе. В остатъных случаях, не предусмотренных в стандартах для оценки вибрации, используют приводимые в табгыцах Г.З—ПО допустите амплитуды вибрацт узлов и элементов нагнетательных машин.

Таблица Г.З — Насосы

Частота вращения вала. Гц

До 12.5 включ.

От 12.5 до 16.5 аспоч.

От 16.5 до 25.0 вкпоч.

От 25.0 до 50.0 включ.

Свыше

50.0

Допустимая амплитуда вибрацт S,. мкм

120

100

80

60

50

Таблица Г.4 — Фундаменты лоримевых машин

Частота колебаний, Гц

До 3.5 включ.

От 3.5 до 8.0 аключ.

От 8.0 до 25.0 включ.

Свыше

25.0

Допустимая амплитуда вибрацт 5(. мкм

400

200

100

50

Таблица Г.5 — Фундаменты электродвигателей

Частота колебаний. Гц

До 8

Or 8 до 12.5 вкпоч.

Свыше 12,5

Допустимая амплитуде вибрацт S(. мкм

200

150

100

Таблица Г.6 — Фундаменты турбоагрегатов

Частота колебатй. Гц

До 25

От 25 до 50 вкпоч.

Свыше 50

Допустимая амплитуда вибрацт S,. мкм

100

70

40

Таблица Г.7 — Цилиндры и межстуленчатые аппараты поршневых машин

Частота колебаний, Гц

До 10 включ.

Свыше 10

Допустимая амплитуда вибрашт S,. мюи

250

200

Таблица Г.в — Гкшшиптси турбоагрегатов

Частота колеба чй. Гц

До 50

От 50 до 80 вювоч.

От 80 до 135 включ.

Свыше 135

Допустимая амплитуда еибраиш S,. мкм

95

20

13

1.5

Таблица Г.9 — Подшипмсиэлектродвигателей

Частота колеба мй, Гц

До 12.5 включ.

От 12.5 до 16,5 включ.

От 16.5 до 25 включ.

Свыше 25

Допустимая амплитуда вибрации 5 . мкм

80

85

50

25

Таблица Г.10 — Рабочее место машиниста

Частота колеба мй, Гц

ДоЗ

включ.

ОгЗдо 5 включ.

От 5 до 8 включ.

От 8 до 15 вкпоч.

От 15 до 30 включ.

Свыше

30

Допустимая амплитуда вибрации S,. мкм

300

200

75

25

15

5

Расчет назначенного ресурса трубопровода

Д.1 Данная методика оценки назначенного ресурса распространяется на ста/ъные технологические трубопроводы. включая змеевики технологических печей.

Д.2 Назначений ресурс трубопровода определяют как минимальное значение ресурсов составляющих его элементов и соединений. Под назначотым ресурсом понимают указанное в проектной докуменгащм расчетное значение наработки (е годах, тысячах часов), при достижении которой эксплуатация трубопровода должна быть прекращена для оценки его остаточюй прочности.

Д.З Указанное в проектной документации значение назначенного ресурса трубопровода не должно превышать 20 лет.

Д.4 Для элементов низко- и среэютемлературных трубопроводов при проведении расчетов на малоцикло-вую усталость назначенный ресурс определяют по формуле

(Д-1)


- 141

Ч •

где Ne — расчетное число полных циклов нагружения за одни год непрерывной эксплуатации трубопровода, подсчитываемое по формуле (9.6.10).

ОД] — допустимое число полных циклов нагружения элемента, определяемое по формулам:

- для элементов из углеродистой и легированной не аустенитной стали

ОД1 =


(Д2>


1200


При До, £ 80 МПа назначенный ресурс принимают равным 20 годам.

Д.5 Для высокотемпературных трубопроводов и эмоооикоо при оценке длительной циклической прочности по определенному расчетом значению ое и по кривым длительной прочности находят время до разрушения [7] в годах, затем по Д.4 определяют значения ОД] и N„. Далее подсчитывают параметр с = Na (ПОД] и значение назначенного ресурса:

Г'7ТШ "Рис>1-°-(Д-4)

Г'=^ТЙприс5Ш

При отсутствии справочных данных по длительной пронести материала трубопровода для оценки [Г] допускается воспользоваться формулой

(Д-5)


^п«(£Ь)е.

Если поверочный расчет трубопровода на прелость не проводился, то при отсутствии коррозионного и»юса ве/ычину [Г] определяют по формуле

(Д-6)


171

где множитель 11.4 соответствует 20 годам (100000 ч).

Д.6 Для высокотемпературных трубопроводов и змеевиков при коррозионном износе и статическом нагружении

1


(Д-7)

где s. sR — номинальная и расчетная толщины стенки элемента, с, — прибавка на утонение стенки:

Vc — скорость коррозж. мм/год.

Д.7 При наличии коррозионно-эрозионного износа стенки элемента низко- и среднетемпературного трубопровода его назначенный ресурс расс-мтывают по формуле

(Д-8)


s-Ct-Дв

Ve

Д.6 При сочетании усталостного повреждения и коррозиокно-эрозиожого износа материала в низко- и среднетемпературных трубопроводах проводят расчет назначенного ресурса по формулам (Д.1) и (Д.6). а затем выбирают наименьшее значение.

Д.9 При сочетании усталостного поереждежя и коррозионного износа в высокотемпературных трубопроводах проводят расчет назначенного ресурса по формулам (Д.4) и (Д.7). а затем выбирают наименьшее значение.

Д.10 Если расчетная толщина стенки элемента окажется меньше ее отбраковочного размера, то назначенный ресурс подсчитывают также по формуле (Д.8). в которой расчетная толщина заменена на отбраковочную, а затем выбирают наименьшее значение.

ОД?1


1000


(Д.З)


Пример определения нормативного длительного сопротивления для полимерных материалов

Трубопровод из полипропилена марки PP-R ВО служит для транспортировки гтмсопя. Срок службы 25 лет. Из мчх:

- работа при температуре ^ = 60 "С составляет ач * 97 % времен**.

- работа при аваритой температуре /---г = 90 *С в течение 100 ч.

вэ ,2мГ?53"100,0*0<в%: (E-1}

- работа при максимальной температуре 4,** = 70 *С составляет а2 = 100 - 97 - 0.046 = 2.954 %. Требуется определить нормативное сопротивление длитегъной прогости.

На рисунке Е.1 приведены эталонные кривые дгмтельной прочности материала. Наемная с температуры 70 *С и выше, кривые состоят из левой и правой частей, которые пересекаются, образуя в точке перелом. Напряжение в стенке трубы определяют с помощью послеаоеатегъных приближений.

Согласно 13.2.1 имеем

- для расчетной температуры f, < 70 "С и левой части поыа-юй при f, 2 70 вС

Igft) = -55.725 - 9484.1 Sg(К, c)l(t, + 273) + 25502.2/(4 + 273) + 6.39 lg (К, о).

- для правой части ломаной при 4 2 70 *С

Igfc) = -19.98 + 9507/(4 + 273) -4.11 lg(К, о).

Начальное приближение: о" = 3.3 МПа.

Расчетные напряжения составляют: при /, = 60 *С: К, о" = 1.5-3,3 = 4.95 МПа > 4.82 МПа. при = 70 *С: K3<f = 1.3-3.3 = 4.29 МПа < 4.31 МПа. при <з = 90 *С: КуО" = 1.0-3.3 = 3J3 МПа < 3.41 МПа.

В правой части неравенств — граничные значения аг определяемые для PP-R 80 по таблице 13.3. Налря-жежя при температуре /, = 60 'С относятся к эталонной кривой, которая не имеет точки перелома (первая зависимость), при температурах 13 * 70 *С и <э = 90 ’С расчетные напряжения находятся справа от тоим перелома (вторая зависимость).

Напряжение в стенке трубы. МПа 50

Время до разрушения трубы, ч

Рисунок Е.1 — Эталонные кривые дттельной прочности для труб из полипропилена PP-R 80


Подставляя /, и К, а в уравнения для соответствую*!»» кривых, получаем

т, = 3.26-105 ч т2 * 1.35-105 ч. тj * 0.12 1 0* ч.

Повреждаемость

гуо = =


97


3.26 10-


2,954 0.046

1.35 Ю5 0.12 105


32.32-1СГ5 %/ч.


Срок службы

- 1 _1_

“ TVD-87.ee “ 32.32 10-5 87.66 S 35,3 * 25 °ет'

Второе прибтмженив: с“ = 3.4 МПа. при /, = 60 »С: К,о" = 1.5-3.4 = 5.1 МПа > 4.82 МПа. при (г = 70 *С: K2<f = 1.3 3.4 = 4.42 МПа < 4.31 МПа. при /э = 90 *С: Кзо" = 1.0-3.4 = 3.4 МПа < 3.41 МПа.

Получаем

т, = 1.688-10® ч. т2 * 0.801-105 ч. т3 = 0.0211-10* ч.

Повреждаемость

ГУО


I—=


97


1668-10*


2954 0.801 10s


0.046 0.021110s


= 63.33-


Срок службы

т =


1

7YDB7.66


1

63.33 10^ -8756 s 18 0 < 25 лвт-


Тоетье поибгмжение: о” = 3,35 МПа. при /, = 60 *С: К, o'* = 1.5-3.35 = 5.03 МПа > 4.82 МПа. при |j = 70 *С: Кг<Г = 1.3-3,35 = 4.36 МПа < 4.31 МПа. при <э = 90 *С: К3о“ = 1.0-3.35 = 3.35 МПа < 3.41 МПа.

Получаем

т, * 2.29 10* ч. т2 = 1.07-105 ч. т3 = 0.113 10* ч.

Повреждаемость

ГУО


= Т±- = _

^*. 2.;


97


29 10*


2954 1.07 10*


0.046 0.113 10*


= 45.53-1О*5%/ч.


Срок службы

Г " ГУО 87.66 " 4553 10-5 87.66 = 25 06'25 пег

При сроке службы 25 лет напряжение в стемсе трубопровода не должно превышать 3,35 МПа. Таким образом, ат = 3.35 МПа.

Значения модуля ползучести для полимерных материалов

Таблица Ж.1 — Значения модуля ползучести в зависимости ог напряжений в стенке трубы для труб из пошэтилена и полипропилена

Материал

Срои

службы.гол

Модул» ползучести £м

Напряжение • стеме трубы. МПа

7

б

5

4

3

2.5

2

1.5

1

0.5

ПЭ

50

100

120

140

150

160

180

200

220

25

90

110

130

150

160

170

190

210

230

10

100

120

140

160

170

190

210

230

250

5

110

130

150

170

190

200

220

240

270

1

120

140

150

170

200

210

230

250

280

300

ПП

25

210

220

240

250

270

280

300

320

10

250

260

270

290

300

320

330

350

370

5

270

280

300

320

330

350

360

380

400

1

310

320

330

350

380

390

400

420

440

450

Таблица Ж.2 — Значения модуля ползучести в зависимости от срока службы напряжений в стенке трубы для труб из поливинилхлорида

Срои

службы .год

Модуль ползучести Ех

Напряжение в стен» трубы. МПа

12

11

10

9

б

7

б

5

4

3

2

т

50

780

800

810

815

820

825

830

835

840

850

25

960

1000

1000

1010

1020

1020

1030

1030

1040

1050

10

1170

1200

1240

1250

1260

1260

1270

1280

1290

1300

1300

5

1300

1350

1380

1400

1420

1430

1440

1450

1460

1470

1480

1

1550

1620

1650

1700

1720

1740

1750

1760

1770

1780

1790

1800

Примеры определения напряжений а трубопроводах бес канальной прокладки от сейсмических воздействий

В качестве примера для некоторых простых схем (рисунок И.1) наибольшие деформации трубопровода определяют по следующим формулам:

- для участка бесконечно длинной прямой трубы, без неподвижных опор, поворотов и ответвлений и при отсутствии проскагьзывания трубы относительно окружающего грунта (рисунок И.1. а):

е _Чпак.. Утая. Кш.

*пж.Р - Vp • ««*»x.S «мм.»

(И.1)

Ртлк.Р —


*тах

"not

(1.611SV)2


Pmax.S =


"Лог

IVsf


Ртах. Я =


дЛЧ»

"лог

<Vr)2'


- деформация участка бесконечно длинной трубы, без неподвижных опор, поворотов и ответвлений, с учетом проскальзывания трубы относительно окружающего грунта (трения) при прохождении продольной во ты (рисунок И.1. б):

*0, tnc >-р

р--4EF—' (И-2)

• деформация участка бесконечно длинной прямой трубы с одной неподвижной опорой (или с одним ответвлением. поворотом трассы без учета их собственной податгьшости) и с учетом проскальзывания трубы относительно окружающего грунта (трения) при прохождении продольной волны (рисунок И.1. е. г.

(ИЛ)

- деформация участка бесконечно длинной прямой трубы с двумя неподвижными опорами (или ответвпе-нмями. поворотами трассы), расположенными на расстоянии половины дтькы волны кр12, с учетом проскальзывания трубы относите/ъно окружающего грунта (трети) при прохожденье* продольной волны (рисунок И.1, в):

СПВК.Р ="


>-Р


4 EF


(И.4)


где ^ р. 8. е___R — максимальные относительные деформации трубы при прохождении соответст

венно Р-. S- и R-еолн под наиболее невыгодным углом к оси трубопровода;

Ртах. я> Ра»х. s- Рых. я — максимальная кривизна (иэгибная деформация) трубы при прохождепм соответственно Р-. S- и R-еолн под наиболее невькодным углом к оси трубопровода.

Расчеты всех остальных схем трубопровода следует вести согласно 16.6.4.

При расчете по формулам (И.З). (И.4) для схем с поворотом трассы или ответвлением (рисунок И.1. г. б) не уытывают дополнительные напряжения от изгибающих моментов, возникающих в местах поворота трассы и в отаетвленмях. которые могут существо)аю увеличить значения напряжений. Поэтому формулы (И.З). (И.4) при практических расчетах допускается использовать исключительно для участков трубопроводов с неподвижными опорами.

В качестве примера рассмотрим трубопровод без изоляции со следующим* параметрами D, = 219 мм. s = б мм. = 0.0185 МПа. V**, = 480 мм/с. V„ = 200000 мм/с. £ = 2-10* МПа. 0£? = 36.2 мм. Максимальные напряжения будут равны:

1) для участка бесконечно домной прямой трубы без неподвижных опор, поворотов и ответвлений при отсутствии проскальзывания трубы относите/ьно окружающего грунта при прохождении продольной волны:

= £


-{р- -480 МПа;


(И.5)


2) для участка бесконечно длиной грубы, без неподвижных опор, поворотов и ответвлетй, с учетом про-стальзыодшя трубы относительно окружающего грунта (трения) при прохождении продольной волны:

rtD, t кр

= 4р = 77 МПа; (И.б)

3) для участка бесконечно длинной трубы с одной неподвижной опорой (или с одним ответвлетем. поворотом трассы без учета их собственной податливости) с учетом проскальзывания трубы относительно окружающего грунта (трон мл) при прохождент продольной волны:

<W = J2rD*l*£D™ =217 МПа: (И.7)

4) для участка бесконечно дтмной прямой трубы с двумя неподвижными опорами (или ответвлениями, поворотами трассы), расположенными на расстоянии половины длины волны кр12.с учетом проскальзываем трубы относительно окружающего грунта (тре»*я) при прохождении продольной волны:

40gy g.

кр 4 F


=383 МПа.


(И.8)


а — трубопровод бе> опор и ответвлений: б — рвслределеиные силы трения. • — трубопровод с мертвой опорой: г — трубопровод с ответвлением, б — Г-обрзаиый участок, е — трубопровод с двумя мертвыми опорвми


Рисунок И.1 — Расчетные схемы трубопровода на сейсьпт юские воздействия

Антисейсмические мероприятия для надземных трубопроводов и трубопроводов бесканальмой прокладки

К.1 Общие антисейсмические мероприятия для надземных трубопроводов и трубопроводов беоканальной прокладки.

- ввод трубопровода в здания, каналы и т. д. следует устраивать через проем, размеры которого дотает превышать диаметр трубопровода не менее чем на 0 2 м и не моиоо максимального nonepeworo перемещения трубопровода в данном сечении из расчета на сейсмические воздействия согласно настоящему стандарту. При необходимости зазор следует заполнять эластичным материалом, не препятствующим поперечным перемеще-шям трубопровода ео время землетрясения:

- в местах присоединения трубопровода с оборудованию, резервуарам, колодцам, строительным коиструк-1в*ям. стенам зданий. в местах выхода трубопровода из-под земли следует предусматривать вставку различных компенсирующих устройств, размеры и характеристики которых должны устанавгываться расчетом на сейсмические воздействия согласно настоящему стандарту.

К.2 Антисейсмические мероприятия для надземных трубопроводов следуюиие:

- общая схема прокладки должна обеспечивать возможность беспрепятственного перемещения трубопровода при и змеистый температуры и давления независимо от степени сейсмической опасности района:

- опоры должны иметь специальные устройства, ограничивающие горизонтальные (при необходимости — и вертикальное) перемещения трубопровода, и предотвращающие его сброс с опор, эстакад и т. д. Для этого предусматривается установка специальных жестких или упругих ограничителей вдоль и поперек оси трубопровода:

- опоры и антисейсмические ограничители трубопровода должны обладать достатоной надежностью и быть рассчгганы с учетом нагрузок при землетрясении:

- заглубление свайных опор и размеры высоких опор е плане должны быть рассчитаны таким образом, чтобы под действием сейсмических нагрузок не произошли падение опор или их чрезмерная осадка.

- при необходимости на трубопроводе устанавливают специальные устройства, обеспечиваюивю активное гашение колебаний (демпферы), которые не препятствуют работе трубопровода на основные эксплуатационные нагрузки и воздействия;

- для протяженных трубопроводов должны быть предусмотрены схемы компенюацни сейсмических нагрузок. возникающих вследствие взаимных смещений опор, находящихся 8 различных фазах движения сейсмической вогыы вдоль трубопровода (компенсаторы, зигзагообразная прокладка и т. д.).

К.З Антисейсмические мероприятия для защемленных в грунте трубопроводов следующие:

- эначгтельньы эффект снижстип сейсмических воздействий на защемленный е грунте трубопровод мажет быть достигнут эз счет применения различных конструкций компенсаторов или компенсирующих участков, криволинейных участков, жгзагообразной прокладки и т. д.;

- снижение степени защемления трубопровода в грунте за счет применения на сейсмоопасных участках трассы специальных оберток трубопровода с низким коэффициентом трения или амортизирующих подушек, засыпки тратой рыхльм грунтом или специальным материалом с малым юэффтиенгом трения и небогьшим объемным весом:

- применение высокопластичных сталей с низким пределом текучести и высоким пределом прочности. Такой трубопровод легко деформируется и может выдержать значительные смещения грунта:

- для повышения сейсмостойкости трубопроводов, прокладываемых е скальных грунтах, где наибольшее значение возможного смещения не превышает 1.5 м. рекомендуется отрывать пологие траншей, а засыпку проводить гравием. На участках где возможны большие смешения, трубопровод рекомендуется укладывать в траншеи с очей» пологими откосами, по которым трубы могут свободно скользить:

- в местах установки неподвижных опор, присоеанения к трубопроводам другого направления (тройнию-вые соединения), не поворотах трассы необходимо предусматривать вставку раз/ычкых компенсирующих устройств. размеры и компенсирующая способность которых должны устанавливаться расчетом на сейсмические воздействия согласно настоящему стандарту:

• при пересечении трубопроводом учэспсое. сложенных грунтами с различьями деформационными свойствами (особенно в местах, где плотные грунты граничат с мягким грунтам), необходимо предусматривать возможность свободного перемещения и дефоркырования трубопровода (использование компенсаторов, кривогм-нейных участков, зигзагообразной прокладки и т. д.);

• на участках пересечения трассой трубопровода активных тектонических разломов необходимо обеспечить свободное перемещение и деформирооа ив трубопровода: для этого рекомендуется переходить на над-земную прокладку на специа/ъных опорах, прокладку в насыпи с открытыми компенсационными участками или прокладку в траншеях с пологими откосами и засыпкой песхом или торфом. При этом необходимо вьлопнятъ проверочный расчет с учетом возможного смешения плит земной коры по тектоническому разлому:

• при пересечении трубопроводом оползневых склонов должен быть выполнен специальный расчет, учитывающий возможные смещения грунта вследствие оползня:

• при пересечении трубопроводом зон с грунтами, подверженными разжижению, должен быть выполнен специальный расчет с учетом свойств грунта е жидком состоят**. При этом выталкивающие силы, действующие на трубопровод, должны быть уравновешены балластироаочньим утяжелителями или специальным* анкерными устройствами, препятствующими всплытию трубопровода.

УДК 621.643:006.354 MKC7S.180.20

Ювочееые слова: трубопроводы технологические. расчет на прочность, расчет на вибрацию, сейсмические воздействия

^доктор В. В. KoctmjH Технический редактор в. Н. Прусакова Корректор Л. Я. Митрофанова Компьютерная верстка В. Н. Романовой

Сдано а набор 10 06.2014. Подписано • печать 09.10.2014, Формат 60х84,>а Бумага офсетная. Гарнитура Ариал. Печать офсетная. Уот. печ. я. 10.02 Уч-яэа. л. 12.70. Тираж 42 эй Зас. 1039.

•ГУП «СТАНДАРТИНФОРМ». 123905 Мооаа. Гранатный пер. 4. wwwpo stnio.ru info£gostin(o та

Набрано т отпечатано в Калужской типографим стандартом. 246021 Калуга, ул Московская, 256

для аустенитной хромоиикелееой стали, алюминия, меди и их сплавов

для штампосварных отводов при расположении сварных швов по нейтральной линии (рисунок 7.1. г)

в сварном тройнике с отношением 4, Юа й 0.5. а также в штампованном (штампосварном) тройнике

для трубопроводов из алюминия, меди, титана и их сплавов

при расчете по этапам 2.6 и 8:

в, ша^ +тах(0.6тгжД0)^-гг--

• при расчете по этапу 3:

(10.19)

• при расчете по этапу 4:

(10.20)

где о,, вычисляют по формуле (9.1);

кр — коэффициент перегрузки, принимаемый согласно 8.1.15:

■Уи,. И—коэффициенты интенсификации напряжений, определяемые согласно 10.4.2.

при 90 > у 2 75

ка>2

Коэффициент U пржимают:

• для отводов, стыкуемых с трубами с одного конца на фланге и с другого коша на сварке. U = At<c:

• для отводов, стыкуеьых с трубэьм на фланцах с обеих сторон. = Xй3.

(А.5)

А. 1.3 Коэффициент гибкости Кд для секторного отвода с одним итм двумя фланцами (рисунок 7.1) при условии 0 5 22.5'

0.1Я° (А. 10)

Хм = 0.06F

где 1Ь, — моменты инерции сочогмя ответапения при изгибе и круче нж:

F = d-sb /(D-s) — безразмерный параметр, определяющий соотношеже размеров ответвления и магистраты: sb — номинальная толшмча станки ответвления:

для элементов из аустенитной стали

1875

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной
1500+ квалифицированных специалистов готовы вам помочь