Надежность

от = ∑1

.

сети определяется выражением

(6.37)

тупиковой системы находится следующим коэф-

Предположим, Н = 1 − от = 1 −∑1

.

фициентом:

(6.38)

что газовая магистраль состоит из n участков,

нагрузка в каждом узле одинаковая и равна М0, а вероятность отказа

любого участка равна q, тогда коэффициент отказов определяется по

от = = 1 + − 0 + −2 0 + + −

( −1) 0 =

И

выражению

А

=1

+

+ +

= 1 +

Д= 2

(6.39)

−1

−2

−( −1)

+1 .

б

Из анализа надежности тупиковой сети высокого (среднего)

давления следует [11, 16, 17], что их можно проектировать только для

при

небольших городов

поселков. Надежность такой сети составляет

0,95–0,98. Это означает, что за десятилетний период эксплуатации от-

казы с стемы газосна жен

я произойдут в двух-пяти городах из ста.

Также, при проект рован

тупиковых сетей,

следует учитывать, что

с увел чен ем срока эксплуатации системы вероятность ее отказов

С

развитии и реконструкции сети следует пре-

возрастает. Поэтому

металла;

– упругопластические

решения

для

напряженно-

деформированного состояния труб с дефектами геометрии при раз-

личных нагрузках;

– положения нормативно-технических и методических доку-

ментов, определяющие порядок расчетов прочности и долговечности,

И

показателей надежности конструкций с дефектами по результатам ди-

агностических обследований.

Исходными данными для расчета являются диаметр и толщина

стенки трубы, размеры дефекта, внутреннее давление, цикличность

нагружения свойства металла, прочностьДтрубы, напряжения в стенке

трубы [4, 6, 18].

А

б

Наружный диаметр тру ы Dн принимается по проектной доку-

ментации на участок газопровода и указывается в техническом зада-

стка технологических газопроводов.

В расчетах используется поправка ∆p

на возможное превыше-

ние рабочего давления в зависимости от коэффициента надежности n:

∆p = (n −1)pп р о ,

И

(6.40)

где n – коэффициент надежности по внутреннему давлению.

талла труб и сварных швов, определенные по результатам испытаний

Д

стандартных и специальных образцов, сертификатам, ТУ на трубы:

– E – модуль упругости, МПа;

– µ – упругий модуль сдвига, МПа;

– ν – коэффициент Пуассона;

А

– nN – показатель степени в уравнениях

долговечности при

ц кл ческом нагружен .

В стенке

(вне зоны дефекта) действуют кольцевые σкц и

продольные σ

трубынапряжен я, постоянные по толщине стенки. Ради-

альное напряжен е, действующее по толщине стенки трубы, прини-

мается равным нулю.

σкц рассчитывается по значению внутреннего дав-

Напряжение

ления:

σк ц =

p D

,

(6.41)

2δ

где D – внутренний диаметр трубы:

С

D = Dн – 2σпр.

(6.42)

И

Условия нагружения

σпр

При расположении дефекта на расстоянии менее

10Dн от границ гофра, при угловом положении

σпр =

σ02

центра дефекта относительно центра гофра в

диапазоне 120 – 240о

Д

На участках упругого изгиба трубопровода

σпр = νпрσкц +

EDн/(2Rизг)

радиусом Rизг

На участках упругого изгиба трубопровода,

σпр

= νпрσкц

+ E/2000

для которых не определен радиус Rизг

В остальных случаях

σпр = νпрσкц

А

Величина радиуса упругого изгиба Rизг представляется в техни-

ческом задании на диагностику.

Значения коэффициента степени «защемления» участка νпр оп-

ределяются и представляются

техническом задании на диагностику:

распредел тельнойсвободногос стемы газоснабжения.

– νпр

= 0,5 для «

» участка (на участках водных пере-

ходов, в поймах рек, в олотах, сла онесущих грунтах и т.п.);

– νпр

= 0,4 для «среднезащемленного» (в песчаных грунтах);

Какие

– νпр

= 0,3 для «защемленного» (в плотных грунтах – глина,

суглинок).

С

Контрольные вопросы и задания

1. Сформул руйте определение надежности многоступенчатой

2. Что относ тся к показателям надежности системы газоснаб-

жен я?

3.

существуют основные пути повышения надежности