Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte
.pdf2.2.1. Расчетные характеристики материалов
В качестве основных прочностных характеристик металла труб и сварных соединений в расчетах трубопроводов согласно СНиП 2.05.0685* [114] используются нормативные и расчетные сопротивления растяжению
(сжатию). Нормативные сопротивления R1н и R2н принимаются равными минимальным значениям временного сопротивления σв и предела текучести σm соответственно. Их значения приведены в приложении Г наряду с другими характеристиками труб.
|
Таблица 2.4 |
Коэффициент надежности по материалу, k1 |
|
|
|
Характеристика труб |
Значение коэффициента k1 |
|
|
1.Сварные из малоперлитной и бейнитной стали |
1,34 |
контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, |
|
изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под |
|
флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым |
|
допуском по толщине стенки не более 5 % и прошедшие |
|
100%-ный контроль на сплошность основного металла и |
|
сварных соединений неразрушающими методами |
|
2.Сварные из нормализованной термически упрочненной |
1,40 |
стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные |
|
двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по |
|
сплошному технологическому шву и прошедшие 100 %-ный |
|
контроль сварных соединений неразрушающими методами. |
|
Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие |
|
100%-ный контроль неразрушающими методами |
|
3.Сварные из нормализованной и горячекатаной |
1,47 |
низколегированной стали, изготовленные двусторонней |
|
электродуговой сваркой и прошедшие 100 %-ный контроль |
|
сварных соединений неразрушающими методами |
|
4.Сварные из горячекатаной низколегированной или |
1,55 |
углеродистой стали, изготовленные двусторонней |
|
электродуговой сваркой или токами высокой частоты. |
|
Остальные бесшовные трубы |
|
Примечание. Допускается применять коэффициенты: 1,34 |
|
вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, |
|
изготовленных двухслойной сваркой под флюсом или |
|
электросваркой токами высокой частоты со стенками |
|
толщиной не более 12 мм при использовании специальной |
|
технологии производства, позволяющей получить качество |
|
труб, соответствующее данному коэффициенту k1 |
|
Расчетные сопротивления R1 и R2 определяются по формулам:
89
|
Rнm |
|
|
||
R = |
1 |
|
; |
(2.34) |
|
|
|
|
|||
1 |
k1kн |
|
|
||
|
|
|
|||
|
|
Rнm |
|
|
|
R = |
|
2 |
|
, |
(2.35) |
|
|
||||
2 |
|
k2kн |
|
|
|
|
|
|
|
где m - коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6 для участков трубопроводов категории «В»; 0,75 для участков категорий I и II; и 0,9 для участков категорий I и IV; k1 и k2 - коэффициенты надежности по материалу
(табл.2.4, 2.5); kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода
(табл.2.6).
|
|
|
|
Таблица 2.5 |
|
|
|
Коэффициент надежности по материалу, k2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Характеристика труб |
Значение коэффициента k2 |
|
|
|
|||
Бесшовные из малоуглеродистых сталей |
1,10 |
|||
Прямошовные и спиральношовные сварные из |
1,15 |
|||
малоуглеродистой и низколегированной стали с |
|
|||
отношением Rн / Rн ≤ 0,8 |
|
|||
|
|
2 |
1 |
|
Сварные из высокопрочной стали с отношением |
1,20 |
|||
Rнн / Rн |
>0,8 |
|
|
|
2 |
1 |
|
|
|
Таблица 2.6
Коэффициент надежности по назначению трубопровода, kн
Условный |
|
Значение коэффициента kн |
|
|
диаметр |
|
|
|
|
трубо |
для газопроводов в зависимости от внутреннего |
для нефте |
||
провода, |
|
давления р |
|
проводов и |
мм |
|
|
|
нефте |
р ≤ 5,4 МПа |
5,4< р ≤ 7,4 МПа |
7,4< р ≤ 9,8 |
||
|
( р ≤ 55 кгс/см2) |
(55< р ≤ 75кгс/см2) |
МПа |
продукто |
|
|
|
(75< р ≤ 100 |
проводов |
|
|
|
кгс/см2) |
|
500 и менее |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
600-1000 |
1,00 |
1,00 |
1,05 |
1,00 |
1200 |
1,05 |
1,05 |
1,10 |
1,05 |
1400 |
1,05 |
1,10 |
1,15 |
- |
90
2.2.2. Определение толщины стенки трубопровода
При расчете толщины стенки трубопровода в нормах СНиП 2.05.06-85* [114] используется теория наибольших нормальных напряжений при продольных напряжениях σпр ≥ 0. Расчетную толщину стенки
трубопровода δ ,следует определять по формуле:
|
nр рDн |
|
|
δ = |
|
. |
(2.36) |
2( R + nр) |
|||
|
1 |
|
|
При наличии продольных сжимающих напряжений σпрN <0 используется
энергетическая теория прочности, что позволяет учесть двухосность напряженного состояния
σ 2 |
−σ |
кц |
σ |
прN |
+σ 2 |
≤ R . |
(2.37) |
кц |
|
|
прN |
1 |
|
Решая квадратное уравнение (2.37), и учитывая знак σпрN , получим:
|
|
|
|
|
σ |
|
|
2 |
σ |
|
|
|
|
σ |
|
= |
1 |
прN |
− 0,5 |
прN R |
=Ψ R . |
||||||
кц |
− 0,75 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
R1 |
|
|
|
R1 |
|
1 |
1 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тогда расчетная толщина стенки трубы будет равна:
δ = |
nр рDн |
|
|
, |
(2.38) |
2(Ψ R + n |
ρ |
р) |
|||
|
1 1 |
|
|
|
где Ψ1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый по формуле:
|
|
σ |
прN |
2 |
|
σ |
прN |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Ψ1 = |
1 − 0,75 |
|
R |
|
− 0,5 |
|
R |
. |
(2.39) |
|
|
|
1 |
|
|
|
1 |
|
|
Продольные осевые сжимающие напряжения σпрN определяются от расчетных
нагрузок и воздействий с учетом упруго пластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений, при этом расчетная схема должна отражать реальные условия работы трубопровода и взаимодействие его с грунтом.
91
Вчастности, для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных
иназемных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта, продольные осевые напряжения определяются по формуле:
σпрN = σпрt +σпрр = −αt Ε∆t + 0,3 |
np pDвн |
. |
(2.40) |
|
|||
|
2δн |
|
Толщина стенки трубопровода, определенная по формулам (2.36) и (2.38), округляется в большую сторону до ближайшей номинальной в сортаменте труб и обозначается δн.
Принятая толщина стенки труб должна быть не менее 1/140 наружного диаметра труб, но не менее 3 мм для труб диаметром Dу ≤200 мм и не менее 4
мм для труб диаметром Dу >200 мм.
Приведенная методика расчета представляет собой итерационный процесс, так как в выражение (2.40) для определения σпрN требуется подставить
значение δн, уточняемое далее в формуле (2.38), после чего значение
принимаемой по сортаменту толщины стенки может измениться и вычисление приходится повторять с новым значением δн.
Расчетные толщины стенок промысловых трубопроводов и соединительных деталей согласно рекомендациям СНиП 2.04.12-86 [113] и СП 34-116-97 [125] вычисляют по формуле:
|
γ f ηрDн |
|
δt = |
2(R + 0,6γ f р) , |
(2.41) |
где η – коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей; R - расчетное сопротивление металла труб и соединительных деталей, МПа.
Значения R определяют:
•для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород
н |
γc |
|
н |
γс |
|
|
|
|
R = min |
R1 |
; |
R2 |
|
, |
(2.42) |
||
|
|
|
|
|||||
γmγn |
|
0,9γn |
|
|
•для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты
|
Rнγ |
s |
|
|
R = |
2 |
, |
(2.43) |
|
γн |
|
|||
|
|
|
|
92
При назначении номинальной толщины стенки труб и соединительных деталей учитывают временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).
Нормативные сопротивления R1н и R2н принимают равными минимальным
значениям соответственно временному сопротивлению и пределу текучести материала труб и соединительных деталей по государственным стандартам и техническим условиям на трубы и соединительные детали.
Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающими методами, принимают равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов.
Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов γn , условий работы трубопровода γc , надежности по материалу γm и надежности по нагрузке γ f - принимают по рекомендациям СНиП 2.04.12-86 [113] и СП 34-
116-97 [125]. |
|
|
|
|
|
|
Значения |
коэффициентов |
условий |
работы |
трубопроводов, |
||
транспортирующих |
сероводородсодержащие продукты |
γs ,принимают по |
||||
табл.2.7. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 2.7 |
Значения коэффициентов условий работы |
|
γs трубопроводов, |
||||
транспортирующих сероводородсодержащие продукты |
||||||
|
|
Содержание сероводорода |
||||
Категория трубопровода |
||||||
и его участка |
|
|
Среднее |
|
|
Низкое |
I |
|
|
0,4 |
|
|
0,5 |
II |
|
|
0,5 |
|
|
0,6 |
III |
|
|
0,6 |
|
|
0,65 |
Примечание. Среднее и низкое содержание сероводорода – по ВСН 51-3- 85/ВСН 2.38-85 [27].
Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей η :
для труб, заглушек и переходов – 1;
для тройниковых соединений и отводов - aξ + b ,
где: ξ = |
Dн2 |
- для тройниковых соединений, ξ = |
r |
- для отводов. |
|
D |
D |
||||
|
|
|
|||
|
н1 |
|
но |
|
Значения коэффициентов a и b принимают: для тройниковых соединений по табл.2.8, для отводов – по табл.2.9.
93
Таблица 2.8
Значения коэффициентов a и b для тройниковых соединений
ξ |
Сварные без усиливающих |
Бесшовные и штампосварные |
|||
|
|
элементов |
a |
|
|
|
a |
|
b |
b |
|
от 0,00 до 0,15 |
0,00 |
|
1,00 |
0,22 |
1,00 |
от 0,15 до 0,50 |
1,60 |
|
0,76 |
0,62 |
0,94 |
от 0,50 до 1,00 |
0,10 |
|
1,51 |
0,40 |
1,05 |
|
|
|
Таблица 2.9 |
Значения коэффициентов a и b для отводов |
|
||
|
|
|
b |
ξ |
a |
||
от 1,0 до 2,0 |
-0,3 |
|
1,6 |
более 2,0 |
0,0 |
|
1,0 |
2.2.3. Проверка прочности трубопровода в продольном направлении
Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы в соответствии с нормами СНиП 2.05.06-85* [114] проверяются на прочность в продольном направлении и на отсутствие недопустимых пластических деформаций.
Прочность в продольном направлении проверяется по условию:
|
σпрN |
|
≤Ψ2 R1 , |
(2.44) |
|
|
где σпрN ,R1 - продольные осевые напряжения и расчетное сопротивление металла труб, определяемые соответственно по (2.40) и (2.34); Ψ2 -
коэффициент, учитывающий напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN ≥ 0 ) Ψ2 = 1,0 , при
сжимающих (σпрN <0) определяется по формуле:
Ψ2 = |
|
σкц |
2 |
σкц |
, |
(2.45) |
1−0,75 |
|
−0,5 |
R1 |
|||
|
|
R1 |
|
|
|
где σкц - кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления, определяемые по формуле (2.9).
94
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном и кольцевом направлениях проверку производят по условиям:
|
|
σ н |
|
|
≤Ψ |
3 |
|
m |
Rн |
; |
(2.46) |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
||||||||||
|
|
пр |
|
|
|
|
|
0,9 kн |
2 |
|
|
|
σ н |
|
m |
|
R |
н |
|
|
|
||||
≤ |
|
, |
|
|
(2.47) |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
кц |
|
0,9 kн |
2 |
|
|
|
|
где σпрн - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий; Ψ3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; σкцн - кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления.
Продольные напряжения σпрн складываются из напряжений от действия
внутреннего давления, температурного воздействия и воздействия от упругого изгиба (см.разд.2.1) и для полностью защемленного подземного трубопровода находятся из выражения:
σпрн = µσкцн −αt Ε ∆t ± |
ΕDн |
|
, |
(2.48) |
|
|
|||
|
2ρmin |
|
||
где ρmin - минимальный радиус упругого |
изгиба оси |
трубопровода, |
определяемый по СНиП III-42-80* [123] (табл.2.10) или специальным расчетом (см. раздел 2.5).
Таблица 2.10
Значения минимально допустимых радиусов упругого изгиба трубопровода, ρmin
Условный |
|
Условный |
|
|
диаметр |
ρmin, м |
диаметр |
ρmin, м |
|
трубопровода, |
трубопровода, мм |
|||
|
|
|||
мм |
|
600 |
|
|
1400 |
1400 |
600 |
||
1200 |
1200 |
500 |
500 |
|
1000 |
1000 |
400 |
400 |
|
800 |
800 |
300 |
300 |
|
700 |
700 |
200 |
200 |
95
Также минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и наземных трубопроводов определяют из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле:
ρmin ≥ |
|
|
|
|
|
0,5 |
Ε Dн |
|
|
|
|
|
. |
|
(2.49) |
||||||
|
|
|
m |
|
Rн − |
|
µ σ н |
|
|
Ε ∆t |
|
|
|||||||||
Ψ |
|
|
|
|
−α |
t |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
3 0,9 kн |
2 |
|
|
|
|
кц |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Коэффициент Ψ3 определяется по формуле: |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
σ н |
|
|
|
|
2 |
|
|
σ н |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Ψ3 = 1 − |
0,75 |
кц |
− 0,5 |
кц |
. |
(2.50) |
|||||||||||||||
m |
Rн |
m |
Rн |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
0,9kн |
2 |
|
|
|
0,9kн |
2 |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления |
|
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
σкцн |
= |
рDвн |
. |
|
|
|
|
|
|
(2.51) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2δн |
|
|
|
|
|
|
|
|
Если одно из проверяемых условий (2.46) или (2.47) не выполняется, следует либо подобрать другую марку стали с лучшими механическими характеристиками, либо увеличить толщину стенки трубы до ближайшей большей по сортаменту, и повторить расчет.
Проверку прочности трубопровода, определяя усилия от расчетных нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных элементах трубопроводов согласно указаниям СНиП 2.04.12-86 [113] необходимо производить методами строительной механики расчета статически неопределимых стержневых систем.
В качестве расчетной схемы трубопровода рассматриваются статически неопределимые стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия трубопровода с окружающей средой.
Значение коэффициента повышения гибкости гнутых отводов k p определяют по табл.2.11.
Величина k*p принимается по рис.2.4 в зависимости от геометрического параметра отвода λb и параметра внутреннего давления ωb .
96
Таблица 2.11
Коэффициент повышения гибкости отвода k р
Центральный угол отвода ϕ , град |
Значение k р |
||
От 0 до 45 |
(k*р −1) |
ϕ |
+1 |
|
|
||
|
45 |
|
|
От 45 до 90 |
k*р |
|
Рис.2.4. График для определения значений коэффициента k*р
97
Значения параметров λb и ωb определяют по формулам:
|
λb = |
|
4rδн |
|
; |
(2.52) |
|
|
(D −δ |
н |
)2 |
||||
|
|
|
н |
|
|
|
|
ωb = |
3,64γ f |
рr 2 |
|
, |
(2.53) |
||
Εδн (Dн |
− δн ) |
где r - радиус кривизны гнутого отвода, см.
Коэффициент гибкости тройниковых соединений принимают равным единице.
Арматура, расположенная на трубопроводе (краны, задвижки, обратные клапаны и т.д.), рассматривается в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.
В каждом поперечном сечении трубопровода для номинальной толщины стенки трубы и соединительных деталей выполняются условия:
в точках поперечного сечения, где фибровые продольные напряжения,
определенные от расчетных нагрузок (σпр), сжимающие: |
|
|
|||
1 |
(σкц −σпр )2 + (σкц + γ f р)2 + (σпр + γ f р)2 |
≤ R ; |
(2.54) |
||
2 |
|
|
|
|
|
в точках поперечного сечения, где σпр растягивающие: |
|
|
|||
|
σпр +γ f p ≤ |
|
. |
|
(2.55) |
|
R |
|
гдеσкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа; σпр
- продольные фибровые напряжения от расчетных нагрузок, МПа. Значения R принимаются при:
• действии всех нагрузок силового нагружения – 1,2R;
• совместном действии всех нагрузок силового нагружения и нагрузок деформационного нагружения (кроме сейсмических,
пучения и морозобойного растрескивания) - R2нγс ,
0,9γn
•совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмические воздействия, пучение и морозобойное растрескивание – 1,5R.
При оценке прочности соединительных деталей учитываются еще и местные мембранные и изгибные напряжения, определенные от всех нагрузок
98