книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

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	а пр î> 0. Расчетную	толщину стенки
трубопровода 8, следует определять по формуле:
8 =	nPpD„	(2.36)
	% R\+ np)

При наличии продольных сжимающих напряжений a npN<0 используется

энергетическая теория прочности, что позволяет учесть двухосность напряженного состояния

~ а кц ,<JnpN + (T lpN ~ &\

(2.37)

Решая квадратное уравнение (2.37), и учитывая знак <тпрЫ, получим:

•*ï=*î*i

Тогда расчетная толщина стенки трубы будет равна:

		8 =	прР°н			(2.38)
			2{4'lRl+ npP)
где	- коэффициент,	учитывающий		двухосное напряженное состояние
металла труб, определяемый по формуле:
	^1 =	1-0,75			Q	(2.39)
				)	' *1
			. *1

Продольные осевые сжимающие напряжения a npNопределяются 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.

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:

&npN & npt & Прр ——a tEAt + 0,3 ПрРРеи	(2.40)
2*„

Толщина стенки трубопровода, определенная по формулам (2.36) и (2.38), округляется в большую сторону до ближайшей номинальной в сортаменте труб и обозначается 5и.

Принятая толщина стенки труб должна быть не менее 1/140 наружного диаметра труб, но не менее 3 мм для труб диаметром Dy <200 мм и не менее 4

мм для труб диаметром £^>200 мм.

Приведенная методика расчета представляет собой итерационный процесс, так как в выражение (2.40) для определения с г Nтребуется подставить

значение ôjn уточняемое далее в формуле (2.38), после чего значение принимаемой по сортаменту толщины стенки может измениться и вычисление приходится повторять с новым значением 5п.

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:

s	Г/ЧР0 "	(2.41)
	2(Л + 0,6yf p)	’

где 7] - 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

R = min- Ц 'Г с .У Г с	(2.42)
УтУп ' ° ’9 У„

•для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

R = Ъ г а

(2.43)

Ун

При назначении номинальной толщины стенки труб и соединительных деталей учитывают временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).

Нормативные сопротивления R" и R% 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 уп, условий работы трубопровода ус, надежности по материалу ут и надежности по нагрузке уj - принимают по рекомендациям СНиП 2.04.12-86 [113] и СП 34-

116-97 [125].
Значения	коэффициентов	условий	работы	трубопроводов,

транспортирующих сероводородсодержащие продукты у5Упринимают по табл.2.7.

Таблица 2.7

Значения коэффициентов условий работы ^трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

Категория трубопровода	Содержание сероводорода
и его участка	Среднее	Низкое
I	0,4	0,5
11	0,5	0,6
111	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 TJ :
для труб, заглушек и переходов -		1;
для тройниковых соединений и отводов - aÇ + b ,
.. Du2	w	M	t	r
где: ç = —— - для троиниковых соединении,			ç	= ------- для отводов.
A i				Ао

Значения коэффициентов а и b принимают: для тройниковых соединений по табл.2.8, для отводов - по табл.2.9.

Значения коэффициентов а и b для тройниковых соединений

4	Сварные без усиливающих		Бесшовные и штампосварные
		элементов
	а	b	а	Ъ
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 а и b для отводов
от 1,0 до 2,0	а	b
	-0,3	1,6
более 2,0	0,0	1,0

2.2.3.Проверка прочности трубопровода

впродольном 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:

\r*N	(2-44)
где (TnpN,R\“ продольные осевые напряжения	и расчетное сопротивление

металла труб, определяемые соответственно по (2.40) и (2.34); !Р2 - коэффициент, учитывающий напряженное состояние металла труб, при

растягивающих осевых продольных напряжениях	^2 =	ПРИ
сжимающих ( <jnpN<0) определяется по формуле:

где кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего

пяштлима определяемые по формуле (2.9).

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном и кольцевом направлениях проверку производят по условиям:

					(2.46)
а	”	<	т	*г	(2.47)
	КЦ	- O j k n

где су”р - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от

нормативных нагрузок и воздействий; Ч*ъ коэффициент, учитывающий

двухосное напряженное состояние металла труб; сг", - кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления.

Продольные напряжения а ”р 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:

a ;p‘ = ^ - a r E At ±	ED
	(2.48)
	2Ртт

где p min минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, определяемый по СНиП Ш-42-80* [123] (табл.2.10) или специальным расчетом (см. раздел 2.5).

Таблица 2.10 Значения минимально допустимых радиусов упругого изгиба

трубопровода, pmin

	Условный		Условный
	диаметр	Pmin» М	диаметр	Pmin> М
	трубопровода,		трубопровода, мм
	мм	1400	600	600
	1400
	1200	1200	500	500
	1000	1000	400	400
	800	800	300	300
	700	700	200	200

Также минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и наземных трубопроводов определяют из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле:

		0,5’Е - Р н		(2.49)
	т
	'0 .9 -к.
Коэффициент ¥ 3	определяется по формуле:
			\2
1	- 0 , 7 5	'КЧ	-0,5 -	(2.50)
		■R ï		-■Л,"
		0.9к„		0,9А„

Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления
PD»n	(2.51)

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 кр

определяют по табл.2 .1 1 .

Величина кр принимается по рис.2.4 в зависимости от геометрического

параметра отвода Xh и параметра внутреннего давления соь•

Коэффициент повышения гибкости отвода кр

Центральный угол отвода ç , град

Значение кр

От 0 до 45

в - ■ )§ ♦ >

От 45 до 90

* ;

4-454

Значения параметров Хь и соь определяют по формулам:

Ч	__	(2.52)
*		(DH- S „ ) 2

Ъ,64уj p r 2

(2.53)

а ь ~ E5„(DHSи)

где г - 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 (<т„я), сжимающие:
~ a n p f + Ierю/ + Уf P f +{<Гпр+ Г /р )2	(2.54)
в точках поперечного сечения, где <тпр растягивающие:
<rnp + T /P ^ R	(2.55)

гдео^ - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа; <тпр

- 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) -

,•

•совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмические воздействия, пучение и

морозобойное растрескивание - 1,5Æ.

При оценке прочности соединительных деталей учитываются еще и местные мембранные и изгибные напряжения, определенные от всех нагрузок

силового и деформационного нагружения. Значение R в этом случае принимают R"

Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты, R принимают равным R по формуле (2.43).

В кривых трубах наряду с повышенной 'гибкостью возникают значительные продольные и кольцевые напряжения под влиянием сил, сплющивающих поперечное сечение, при этом максимальная величина продольных напряжений

(2-56)

где а пр - продольные напряжения в прямой трубе, подсчитанные по общей

теории изгиба; т5 - коэффициент интенсификации продольных напряжений в кривых трубах.

Значения коэффициентов интенсификации продольных напряжений,

принимаются:
•	для прямой трубы - 1;
	для отводов - m*s
	для магистральной части тройникового соединения
	+	(2.57)
	UH\
	для ответвления тройникового соединения ms	ms.
Значения	m*s для отводов принимают по рис. 2.5 в зависимости от
параметров Яь и wb, определяемых формулами (2.52) и (2.53).
Значение	nïs для магистральной части и ответвления	тройникового

соединения принимают по рис. 2.5 в зависимости от параметров тройникового соединения, определяемых по формулам:

	°п\{2)		(2.58)
Л(2) - 4 -
	DH\{2) ~ ^и!(2)
^(2) -	У / Р п	Д<1(2) ~~ ^«1(2)	(2.59)
	Е

Примечание.

При определении значений параметров магистральной части

тройникового соединения	и w{ используются	первые индексы; при
определении ответвления тройникового соединения		w2 - вторые индексы.