Магалиф В.Я. Теоретические основы конструирования трубопроводов

Подождите немного. Документ загружается.

2. Оценку прочности трубопровода как конструкции на дополнительные нагрузки от

действия веса и температурного нагрева (прцедура “

Трубопровод”). Соответствует кри-

териям прочности (4),(5) и (1). Помимо критериев прочности, нормы, указанные в пунк-

тах 1,2 и 3 нижеприведенной таблицы 6 определяют также сочетания воздействий для

расчета нагрузок, передаваемых трубопроводом на строительные конструкции и присое-

диненное оборудование.

В тех случаях, когда в нормах содержатся дополнительные требования прочности

и надежности (например, критерии устойчивости, герметичности фланцевых соединений

и т.д.), их реализация содержится в процеду

ре “Элементы“, за исключением расчета на-

значенного ресурса трубопровода (процедура

“Ресурс”), в результате которого определя-

ется расчетный срок службы трубопровода.

9. Комментарии к действующим нормам расчета на прочность

9.1. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара

и горячей воды РД 10-249-98

Нормы введены в действие Постановлением Госгортехнадзора России № 31 от

01.09.01. Одновременно утратили силу ранее действующие документы по расчету на

прочность трубопроводов энергетических установок ОСТ 108.031.08-85 ÷ ОСТ

108.031.10-85

[3], РТМ 24.038.08-72 [4] и ряд других РТМ и РД, разработанных АООТ

НПО ЦКТИ до 1998 года. Нормы не распространяются на трубопроводы тепловых сетей

и паропроводы за пределами тепловых источников, для которых существуют специаль-

ные нормы

[5].

Выше уже было сказано, что при высоких температурах прочностные характери-

стики трубных сталей меняются. При длительном воздействии эти изменения носят необ-

ратимый характер. Допускаемые напряжения согласно РД 10-249-98 зависят от расчетно-

го срока службы. Под расчетным сроком службы понимается непрерывная продолжи-

тельность работы трубопровода. Остановы на длительный период, на профилактические и

ремонтные мероприятия при этом не уч

итываются. Для широко применяемых марок ста-

лей эти данные сведены в таблицу 7.

При задании расчетного срока службы в исходных данных ПС

Старт нужно со-

блюдать предусмотренные нормами ограничения. Несоблюдение этого требования при-

водит к казусам. Например, для трубопровода из стали 16ГС нельзя задавать расчетный

срок службы 25 лет. Для этого срока допускаемые напряжения в нормах отсутствуют. ПС

Старт выдаст сообщение о том, что материал выбран неправильно. Согласно данным в

строке 4 таблицы 7, смысл такого сообщения становится понятным. Более подробная

информация по допускаемым напряжениям для различных марок сталей содержится в

пункте 2 РД 10-249-98.

Следует отметить, что требование взаимной увязки допускаемых напряжений с

расчетным сроком службы трубопровода является спецификой РД 10-249-98. В других

нормах таких ограничений нет. Например, для технологических трубопроводов расчет-

ный срок службы обычно не превышает 20 лет. Поэтому сведения о допускаемых на-

пряжениях при более высокой продолжительности работы просто не требу

ются.

Таблица 7

Расчетный срок службы согласно

РД 10-249-98

№,№

п/п

Класс

Наиболее

применяе-

мые

марки

Ограничения

по расчетной

температуре,

ºС

Срок служ-

бы

Углеродистые

3сп, 3пс,

22К

≤275

≤350

Низколегированные мар-

ганцовистые

14ГНМА,

16ГНМА

≤380

Не ограни-

чен

Углеродистые 20 ≤480

Хромомолибденовые

12МХ,

15ХМ

≤540

Хромомолибденванадиевые

12Х1МФ,

15Х1МФ

≤600

До 40 лет

Углеродистые

18К, 20К ≤480

Аустенитные

12Х18Н10Т,

12Х18Н12Т

≤700

До 30 лет

Низколегированные

16ГС,

09Г2С, 17ГС

≤470

Аустенитные, кроме

12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т

- ≤700

До 20 лет

9.2. РД 10-249-98 пункт 5.2

Оценке прочности трубопроводы пара и горячей воды посвящен пункт 5.2 норм.

Трубопроводы подразделяются на:

- низкотемпературные, в которых ползучесть материала, обусловленная темпера-

турным нагревом отсутствует,

- высокотемпературные, в которых имеет место ползучесть.

Условные температурные границы такой классификации приведены в таблице 8.

Подход к оценке прочности низкотемпературных и высокотемпературных трубопроводов

различен.

Таблица 8

Классификация трубопроводов

по расчетной температуре

согласно РД 10-249-98 (пункт 5.2)

Материал трубопровода Трубопровод

низкотемпературный высокотемпературный

расчетная температура транспортируемой

среды, °C

Углеродистые, низколегированные

марганцовистые, хромомолибде-

новые или хромомолибденована-

диевые стали

≤370 >370

Аустенитные стали ≤450 >450

9.2.1. Низкотемпературные трубопроводы.

Справедливо полагается, что температурный нагрев не может привести к разру-

шению трубопровода. Поэтому производится оценка статической прочности от силовых

воздействий - веса нагретого трубопровода и его обустройств. При расчете на все на-

грузки, включая температурный нагрев, проводится только оценка циклической прочно-

сти. Предусмотрены отдельные расчеты

- для определения напряжений,

- для определения перемещений и нагру

зок на опоры и оборудование.

9.2.2. Высокотемпературные трубопроводы

Наличие ползучести в таких трубопроводах приводит к тому, что в результате по-

степенного перехода упругих деформаций в пластические происходит полная саморас-

тяжка трубопровода. Со временем (зависит от скорости ползучести) трубопровод прини-

мает форму, соответствующую первоначальному нагреву, но при этом напряжения от

температурного расширения обращаются в ноль. Если такой трубопровод охладить до

расчетной температ

уры монтажа, то в нем возникнут температурные напряжения обрат-

ного знака. При оценке напряжений в нормах эти процессы приближенно учитываются с

помощью коэффициентов усреднения и релаксации, которые искусственно занижают

расчетный температурный перепад.

Такой прием справедлив

только при оценке напряжений. При определении пе-

ремещений и нагрузок на опоры коэффициенты усреднения и релаксации не учитывают-

ся. Кроме того, не учитывается предварительная холодная растяжка, поскольку благодаря

ползучести трубопровод со временем получает 100%-й самонатяг (учитываемый введени-

ем коэффициентов усреднения и релаксации). Оценка напряжений производится на всех

этапах полного расчета. Проверка на длительную циклическую прочность отсу

тствует,

поскольку недопущение пластической перегрузки по условиям статики получается более

жестким критерием.

9.3. Расчеты на прочность и вибрацию стальных технологических трубопро-

водов CА 03-003-07

Стандарт Ассоциации Ростехэкспертиза CА 03-003-07 [9] разработан ООО «НТП

Трубопровод» и представляет собой новую редакцию СТП 09-04-02, выпущенную в 2004

году взамен устаревшего РТМ 38.001- 94 [8]. Стандарт рекомендован к применению Рос-

технадзором в качестве нормативного документа межотраслевого применения с 01.01.

2007г.

Технологические трубопроводы могут находиться как в закрытых помещениях

(внутрицеховые коммуникации, обвязки оборудования), так и на улице (межцеховые

комму

никации, наружные установки). Поэтому при оценке прочности наряду с постоян-

ными (вес трубопровода) и длительными временными нагрузками (давление, температур-

ный нагрев), нередко приходится учитывать и кратковременные воздействия такие, как

снег, обледенение, ветер. Поэтому стандарт предусматривает расчет трубопровода на

следующие сочетания нагрузок

- постоянно действующие нагрузки (режим ПДН),

- постоянно действующие и кратковременные нагру

зки (режим ПДКОН).

Введено понятие расчетной и нормативной нагрузки согласно требованиям строи-

тельных норм и правил (СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия» 1996 г. издания).

Расчетные нагрузки для режимов ПДН и ПДКОН получаются в результате умножения их

нормативных значений на коэффициенты надежности, приведенные в разделе 2 Стандар-

та, которые учитывают возможные отклонения от номинальных значений. В ПС

Старт

расчетные значения постоянных и длительных временных нагрузок получаются автома-

тически, что исключает необходимость пересчета нагрузок, передаваемых трубопроводом

на строительные конструкции, которые выдаются в результатах расчета.

В режиме ПДКОН проверяется только статическая прочность. Условия цикличе-

ской прочности в отводах и тройниковых соединениях оценивать не требуется, поскольку

кратковременные нагрузки не относятся к циклически п

овторяемым воздействиям. Кроме

того, формоизменение трубопровода в результате кратковременных воздействий обычно

не приводит к резкому развитию пластических деформаций. Поэтому при оценке статиче-

ской прочности можно принимать более высокие допускаемые напряжения. Для режима

ПДКОН в стандарте допускаемые напряжения увеличены на 30-35%: при расчете на вес

и давление





51

доп

а при расчете на все воздействия





9.1



доп

(сравните с режи-

мом ПДН, в котором эти значения соответственно











5.1и1.1 



допдоп

). При-

чем, в низкотемпературных трубопроводах (в стандарте они названы среднетемператур-

ными) выполнение условий статической прочности от всех воздействий не является обя-

зательным. Этот расчет для режима ПДКОН обычно выполняется для определения более

высоких нагрузок на опоры и строительные конструкции.

В ПС

Старт расчеты по режиму ПДКОН проводятся при наличии в исходных

данных дополнительных (кратковременных) нагрузок.

При определении расчетных напряжений, обусловленных изгибом, возможность

их снижения за счет образования пластических шарниров не учитывается. Технологиче-

ские трубопроводы обычно транспортируют коррозионно-активные среды, а пластиче-

ские деформации на внутренней поверхности трубопровода способствуют резкой интен-

сификации процессов коррозии.

В стандарте учитывается то обстоятельство, что электросварные и бесшовные тру-

бы из одного и того же материал

а могут иметь разные механические свойства. Поэтому

помимо материала труб в исходных данных для проведения расчета указывается их кон-

струкция: бесшовная или электросварная. Для вакуумных трубопроводов предусмотрена

дополнительная проверка толщины стенки труб на местную устойчивость.

10. Коэффициенты снижения прочности стыковых сварных со-

единений

При вводе исходных данных по участку трубопровода в ПС Старт задаются ко-

эффициенты прочности для стыковых сварных соединений. Таким образом, учитывается

неравнопрочность сварных швов по отношению к основному металлу, ведущая к увели-

чению расчетных напряжений. Коэффициенты используются при расчетах на давление и

изгиб.

Нужно иметь в виду, что коэффициент снижения прочности сварного шва на дав-

ление



задается для электросварных труб с продольным швом, выполняемым, как пра-

вило, в заводских условиях при изготовлении труб. Этот коэффициент используется при

определении напряжений от внутреннего избыточного давления (например, при опреде-

лении толщины стенки труб и деталей). Его значение зависит от вида сварки, материала

трубы, расчетной температуры, способов и объема контроля качества сварного шва и на-

ходится в пределах от 0.7 до 1.0. Для бесшовных тру

б этот коэффициент равен 1.0.

Коэффициент снижения прочности сварного шва на изгиб задается для поперечно-

го сварного шва, обычно выполняемого на монтаже трубопровода (таблица 9). Этот ко-

эффициент используется при определении напряжений от действия нагружающих факто-

ров, вызывающих изгиб трубопровода (веса и температ

урного нагрева).

В нормативной и справочной литературе на сегодня отсутствуют данные о зависи-

мости этого коэффициента от способов и качества выполнения сварки. В нормах на тру-

бопроводы пара и горячей воды РД 10-249-98 [1] его значения при стыковке бесшовных и

электросварных труб даются только в зависимости от материала, способа изготовления

труб и расчетной температуры. Для бесшовных катанных труб значения принимаются бо-

лее низкими, поскольку эти трубы являются толстостенными и их качественная сварка

затруднительна.

Таблица 9

Значения коэффициента прочности сварного шва на изгиб



Трубы

Сталь

Бесшовные

(катанные)

Сварные и

бесшовные

(механически

обработанные)

Аустенитная хромоникелевая и высокохромистая 0.6 0.7

Хромомолибденовая при расчетной температуре:

не более 510°С

530°С и более

0.9

0.6

1.0

0.7

Углеродистая, марганцовистая и хромомолибденовая

0.9

1.0

Примечание. При расчетной температуре от 510°С до 530°С коэффициент прочности

сварного соединения при изгибе определяется линейной интерполяцией.

Во всех остальных нормативных документах, реализованных в ПС Старт (кроме

СНиПа на магистральные трубопроводы), значения коэффициентов снижения прочности

на давление и изгиб принимаются аналогичным образом.

11. Прибавки к толщине стенки

Номинальная толщина стенки труб и деталей во всех нормативных документах,

кроме СНиПа, определяется однотипно

321

cccss

RН





где

- номинальная (или фактическая) толщина стенки, которая указывается в сор-

таментах на трубы и фасонные детали,

- расчетная толщина стенки, определяемая из условия прочности по давлению,

- технологическая прибавка,

- прибавка на коррозию,

- прибавка, получаемая в результате округления толщины

ccs



до бли-

жайшего значения, имеющегося в сортаменте.

Прибавка c

учитывает возможные отклонения по толщине стенки. Ее часто на-

зывают прибавкой на минусовой допуск или технологическим утонением, поскольку име-

ются в виду только те отклонения, которые ведут к уменьшению номинальной толщины

(отклонения со знаком минус). Для электросварных труб и деталей отклонения определя-

ется по листу, используемому для их изготовления (приводится в ГОСТах на листову

сталь). Для бесшовных труб и деталей отклонения берутся по стандартам на бесшовные

трубы и детали.

Проблемы с этой прибавкой возникают тогда, когда нужно рассчитать толщину

стенки трубы или детали для конкретных рабочих условий. Номинальная толщина стенки

неизвестна, а прибавка зависит от этой толщины. Расчет можно выполнить с помощью

процедуры

”Элементы ”. Величина прибавки получается путем последовательных при-

ближений. Первоначально прибавка

принимается равной нулю. Если в результате тол-

щина по стандарту окажется такой, чт о



, задача решена. В противном случае после-

довательные приближения придется продолжить.

Прибавка на коррозию c

обычно определяется скоростью коррозии мм/год, ум-

ноженной на срок службы трубопровода.

Нередко возникает такая ситуация, когда

нормализованная деталь, заданная

в исходных данных не держит допустимое давление, указанное для нее в стандар-

те. Вероятная причина - в прибавках к расчетной толщине стенки. Например, в стан-

дартах на отводы ТЭС ОСТ 108.321.11-82 ÷ ОСТ 108.321.16 -82 прибавка на коррозию

для трубопроводов острого пара принята 0.5 миллиметра, а для трубопроводов пара

и перегретой воды – в 1.0 миллиметр (в ОСТах эти данные не приведены). Естествен-

но, когда в исходных данных к ПС

Старт по незнанию задают более высокие прибавки

на коррозию, толщина стенки оказывается недостаточной.

12. Определение толщины стенки толстостенных отводов для

трубопроводов высокого давления

Речь идет о толстостенных гнутых и штампованных отводах в трубопроводах вы-

сокого давления (более 10 МПа). В процессе гнутья толщина стенки отвода по периметру

его поперечного сечения может существенно меняться. На вогнутой поверхности толщи-

на увеличивается, а на выпуклой – уменьшается. В ряде случаев (толстостенные заготов-

ки, используемые для гнутья) изменения оказываются весьма значи

тельными, и требует-

ся более тонкий подход к расчету номинальной толщины. Определение толщины стенки

по давлению согласно РД 10-249-98 выполняется отдельно на выпуклой, вогнутой и

нейтральной стороне отвода (рис. 6) и в качестве расчетной принимается наибольшая

толщина из трех полученных значений.

Расчет на вогнутой стороне по нормам допуска-

ется не проводить, когда толщина стенки в результате гнутья получается заведомо сильно

увеличенной. И это несмотря на то, что на вогнутой стороне отвода имеют место самые

большие напряжения, обусловленные давлением (рис. 6, б).

Рис. 7. Экранное меню для толстостенных отводов

В экранном меню ПС Старт предусмотрена возможность исключить проверку

толщины стенки на вогнутой стороне: достаточно поставить «галочку» в соответствую-

Рис. 6. Гнутый отвод

а – вид с боку; б – распределение кольцевых напряжений в поперечном сече-

нии А-А; в – контрольные точки в сечении отвода А-А

1 – выпуклая сторона; 2- нейтральная сторона; 3 - вогнутая сторона

щем окне (рис. 7). На том же рисунке видно, что технологическую прибавку можно зада-

вать на выпуклой, вогнутой и нейтральной сторонах.

Технологическая прибавка складывается из двух слагаемых (эта особенность

присуща только прибавкам к толщине стенки толстостенных отводов)

= с

+ с

Прибавка с

– компенсирует возможное утонение стенки заготовки, а прибавка

– изменение толщины стенки в процессе изготовления из этой заготовки отвода. В

гнутых отводах она учитывается только на выпуклой (наиболее тонкой) стороне. При

этом ее величина по нормам составляет 0.05÷0.1 номинальной толщины стенки

. Если

расчет по вогнутой стороне отвода не проводится, то на этой стороне с

игнорируется.

Характерная ошибка при задании технологической прибавки: ее величину неред-

ко задают как разность между толщиной стенки на вогнутой и выпуклой сторонах. На

самом деле максимальное ее значение – не более с

+ 0,1s

Технологическая прибавка отсутствует в крутоизогнутых отводах изготовленных

способом протягивания через рогообразный сердечник и секторных отводах, так как при

их изготовлении сохраняется толщина стенки заготовки. Более подробная информация по

величине прибавок в толстостенных отводах содержится в пункте 3.3.2 РД 10-249-98.

13. Отбраковочная толщина стенки

Отбраковочная толщина стенки

s – это толщина, при которой эксплуатация тру-

бопровода еще допускается. При фактической толщине (по результатам замеров) меньше

отбраковочной

s <

s должна производиться выбраковка трубы или детали. Отбрако-

вочная толщина

определяется по расчетному внутреннему давлению без учета прибавок,

т.е.

s = s

. При небольших давлениях расчетная отбраковочная толщина

может пре-

вратиться в «папиросную бумагу», что противоречит здравому смыслу. Поэтому нормы

для технологических трубопроводов СА 03-005-07 [10] ограничивают нижнюю границу

отбраковочной толщины значением

min

, при которой несущая способность трубопро-

вода как конструкции еще сохраняется (таблица 10).

Впервые таблица со значениями

min

появилась в 1986 году в руководящем до-

кументе (РД) института ВНИКТИНефтехиоборудования, а затем некритически перено-

силась в более поздние нормативные документы. До сих пор (а прошло уже более 20-ти

лет) справедливость подобного ограничения не получила обоснованного подтверждения -

нередки случаи, когда трубопровод нормально работает и при меньших толщинах. Тем не

менее, приведенные выше минимальные значения отбраковочной толщины до сих пор

применяются на практике.

Таблица 10

Отбраковочные толщины

min

для труб

, мм

 25  57  114  219  325  377  426

Отбраковочная

толщина, мм

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

Отбраковочная толщина

min

присутствует и в РД 10-249-98 на трубопроводы па-

ра и горячей воды, но под другим названием – допустимой толщины стенки при эксплуа-

тации (таблица 11). Как видим, эти значения не совпадают с приведенными в СА 03-005-

07, что косвенно подтверждает их недостаточную обоснованность.

Таблица 11

Толщина стенки при эксплуатации по РД 10-249-98

Наружный диаметр D

, мм

< 38

 51  70  90  108  108

Толщина стенки при

эксплуатации

s, мм

1.45 1.60 2.00 2.40 2.80 3.20

Итак, отбраковочная толщина определяется, как наибольшая величина из двух

значений

min





min

s;smaxs

 .

Определение расчетной толщины стенки

труб и деталей не вызывает затрудне-

ний и производится по достаточно простым формулам. За исключением Т-образных со-

единений (тройников и врезок). Специфика метода замещения площади, который исполь-

зуется для определения

(сколько металла вырезается в магистрали, столько должно

добавляться к расчетным толщинам стенок Т-образного соединения), требует предвари-

тельного задания прибавки на коррозию, которая в таком замещении присутствует со зна-

ком «минус». В зависимости от величины этой прибавки, получаются разные значения

расчетной толщины

В качестве примера на рисунке 8 представлены результаты расчетов толщины

стенки сварного тройника 530х219 без усиливающей накладки (материал сталь 20) при

различных прибавках на коррозию в диапазоне расчетных давлений от 0 до 2.5

МПа. Рас-

четы проводились с помощью опции «

Старт - отбраковочная толщина» в процедуре

”

Элементы”. Для прибавки в 3мм согласно пункту 3.4 СА 03-003-07 [9] имеем график

оаd, для прибавки в 1.5мм – график obe и для расчета без прибавки (с

= 0 мм) – график