ТРУБОПРОВОДЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НОРМЫ И МЕТОДЫ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ, ВИБРАЦИЮ И СЕЙСМИЧЕСКИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ Processing pipes. Standards and calculation methods for the stress, vibration and seismic effects
ГОСТ 32388-2013 МКС 75.180.20
Дата введения: 1 августа 2014 года
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 “Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены”.
1. Разработан Некоммерческим партнерством “Сертификационный центр НАСТХОЛ” (НП “СЦ НАСТХОЛ”), Научно-техническим предприятием Трубопровод (ООО “НТП Трубопровод”).
3. Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (Протокол от 18 октября 2013 г. N 60-П).
За принятие проголосовали:
Страна
Код страны
Национальный орган по стандартизации
Армения
AM
Минэкономики Республики Армения
Беларусь
BY
Госстандарт Республики Беларусь
Киргизия
KG
Кыргызстандарт
Россия
RU
Росстандарт
Таджикистан
TJ
Таджикстандарт
Узбекистан
UZ
Узстандарт
4. Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 апреля 2014 г. N 304-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32388-2013 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 августа 2014 г.
5. Введен впервые.
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в 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 в сети Интернет.
Введение
Стандарт предназначен для специалистов, осуществляющих проектирование, строительство и реконструкцию технологических трубопроводов в нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической, газовой и других смежных отраслях промышленности.
Стандарт выпущен в развитие СА 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 криогенных трубопроводов с рабочей температурой от минус 269 °C;
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 (бесканальная прокладка);
добавлена методика расчета переходов, косых врезок и косых тройников (с непрямым ответвлением);
внесены прочие правки в методику расчета, отражающие опыт, накопленный при использовании СА 03-003-07;
стандарт распространяется не только на стальные трубопроводы, но и на трубопроводы из цветных металлов (титана, меди, алюминия и их сплавов), а также из полимерных материалов.
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 (алюминия, меди, титана и их сплавов) с рабочей температурой от минус 269 °C до плюс 700 °C при отношении толщины стенки к наружному диаметру ≤0,25 и технологические трубопроводы из полимерных материалов с рабочим давлением до 1,0 МПа и температурой до 100 °C, предназначенные для транспортировки жидких и газообразных веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек.
Стандарт распространяется на проектируемые, вновь изготавливаемые и реконструируемые технологические трубопроводы, эксплуатирующиеся на опасных производственных объектах в закрытых цехах, наружных установках, а также прокладываемые надземно на опорах, эстакадах и подземно (в непроходных, полупроходных каналах) или бесканально.
Стандарт применим при условии, что отклонения от геометрических размеров и неточности при изготовлении 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 предусматривает оценку статической прочности и малоцикловой усталости при нормальном технологическом режиме и отклонениях от него. Расчет на сейсмические воздействия выполняется для площадок с сейсмичностью 7, 8 и 9 баллов по шкале MSK-64. Предусмотрен расчет на вибрацию, оценка амплитуды и частоты пульсаций, определение условий отстройки от резонанса и критериев прочности при вибрации. Внутренние силовые факторы и реакции опор определяют расчетом трубопровода как упругой стержневой системы с учетом гибкости элементов и трения. Проверка прочности проводится раздельно для несамоуравновешенных нагрузок и с учетом всех факторов, включая температурные деформации.
2. Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы определения
ГОСТ 25.101-83 Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения
ГОСТ 12815-80, ГОСТ 12816-80, ГОСТ 12817-80, ГОСТ 12818-80, ГОСТ 12819-80, ГОСТ 12820-80, ГОСТ 12821-80, ГОСТ 12822-80 — нормы на фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов
ГОСТ 30546.1-98 Общие требования к машинам и приборам по сейсмостойкости
Примечание. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования или в актуальных информационных указателях “Национальные стандарты”. Если ссылочный стандарт заменен или изменен — пользоваться заменяющим документом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, соответствующее положение применяют в части, не затрагивающей данную ссылку.
3. Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины и определения:
3.1. Акселерограмма: зависимость ускорения колебаний от времени.
3.2. Акселерограмма землетрясения: акселерограмма на свободной поверхности грунта при землетрясении.
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 в виде перемещения (температурные расширения, неравномерная осадка опор, смещение точек присоединения к оборудованию и т.д.), измеряемое в мм, градусах и т.д. Такие воздействия самоуравновешены и для трубопроводов считаются менее опасными, чем силовые. В статически определимых системах не вызывают внутренних усилий, лишь перемещения.
3.6. Воздействие силовое: воздействие в форме силы, измеряемой в Н, МПа, Н/м и т.д. Являются несамоуравновешенными и более опасными, чем деформационные. Вызывают внутренние усилия и перемещения как в статически определимых, так и в статически неопределимых системах.
3.7. Давление пробное: избыточное давление для гидравлического испытания трубопровода на прочность и герметичность.
3.8. Давление рабочее (нормативное): наибольшее внутреннее давление, 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 из очага упругой энергии.
3.12. Интенсивность землетрясения: мера сотрясения грунта, определяемая параметрами движения, степенью разрушения сооружений, изменениями поверхности и ощущениями людей.
3.13. Категория сейсмостойкости: категория трубопровода, зависящая от степени риска для здоровья, жизни, имущества и экологии при достижении предельного состояния трубопровода.
3.14. Компенсатор: специальная деталь трубопровода, воспринимающая температурные деформации за счет податливости конструкции.
3.15. ККСК: корень квадратный из суммы квадратов.
3.16. Линейно-спектральный метод анализа: метод расчета на сейсмостойкость, где сейсмические нагрузки определяются по спектрам ответа в зависимости от частот и форм собственных колебаний.
3.17. Метод динамического анализа: метод расчета при заданных акселерограммах грунта путем численного интегрирования уравнений движения.
3.18. Нагрузка: силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода.
3.19. Нагрузка или воздействие нормативные: наибольшая нагрузка для нормальных условий работы трубопровода.
3.20. Нагрузка или воздействие расчетные: произведение нормативной нагрузки или воздействия на коэффициент надежности, учитывающий неблагоприятные отклонения.
3.21. Назначенный ресурс: суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация должна быть прекращена независимо от состояния.
3.22. Назначенный срок службы: календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация прекращается независимо от состояния.
3.23. Неподвижная опора (мертвая): крепление, исключающее линейные и угловые перемещения по всем степеням свободы.
3.24. Нормативное длительное сопротивление разрушению: сопротивление материала труб при заданном сроке службы и температурном режиме.
3.25. Осциллятор линейный: линейная колебательная система с одной степенью свободы, определяемая собственным периодом и затуханием.
3.26. Отклик: реакция конструкции (перемещение, ускорение, усилие) на сейсмическое воздействие.
3.27. Площадка размещения трубопровода: территория, на которой размещен трубопровод или сооружение с ним внутри.
3.28. Предел прочности (временное сопротивление): минимальное нормативное напряжение, при котором происходит разрушение материала при растяжении.
3.29. Предел текучести: минимальное нормативное напряжение, с которого начинается интенсивная пластическая деформация при растяжении материала.
3.30. Разжижение грунта: процесс, при котором насыщенный влагой сыпучий грунт под воздействием сейсмических волн ведет себя как плотная жидкость.
3.31. Расчетная схема (модель): упрощенная модель конструкции для выполнения расчетов на прочность и устойчивость.
3.32. Район размещения трубопровода: территория, включающая площадку размещения трубопровода, на которой возможны сейсмические явления, влияющие на безопасность.
3.33. Сейсмическая волна: упругая волна в геологической среде.
3.34. Сейсмическая волна продольная (P-волна): сейсмическая волна, колебания частиц за фронтом которой происходят вдоль направления распространения.
3.35. Сейсмическая волна поперечная (S-волна): сейсмическая волна, колебания частиц за фронтом которой перпендикулярны направлению распространения.
3.36. Сейсмическая волна Релея (R-волна): поверхностная волна, при которой частицы грунта совершают круговые движения. Возникает при отражении глубинных волн от поверхности.
3.37. Сейсмическая волна Лява (L-волна): поперечная поверхностная волна, поляризованная в горизонтальной плоскости, возникающая при зонах малых скоростей.
3.38. Сейсмическое микрорайонирование: прогнозирование влияния особенностей приповерхностного строения грунтов на параметры сейсмического воздействия.
3.39. Сейсмичность площадки размещения трубопровода: интенсивность возможных сейсмических воздействий, измеряемая в баллах MSK-64.
3.40. Сейсмостойкость трубопровода: способность трубопровода сохранять функции при землетрясении.
3.41. Система геометрически изменяемая: система, элементы которой могут перемещаться без деформаций (механизм).
3.42. Система мгновенно изменяемая: предельный случай геометрически неизменяемой системы, допускающий бесконечно малые перемещения.
3.43. Система стержневая: несущая конструкция из стержней, соединенных в узлах.
3.44. Система статически определимая: неизменяемая система, для расчета которой достаточно уравнений статики.
3.45. Система статически неопределимая: неизменяемая система, для расчета которой нужны дополнительные уравнения деформаций.
3.46. Скорость сейсмической волны: отношение расстояния между точками среды к времени пробега волны.
3.47. Соединительная деталь: деталь трубопровода (отвод, тройник, переход), изменяющая направление или параметры потока.
3.48. Состояние испытания: состояние трубопровода при пробном давлении (вода или газ) для проверки прочности и плотности.
3.49. Состояние монтажное: состояние после окончания монтажа и наложения изоляции, без температурного перепада и продукта внутри.
3.50. Состояние рабочее: состояние после первого разогрева, заполнения продуктом и приложения всех нагрузок (снег, ветер, осадка опор и т.д.).
3.51. Состояние холодное (нерабочее): состояние после охлаждения (или нагрева для низкотемпературных) до монтажной температуры и снятия давления.
χ, δ – коэффициенты усреднения и релаксации напряжений
ω, ωp – параметры внутреннего давления
ωk – круговая частота k-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), высокотемпературные и среднетемпературные.
К низкотемпературным (криогенным) следует относить трубопроводы с рабочей температурой от минус 269 °C до минус 70 °C.
К высокотемпературным следует относить трубопроводы:
из углеродистой и низколегированной стали при расчетной температуре t ≥ 370 °C;
из легированной и аустенитной стали при расчетной температуре t ≥ 450 °C;
из алюминия и его сплавов при расчетной температуре t ≥ 150 °C;
из меди и ее сплавов при расчетной температуре t ≥ 250 °C;
из титана и его сплавов при расчетной температуре t ≥ 300 °C.
К среднетемпературным следует относить трубопроводы, расчетная температура которых не превышает указанных выше пределов для высокотемпературных трубопроводов и при этом выше минус 70 °C.
При расчете холодного (нерабочего) состояния и состояния испытаний трубопровод всегда рассматривается как среднетемпературный.
5.1.2. Для выбора методики поверочного расчета следует различать три категории трубопроводов в зависимости от расчетного давления p:
с наружным избыточным давлением 0,1 МПа < p < 0 МПа (вакуумные);
с внутренним избыточным давлением 0 МПа ≤ p ≤ 10 МПа;
с высоким внутренним избыточным давлением p > 10 МПа.
5.1.3. Если один и тот же трубопровод может работать в различных режимах (с различной температурой t и давлением p), 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.д.).
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.
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, конструкции 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 принципов:
конструктивные — обеспечение необходимых уклонов, отсутствие обратного уклона, карманов, соблюдение зазоров, предотвращение падения трубопровода с опор и т.д.;
эксплуатационные — обеспечение нормальной эксплуатации, доступ к арматуре, приборам;
эстетические — благоприятный внешний вид, отсутствие ощущения опасности при больших прогибах.
5.2.6. Для предварительной расстановки промежуточных опор рекомендуется пользоваться Приложением Б.
5.2.7. Значения допускаемых нагрузок на опоры и оборудование устанавливаются заводами-изготовителями или нормативной документацией. При отсутствии данных рекомендуется:
проверять нагрузки на патрубки сосудов и аппаратов с помощью специальных программ и методов расчета;
проверять нагрузки на патрубки врезок в стенку вертикальных цилиндрических резервуаров с помощью специальных программ и методов расчета;
расчет фланцевых соединений от внешних нагрузок проводить специальными методами или по упрощенной методике Приложения В.
5.2.8. Амплитуды и частоты пульсаций давления, а также частоты собственных колебаний трубопровода 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 и соответствующих условиям эксплуатации, если они обеспечивают запасы прочности не ниже установленных настоящим стандартом. Решение принимает разработчик проектной документации.
5.3. Допускаемые напряжения
5.3.1. Расчеты труб и соединительных деталей на прочность проводят по номинальным допускаемым напряжениям [σ]. Номинальные допускаемые напряжения [σ] определяют по формулам:
Для углеродистых, низколегированных, ферритных, аустенитно-ферритных, мартенситных сталей и сплавов на железоникелевой основе:
При определении допускаемых напряжений для низко- и среднетемпературных трубопроводов характеристики длительной прочности σ5·2·10⁵/t и σ5·1·10⁵/t не используются. При отсутствии данных о σ1,0/t допускается использовать σ0,2/t с коэффициентом 1,3 вместо 1,5.
Для титановых сплавов:
[σ] = σв/t / nt, где nt = 2,6 для листового проката и прокатных труб; nt = 3,0 для прутков и поковок. (5.3)
При отсутствии данных о пределе текучести и длительной прочности для алюминия, меди и их сплавов:
[σ] = σв/t / nn, где nn = 3,5 для алюминия, меди и их сплавов; nn = 7,0 для алюминиевых литейных сплавов. (5.4)
Для испытаний (если [σ] определены по (5.4)):
[σ]исп = σв/20 / nn, где nn = 1,8 для алюминия, меди и их сплавов; nn = 3,5 для алюминиевых литейных сплавов. (5.5)
5.3.2. Нормативные значения [σ] рекомендуется принимать по справочной и научно-технической литературе.
5.3.3. Для стальных трубопроводов, работающих в условиях ползучести, допускаемое напряжение [σ]c при разных температурах:
[σ]c = [ ∑( ( (τi/τ0 )^(1/m) ) * [σ]i ) ] (5.6)
где τi – длительность периода при температуре ti, [σ]i – допускаемые напряжения при ti, m=8 для легированных жаропрочных сталей, τ0 – общий ресурс. Допускаемые напряжения принимают в интервалах температур не более 30 °C.
5.3.4. Для материалов и конструкций, не указанных в стандарте, используют справочные и экспериментальные данные.
5.4. Коэффициенты прочности сварных соединений
5.4.1. Коэффициенты прочности продольного сварного шва φy и поперечного сварного шва φw при сжатии принимают φy=1, φw=1, а при растяжении:
для стальных трубопроводов согласно 5.4.3 – 5.4.6;
для алюминия и его сплавов по табл. 5.3;
для меди и ее сплавов по табл. 5.4;
для титана и его сплавов по табл. 5.5;
для бесшовных труб и деталей φy=1.
5.4.2. При расчете на внутреннее давление не учитывают поперечный шов, а при расчете на осевое усилие – продольный шов.
5.4.3. Коэффициенты прочности φy, φw для стыковых сварных соединений стальных трубопроводов при растяжении (полный провар, контроль шва радиографией или ультразвуком) принимают по табл. 5.1.
Таблица 5.1 Коэффициенты прочности сварных швов для стальных трубопроводов
Сталь и способ сварки
φy при расчетной температуре
510 °C и менее
530 °C и более
Углеродистая, низколегированная, марганцовистая, хромомолибденовая и аустенитная при любом способе сварки
φy
1,0
1,0
Хромомолибденованадиевая и высокохромистая:
при электрошлаковой сварке
при электронно-лучевой сварке
при ручной дуговой сварке, контактной стыковой сварке, автоматической стыковой сварке под флюсом
φy
1,0
1,0
1,0
1,0
0,9
0,7
Примечание. При расчетной температуре от 510 °C до 530 °C значение коэффициента φy определяют линейным интерполированием между указанными значениями.
5.4.4. Коэффициенты прочности стыкового сварного соединения φy, φw, контроль качества которых радиографией или ультразвуком допускается проводить не по всей длине каждого шва, рекомендуется принимать согласно п.5.4.3, умноженными на следующие значения:
при выборочном контроле не 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 φy, φw, 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 φy, φw не учитывают.
5.4.7. Коэффициент прочности поперечного сварного стыка стальных труб и деталей при изгибе φbw определяют в соответствии с 5.4.3 – 5.4.6, но не более значений, приведенных в таблице 5.2.
12 c – прибавка для компенсации максимального утонения при технологических операциях. Для труб и деталей из листового проката величина 12 c может быть определена из условий конкретной технологической обработки (например, при гибке труб величину утонения стенки в зоне максимального радиуса гиба определяют по опытным данным или по эмпирическим формулам).
Таблица 5.2 Коэффициенты прочности поперечного сварного шва для стальных трубопроводов
Сталь
φbw для труб
бесшовных
электросварных
Аустенитная хромоникелевая и высокохромистая
0,6
0,7
Хромомолибденованадиевая при расчетной температуре: – 510 °C и менее – 530 °C и более
0,9 0,6
1,0 0,7
Углеродистая, марганцовистая и хромомолибденовая
0,9
1,0
Примечание. При расчетной температуре от 510 °C до 530 °C коэффициент φbw определяют линейной интерполяцией.
Коэффициент прочности поперечного сварного стыка φbw для труб из алюминия, меди, титана и их сплавов принимают равным φw.
5.4.8. Коэффициенты прочности φL 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.
Таблица 5.3 Коэффициенты прочности сварных швов для трубопроводов из алюминия и его сплавов
Вид сварного шва и способ сварки
Коэффициент прочности сварного шва
Стыковой двусторонний, односторонний с технологической подкладкой, выполняемые сваркой в защитном газе или плазменной сваркой; угловой с двусторонним сплошным проваром таврового соединения, выполняемый сваркой в защитном газе
0,90
Стыковой односторонний, тавровый с односторонним сплошным проваром, выполняемые сваркой в защитном газе
0,85
Стыковой с двусторонним сплошным проваром, выполняемый ручной дуговой сваркой
0,80
Стыковой односторонний, 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 соединения и способ сварки
Коэффициент прочности сварного или паяного шва
Стыковой с двусторонним сплошным проваром, стыковой с подваркой корня шва, стыковой односторонний с технологической подкладкой, выполняемые автоматической дуговой сваркой неплавящимся электродом в защитном газе
0,92
Стыковой с двусторонним сплошным проваром, стыковой с подваркой корня шва, стыковой односторонний с технологической подкладкой, выполняемые ручной или полуавтоматической сваркой открытой дугой неплавящимся электродом или автоматической сваркой под флюсом
0,90
Стыковой с двусторонним сплошным проваром, выполняемый ручной дуговой сваркой
0,85
Стыковой односторонний с технологической подкладкой, выполняемый ручной дуговой сваркой
0,80
Паяное внахлестку
0,85
Таблица 5.5 Коэффициенты прочности сварных швов для трубопроводов из титана и его сплавов
Вид сварного шва и способ сварки
Коэффициент прочности шва
Длина контролируемых швов от общей длины, %*
Стыковой с двусторонним проваром автоматической сваркой под флюсом; автоматическая или ручная сварка в среде аргона или гелия с двусторонним сплошным проплавлением
0,95
100%
То же, при длине контролируемых швов от 10% до 50%
0,85
10%-50%
Соединение втавр при обеспечении сплошного двустороннего провара автоматической или ручной сваркой в среде аргона или гелия
0,90
100%
То же, при длине контролируемых швов от 10% до 50%
0,80
10%-50%
Соединение втавр, сплошной провар не обеспечивается
0,80
100%
То же, при длине контролируемых швов от 10% до 50%
0,65
10%-50%
Стыковое соединение, доступное к сварке с одной стороны, в защитной среде аргона или гелия и обеспечение защиты с обратной стороны
0,70
100%
То же, при длине контролируемых швов от 10% до 50%
0,60
10%-50%
*Объем контроля определяют техническими требованиями на изготовление.
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.
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 c по формуле:
s ≥ sR + c (5.7)
но не менее минимальной толщины стенки при эксплуатации с учетом прибавки на коррозию:
s ≥ smin + c2 (5.8)
с округлением до ближайшей большей толщины стенки по стандартам и техусловиям. Допускается округление в меньшую сторону, если разница не превышает 3%.
Примечание: При достаточном обосновании второе условие допускается не учитывать.
Здесь:
sR — расчетная толщина стенки трубы или детали (sRО, sRП, sRЗ, sRМ) из раздела 7;
smin — минимальная толщина стенки труб и деталей при эксплуатации (табл. 5.6);
c — суммарная прибавка к толщине стенки: c = c1 + c2.
c1 = c11 + c12, где c11 — прибавка для компенсации допуска на минимальную толщину стенки заготовки по стандартам или ТУ; c12 — прибавка для компенсации максимального утонения при технологических операциях.
c2 – прибавка для компенсации коррозии и эрозии, принимаемая по нормам проектирования или отраслевым нормативным документам с учетом расчетного срока эксплуатации;
c11 – прибавка для компенсации допуска на минимальную толщину стенки заготовки, принимаемая по стандартам или техническим условиям. Если минусовый допуск на толщину стенки по стандартам или техническим условиям задается в процентах, то вычисление прибавки следует вести от номинальной толщины стенки трубы;
c12 – прибавка для компенсации максимального утонения при технологических операциях.
Таблица 5.6 Минимальная толщина smin стенки труб и деталей при эксплуатации
Показатель
Da, мм
≤ 25
≤ 57
≤ 114
≤ 219
≤ 325
≤ 377
> 426
Наименьшая отбраковочная толщина, мм
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
Для гнутых отводов, изготовляемых на трубогибочном оборудовании методом наматывания на сектор:
на внешней стороне c12 принимают по техническим условиям на изделие, а при отсутствии данных в технических условиях определяют выражением c12 = s / (1 + 2R/Da);
на нейтральной стороне c12 = 0;
расчет по внутренней стороне отвода не проводят.
Для штампосварных отводов, изготовляемых в закрытых штампах, или для отводов, изготовляемых на станках с нагревом токами высокой частоты и осевым поджатием:
на внешней стороне c12 принимают в пределах от 0,05s до 0,1s;
на нейтральной стороне c12 = 0;
расчет по внутренней стороне отвода не проводят.
Для отводов, изготовляемых на рогообразном сердечнике, прибавка c12 = 0 для всех трех сторон отвода. Для секторных отводов c12 = 0.
Для штампосварных отводов с расположением двух продольных сварных швов по внутренней и внешней стороне отвода:
на внутренней стороне c12 принимают в пределах от 0,05s до 0,1s;
на нейтральной стороне c12 = 0;
расчет по внутренней стороне отвода не проводят.
Для штампосварных отводов с расположением поперечного шва в середине длины отвода:
на внешней стороне c12 принимают в пределах от 0,05s до 0,1s;
Примечания: 1. При расчете отбраковочной толщины стенки магистральной части тройников и врезок вместо sR следует принимать расчетную толщину стенки sRМ, вычисленную при c = 0 и Ab = 0. 2. В случае, когда известны фактические толщины стенок магистральной части тройника sf и ответвления sbf (при эксплуатации), допускается уточненный расчет отбраковочной толщины, где sRМ вычисляют при (sf – c) = s и (sbf – c) = sb. 3. В случае если измерение фактической толщины стенки sf проводится не менее чем в четырех точках по периметру сечения трубы или детали трубопровода (при этом принимается наименьшее полученное значение), допускается в формуле (5.11) принимать c1 = 0.
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 γi. В обоснованных случаях допускается принимать другие значения коэффициентов надежности.
Учитываемые в расчетах на статическую прочность и малоцикловую усталость нагрузки и воздействия, а также соответствующие им коэффициенты надежности γi приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 Нагрузки и воздействия
Нормативные нагрузки и воздействия
Способ прокладки
Коэффициент надежности γi
Постоянные 1. Собственный вес труб, деталей, арматуры и обустройств 2. Вес изоляции и футеровки 3. Вес и давление грунта 4. Гарантированная предварительная растяжка и смещения креплений 5. Силы трения в опорах скольжения или при взаимодействии с грунтом (бесканальная прокладка) 6. Натяг упругих опор
Бесканальная: + (для п.1-5), – (для п.3 в надземной) В канале, помещении: + (для п.1-2,4-5), – (для п.3,6) Надземная: + (для п.1-2,4-5), – (для п.3), + (для п.6)
1,1 (0,95) для п.1; 1,2 (0,9) для п.2; 1,2 (0,8) для п.3; 1,0 для п.4-6.
Длительные временные 7. Внутреннее давление*; распорные усилия осевых компенсаторов 8. Вес транспортируемого вещества и отложений 9. Температурный перепад* 10. Смещения креплений от нагрева присоединенного оборудования или от сейсмического воздействия
Кратковременные 11. Снеговая 12. Гололедная 13. Ветровая 14. При срабатывании предохранительного клапана 15. От подвижного состава
Снеговая, гололедная, ветровая – учитываются для надземной прокладки (+); Предохранительный клапан: – для бесканальной, + для канальной и надземной; Подвижной состав: + для бесканальной, – для канальной и надземной (см. 6.2.12)
1,4 для снега, ветра; 1,3 для гололеда; 1,4 для срабатывания клапана; Для подвижного состава см. 6.2.12.
Особые 16. Сейсмические воздействия; гидравлический удар; взрывные воздействия; нагрузки от резких нарушений процесса или поломки оборудования
Бесканальная: + В канале, помещении: + Надземная: +
1,0
Примечания: 1. Знак “+” означает, что данная нагрузка учитывается в расчете на прочность, знак “-” — не учитывается. 2. Воздействия со знаком “*” могут быть отнесены к кратковременным (например, кратковременное повышение температуры или давления). 3. Нагрузки и воздействия считаются кратковременными, если действуют менее 1 ч подряд и суммарно менее 80 ч в год. 4. Значения коэффициентов надежности в скобках принимаются, если уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.
6.1.2. Для высокотемпературных трубопроводов коэффициенты надежности по нагрузке не учитываются (принимают γi = 1).
6.2. Нормативные нагрузки
6.2.1. Расчетное внутреннее избыточное давление p и температуру t определяют по технологическому регламенту на проектирование.
6.2.2. При расчете на прочность трубопровода в режиме испытания пробное давление pисп принимают равным наименьшему из давлений испытания элементов системы (аппарат, компенсатор и т.д.) в соответствии с требованиями к устройству и эксплуатации трубопроводов, а также пп. 11.1.1 – 11.1.2.
6.2.3. Расчетное наружное давление для вакуумных трубопроводов принимают исходя из специфики технологического процесса.
6.2.4. Нормативные нагрузки от собственного веса деталей трубопровода, заводских конструкций и изоляции определяют по стандартам, проектной документации и паспортным данным. От 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 Δt — разность между расчетной и монтажной температурами стенок. Если трубопровод работает в нескольких режимах, Δt рассчитывают для всех режимов (см. п.8.2.4). Как правило, Δt = t – tн, (6.1) где t — расчетная температура (максимально возможная температура стенок), tн — минимально возможная монтажная температура (см. 6.2.7).
В случае необходимости дополнительно может быть рассмотрен отрицательный температурный перепад по формуле (6.1), где:
t — расчетная температура, равная минимально возможной температуре стенок трубопровода в процессе эксплуатации согласно 6.2.1;
tн — максимально возможная монтажная температура согласно 6.2.7.
Для низкотемпературных трубопроводов расчет на отрицательный температурный перепад обязателен.
6.2.7. Монтажная температура tн определяется проектной документацией и равна температуре окружающего воздуха в момент замыкания последнего стыка при монтаже трубопровода, когда схема превращается в неразрезную статически неопределимую систему. Определяется по справочной и научно-технической литературе.
Значение tн принимают не менее минимальной температуры окружающего воздуха, при которой допускается проведение монтажных и сварочных работ. При этом в проектной документации должно быть указано, что замыкание трубопровода не должно проводиться при температуре воздуха ниже принятого значения tн.
6.2.8. Нормативную нагрузку от веса грунта qгр, Н/мм, на единицу длины трубопровода в траншее определяют по формуле:
qгр = γгр Z Dk (6.2)
6.2.9. Нормативную снеговую нагрузку qsn, Н/мм, на единицу длины трубопровода определяют по формуле:
qsn = 0,7·10-3 gs μ Dk (6.3)
где gs — вес снегового покрова на 1 м² горизонтальной поверхности, кПа, принимаемый по справочным и научно-техническим данным;
μ — коэффициент перехода от веса снегового покрова на поверхность грунта к снеговой нагрузке на проекцию кожуха изоляции трубопровода (принимают μ=0,4).
Следует учитывать снеговые нагрузки на устройства, опирающиеся на трубопровод. Снеговую нагрузку не учитывают для трубопроводов, у которых температура поверхности изоляции или стенок (при отсутствии изоляции) превышает 0 °C, а также для вертикальных и наклонных трубопроводов с углом наклона более 45°.
6.2.10. Полную нормативную ветровую нагрузку qwe, Н/мм, на единицу длины трубопровода определяют по формуле:
qwe = (wm + wp) Dk (6.4)
где wm — средняя составляющая ветровой нагрузки, МПа; wp — пульсационная составляющая ветровой нагрузки, МПа.
Нагрузку qwe прикладывают перпендикулярно оси трубы. Составляющую ветровой нагрузки вдоль трубы можно не учитывать.
Нормативное значение средней составляющей поперечной ветровой нагрузки wm, МПа, вычисляют по формуле:
wm = w0 (ke(ze)) 10-3 c (6.5)
где w0 — нормативное ветровое давление, кПа; ke(ze) — коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте ze оси трубопровода; c — аэродинамический коэффициент.
Аэродинамический коэффициент для упрощенных расчетов можно принимать по формуле:
c = cx sin² ω (6.6)
где cx — аэродинамический коэффициент лобового сопротивления: для одиночного трубопровода cx=0,7; для неодиночного в горизонтальном ряду cx=1. ω — угол между осью участка трубопровода и направлением ветра.
При расчете следует рассмотреть несколько вариантов направления ветра (не менее двух взаимно перпендикулярных). Для пульсационной составляющей wp логарифмический декремент колебаний δ=0,15, а коэффициент пространственной корреляции пульсаций давления ветра ν=0,95.
6.2.11. Нормативную нагрузку от обледенения (гололедная) qgn, Н/мм, на единицу длины надземного трубопровода определяют по формулам:
– при Dk ≤ 70 мм:
qgn = 10-6 · 9 π b k μ1(Dk + b k μ1) (6.7)
– при Dk > 70 мм:
qgn = 10-6 · 2 [ (1,35 π Dk² b) – 2 ] (6.8)
Здесь:
b — толщина стенки гололеда, мм (превышаемая раз в 5 лет);
k — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололеда по высоте;
μ1 — коэффициент, учитывающий изменение толщины стенки гололеда в зависимости от диаметра кожуха изоляции.
При вычислении коэффициентов b и k 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, укладываемых в местах, где движение транспорта невозможно, в качестве нормативной следует принимать равномерно распределенную нагрузку от пешеходов 0,005 Н/мм².
6.2.13.
В трубопроводах бесканальной прокладки в грунте предельное сопротивление грунта сдвигу tпр для песчаных и сухих глинистых грунтов вычисляют по формуле:
Ниже приведена формула (6.9) в оформленном виде:
Здесь: — предельное сопротивление грунта сдвигу; — сила прижатия трубы к грунту; — безразмерный коэффициент, зависящий от конструкции изоляции и характера нагружения; — угол внутреннего трения грунта; — объемный вес грунта; — сцепление грунта; — наружный диаметр трубы.
где φгр — угол внутреннего трения грунта, радиан; cгр — сцепление грунта, Н/мм²; nm — безразмерный коэффициент, зависящий от конструкции изоляции и характера нагружения. Его следует принимать на основе справочных или экспериментальных данных. Рекомендуемые значения приведены в таблице 6.2.
qk — сила прижатия трубы к грунту, Н/мм, вычисляемая по формуле:
где qkx — сила прижатия трубы к грунту в горизонтальном направлении, Н/мм; qkz — сила прижатия трубы к грунту в вертикальном направлении, Н/мм.
Таблица 6.2 — Рекомендуемые значения коэффициента nm
Характер нагружения
Коэффициент nm для ППУ-изоляции
Коэффициент nm для другой изоляции/без изоляции
Многократное чередование циклов нагрев-охлаждение
0,33
0,67
Однократный нагрев (охлаждение)
0,67
1,00
Кратковременное приложение нагрузки
1,00
1,15
Примечания:
Однократный нагрев (охлаждение) принимают на этапах 2 и 3 (таблица 8.1) полного расчета при оценке статической прочности и нагрузок на оборудование, опоры и строительные конструкции, а многократное чередование циклов нагрев-охлаждение — на этапе 3 при определении амплитуды переменных напряжений.
Уменьшение коэффициента nm на 30% может быть достигнуто обертыванием наружной поверхности изоляции трубопровода полиэтиленовой пленкой.
Если трубопровод не имеет разветвлений и поворотов в грунте или силы прижатия трубы к грунту в горизонтальном направлении незначительны, то допускается принимать:
где qтр — расчетный погонный вес трубопровода с продуктом и изоляцией, Н/мм.
ch — безразмерный коэффициент, зависящий от высоты засыпки:
Для песков и супесей:
Для глин и суглинков:
Ниже представлены продолжение текста и формулы в оформленном виде.
Формула для определения β:
7. Определение толщин стенок и допустимого давления для труб и соединительных деталей
7.1. Трубы
7.1.1. Расчетная толщина стенки трубы:
7.1.2. Допускаемое давление для труб:
7.1.3. Для трубопроводов бесканальной прокладки в грунте, имеющих отношение , должно дополнительно выполняться условие:
Расчетная толщина должна удовлетворять:
где:
— расчетная нагрузка на единицу длины трубопровода от веса грунта и продукта, Н/мм. Нагрузку от веса грунта определяют согласно 6.2.8.
— расчетная нагрузка на единицу длины от веса трубопровода и изоляции, Н/мм;
— коэффициент, учитывающий боковое сопротивление грунта и изоляционного слоя сплющиванию.
Коэффициент определяют по формуле:
где – коэффициент постели (сбоку), Н/мм³:
В этой формуле , Н/мм³ рассчитывают по формуле:
где:
— модуль упругости грунта в боковом направлении, МПа;
— коэффициент Пуассона грунта;
— глубина заложения от поверхности земли до оси трубы, мм;
— коэффициент, учитывающий свойства грунта (может быть даны дополнительные пояснения в исходном тексте).
Дополнительно вводятся коэффициенты, зависящие от глубины заложения Z и расстояния до края траншеи a:
Здесь:
Рекомендуемые значения для проверки условия (7.3) приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1 — Значения коэффициента
Изоляция / Температура, °C
, Н/мм³
ППУ-изоляция, армопенобетон, при 100 °C
ППУ-изоляция, армопенобетон, при 20 °C
7.2. Отводы
7.2.1. Расчетную толщину стенки отвода вычисляют по формуле:
где — расчетная толщина стенки трубы, вычисляемая по формуле (7.1); — коэффициент, принимаемый согласно 7.2.2.
7.2.2. Коэффициент для всех видов отводов средне- и высокотемпературных трубопроводов определяют следующим образом:
для гнутых и крутоизогнутых отводов (рисунок 7.1, а) — по таблице 7.2;
для секторных отводов, состоящих из полусекторов и секторов с углом скоса (рисунок 7.1, б), вычисляют по формуле:
а – гнутый; б – секторный с тремя косыми стыками (n = 3); в и г – штампосварной Рисунок 7.1. Отводы
Таблица 7.2. Коэффициент в зависимости от отношения
Примечание: Для промежуточных значений коэффициент определяют линейной интерполяцией.
Формулы для штампосварных отводов
Для штампосварных отводов с углом скоса данная методика неприменима. Для расположения сварных швов в плоскости кривизны отвода:
Формула для коэффициента (7.11)
Для расположения сварных швов по нейтральной линии:
Формула для коэффициента (7.12)
В формулах (7.11) и (7.12) расчетная толщина стенки определяется по формуле (7.1) при .
Допускаемое давление для отводов равно
Формула для допускаемого давления (7.13)
7.3. Переходы
7.3.1. Расчетная толщина стенки концентрических и эксцентрических переходов равна:
– со стороны большего диаметра (рисунок 7.2):
– со стороны меньшего диаметра:
а
б
а – концентрический; б – эксцентрический Рисунок 7.2. Переходы
Условия применения формулы (7.14)
Формула (7.14) применима при соблюдении следующих условий:
а) ;
б) при :
или при :
В этом случае должно выполняться следующее условие:
Угол наклона образующей рассчитывают по формуле:
В этой формуле , , и принимают в соответствии с рисунком 7.2, а или рисунком 7.2, б. Для концентрических переходов коэффициент k = 2, для эксцентрических переходов k = 1.
7.3.2. Допускаемое давление для концентрических и эксцентрических переходов
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 величину:
В противном случае расчет коэффициента выполняется для ряда отверстий с учетом их взаимного влияния при соблюдении условий:
;
.
7.4.2. Если угол между осью ответвления и осью магистрали не менее , расчетную толщину стенки определяют согласно 7.4.3. Если угол между осью ответвления и осью магистрали , то для сварных тройников и врезок расчетную толщину стенки определяют согласно 7.4.9.
7.4.3. Расчетную толщину стенки магистрали в тройниковых соединениях (врезках) при действии внутреннего избыточного давления определяют по формуле:
где – расчетный коэффициент снижения прочности магистрали тройника (врезки), вычисляемый в соответствии с 7.4.5.
а
б
а – сварной тройник (врезка); б – штампованный (штампосварной) тройник Рисунок 7.3. Тройники и врезки
– сумма укрепляющих площадей ответвления и накладки (если таковая имеется).
(7.26)
Для штампованных (штампосварных) тройников (рисунок 7.3, б) вместо величины в формулу (7.25) следует подставлять:
(7.27)
причем внутренний радиус 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:
(7.28)
– для вытянутой горловины штампованного (штампосварного) тройника, конструкция которого соответствует рисунку 7.3, б:
(7.29)
где минимальные толщины стенок определяют по формулам:
– для сварных тройников и врезок:
(7.30)
– для штампованных:
В случае если , следует принимать .
7.4.7. Используемое при расчете значение высоты ответвления принимают по чертежу, но не более следующих значений:
– для сварного тройника и врезки:
– для штампованного (штампосварного) тройника:
При одновременном укреплении отверстия ответвлением и накладкой (рисунок 7.3, а) высоту укрепляющей части ответвления принимают без учета толщины накладки:
7.4.8. Укрепляющую площадь накладки определяют по формуле
Используемое в расчете значение ширины накладки (рисунок 7.3) должно соответствовать размеру по чертежу конкретной накладки, но не более:
7.4.9. Для сварных тройников и врезок с наклонным ответвлением
При выбранные размеры проверяют по условию:
Отдельно для левой и правой стороны.
Площадь нагружения и площади сопротивления ( для магистрали, для ответвления и для накладки) следует определять согласно рисунку 7.4.
Рисунок 7.4. Схема расчетных площадей укрепляющих элементов для тройника или врезки с наклонным ответвлением
Высоту ответвления вычисляют по формуле:
где – угол между осями ответвления и магистрали, град.
Ширину накладки принимают по рисунку 7.4, но не более ширины, рассчитанной по формуле (7.37).
7.4.10. Если допускаемое напряжение для укрепляющих деталей меньше , то расчетные значения укрепляющих площадей , умножают на отношение .
7.4.11. Допускаемое давление для тройниковых соединений и врезок равно:
7.5.9. Допускаемое давление для плоской фланцевой заглушки, соответствующей рисунку 7.5, г:
7.5.10. Расчетная толщина эллиптической заглушки без центрального отверстия (рисунок 7.6, а):
При и равна:
а
б
в
г
а – без отверстий; б – с отбортованным отверстием; в – со штуцером и укрепляющей накладкой; г – с проходящим штуцером Рисунок 7.6. Эллиптические заглушки
Если получается менее при , то .
7.5.11. Допускаемое давление для эллиптической заглушки без центрального отверстия
При и равно:
7.5.12. Расчетная толщина эллиптической заглушки с центральным отверстием
При и и равно:
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 , и равно:
7.5.14. Коэффициенты прочности заглушек с отверстиями
Коэффициенты прочности заглушек с отверстиями (рисунок 7.6, в, г) определяют в соответствии с 7.4.5 при , и , а коэффициенты прочности заглушек с отбортованными отверстиями (рисунок 7.6, б – г) – согласно 7.4.5 при .