Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow ВСН 185-85 Расчет на прочность обвязочных трубопроводов  
15.08.2018
    
ВСН 185-85 Расчет на прочность обвязочных трубопроводов

Ведомственные строительные нормы

РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ
ОБВЯЗОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВСН 185-85
Миннефтегазстрой

МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Москва 1986

РАЗРАБОТАНЫ И ВНЕСЕНЫ   Всесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству магистральных трубопроводов (ВНИИСТ) -

Р. М. Шакиров, докт. техн. наук, директор института

И. Д. Красулин, канд. техн. наук, зам. директора

Б. И. Завойчииский, канд. физ.-мат. наук, научный руководитель и ответственный исполнитель

при участии Государственного института по проектированию магистральных трубопроводов специального строительства (Гипроспецгаз) -

М. Ф. Трубачев, директор института

О. И. Рогаткин, начальник отдела

Л. Д. Никифоров, главный специалист

ПОДГОТОВЛЕНЫ К

УТВЕРЖДЕНИЮ                         Главным техническим управлением Миннефтегазстроя (ГТУ) -

М. В. Машков - начальник отдела

Управлением проектно-изыскательских работ Мингазпрома (УПИР) -

М. С. Федоров, начальник отдела

С введением в действие "Расчета на прочность обвязочных трубопроводов"  утрачивает силу "Инструкция по расчету обвязочных трубопроводов", 1968 г.

СОГЛАСОВАНЫ                         Государственным комитетом СССР по делам строительства (Госстрой СССР) -

Б. Я. Говоровский - начальник Управления Главтехнормирования

Главным техническим управлением Миннефтегазстроя -

О. М. Иванцов - начальник ГТУ

Управлением проектно-изыскательских работ Мингазпрома -

В. Д. Батозский, начальник УПИР

Техническим управлением Мингазпрома (ТУ) -

А. Д. Седых - начальник ТУ

Министерство строительства (Предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой)

Ведомственные строительные нормы

ВСН 185-85
Миннефтегазстрой

Расчет на прочность обвязочных трубопроводов

Взамен Инструкции по расчету обвязочных трубопроводов

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы распространяются на обвязочные трубопровода компрессорных станций магистральных газопроводов (КС) условным диаметром до 1420 мм (включительно) с избыточным давлением среды не выше 10 МПа при использовании центробежных или поршневых компрессоров.

Настоящие нормы не распространяются на обвязочные трубопроводы КС, вооружаемые в сейсмических районах, в зонах распространения многолетней мерзлоты или просадочных грунтов, на подрабатываемых территориях.

1.2. Обвязочный трубопровод КС состоит из следующих конструкций:

всасывающий трубопровод, соединяющий аппараты очистки газа и нагнетатели (ГПА);

нагнетательный трубопровод, соединяющий ГПА и аппараты охлаждения газа;

строительные конструкции опор, в том числе и разгрузочные;

строительные конструкции фундаментов под ГПА.

1.3. Расчет обвязочных трубопроводов на прочность проводят в следующей последовательности: определяют геометрические параметры обвязочных трубопроводов (в том числе толщин стенок труб и соединительных деталей); выбирают расчетную схему, соответствующую заданному конструктивному решению трубопроводов; определяют напряженно-деформированное состояние конструкций под действием эксплуатационных нагрузок и воздействий в течение нормативного срока их эксплуатации; оценивают статическую и длительную прочность элементов трубопроводов; оценивают циклическую прочность элементов трубопроводов при динамическом нагружении.

Внесены отделом прочности и надежности конструкций магистральных трубопроводов ВНИИСТа

Утверждены Миннефтегазстроем

13 ноября 1985 г.,

Мингазпромом

5 ноября 1985 г.

Срок введения в действие

1 мая 1986 г.

1.4. Расчет на прочность всасывающего и нагнетательного трубопроводов выполняется в следующем порядке:

в сечениях трубопровода находят компоненты усилий и моментов как в пространственной стержневой системе под действием расчетных нагрузок и воздействий;

определяют напряженное состояние элементов под действием этой системы усилий и моментов;

по теории предельных процессов простого нагружения оценивают статическую прочность, долговечность и динамическую прочность элементов, находящихся под действием системы усилий и моментов. Если при этом оказывается, что в некоторых элементах напряженное состояние не удовлетворяет требованиям прочности настоящих норм, следует изменить конструктивную схему таким образом, чтобы напряжения в данном элементе уменьшились до требуемого уровня.

Если будет установлено, что усилия и моменты, действующие на нагнетатели, превосходят значения, нормируемые заводом-изготовителем ГПА, конструктивную схему также следует изменить таким образом, чтобы уменьшить эти усилия и моменты до требуемого уровня.

1.5. Основные буквенные обозначения, принятые в тексте и формулах настоящих норм, приведены в приложении 1.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИН СТЕНОК ТРУБ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ.

Значения расчетной толщины стенки труб δ следует определять по формуле (12) СНиП 2.05.06-85 при следующих значениях коэффициентов: m = 0,6; n = 1,1.

Значения коэффициента К1 для отечественных и импортных труб выбирают в соответствии с указаниями "Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности", М., ВНИИСТ, 1983.

Геометрические размеры соединительных деталей следует определять по формулам (59) и (60) СНиП 2.05.06-85. При этом следует руководствоваться указаниями ГОСТ 17374-83 - ГОСТ 17380-83 и рекомендациями ОСТ 102-54-81 - ОСТ 102-57-81, ОСТ 102-58-81 - ОСТ 102-59-81, ОСТ 102-60-81 - ОСТ 102-62-81 "Детали магистральных трубопроводов стальные приварные на Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2)", ОСТ 102-39-85 - ОСТ 102-45-85 "Детали трубопроводов бесшовные приварные на Ру до 100 кгс/см2" (до 9,81 МПа) из низколегированных сталей".

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ОБВЯЗОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ НАГРУЖЕНИИ

3.1. Для оценки конструктивной прочности обвязочных трубопроводов следует сначала определить напряженное состояние основных элементов трубопроводов при эксплуатационном нагружении. Оно характеризуется максимальными значениями компонент напряжений и их изменчивостью в процессе эксплуатации.

Провести затем оценку опасности этого напряженного состояния в течение срока службы газопровода, т.е. оценку прочности элементов при статическом и повторно-статическом эксплуатационном нагружении.

3.2. Напряженное состояние основных элементов обвязочного трубопровода определяют в два этапа. Главная цель первого этапа состоит в определении значений компонент усилия  и момента  в основных элементах трубопровода от воздействия расчетных нагрузок*) при их основных сочетаниях с учетом остановок КС в наиболее неблагоприятных температурных условиях. На втором этапе находят напряженное состояние отдельных элементов по ранее найденным значениям О и М.

*) Расчетные нагрузки равны нормативным, умноженным на соответствующие коэффициенты перегрузки.

На первом этапе допускается рассматривать обвязочный трубопровод как статически неопределимую пространственную стержневую систему переменной жесткости, учитывающую ответвления, подземную и надземную части, промежуточные опоры и нагнетатели, находящиеся на фундаментах. Эпюры  и  должны отражать действие на эту систему внутреннего давления, неравномерного температурного поля, распределенной и сосредоточенной весовых и 1 ветровых нагрузок, отпора грунта и сил трения на опорах.

При выборе расчетных нагрузок и воздействий следует руководствоваться указаниями СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования", СНиП 11-6-74 "Нагрузки и воздействия" и приложений 7 и 8.

Определение  и  в основных сечениях системы следует производить методами строительной механики статически неопределимых нелинейных систем (см. приложение 2).

3.3. Изгибную жесткость гнутых и сварных отводов следует находить по формуле

EJ* = ЕJ / Кp ξ,                                                  (1)

где коэффициенты Кр и ξ следует определять по приложению 3. При этом допускается использование методики (см. [9] приложения 2) при соответствующем обосновании.

В качестве расчетной модели тройникового соединения следует рассматривать модель, состоящую из четырех элементов.

В просвете тройника размещена абсолютно жесткая ^-образная вставка, в которой длина стойки равна внешнему радиусу магистральной части, а длины двух плеч равны внешнему радиусу отвода соединения. Примыкающие к вставке три упругих элемента имеют изгибную жесткость, равную жесткости трубы соответствующей толщины. Для сварных тройников с усиливающими накладками изгибная жесткость упругих элементов определяется как жесткость сечения этого элемента в зоне примыкания к абсолютно жесткой вставке.

В расчетной схеме взаимодействие каждого элемента подземной части обвязочного трубопровода с грунтом следует моделировать установкой равномерно распределенной "нелинейной пространственной пружины", жесткость которой характеризуется тремя коэффициентами C1, C2, C3 для трех взаимно перпендикулярных направлений. Первое направление совпадает с направлением продольной оси элемента, второе - является горизонтальным и перпендикулярно первому, третье - перпендикулярно плоскости, образованной первым и вторым направлениями.

Коэффициент жесткости пружины для первого направления C1 определяется трением между поверхностью изоляции и грунтом. Величина C1 зависит от глубины заложения элемента и от физико-механических свойств грунта (его вида, консистенции, крупности и пористости, способности сопротивляться предельным сдвиговым деформациям).

Коэффициент жесткости пружины для второго направления C2 отражает отпор грунта при боковом вдавливания цилиндрической поверхности. Коэффициент C2 зависит от величины бокового перемещения элемента и определяется способностью грунта сопротивляться нормальному вдавливанию штампа с цилиндрической поверхностью и учитывает физико-механические свойства засыпки траншеи и основного грунта.

Коэффициент жесткости пружины для третьего направления C3 учитывает отпор грунта при вертикальном вдавливании цилиндрической поверхности (движение вниз) и сопротивление вышележащего над элементом слоя засыпки вертикальному перемещению цилиндрической поверхности (движение вверх).

Значения коэффициентов жесткости следует определять либо экспериментально, либо теоретически при решении задачи о распределении напряжений в грунтовом полупространстве, механические свойства которого учитывают физико-механические свойства засыпки и грунта и его предельную способность сопротивления сдвиговому и нормальному деформированию.

3.4. Номинальные значения компонент напряжений, соответствующие усилию , моменту  i = x, y, z (рис. 1) и внутреннему давлению, вычисленных согласно пп. 3.1 и 3.2, находятся по следующим зависимостям:

;                                                        (2)

, , , (i = 1, 2);                 (3)

, , , (i = 1, 2);                  (4)

, , (i = 1, 2);                  (5)

, , (i = 1, 2);           (6)

, (i = 1, 2) ;                         (7)

Рис 1. Нагружение тройникового соединения:

I - стержневая модель; 1 - 1’, 2 - 2’, 3 - 3’ - упругие элементы; 1’ - 2’ - 3’ - абсолютно жесткая вставка; II - компоненты моментов и сил по торцам

, ;

 (0 < K < 2).                                       (8)

Примечание. Для отводов в формулах (2) - (8) следует использовать вместо δ* величину δ.

3.5. На втором этапе расчета находят истинное напряженное состояние элементов трубопроводов в результате решения соответствующей задачи теории упругости или пластичности (см. [l6, 17] приложения 2), либо определяют номинальное напряженное состояние, компоненты которого умножаются на соответствующие значения коэффициентов Kσ и Kt, характеризующие наиболее напряженные области элементов.

Истинное распределение напряжений в отдельных элементах трубопровода дает решение соответствующей задачи теории упругости или пластичности с граничными условиями, учитывающими ранее найденные значения  и . Решение может быть найдено аналитически, численно с помощью метода конечных элементов, реализованного на ЭВМ (программа ЛИРА [3, 5], программа ПЛАНК’ [7] (см. приложение 2), или экспериментально.

При использовании соответствующих алгоритмов для определения напряженно-деформированного состояния элементов трубопроводов, реализованных на ЗиЛ, следует проводить оценку точности полученных значений напряжений.

Компоненты номинальных напряжений находятся по соотношениям п. 3.4. Эффективный коэффициент концентрации напряжений Kσ элементов обвязочных трубопроводов следует определять решением задачи теории малых упруго-пластических деформаций [16, 17] для этих элементов под действием расчетной системы нагрузок, усилий и моментов (аналитически или численно), экспериментально с натурными деталями или их моделями, подвергнутыми нагружению системой вышеуказанных нагрузок, усилий и моментов вплоть до разрушения. При отсутствии данных по Kσ допускается выбирать их значения по соотношениям приложения 5.

Теоретический коэффициент концентрации напряжений Кt для элементов обвязочных трубопроводов определяется: решением задачи о напряженном состоянии элемента под действием расчетной системы нагрузок, усилий и моментов методами теории упругости (аналитически или численно), экспериментальными методами исследования напряженно-деформированного состояния элементов в упругой области.

При отсутствии данных по Кt их значения допускается выбирать по соотношениям и графикам приложений 4 и 5.

4. ОЦЕНКА СТАТИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ОБВЯЗОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ КС

Условие, при котором недопустимые пластические деформации отсутствуют в элементах подземных и надземных частей обвязочных трубопроводов, выполняется, если

,                                                      (9)

где коэффициент К2 находится по табл. 10 СНиП 2.05.06-85, коэффициент КН - по табл. 11 СНиП 2.05.06-85.

Для обеспечения статической прочности элементов трубопроводов требование

                                                      (10)

должно быть удовлетворено, где коэффициент К1* задается в табл. 1, коэффициент КН - в табл. 11 СНиП 2.05.06-85.

Статическая прочность тройниковых соединений проверяется по соотношениям (43) приложения 4.

Эквивалентное напряжение  (j = 1, 2) находится по зависимостям:

при оценке работоспособности основного металла, и сварных стыковых соединений

;                        (11)

при оценке работоспособности отводов (коленьев) и тройниковых соединений

(j = 1, 2).                   (12)

Компоненты напряженного состояния σgk(1) (g, k = 1, 2, 3) определяются следующими зависимостями:

для основного металла труб

;  или ;

 или  (i = 1, 2);                                        (13)

для поперечного сварного стыкового соединения

; ; ;  (i = 1, 2);              (14)

для продольного сварного стыкового соединения

; ;  (i = 1, 2),                          (15)

где коэффициент Кt определяется по (54) приложения 5;

для отводов

; ;  (i = 1, 2), (16)

где

λ = δρk / rc2, Kt,1 = 1,9λ-2/3, Kt,2 = 0,9λ-2/3.

Допускается определение значений Kt,1 и Kt,2 по методике [9] приложения 2:

для тройниковых соединений

                                                (17)

            (18)

                (19)

при ДM / Д0 < 1,3 дополнительно

   (20)

 (i = 1, 2).                                                   (21)

Таблица 1

Характеристика труб и соединительных деталей

Значение коэффициента К1*

Прямошовные трубы

Из листовой стали контролируемой прокатки 09Г2ФБ, Г70, 10Г%, - 10Г2ФБ, ЮГ2ФБ-У,

Экспандированные трубы из нормализованной стали 1171С-У

Электросварные горячеправленные трубы из стали 09Г2С, 10Г2С1

Из горячекатаных рулонных сталей по ГОСТ 19282-73

Трубы при 100 %-ном ультразвуковом (УЗ) контроле и контролируемой прокатке по ТУ 100-80, ТУ 100-80 (Нс), ТУ 100-80 (нкк), ТУ 100-80 (с), ТУ 100-80 (кс), ТУ 40/48/56-79, ТУ 20/28/40/48-79, ТУ 40/48/56-80, ТУ 20/28/40/48/56-79, ТУ 28/40/48-78, ТУ 20/28/40/48-79, Т 40/48/56-79

1,25

Прямошовные трубы

Из стали 17Г1С-У по ТУ 14-3-1138-82

Из стали 13Г2АФ по ТУ 14-3-1138-82

Соединительные детали магистральных трубопроводов, изготовленные по ОСТ 102-54-81, ОСТ 102-62-81

1,35

Компоненты напряженного состояния σgk(2) (g, k = 1, 2, 3) находятся по следующим соотношениям:

     (22)

                        (23)

    (24)

где ;

при ДM / Д0 < 1,3 дополнительно

     (25)

            (26)

В соотношениях (17) - (26) коэффициенты  j = 1, 4, 5, 7, где x1 = δ0 / (Д0 - δ0); x2 = М - δМ) / (Д0 - δ0)3 = а1М - δМ) / δ м.

Для сварных тройниковых соединений  j = 1, 4, 5, 7 находятся по рис. 4 - 7 приложения 4;  j = 2, 3, 6, 8 - по рис. 8 - 11 приложения 4. Для штампованных тройниковых соединений  j = 1, 4, 5, 7 определяются по рис. 12 - 15 приложения 4;  j = 2, 3, 6, 8 - по рис. 16 - 19 приложения 4.

Значения Кt вычисляются по зависимостям (51) - (53).

5. ОЦЕНКА ДОЛГОВЕЧНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ОБВЯЗОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ КС

Рекомендуемое до 1.01.1987

Обязательное с 1.01.1987

Прогнозируемый ресурс элементов обвязочных трубопроводов t определяется по следующей формуле:

,                                                       (27)

где коэффициент надежности К1* определяют по табл. 1, коэффициент надежности КH - по табл. 11 СНиП 2.05.06-85, коэффициент надежности т как функция величины t находится по формуле (29) и должен удовлетворять следующему неравенству:

t > t*.                                                                    (28)

Назначенный ресурс элементов обвязочных трубопроводов t* определяется при решении технико-экономической задачи, учитывающей современное техническое состояние и темпы научно-технического прогресса в газовой промышленности, современные значения коэффициентов эффективности капитальных вложений и амортизационных отчислений, технико-экономические прогнозы по добыче и перекачиванию газа.

Величина t* должна быть не менее 3,0 . 105 ч. При построении экономико-математических моделей рекомендуется использовать принципы суммарного экономического эффекта, минимально допустимой рентабельности [18] или приведенных затрат [19], приложение 2.

Эквивалентное напряжение  определяется по зависимостям (11) и (12), в которых компоненты напряжения  (i, j = 1, 2, 3) находятся по соотношениям (13) - (21).

Коэффициент надежности m определяется соотношением

.                    (29)

Функция длительной прочности R(0)(у) для зависимости (29) находится по следующему соотношению (для некоррозионных и малоагрессивных сред):

                       (30)

При эксплуатации обвязочных трубопроводов в условиях средне-агрессивных сред следует использовать следующее соотношение:

                                    (31)

Функцию циклической прочности R(1) зависимости (28) рекомендуется находить по зависимости

R(1)(y) = φ1(y) φ2(y) + φ3(y),                                              (32)

где функция φ1 определяется следующим образом:

                                               (33)

Здесь

.

Функция φ2 описывается формулой

                                    (34)

Функция φ3 задается соотношением

                       (34)

В зависимостях (30) - (33) коэффициент Кt для данного элемента равен отношению  (по соотношениям (11), (12), (22) - (26) к  (по зависимостям (11), (12) и (13) - (21), т.е.

Кt =  / .

Если известно истинное напряженное состояние, оценку статической прочности и долговечности следует проводить по формулам (9) - (12) и (27) - (35) соответственно, подставляя вместо  истинные компоненты напряжений и значения Кt = Kσ = 1.

При необходимости значения коэффициентов Р0, Р1, P2, P3 и чисел циклов X2 и Х3 в формуле (29) допускается выбирать по табл. 3 приложения 6i = Хi* . KN, i = 2, 3).

Расчетное количество переключений нагнетателей КС за срок службы конструкции находится по формуле

.                                                              (36)

При отсутствии необходимых данных допускается величину xп принимать равной 180.

Значение базовых чисел циклов и базовых времен в формулах (30) - (35) следует выбирать такими:

N0 = 2 . 106 циклов; N1 = 20 циклов; N2 = 2 . 104 циклов; N3 = 2 . 102 циклов; t1 = 103 ч; t0 = 106 ч.

Для некоррозионных и малоагрессивных сред коэффициенты ρ**, ρν** равны: ρ** = 0,5ρ*; ρν** = 0,3ρ**.

Для элементов, находящихся в среднеагрессивных средах, следует выбирать ρ** = ρν**, N1 = N2 = N3 = 1.

Коэффициент Кс равен 0,35 для сварных соединений (поперечное и продольное стыковое соединения) и равен 1 в других случаях.

6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ОБВЯЗОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ КС ПРИ ДИНАМИЧЕСКОМ НАГРУЖЕНИИ

Рекомендуемое до 01.06.87

Обязательное с 01.06.87

Проверку циклической прочности элементов обвязочных трубопроводов, подверженных динамическому нагружению, выполняют по условию

,                                                       (37)

где для основного металла и сварных стыковых соединений

;                         (38)

для отводов (коленьев) и тройниковых соединений

.                     (39)

Здесь

              (40)

                            

определяются по соотношениям: (2) - (5), (13) - (21).

Поперечные колебания обвязочного трубопровода в (40) представлены тремя наиболее представительными гармониками. Например, ими могут быть формы вынужденных колебаний на резонансных частотах σi,a, xj (i = 1, 2, 3; j = 5, 6, 7) - соответственно амплитуды продольных напряжений в рассматриваемом элементе и число циклов появления этих амплитуд в течение одного года эксплуатации КС.

При необходимости допускается выбирать значения σi,a ( i = 1, 2, 3),( xj (j = 5, 6, 7) по табл. 4 приложения 6 (xj = xj* . KN, j = 5, 6, 7).

Значения Pi (i = 0, 1, 2, 3), xj (j = 1, 2, 3) находятся по рекомендациям приложения 6 (соотношения (57) - (59)). При необходимости допускается выбирать значения Pi по табл. 3 приложения 6 ( xj = xj* . KN, j = 1, 2, 3).

Величины R(0) = R(0)(t) , R(1) = R(1)(y) определяются по соотношениям (30) - (35).

Напряженное состояние элементов обвязочных трубопроводов КС, найденное по формулам (2) - (5), должно удовлетворять критериям прочности формулам (9), (10), (27) и (37).

Если при расчете оказывается, что в некоторых элементах напряженное состояние не удовлетворяет одному из критериев прочности, следует изменить конструктивную схему таким образом, чтобы напряженность данного элемента уменьшилась до требуемого уровня.

Найденные согласно пп. 3.2 - 3.3 и указаний приложений 7 и 8 величины усилий и моментов, приложенные к патрубкам нагнетателей, не должны превосходить соответствующие значения, нормируемые заводом-изготовителем ГПА. В противном случае следует изменить конструктивную схему таким образом, чтобы напряженность патрубков уменьшилась до требуемого уровня.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

ОСНОВНЫЕ БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ. ХАРАКТЕРИСТИКА ВНЕШНИХ НАГРУЗОК И НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

р - нормативное давление для трубопроводной системы, МПа (кгс/см2);

Р*(t) - рабочее (эксплуатационное) давление в трубопроводе, МПа (кгс/см2);

Pк (к = 0, 1, ..., к) - относительные амплитуды рабочего давления, характеризующие спектр нагружения трубопровода, МПа;

wк (к = 1, ..., к) - частоты, являющиеся характеристикой изменчивости нагружения в период эксплуатации, причем w1 - несущая гармоника;

Mij, j = 1, 2, 3, i = x, y, z - компоненты момента  (см. рис. 1), кНм (кгс . см);

Qij, j = 1, 2, 3, i = x, y, z - компоненты поперечной силы  (см. рис. 1), кН (кгс);

, j = 2,..., 7, - компоненты номинальных осевых напряжений, МПа (кгс/см2);

 - кольцевое напряжение, соответствующее расчетному давлению и минимальной толщине стенки, МПа (кгс/см2);

,   , i = x, y, z - компоненты номинальных касательных напряжений, МПа (кгс/см2);

ξ - градиент наибольшего по абсолютной величине главного напряжения

σmax = max { , , j = 2,..., 7, };

ξ - относительный градиент наибольшего по абсолютной величине главного напряжения, равный ξ =  / σmax, [ξ] = мм-1;

Кσ - эффективный коэффициент концентрации напряжений в элементе трубопровода при статическом нагружении, характеризующий истинную концентрацию напряжений перед их разрушением;

Кt - теоретический коэффициент концентрации напряжений в элементе трубопровода при статическом нагружении, характеризующий концентрацию напряжений в упругой области;

Кc - эффективный коэффициент концентрации остаточных напряжений при переменном нагружении;

х, у - числа циклов;

х1 - расчетное количество переключений нагнетателей КС за срок службы конструкции;

хn - нормативное значение количества переключений нагнетателей КС в течение 1 года;

X2, X3 - расчетные значения числа циклов, обусловленные технологией перекачки газа (остановы КС, суточные и сезонные колебания внутреннего давления газа и т.п.);

Ni, i = 0, 1, 2, 3 - базовые числа циклов, необходимые при аппроксимации экспериментальных данных по усталостной прочности стальных образцов;

t* - назначенный срок службы обвязочного трубопровода, ч, должен устанавливаться при технико-экономическом обосновании всей проектируемой трубопроводной системы; его величина должна быть не менее 3 . 105 ч;

t, t0 - прогнозируемый срок службы трубопровода, год;

t0, t1 - базовые времена, используемые при аппроксимации экспериментальных данных по длительной прочности элементов обвязочных трубопроводов;

txо.н, txо.п - температуры замыкания надземного и подземного участков обвязочного трубопровода в замкнутую систему соответственно в холодное время года, °С;

tв - температура наружного воздуха, °С;

tто.н, tто.п - температуры замыкания надземного и подземного участков обвязочного трубопровода в замкнутую систему соответственно в теплое время года, °С;

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: