Магалиф В.Я. Теоретические основы конструирования трубопроводов

Подождите немного. Документ загружается.

- 9 -

σ ≤ 1.5





допускаемые напряжения увеличиваются на 50% и нередко достигают предела текучести



Первые два условия являются обязательными. Последнее может не выполняться, если

соблюдается требование циклической прочности, а именно - повреждаемость от действия

знакопеременных нагрузок, обусловленных колебаниями температуры, оказывается в допус-

тимых пределах. Колебания температуры характерны для трубопроводов тепловых сетей и

именно ими во многом определяется прочность таких теплонапряженных элементов как кри-

волинейные элементы (отводы) и Т- образные тройнико

вые соединения (сварные и штампо-

ванные).

Разрушение в результате знакопеременных воздействий характеризуется пределом

выносливости (усталости)

. Для углеродистых сталей

≈ 0.4

, коэффициент запаса

прочности обычно составляет k



6. При среднем значении k

=4 для стали 20 будем

иметь следующие допускаемые напряжения



МПа

4004.0

4.0













Обеспечить напряжения на уровне МПа40 можно только путем больших запасов

компенсирующей способности, т.е. очень неэкономичных решений. Поэтому общепринятым

подходом является допущение образования пластических деформаций в циклах нагрев - ох-

лаждение, но при этом допустимое количество циклов должно быть таким, чтобы накоплен-

ная пластическая деформация не могла привести к разрушению трубопровода в течение за-

данного срока его службы (например, 30 -ти лет).

Формула накопления повреждений при действии циклической нагрузки имеет вид (k -

количество циклов знакопеременного нагружения)









i=1,2, …, k.

В числителе здесь число расчетных циклов нагрев - охлаждение, а в знаменателе - до-

пустимое количество этих циклов. Суммарная повреждаемость должна быть не более

единицы.

Расчетное количество циклов принимается на основании статистической обработки

реальных данных приведенных к так называемой «температурной истории», а допускаемое –

определяется по кривым усталости для заданного материала и рабочих характеристик каждо-

го расчетного цикла.

Типовая температурная история

Номер Период времени Перепад темпе-

ратур

Количество циклов в течение

- 10 -

периода вре-

мени

(графа 1)

года

30 -ти лет,

1 каждый год 130 1 1 30

2 каждый месяц 65 2 24 720

3 кажд

ю неделю 32,5 4 208 6240

4 каждый день 16,25 8 2920 87600

Выше приведена типовая (в терминологии программной системы Старт) температур-

ная история. Она получена на основании обработки журналов диспетчерской службы тепло-

вых сетей ОАО «Мосэнерго» за три года с наиболее суровыми зимами. Подчеркнем еще раз:

это – не действительная картина циклических воздействий, а эквивалентная ей по степени

повреждаемости. В зарубежных нормативных материалах формула накопления повреждений

при циклических воздействиях выглядит иначе



k,...,,i

fat

21,











где γ

- коэффициент запаса по выносливости (усталости), который зависит от класса теп-

лопровода.







TE, МПа

Рис. 4. Классификация теплопроводов

Классификация, принятая за рубежом в Европейских странах, представлена на рисун-

ке 4, заимствованном из [15]. По оси ординат отложены изменения напряжений при перехо-

де теплопровода из холодного состояния в рабочее











, МПа,

а по оси абсцисс – характеристика сечения трубопровода, выраженная через отношение

ср

260

ПРОЕКТ КЛАССА В

Предел хол

одной укладки

для углеродистой стали

повреждаемость  ≤ 0,15





D /2

= 28,4

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

100

120

140

160

180

ПРОЕК

Т КЛАССА

89х3,2 219х4,5 273х5,0 406х6,3 1016х10

ср

/2s

повреждаемость  ≤ 0,2

ПРОЕК

Т КЛАССА

повреждаемость  ≤ 0,1

- 11 -

где

нср

DD 

- наружный диаметр, s - толщина стенки. Верхняя граница для трубопро-

водов

малого и среднего диаметра

4.28



ср

соответствует типоразмеру 324х5.6 мм. Преде-

лу текучести при рабочей температуре



на рисунке 4 соответствует 210 МПа.

Характеристики классов следующие



проект класса А - теплопроводы малого и среднего диаметра (

≤

300

) с на-

пряжениями от нагрева не превышающими предел текучести материала (Δ

≤

, МПа

)

fat

= 5,0 (

= 0.2),



проект класса В - теплопроводы малого и среднего диаметра с напряжениями

от нагрева, превышающими предел текучести материала (Δ

МПа

)

fat

= 6,67 (

0.15),



проект класса С - теплопроводы большого диаметра (

> 300

мм

)

fat

= 10.0

(

= 0.1).

На теплопроводах

класса В остановимся подробнее. На рисунке наибольшие напря-

жения от нагрева для этого класса составляют 300

МПа

, что превышает предел текучести

=210

МПа

приблизительно в 1.4 раза. Таким образом, можно определить допустимый уро-

вень пластических деформаций в результате нагрева

%15.00015.0

2·10

300







Это в полтора раза больше значения 0.1%, соответствующего 210 МПа, но в 670 раз меньше

удлинения при разрыве δ =100%. Напомним, что условный предел текучести для сталей, у

которых площадка текучести отсутствует, соответствует относительной деформации 0.2% -

величине, которая превышает 0.15% в 1.3 раза. Несмотря на то, что столь малые пластиче-

ские деформации от нагрева не опасны, в отечественной практике теплопроводы, аналогич-

ные классу В, не применяются.

В меню программной системы Старт-Экспресс предусмотрено задание коэффициен-

та

для того, чтобы пользователь мог сравнивать результаты оценки циклической прочно-

сти с требованиями зарубежных стандартов.

3. Допускаемые осевые напряжения от нагрева

Эти напряжения служат только для оценки способности трубопровода безопасно вос-

принимать собственные температурные расширения (так называемые компенсационные на-

пряжения). Допускаемые осевые напряжения для трубопроводов бесканальной прокладки

определяются по формуле

 



МПа

ssD

ос

5,1







- 12 -

Здесь:

- расчетное давление, - внутренний диаметр, - толщина стенки, D s





- но-

минальное допускаемое напряжение (нормативные значения приведены в таблице).

Номинальные допускаемые напряжения





, МПа для стальных труб и деталей

Марка стали

Темпера-

тура, °С

ВстЗсп5 10 20 09Г2С

17ГС,17ПС,

17Г1СУ

20 140 130 150 180 187

100 132 125 147 170 177

150 125 122 143 160 171

200 117 118 140 150 165

250 107 108 132 145 156

При использовании табличных данных нужно иметь в виду, что они представляют со-

бой наименьшие значения допускаемых напряжений





, полученных на основании обработ-

ки различных стандартов на трубы и детали из одинакового материала. Это и понятно пото-

му, что такой подход гарантирует дополнительные запасы прочности независимо от того,

какие стандарты на тубы и детали будут использованы в конкретном проекте.

Значения коэффициентов А

в зависимости от температуры

Сталь

Углеродистая качествен-

ная с содержанием угле-

рода, %

Углеродистая низколегиро-

ванная или легированная с

содержанием углерода, %

Темпе-

ратура,

°С

Углеродистая

обыкновен-

ного качества

0.07- 0.14

0.17- 0.24

0.07- 0.12

0.14 - 0.20

20 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

100 0,943 0.961 0,980 0.944 0,946

150 0,893 0,938 0,953 0,889 0,914

200 0,835 0,908 0,933 0,833 0,882

250 0,764 0,861 0,880 0,806 0,834

Если же использовать данные, которые содержатся в конкретных сертификатах на

трубы и детали, то для получения



нужно использовать формулу



















5142

min

Aσ

Здесь

- временное сопротивление разрыву (предел прочности) при температуре

20ºC,

- предел текучести при температуре 20ºC,

- коэффициент, который служит для приведения к рабочей (расчетной) темпе-

ратуре. Его значения приведены выше в таблице.

4. Оценка прочности в программной системе «Старт»

- 13 -

В расчетах ок (режим трубопроводов тепловых сетей на действие постоянных нагруз

ПДН согласно пункту 8.2 СТО 10.01-2009) обязательным является соблюдение условий

прочности от веса и давления в рабочем состоянии. При отсутствии растяжки это условие

будет выполняться в холодном состоянии автоматически.

Соблюдение условий прочности от всех воздействий в рабочем и холодном (при на-

личии растяжки) состояниях обязательно только для труб (см. примечание) и не обяза-

тельно для отводов и тройников (врезок). Условия циклической прочности должны

выполняться для всех элементов теплопровода.

Реализация этих требований в программной системе Старт схематично представлена

в таблице. Знак «+» означает, что соблюдение условий прочности обязательно, знак «–» – не

обязательно.

Оценка прочности для режима ПДН в ПС Старт

постоянные нагрузки

рабочее

холодное со-

состояние

трубопровода

тояние трубо-

провода

элемент тепло-

вес, давле-

ние, тем-

вес, растяжка

переменные

(

провода

ние

вес, давле

пературный пере-

пад, растяжка

нагрузки

циклы на-

грев – охла-

ждение

)

труба + + + +

отвод + – – +

тройн ) + ик (врезка – – +

Примечание. Удовлетворение условий статической прочности от всех воздействий в рабочем и холод-

ном состояниях для труб не обязательно, если строго соответствовать нормам [2], но оно введено с целью

обеспечения дополнительных запасов прочности.

Отсюда следует, что в таблице напряжений, выдаваемой программной системой

Старт (см. ниже), наличие красного цвета недопустимо в графах 3÷4 и 9. В графах 5÷6 и

7÷8 оно допустимо только для тройников (врезок) и отводов.

Если условия прочности не выполняются, в соответствующей строке на экране появ-

ляется красный цвет, а в графе 10 – номер примечания, которое можно прочитать, подведя

курсор к этому номеру. В распечатке это примечание располагается внизу под таблицей. При

соблюдении условий прочности графа 10 будет пустой. Если же пустыми оказываются гра-

фы 9 и 10, то это означает, что одновременно выполняются критерии как статической, так и

циклической прочности









,1,5.1



i =1,2, …, k.

В приведенной распечатке дан пример, в котором условия прочности трубопровода не

соблю

Напряжения по СТО Ростехэкспертиза (режим ПДН)

дены.

- 14 -

Узел

ачаль-

ный

Напряжения от

в есовой нагрузки

в рабочем состоя-

нии, (кГс/кв.см)

сех в

оздействий в

рабочем состоя-

нии, (кГс/кв.см)

сех в

оздействий в

холодном состоя-

нии

Элемент

конеч-

расч.

доп. расч. доп. расч. доп.

По-

в -

Приме-

ный

реж

дае-

мость

чание

1 9 10 2 3 4 5 6 7 8

42 32 6 162 148 221 19 225 1.4 3.60 9.88 4.00 21.01 0.00

Участок

321.46 1623.60 2924.76 2214.00 996.76 2250.00 0.124 2

38 321.46 1623.60 2941.87 2214.00 995.65 2250.00 0.125 2

Участок

321.46 1623.60 321.46 2214.00 207.07 2250.00

0.808

ройник

сварной

25 418.00 1623.60

3655.94

2214.00

6747.27

2250.00

25 1034.35 1623.60 2360.54 2214.00 1145.14 2250.00 0.105 2

Участок

1034.35 1623.60 1964.22 2214.00 1024.76 2250.00

41 1034.35 1623.60 1964.22 2214.00 1024.76 2250.00

Участок

1034.35 1623.60 2020.38 2214.00 1108.08 2250.00

Отвод изо-

гнутый

43 332.80 1623.60 1177.13 2214.00 886.02 2250.00 1.023 4

43 625.28 1623.60 644.27 2214.00 456.72 2250.00

Участок

625.28 1623.60 625.28 2214.00 414.25 2250.00

28 625.28 1623.60 1978.73 2214.00 1027.83 2250.00

Участок

625.28 1623.60 641.62 2214.00 361.85 2250.00

Примечания.

сти от всех воздействий в рабочем состоянии не выполнены 2.Условия прочно

4.Усл

овия циклической прочности не выполнены

Режим ПДКОН предназначен для проверки прочности трубопровода при действии на

него кратковременных нагрузок (см. раздел 8). В этом режиме оценка циклической прочности

не проводится. В остальном требования – те же, что и для режима ПДН (напряжения в отводах

и тройниках от всех воздействий в рабочем и холодном состояниях могут превышать допускае-

мые). Поскольку действие кратковременных нагрузок непродолжительно, для оценки прочно-

сти используются пониженные коэффициенты запаса (см. пункт 8.6.1 СТО Ростехэкспертиза ).

5. е по коррозии тепловых сетей и прибавкам к толщине стенки. Данны

На сегодня одной из главных причин преждевременного выхода из строя трубопрово-

дов тепловых сетей является коррозия. Коррозия может быть как наружной, так и внутрен-

ней. Наружная коррозия вызвана намоканием изоляции и, как правило, зависит от агрессив-

ности грунтовых вод. Причиной внутренней коррозии является наличие кислорода в тепло-

фикационной воде. Как показала практика, это имеет место даже при качественной водопод-

готовке (деаэрции).

Наиболее распространенным в отечественной практике способом борьбы с коррозией

служит применение металла с увеличенной толщиной стенки, т.е. вводится прибавка к рас-

четной толщине стенки, которая со временем будет «съедена» коррозией. При оценке проч-

ности рекомендуется принимать допустимую скорость внутренней коррозии в тепловых се-

- 15 -

тях 0.085 мм/год [7]. При расчетном сроке службы 30 лет соответствующая расчетная при-

бавка составит 2.55 мм. Прибавку, учитывающую наружную коррозию, для труб с ППУ –

изоляцией можно принимать равной нулю, для труб с изоляцией из минералной ваты при

расчетном сроке службы 30 лет – 0,9 мм [5].

Суммарная прибавка к толщине стенки должна учитывать также допуск на возможное

утонение стенки – так называемый минусовой допуск. Его значения приводится в стандартах

на трубы и изделия. Нормативные значения суммарной прибавки, которую рекомендуется

принимать в расчетах трубопроводов тепловых сетей с ППУ -изоляцией, приведены в табли-

це. Примечательно, что для труб DN ≤ 500 мм толщина стенки , необходимая для восприятия

давления меньше, чем суммарная прибавка. Например, у трубы 219 эта толщина составляет

всего 1.3 мм, в то время как суммарная прибавка равна 3.15 мм!

Нормативные прибавки к расчетной толщине

Прибавка,

мм Толщина стенки, мм

расчетная

Труба

Dн,

мм

на корро-

зию при

сроке

службы

30 лет

на минусо-

вой допуск

суммар-

ная

на давле-

ние 1.6

МПа

с учетом

суммарной

прибавки

номи-

нальная

(фактиче-

ская)

1 2 3 4 5 6 7

57 0.4 3.25 3.5

0.3 2.85

0.5 3.35 3.5

108 0.6 3.65 4.0

159

0.5 3.05

1.0 4.05 4.5

219 1.3 4.45 6.0

426 2.4 5.55 7.0

530

0.6 3.15

3.0 6.15 7.0

630 3.5 6.35 7.0

1020

2.55

0.8 3.35

5.7 9.05 10.0

Толщина стенки труб, используемых в тепловых сетях на давление 1,6 МПа, как пра-

вило, достаточна при указанных в таблице суммарных прибавках (сравните данные столбцов

6 и 7). Иная ситуация наблюдается в тройниковых соединениях. Здесь суммарная прибавка

2.85– 3.35 мм может потребовать усиления конструкции, поскольку для расчета толщины

стенки используется метод замещения площади (подробнее см. раздел 6). Ниже в таблице

приведены врезки, для которых толщина стенки магистрали оказалась недостаточной из-за

величины суммарной прибавки.

Более жесткие требования содержатся в нормах расчета на прочность стационарных

котлов и трубопроводов пара и горячей воды РД 10-249-98 [4], которые формально распро-

страняются на трубопроводы пара и горячей воды любого назначения. Для труб наружным

диаметром 133 мм и более в них рекомендуется прибавка на коррозию не менее 3 мм.

Результаты проверки врезок на расчетное давление 1,6 МПа

- 16 -

Толщина стенки, мм

Типоразмер

Суммарная

прибавка,

мм

ответвления магистрали

Требуемая

толщина

стенки маги-

страли,

мм

426/426 3.15 7.0 7.0 13.0

530/325 3.15 7.0 7.0 12.0

630/325 3.35 7.0 8.0 13.5

6. Тройниковые соединения

Рассматриваются тройниковые соединения, которые представляют собой сопряжение

двух цилиндрических оболочек под прямым углом.

В дальнейшем используется следующая терминология

 врезка – тройниковое соединение, выполненное без увеличения толщины сте-

нок и без усиливающей накладки. Соединение имеет те же сечения, что и примыкающие

трубы (рис. 5а),

 тройник – соединение, имеющее увеличенные толщины стенок магистрали, и

/или штуцера,

 усиленная врезка или тройник – врезка или тройник с усиливающей наклад-

кой, шириной b (рис. 5б).

В трубопроводах бесканальной прокладки тройниковые соединения наряду с отвода-

ми являются наиболее напряженными элементами. Поэтому вопросам оценки их прочности

нужно уделять особое внимание.

Первое и основное требование – прочность от действия внутреннего давления. Если

это условие не выполняется, оценка прочности от других воздействий становится бессмыс-

ленной. В нормах по расчету трубопроводов на прочность, как зарубежных [14], [16], так и

отечественных [4], [6] для определения допустимого давления в тройниках обычно исполь-

зуется метод замещения площади. Его сущность заключается в том, что площадь, удаленная

из стенки магистрали (расчетная толщина стенки трубы магистрали, умноженная на диаметр

ответвления в свету), замещается избыточной толщиной стенки магистрали, ответвления, а

при наличии накладки – дополнительной площадью сечения накладки.

Когда определяемая по давлению расчетная толщина стенки мала по сравнения с но-

минальной (фактической) толщиной, соединение может выполняться с помощью врезки. На-

пример, при давлении 1.6 МПа, расчетная толщина стенки трубы 159х4.5 составляет всего

0.9 мм (запас по толщине 3.6 мм), а трубы 219х6 – 1.3 мм (запас по толщине 4.7 мм). Следо-

вательно, велика вероятность, что соединение этих труб можно выполнить с помощью врез-

ки.

- 17 -

В тех случаях, когда запаса по толщине не хватает, для компенсации ослабления вы-

резом приходиться ставить тройник или делать усиление накладкой. В равнопроходных или

почти равнопроходных соединениях больших диаметров устройство накладок вызывает

сложности технического плана, поэтому в них, как правило, усиление выполняется одно-

временным увеличением толщины стенок магистрали и/или штуцера.

При расчетах тройниковых соединений на изгиб учитывается концентрация местных

напряжений на кромке отверстия. В трех сечениях, показанных на рисунке 6, вычисляются

напряжения по формуле



MiMi











Здесь

– изгибающий момент из плоскости тройника (на рис. 6а плоскость XY для сече-

ний А-А, Б-Б и плоскость ZX для сечения В-В),

- изгибающий момент в плоскости тройника (плоскость ZY на рис. 6а),

N – осевые усилия растяжения – сжатия, вдоль оси магистрали или ответвления,

- коэффициент интенсификации напряжений изгиба из плоскости тройника,

- коэффициент интенсификации напряжений изгиба в плоскости тройника,

– коэффициент снижения прочности поперечного сварного шва,

W, F – момент сопротивления изгибу и площадь поперечного сечения.

Оценка прочности проводится по наибольшему значению σ. Наиболее эффективным

способом снижения напряжений изгиба является усиление с помощью накладки (рис.5б).

Усиление накладкой позволяет снизить коэффициенты интенсификации i

и i

в среднем в

два раза, что влечет за собой соответствующее снижение напряжений изгиба

а)

б)

Рис. 5. Тройниковое соединение

- 18 -

А Б

Рис. 6. К определению напряжений изгиба в тройниковом соединении

Влияние накладок на снижение напряжений изгиба

Коэффициенты интенсификации на-

пряжений

Врезка Накладка

отсутствует 7.4 5.8

219/159

s = 5мм 3.0 2.5

отсутствует 7.0 5.5

630/325

s = 7мм 3.5 2.9

Расчетные исследования показывают, что условия циклической прочности в тройни-

ках соблюдаются при значениях коэффициентов интенсификации порядка 3 ÷ 4. Выше в таб-

лице приведены коэффициенты интенсификации напряжений для двух не равнопроходных

врезок и тех же врезок, усиленных накладкой толщиной s =5мм. Как видим, накладки по-

зволяют снизить напряжения изгиба в два и более раз.

В тех случаях, когда усиление накладкой выполнить невозможно, нужно увеличивать

толщину стенки магистрали тройникового соединения, поскольку увеличение толщины

стенки ответвления для снижения напряжений изгиба в подавляющем большинстве случаев

оказывается неэффективным.

Подчеркнем, что когда речь идет о снижении напряжений, вызванных температурным

нагревом, мероприятия по усилению тройникового ответвления являются дополнительными.

Другими словами выполнение условий прочности от действия давления является необ-

ходимым, но не достаточным – может потребоваться увеличение толщин стенок или уст-

ройство накладок в тех случаях, когда для безопасного восприятия давления этого делать не

нужно.

Для снижения усилий в тройниковых ответвлениях от температурных расширений

нужно использовать специальные приемы конструирования трубопроводов. Выше уже гово-

рилось, что благодаря боковому сопротивлению грунта трубопроводы бесканальной про-

А Б

б)

а)

В В