РОССИЙСКАЯ АССОЦИАЦИЯ ЭКСПЕРТНЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ ТЕХНОГЕННЫХ ОБЪЕКТОВПОВЫШЕННОЙ ОПАСНОСТИ

РОСТЕХЭКСПЕРТИЗА

Серия 03

Нормативные документы межотраслевого применения по вопросампромышленной безопасности и охраны недр

СТАНДАРТ АССОЦИАЦИИ

СА 03-003-07

РАСЧЕТЫ НА ПРОЧНОСТЬ ИВИБРАЦИЮ СТАЛЬНЫХ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

МОСКВА 2007

Содержание

Рекомендовано к применению Федеральнойслужбой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Письмо от27.11.2006, № КЧ-50/1219

Разработан:

Научно-техническим предприятиемТрубопровод (ООО «НТП Трубопровод»).

В разработке стандартаприняли участие:

А.А. Шаталов, Г.М. Селезнев(Ростехнадзор),

А.З. Миркин, В.Я. Магалиф, Е.Е.Шапиро (ООО «НТП Трубопровод»),

В.В. Усиньш, А.В. Матвеев, А.В.Бушуев (ЗАО «Инженерно-промышленная нефтехимическая компания»).

Редакционная группа:

М.М. Глазман, А.Р. Кабо, Л.Б.Корельштейн, А.Н. Краснокутский (ООО «НТП Трубопровод»).

Утвержден протоколом № 19 заседания НТС ЗАО«ИПН» и 000 «НТП Трубопровод» от 11 октября 2006 г. (стандарт предприятия 3-яредакция СТП 09-07-03).

Рекомендован Ростехнадзоромв качестве документа межотраслевого применения (письмо КЧ-50/1219 от27.11.2006).

Стандарт устанавливает методы расчетана статическую и циклическую прочность, а также вибрацию технологическихстальных трубопроводов, работающих под внутренним избыточным и наружным(вакуумные трубопроводы) давлением, а также под действием дополнительныхнагрузок и воздействий.

Распространяется напроектируемые, вновь изготавливаемые и реконструируемые стальныетехнологические трубопроводы, предназначенные для транспортировки газообразных,парообразных и жидких сред и эксплуатирующиеся на опасных производственныхобъектах в закрытых цехах, наружных установках, а также прокладываемых надземнона низких, высоких опорах, эстакадах и подземно в непроходных и полупроходныхканалах.

Стандарт содержит требования поопределению толщины стенки труб и фасонных деталей трубопровода из условияобеспечения их несущей способности под действием внутреннего и наружногодавления. Поверочный расчет трубопровода предусматривает оценку статической ициклической прочности под действием нагрузок и воздействий, соответствующих какнормальному технологическому режиму, так и допустимым отклонениям от такогорежима.

Предусмотрен расчет трубопроводана вибрацию при проектировании, пусконаладочных работах и эксплуатации.Приведены рекомендации по определению амплитуды и частоты пульсаций давлениярабочей среды, генерируемых оборудованием, и собственных частот колебанийтрубопровода. Сформулированы условия отстройки трубопровода от резонанса. Даныкритерии прочности трубопровода при наличии вибрации.

Стандарт предназначен дляспециалистов, осуществляющих проектирование, строительство и реконструкциюстальных технологических трубопроводов в нефтеперерабатывающей, химической,нефтехимической, газовой и других смежных отраслях промышленности.

Текст настоящего изданиястандарта содержит изменения и дополнения к СТП 09-04-02 (001-СТП/А),выпущенному в 2004 году взамен РТМ38.001-94 «Указания по расчету на прочность и вибрацию технологическихстальных трубопроводов».

ВВЕДЕНИЕ

В Стандарте обобщен многолетнийопыт в области оценки прочности технологических стальных трубопроводов.Необходимость в разработке специального нормативного документа по расчету напрочность обусловлена спецификой технологических трубопроводов, которыехарактеризуются:

- повышенной опасностьютранспортируемых сред (коррозионная активность, взрыво- и пожароопасность,токсичность);

- широким диапазоном изменениярабочих параметров (температур, давлении);

- разнообразием возможныхмеханизмов разрушения в результате статических, циклических и динамическиевоздействий.

Применявшийся до недавнеговремени РТМ38.001-94 «Указания по расчету на прочность и вибрацию технологическихстальных трубопроводов» [22]устарел, особенно в части оценки прочности наиболее напряженных элементовтрубопроводов - отводов, врезок и тройников. Отдельные положения потребовалосьпривести в соответствие с «Правилами устройства и безопасной эксплуатациитехнологических трубопроводов, ПБ03-585-03» [14]и другими нормативными документами по расчету на прочность, введенными вдействие после 1995 года [23],[1],[2],[20].При этом проведена гармонизация с нормами США ANSI/ASME[32],[33],[34].

Настоящий стандарт устанавливаетметоды расчета на статическую и циклическую прочность, а также вибрациютехнологических стальных трубопроводов, работающих под внутренним избыточным инаружным (вакуумный трубопровод) давлением, а также под действиемдополнительных нагрузок и воздействий (вес трубопровода, температурный нагрев.смешение опор и т.п.). Нормы и методы расчета на прочность применимы приусловии, что отклонения от геометрических размеров и неточности приизготовлении рассчитываемых элементов не превышают допусков, установленныхнормативно-технической документацией.

Стандарт предназначен дляспециалистов, осуществляющих проектирование, строительство и реконструкциюстальных технологических трубопроводов в нефтеперерабатывающей, химической,нефтехимической, газовой и других смежных отраслях промышленности.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения

1.1.1. Настоящий стандартсодержит основные положения по расчетам на статическую и циклическую прочность,а также вибрацию стальных технологических трубопроводов с рабочей температуройот минус 70 до плюс 700°С, наружным давлением до 0,1 МПа (вакуумныйтрубопровод), внутренним избыточным давлением до 10 МПа и отношением толщиныстенки к наружному диаметру (s - с)/D <0,2.

1.1.2. Стандарт распространяетсяна проектируемые, вновь изготавливаемые и реконструируемые стальныетехнологические трубопроводы, эксплуатирующиеся на опасных производственныхобъектах в закрытых цехах, наружных установках, а также прокладываемых надземнона низких, высоких опорах, эстакадах и подземно в непроходных и полупроходныхканалах. Стандарт не распространяется на трубопроводы, требования к прочности инадежности которых регламентируются нормами [23].

1.1.3. Стандарт содержиттребования по определению толщины стенки труб и фасонных деталей трубопроводаиз условия обеспечения их несущей способности под действием внутреннегоизбыточного и наружного давления.

Поверочный расчет трубопроводапредусматривает оценку статической и циклической прочности под действиемнагрузок и воздействий, соответствующих как нормальному технологическомурежиму, так и допустимым отклонениям от такого режима.

Предусмотрен расчет трубопроводана вибрацию при проектировании, пусконаладочных работах и эксплуатации.Приведены рекомендации по определению амплитуды и частоты пульсаций давлениярабочей среды, генерируемых оборудованием, и собственных частот колебанийтрубопровода. Сформулированы условия отстройки трубопровода от резонанса. Даныкритерии прочности трубопровода при наличии вибрации.

Внутренние силовые факторы иреакции опор определяются расчетом трубопровода как упругой стержневой системыс учетом реальной гибкости элементов и сил трения в опорах скольжения пометодам строительной механики стержневых систем. Нагрузки на оборудование иопоры определяются в рабочем и холодном состояниях трубопровода, а также прииспытаниях.

Оценка прочности проводитсяраздельно на действие не самоуравновешенных нагрузок (весовые и внутреннеедавление) и с учетом всех нагружающих факторов, в том числе температурныхдеформаций. При соблюдении условий циклической прочности, допускаетсязначительная концентрация местных напряжений, обусловленных температурнымнагревом в рабочем состоянии трубопровода.

Приложения содержат методырешения ряда специфических задач, связанных с расчетами прочности и надежноститехнологических трубопроводов.

1.1.4. В обоснованных случаяхвозможно применение других методов расчета на прочность и вибрацию,отличающихся от настоящих. Решение об этом принимает разработчик проекта.

1.2 Классификация трубопроводов

При проверочных расчетах взависимости от уровня температур и длительной прочности материала, различаютсясреднетемпературные и высокотемпературные трубопроводы. К высокотемпературнымотносятся трубопроводы:

- из углеродистой инизколегированной стали при расчетной температуре выше 370°С;

- из легированной аустенитнойстали при расчетной температуре выше 450°С.

К среднетемпературным относятсятрубопроводы, расчетная температура которых не превышает указанных пределов.

1.3 Основныеположения по расчету на прочность и вибрацию

1.3.1. Расчет трубопроводов напрочность осуществляется по расчетному избыточному давлению и расчетнойтемпературе с учетом агрессивности среды.

1.3.2.Расчетное внутреннее избыточное давление Р определяется разработчиком технологического процесса. При этом:

- для трубопроводов, работающихсовместно с аппаратами, расчетное давление определяется по расчетному давлениюаппарата, с которым соединен трубопровод;

- для напорных трубопроводовцентробежных машин (насосов, компрессоров, газодувок) - по максимальномудавлению, развиваемому при закрытой задвижке со стороны нагнетания, а дляпоршневых машин - по давлению настройки предохранительного клапана,установленного на источнике давления.

1.3.3. При расчете на прочностьтрубопровода в режиме испытания расчетное давление принимается равнымнаименьшему из давлений испытания элементов системы (аппарат, компенсатор ит.д.).

1.3.4. Если на элементтрубопровода действует гидростатическое давление, составляющее 5% и вышерабочего давления, то расчетное давление этого элемента должно быть повышено наэто же значение.

1.3.5.Расчетное наружное давление для вакуумных трубопроводов принимается исходя изособенностей технологического процесса до 0,1 МПа.

1.3.6. При расчете вакуумныхтрубопроводов остаточное давление должно превышать 0,001 МПа [14].

1.3.7.Расчетная температура стенки принимается равной максимальной температуре среды(при отсутствии теплового расчета) согласно технологическому регламенту илипроекту на технологический трубопровод.

1.3.8. При расчете деталейтрубопроводов на условное давление (Ру), принимаемого по ГОСТ 356-80, зарасчетную температуру следует принимать 200°С.

1.3.9. Свойства материала(допускаемые напряжения, модуль упругости, коэффициент линейного расширения ит.п.) определяются при расчетной температуре. При отрицательной расчетнойтемпературе свойства материала принимаются для температуры 20°С.

1.3.10. Расчетные значениянагрузок и воздействий при оценке статической и циклической прочностиопределяются как произведение их нормативного значения на коэффициентнадежности g_i. Типынагрузок и воздействий, а также соответствующие коэффициенты надежности g_i, приведеныв разделе 2.

1.3.11. Амплитуды и частотыпульсаций давления в трубопроводе, а также частоты собственных колебаний,определяются согласно разделам 2.2 и 6.

1.3.12. Для предварительнойрасстановки промежуточных опор рекомендуется пользоваться Приложением 1.

1.3.13. Поверочный расчеттрубопроводов на прочность выполняется согласно разделу 5 с учетом нагрузок ивоздействий, возникающих при строительстве, испытаниях и эксплуатации. Внутренниесиловые факторы в расчетных сечениях трубопровода определяются методамистроительной механики стержневых систем с учетом повышенной гибкости отводов иштуцеров (ответвлений) тройников и врезок (приложение 2).Трубопроводная арматура рассматривается как недеформируемое тело.

1.3.14. Выбор элементов фланцевыхсоединений для рабочих условий описан в Приложении 3.

1.3.15. Рекомендации по выборусильфонных и линзовых компенсаторов содержатся в Приложении 4.

1.3.16. Методы защитытрубопроводов от вибрации рассматриваются в Приложении 5.

1.3.17. Расчет назначенногоресурса (расчетного срока службы) трубопровода приведен в Приложении 6.

1.4 Допускаемые напряжения

1.4.1. Допускаемое напряжение [s] прирасчете труб и соединительных деталей трубопровода на статическую прочность

- для углеродистых инизколегированных сталей

                                                                   (1.1)

- для аустенитных сталей

                                                                                (1.2)

При определении допускаемыхнапряжений для среднетемпературных трубопроводов характеристики длительнойпрочности  и  не используются, т.е. в (формулах 1.1и 1.2 остаются только два первых члена в скобках.

1.4.2. Нормативные значения [s] допускаетсяпринимать для электросварных труб и деталей по [1],а бесшовных - по [23].

1.5 Коэффициенты прочности сварных соединений

1.5.1.Коэффициенты прочности j_у длястыковых сварных соединений при растяжении от давления, выполненных любымдопущенным способом (автоматической, полуавтоматической или ручной дуговой сваркой),обеспечивающим полный провар по всей длине стыкуемых элементов, при проведенииконтроля шва радиографией или ультразвуком под всей длине шва принимаются потаблице 1.1.

Таблица 1.1

Примечание: при расчетной температуре от 510 Сдо 530 °С значение коэффициента j_у определяется линейныминтерполированием между указанными значениями.

1.5.2. Коэффициентпрочности стыкового сварного соединения j_у, контроль качества которого радиографией или ультразвуком допускаетсяпроизводить не по всей длине каждого шва, рекомендуется принимать равнымзначению j_у согласноп. 1.5.1,умноженному на величину:

- при выборочном контроле неменее 10% длины данного шва - 0.8;

- при отсутствии контроля или привыборочном контроле менее 10% длины данного шва - 0.7.

1.5.3. При наличии смещениякромок сварных труб коэффициент прочности сварного соединения j_у, определенный в соответствии с пп. 1.5.1и 1.5.2, должен быть уменьшен пропорционально смешению кромок. Например, присмешении кромок на 15% значение коэффициента должно быть умножено на 0.85.

1.5.4. При сжатии стыковогосварного соединения коэффициент прочности принимается равным j_у =1.0.

1.5.5. Прирасчете бесшовных труб и деталей коэффициент прочности принимается равным j_у =1.0.

1.5.6. Усиление сварного шва приопределении коэффициента прочности j_у неучитывается.

1.5.7.Коэффициент прочности поперечного сварного стыка труб и деталей при изгибе j_w определяется в соответствии с пп. 1.5.1-1.5.5,но не более значений, приведенных в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Примечание: при расчетной температуре от 510°Сдо 530°С коэффициент j_w определяется линейнойинтерполяцией.

1.5.8.Коэффициенты прочности j_L для угловых и тавровых сварных соединенийпринимаются в соответствии с п. п. 1.5.1-1.5.5,но не более следующих значений:

- при контроле шварадиографическим или ультразвуковым методами по всей длине шва - 0.8,

- при выборочном контроле или при отсутствии контроля - 0.6.

1.5.9. Коэффициент прочностисварного шва для соединений в нахлестку принимается в соответствии с п. п. 1.5.1-1.5.5,но не более 0.6.

1.5.10. Допускается приниматьдругие значения коэффициентов снижения прочности сварных соединений (j_у, j_w и j_L с учетом условий эксплуатации и показателейкачества элементов трубопроводов.

1.6 Расчетная и поминальная толщины стенокэлементов

1.6.1. Для определения расчетнойтолщины стенки s_R элемента трубопровода используются формулыраздела 3.

1.6.2. Номинальная толщина стенкиэлемента определяется с учетом прибавки с, исходя из условия:

s ³ s_R + c                                                                                                                              (1.3)

с округлением до ближайшей большей толщиныстенки по стандартам или техническим условиям. Допускается округление в сторонуменьшей толщины стенки элемента, если разница не превышает 3%.

Рекомендуемые наименьшие значенияноминальной толщины стенки труб или фасонных деталей в зависимости от наружногодиаметра D приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

1.6.3.Суммарная прибавка к толщине стенки с вычисляется по формуле:

c ³ c₁ +c₂,                                                                                                                             (1.4)

где

c₁ - технологическая прибавка, равная минусовому отклонению толщины стенкипо стандартам и техническим условиям;

c₂ - прибавка на коррозию и эрозию, принимаемаясогласно [14]или отраслевым документам с учетом расчетного срока эксплуатации.

1.6.4. Для труб-заготовок,используемых для гибки отводов на станках, прибавка c₁ равнасумме допусков на минимальную толщину стенки трубы-заготовки и максимальноеутонение при гибке. Последняя величина при отсутствии специальных указанийопределяется по формуле s/(1 + 2R/D).

1.6.5. Для деталей трубопроводов,получаемых сваркой из труб (секторные отводы, сварные тройники и т.п.) прибавкас, равна допуску на минимальную толщину стенки трубы-заготовки.

1.6.6. Длядеталей трубопроводов, изготавливаемых из труб путем горячего и холодногодеформирования, прибавка с, равна допуску на минимальную толщину стенки,указанному в соответствующих технических условиях.

2 НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ

2.1 Нагрузки и воздействия при расчетах на статическую ициклическую прочность

2.1.1. Учитываемые в расчетах настатическую и циклическую прочность нормативные нагрузки и воздействия, а такжесоответствующие им коэффициенты надежности g_i приведены в таблице 2.1. Расчетные значениянагрузок и воздействий определяются путем умножения нормативных значений насоответствующий коэффициент надежности g_i. Вобоснованных случаях допускается принимать другие значения коэффициентовнадежности g_i.

Таблица2.1

Примечание: знак«+» означает, что данная нагрузка или воздействие учитываются в расчете напрочность, а знак «-» что не учитывается.

2.1.2. К кратковременнымвоздействиям допускается также относить кратковременные превышения давления(шифр 4) и температуры (шифр 5) по сравнению с расчетными значениями. Например,давление и температурныедеформации в состоянии испытаний, пропаривания и т.д.

2.1.3. При расчете трубопровода всостоянии гидравлических испытаний, вместо веса транспортируемого веществазадается вес воды, расчетное давление при проведении испытании и температурапроведения испытаний.

2.1.4. Поверочный расчеттрубопровода осуществляется как на постоянные и длительные временные нагрузки сшифрами 1-7 в табл. 2.1 (по режимуПДН). так и на дополнительные воздействия кратковременных и особых нагрузок сшифрами 8-13 в табл. 2.1 (по режимуПДКОН). Соответствующие режимам ПДН и ПДКОН критерии прочности приведены впункте 5.4.1.

Обязательным является выполнениепроверочного расчета по режиму ПДН. Необходимость дополнительного проверочногорасчета по режиму ПДКОН и выбор учитываемых в расчете типов кратковременных иособых нагрузок из табл. 2.1,определяется проектной организацией.

2.1.5. Нормативные нагрузки отсобственного веса трубопровода и изоляции определяются на основании стандартов,рабочих чертежей и паспортных данных по номинальным размерам.

2.1.6. Нормативные нагрузки ивоздействия от монтажной растяжки трубопровода, растяжки компенсаторов и натягаупругих опор определяются проектом.

2.1.7. Расчетное внутреннееизбыточное и наружное давление транспортируемого вещества принимается согласноп. 1.3.2и 1.3.5.

2.1.8. Нормативные значениятемпературных деформаций определяются проектом по разности расчетнойтемпературы, определяемой согласно п. 1.3.7и монтажной температуры. Монтажная температура принимается равной температуреокружающего воздуха, в момент замыкания трубопровода в статически неопределимуюсистему (заварка последнего стыка при монтаже).

2.1.9. Нормативную нагрузку ототложений и конденсата определяют по отраслевой научно-техническойдокументации.

2.1.10. Нормативная снеговаянагрузка на единицу длины надземного трубопровода рассчитывается по формуле:

q_sn = S₀mD_k (Н/м),                                                                                                                 (2.1)

где S₀ - нормативное значение снеговой нагрузки нагоризонтальную поверхность земли в кПа, принимается в зависимости от снеговогорайона по строительным нормам и правилам [26], m - коэффициент перехода от веса снегового покрована единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхностигоризонтальной проекции кожуха изоляции трубопровода. принимается равным 0.4.

Также рекомендуется учитыватьснеговые нагрузки на опирающиеся на трубопровод обустройства, которыеопределяются согласно СНиП [26].

2.1.11. Нормативная ветроваянагрузка на единицу длины надземного трубопровода, действующая перпендикулярноего осевой вертикальной плоскости, определяется по формуле:

q_wn = (W_etc + W_dvn)D_k(Н/м),                                                                                                   (2.2)

где статическую W_etc и динамическую W_dvn составляющие ветровой нагрузки в кПапринимаются по СНиП [26], причем последняявеличина находится как для сооружения с постоянной шириной наветреннойповерхности.

2.1.12. Нормативная нагрузка отобледенения на единицу длины надземного трубопровода определяется по формуле

q_gn = 0.017b_gD_k (Н /м).                                                                                                         (2.3)

где b_g - толщина слоя гололеда, мм. Принимается поСНиП [26].

2.1.13. Нормативные нагрузки,возникающие при строительстве и испытаниях трубопровода, определяются проектомв зависимости от способа производства работ и методов испытаний.

2.1.14. Нагрузки и воздействия,вызываемые резким нарушением нормального режима эксплуатации, например:поломкой оборудования или срабатыванием аварийных устройств. устанавливаются впроекте с учетом особенностей технологического цикла производства. Возникающиепри этом нагрузки, в том числе от гидравлического удара, определяются с помощьюспециальных расчетов.

2.2 Динамические нагрузки и воздействия при расчетах на вибрацию

2.2.1. Нагрузки и воздействия, вызывающие вибрацию трубопроводов,разделяются на группы:

а) механические воздействия натрубопровод со стороны оборудования, вызванные неуравновешенностью движущихсямасс, износом подшипников и т.д.;

б) нестационарные гидравлическиевоздействия в результате:

- пульсации давления на входе втрубопровод от компрессора и насоса;

- прохождения по системедвухфазной среды, особенно, в пробковом режиме, кавитации и т.п.;

- отрывных течений за местнымисопротивлениями.

2.2.2. Амплитуды возбуждающих вибрациюнагрузок и воздействий определяются расчетом или измерениями в процессепуско-наладочных работ и задаются в виде перемещений или внешних сил. Приоценке нестационарных гидродинамических воздействий рассматриваются те сечениятрубопровода, где происходят изменения величины и направления скорости потока.

2.2.3. Спектр частот пульсации,генерируемых поршневыми и центробежными машинами

                                                                                                                       (2.4)

где i = 1, 2, 3... - номер гармоники, п - число оборотов вала в мин., т - число цилиндров поршневых иличисло лопаток центробежных нагнетательных машин.

2.2.4. Если возбудителямипульсаций в трубопроводе являются местные гидравлические сопротивления, тогенерируемая при этом частота рассчитывается по формуле

                                                                                                           (2.5)

где V - скорость потока, D_i -диаметр сужения в местном сопротивлении.

Для одиночных преград в формуле(2.5) принимается минимальное значение численного коэффициента, равное 200. Приотсутствии местного сужения (прямая труба) численный коэффициент в формуле(2.5) принимается равным 500.

2.2.5. Для трубопроводов сдвухфазным рабочим веществом учитывается возможность появлениягидродинамических возмущений, особенно ощутимых в пробковом режиме.Амплитудно-частотные характеристики нестационарного воздействия двухфазногопотока на местные сопротивления определяются при пуско-наладочных работах илипредварительными расчетами.

2.2.6. При проектированииучитывается возможность возникновения резонансных акустических колебаний присближении значений генерируемых и собственных частот гидродинамическихколебаний среды. Амплитудно-частотные характеристики акустических колебаний длясложных трубопроводных систем определяются расчетом или в процессепуско-наладочных работ.

Примечание. Собственную частоту акустических колебаний трубопровода дляпрямолинейных участков рекомендуется определять по формулам:

- для трубы с акустическиоткрытыми или закрытыми концами:

                                                                                                                       (2.6)

- для трубы с одним акустически открытым концом

                                                                                                              (2.7)

где i = 1, 2, 3..., С - скорость звука вм/с, L - длина трубы в м.

3 РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ТРУБ И ФАСОННЫХ ДЕТАЛЕЙ ПОД ДЕЙСТВИЕМВНУТРЕННЕГО ИЗБЫТОЧНОГО И НАРУЖНОГО ДАВЛЕНИЯ (ВАКУУМНЫЙ ТРУБОПРОВОД)

3.1 Трубы

3.1.1.Расчетная толщина стенки трубы, нагруженной внутренним избыточным давлением

                                                                                                                  (3.1)

3.1.2. Допустимое внутреннееизбыточное давление

                                                                                                             (3.2)

3.2 Отводы

3.2.1. Расчетнаятолщина стенки гнутых и крутоизогнутых отводов (рис. 3.1,а)

s_RO = k₁s_R,                                                                                                                              (3.3)

где коэффициент k₁ беретсяпо табл. 3.1.

Таблица3.1

Примечания: для промежуточных значений R/(D - s_R), k₁ определяется линейной интерполяцией.

3.2.2. Расчетная толщина стенкисекторных отводов (рис. 3.1,б) вычисляется по формуле

s_RO = k₂s_R                                                                                                                               (3.4)

Для нормализованных отводов,состоящих из полусекторов и секторов с углом скоса a £ 22.5, величина к₂ рассчитывается по формуле

                                                                                                              (3.5)

Рис. 3.1. Отводы: а - гнутый; б - секторный; в, г – штампосварной

3.2.3.Расчеты штампосварных отводов зависят от расположения сварных швов:

- при расположении сварных швов вплоскости кривизны отвода (рис. 3.1,в) расчетная толщина стенки

s_RO = k₂×s_R/j_y                                                                                                                         (3.6)

- при расположении сварных швовпо нейтральной линии (рис. 3.1,г) толщина стенки определяется как наибольшее издвух значений

s_RO = max(s_R/j_y,k₂×s_R)                                                                                                             (3.7)

Примечание. В формулах (3.6) и (3.7) s_R определяется по формуле (3.1) при j_y = 1.0, а величина k₂ - по формуле (3.5).

Таблица 3.2

3.2.4. Допустимое внутреннее давление вотводах:

                                                                                                          (3.8)

где коэффициент k_i берется из таблицы 3.2.

3.3 Переходы

3.3.1. Расчетная толщина стенки концентрических переходов, нагруженныхвнутренним избыточным давлением (рис. 3.2,а)

                                                                                                      (3.9)

Формула (3.9) применима при соблюденииследующих условии:

- при a £ 15°

- при 15° < a £ 45°

Угол наклона образующей a рассчитывается по формуле

                                                                                                               (3.10)

в которой D, D_П иl принимаются всоответствии с рис. 3.2,а или рис. 3.2,б.

3.3.2. Допустимое внутреннеедавление в концентрических переходах

                                                                                                      (3.11)

3.3.3. Расчетную толщину стенкиэксцентрических переходов (рис. 3.2,б) допускается определять по формулам дляконцентрических переходов.

Рис. 3.2. Переходы: а - концентрический, б - эксцентрический

3.4 Тройники и врезки

3.4.1.Расчетная толщина стенки магистрали в тройниковых соединениях (врезках) придействии внутреннего избыточного давления (рис. 3.3)определяется по формуле

                                                                                                 (3.12)

j_d - расчетный коэффициент снижения прочности магистрали тройника (врезки),вычисляются в соответствии с п. 3.4.3.

3.4.2. Расчетная толщина стенкиштуцера в тройниковых соединениях (рис. 3.3)определяется в соответствии с п. 3.1.1.

3.4.3.Расчетный коэффициент снижения прочности магистрали тройника (врезки) илиэллиптической заглушки, ослабленной укрепленным отверстием

                                                      (3.13)

где s ³ s_RM +с, а SА - сумма укрепляющихплощадей штуцера и накладки (если таковая имеется)

SА = А_h + А_n                                                                                                                         (3.14)

Для штампованных тройников (рис. 3.3,б)вместо величины d_i в формулу 3.13 подставляется

d_eq= d_i +0.25r                                                                                                                       (3.15)

3.4.4. Укрепляющая площадьштуцера определяется по формулам:

- для наружных штуцеров,конструкция которых соответствует рис. 3.3,аи 3.5,в

A_b = 2h_b[(s_b - c) - s_ob];                                                                                                           (3.16)

- для пропущенных внутрьштуцеров, конструкция которых соответствует рис. 3.5,г

A_b = 2h_b[(s_b - c) - s_ob]+ 2h_b1(s_b - c);                                                                                      (3.17)

- для вытянутой горловины штампованного тройника, конструкция которогосоответствует рис. 3.3,били эллиптической заглушки с отбортованным отверстием (рис. 3.5,б)

A_b= 2(h_bs – h_b)[(s_b - c) – s_os] + 2h_b[(s_b - c) - s_ob],                                                              (3.18)

где минимальнаятолщина стенки определяется:

- для сварных тройников и врезок

                                                                                                                (3.19)

- для штампованных

                                                                                                                (3.20)

                                                                                                                (3.21)

Рис. 3.3. Тройники и врезки: а - сварнойтройник (врезка), б - штампованный (штампосварной) тройник

3.4.5. Используемое при расчете значение высоты штуцера принимается почертежу на конкретный штуцер, но не более приведенных ниже значений

                                                                                           (3.22)

                                                                                                     (3.23)

При одновременном укреплении отверстия штуцером и накладкой (рис. 3.3,а),высота укрепляющей части штуцера h_b принимается без учета толщины накладки

3.4.6. Укрепляющая площадь накладки определяется по формуле (рис. 3.3,а)

A_n = 2b_ns_n                                                                                                                              (3.24)

Используемое в расчете значение ширины накладки b_n принимается по чертежу на конкретнуюнакладку, но не более

                                                                                                       (3.25)

3.4.7. Если в сварных тройниках или врезках номинальная толщина стенкиштуцера или присоединенной трубы s_b равна s_ob+c то наибольший внутренний диаметр штуцера тройника d_i, при котором не требуетсядополнительного укрепления (SA= 0) вычисляется по формуле

                                                                                            (3.26)

Если внутренний диаметр штуцера d_i превышает d₀,то необходимо увеличить толщину стенки штуцера s_b или использоватьукрепляющую накладку.

3.4.8. Коэффициент недогрузки магистрали или корпуса тройника (врезки)следует определять по формуле

                                                                                                              (3.27)

3.4.9. Если допускаемое напряжение для укрепляющих деталей [s]_d меньше [s], то расчетныезначения укрепляющих площадей умножаются на отношение [s]_d /[s].

3.4.10. Допустимое внутреннее давление в магистрали тройника (врезки)

                                                                                                 (3.28)

3.5 Заглушки

3.5.1. Расчетная толщина и допустимое давление для плоской круглойвнутритрубной заглушки (рис. 3.4,а):

                                                                       (3.29)

3.5.2. Расчетная толщина идопустимое давление для плоской круглой торцевой заглушки (рис. 3.4,б):

                                                            (3.30)

3.5.3. Для плоских заглушек безотверстия коэффициент m₀ равен 1.0. Длязаглушек с центральным отверстием диаметром d_i:

                                                                                                       (3.31)

3.5.4. Расчетная толщина плоскоймежфланцевой заглушки (рис. 3.4,в):

                                                                     (3.32)

Ширина уплотнительной прокладки b определяется по техническим условиям иличертежу.

Рис. 3.4. Круглые плоские заглушки: а - внутритрубная; б -торцевая; в - межфланцевая; г, д - фланцевая

3.5.5.Расчетная толщина и допустимоедавление плоской фланцевой заглушки, соответствующей рис. 3.4,г:

                                                                                    (3.33)

Расчетная толщина плоскойфланцевой заглушки, соответствующей рис. 3.4,д:

                                                                                      (3.34)

Здесь D_b принимается в соответствии с рис. 3.4.

3.5.6. Расчетная толщина стенки идопустимое давление для эллиптической заглушки без центрального отверстия (рис.3.5,а)при 0.5 ³ h/D ³ 0.2 и 0.1 ³ (s - с)/D ³ 0.0025

                                                                         (3.35)

Если s_RЗ получается менее s_R при j = 1.0, то s_RЗ = s_R.

3.5.7. Расчетная толщина идопустимое давление для эллиптической заглушки с центральным отверстием при 0.5 ³ h/D ³ 0.2 и 0.1 ³ (s - c)/D ³ 0.0025 и d_i/(D - 2s) £ 0,6 (рис. 3.5,б,в,г)

                                                (3.36)

где j_d - коэффициент снижения прочностиэллиптической заглушки, ослабленной укрепленным отверстием, вычисляется всоответствии с п. 3.5.8.

Рис. 3.5. Эллиптические заглушки: а - безотверстий; б - с отбортованным отверстием; в - со штуцером и укрепляющейнакладкой; г - с проходящим штуцером

3.5.8. Коэффициенты прочностизаглушек с отверстиями j_d (рис. 3.5,в,г)определяется в соответствии с п. 3.4.3при s_b =s_RЗ и s ³ s_RЗ + с, а коэффициенты прочностизаглушек с отбортованными отверстиями (рис. 3.5,б)- согласно п. 3.4.3 при h_b = L - l - h.

3.6 Расчет на действие наружного давления (вакуумныйтрубопровод)

3.6.1. Расчеты на действие наружного давления (вакуум) предусмотрены настоящимстандартом только для среднетемпературных трубопроводов.

3.6.2. Для труб, переходов, тройников и врезок, нагруженных наружнымдавлением, толщину стенки и допустимое давление следует определять из условияустойчивости согласно [1]и пп. 3.6.3-3.6.7. При этом допустимое по условиям прочности давлениевычисляется при j_y = 1, а толщина стенкипринимается равной разности номинальной толщины и суммарной прибавки (s - c).

3.6.3. Для труб допустимое наружное давление определяется в соответствиис [1].При этом принимается, что расчетная длина обечайки равна бесконечности.

3.6.4. Допустимое наружное давление для переходов определяются всоответствии с [1]по формулам для конических обечаек.

3.6.5. Допустимое наружное давление для эллиптических заглушекопределяется в соответствии с [1]по формулам для эллиптических днищ.

3.6.6. Допустимое наружное давление для тройников и врезок определяетсяпо формуле

                                                                                                              (3.37)

где [Р]_П - допустимое наружное давление в тройникеиз условия прочности, определяемое по формуле (3.28) при j_y =1. [Р]_Е -допустимое наружное давление в магистрали тройника из условия устойчивости,определяемое согласно п. 3.6.3 без учета ослабления отверстием.

3.6.7. Расчетная толщина стенки при действии наружного давления труб,переходов, заглушек, тройников и врезок определяется итерационно по [1]из условия, что допускаемое наружное давление равно расчетному наружномудавлению Р = [Р].

4 ВЫБОР РАСЧЕТНОЙ СХЕМЫ ТРУБОПРОВОДА

4.1. Трубопровод рассматривается как упругая стержневая система.Элементы теории оболочек учитываются в расчетах отводов (эффект Кармана) и, принеобходимости, в тройниковых соединениях (см. приложение 2).Нужно стремиться к тому, чтобы расчетная схема правильно учитывалаконструктивные особенности, которые влияют на напряженно-деформированноесостояние трубопровода.

4.2. Трубопровод разбивается на прямолинейные и криволинейные(очерченные по дуге окружности), участки. Точки сопряжения участков служатрасчетными узлами. В число расчетных узлов включаются:

• места присоединения к аппаратам, опорам, коллекторам и т.д.;

• точки излома или разветвления осевой линии трубопровода;

• точки изменения поперечного сечения или нагрузки.

4.3. Внешние статические нагрузки рассматриваются как сосредоточенныеили равномерно распределенные. Наряду с ними в расчетах статическинеопределимых стержневых систем учитываются деформационные воздействия,вызванные температурным нагревом (охлаждением), смещением опор илиоборудования, а также предварительной растяжкой (сжатием) трубопровода.

4.4. Расстановка опор и подвесок призвана обеспечить допустимый уровеньнапряжений в элементах трубопровода от не самоуравновешенной (в частностивесовой) нагрузки. При этом нужно избегать случаев, когда в нагретомтрубопроводе опоры и подвески оказываются недогруженными.

4.5. Опоры и подвески моделируются жесткими, линейно-упругими ифрикционными связями, препятствующими перемещениям трубопровода.

4.6. Сильфонные, линзовые и сальниковые компенсаторы моделируются каклинейно упругие сочленения стержней осевого, шарнирного или сдвигового типов (взависимости от их конструкции). Арматура моделируется недеформируемыми(абсолютно жесткими) стержневыми элементами.

5 ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ

5.1 Основные положения. Этапы расчета

5.1.1. Толщина стенок труб и фасонных деталей трубопроводов определяетсяв соответствии с разделом 3настоящего стандарта.

5.1.2. Для оценки прочности спроектированного наземного или подземного(в канале) трубопровода выполняется полный расчет, состоящий из 6-ти этапов(таблица 5.1). Целью расчетаявляется оценка статической и циклической прочности, а также определениеусилий, действующих на оборудование со стороны трубопровода при эксплуатации ииспытаниях.

5.1.3. Расчет трубопровода в режиме ПДКОН (с учетом кратковременных иособых нагрузок, а также в режиме испытаний) выполняется при соответствующемуказании в проекте.

5.1.4. Расчет по этапам 1 и 2 проводится после выбора основных размеровтрубопровода и расстановки опор.

5.1.5. Расчет трубопроводов по этапам 3 и 4 следует проводить, есличисло полных циклов нагружения за все время эксплуатации превышает 1000 и врезультате расчета по этапу 2 установлено, что

- для среднетемпературного трубопровода

s_е ³ 1.2[s],                                                                                                                           (5.1)

- для высокотемпературного трубопровода

s_е ³ [s].                                                                                                                                (5.2)

5.1.6. Расчет по этапу 4 (на длительную циклическую прочность)проводится только для высокотемпературных трубопроводов.

5.1.7. Расчет среднетемпературных трубопроводовпроводится по расчетной температуре Т. Для высокотемпературных трубопроводов на этапах 2 и 5 расчетведется по фиктивным температурам T_2f и T_5f.

T_2f = cT,                                                                                                                               (5.3)

T_5f = -dT                                                                                                                               (5.4)

Значения c и d для различных материалов представлены втабл. 5.2 и табл. 5.3.

Кроме того, на этапе 5 вводятсяфиктивные «собственные» смещения защемленных концевых сечений трубопровода отнагрева присоединенного оборудования, получающиеся путем умножения значенийдействительных смешений на величину d со знаком «минус».

Таблица5.1

5.1.8. На этапе 5 длявысокотемпературных трубопроводов, которые рассчитываются при фиктивнойтемпературе T_5f, коэффициент линейного расширения берется длярасчетной температуры Т.

5.1.9. На этапе 5 модульупругости принимается при 20°С, а на этапах 1 и 2 при расчетной температуре Т.

5.1.10. Значениякоэффициента температурного расширения и модуля упругости определяются понормативным и справочным данным [23],[1].Коэффициент относительной поперечной деформации (коэффициент Пуассона) для всехматериалов и температур принимается равным 0.3.

5.1.11. Коэффициент трения вопорах скольжения принимается равным 0.3 (в случае трения стали по стали), акоэффициент трения в опорах качения - 0.1.

5.1.12. В расчетах на циклическуюи длительную циклическую прочность учитываются возможные циклы с неполнымизменением рабочих параметров.

5.1.13. Если трубопроводэксплуатируется при различных режимах, то во всех режимах производится проверкастатической прочности; также из расчета во всех режимах определяются предельные(максимальные и минимальные) значения нагрузок на оборудование, опорные истроительные конструкции.

Таблица5.2

Таблица5.3

5.1.14. Напряжения от всех нагрузоквычисляются по номинальной толщине стенки элемента. Расчет напряжений отвнутреннего давления в режиме испытаний осуществляется без учета прибавки накоррозию.

5.2 Применение и учет монтажной растяжки

5.2.1. В трубопроводах монтажнаярастяжка применяется для уменьшения передаваемой на оборудование нагрузки. Ввысокотемпературных трубопроводах применение монтажной растяжки позволяет приопределенных условиях понизить эффект накопления деформаций ползучести внаиболее напряженных участках трубопровода.

Применение монтажной растяжкиобосновывается расчетом, так как ее воздействие может быть и отрицательным.

5.2.2. Рекомендуется назначатьвеличину монтажной растяжки в среднетемпературных трубопроводах не более 60% отвоспринимаемого температурного удлинения, а в высокотемпературных не более 100×d %, где коэффициент d определен в табл. 5.3.

5.2.3. При применении монтажной растяжки с не гарантируемым качествомрасчет трубопровода проводится без ее учета. Гарантируемая монтажная растяжкаучитывается на этапах 2 и 5 полного расчета трубопровода.

5.2.4. Для высокотемпературного трубопровода при расчете по этапу 2монтажная растяжка учитывается при определении усилий на оборудование. При этомрасчет выполняется в двух вариантах:

- с учетом монтажной растяжки и введением действительной температурынагрева Т;

- с учетом фиктивной монтажной растяжки и с введением фиктивнойтемпературы нагрева Т_2f.

5.2.5. Для высокотемпературного трубопровода обязательно проводитсярасчет по этапу 5, если величина монтажной растяжки превышает значение,указанное в п. 5.2.2. При этом не учитывается эффект саморастяжки в рабочемсостоянии.

5.2.6. Учет монтажной растяжки в расчете трубопровода производится путемзадания соответствующих взаимных смещений стыкуемых сечений.

5.3 Определениенагрузок, передаваемых трубопроводом на оборудование, опоры и строительныеконструкции

5.3.1. Нагрузки трубопровода на оборудование, опорные и строительныеконструкции определяются на этапе 2.

5.3.2. При расчете на действие всех нагружающихфакторов в холодном состоянии по этапу 5 для высокотемпературных трубопроводовусилия воздействия трубопровода на оборудование, опорные и строительныеконструкции определяются без учета релаксации компенсационных напряжений.

5.3.3. Для высокотемпературного трубопровода с одинаковой расчетнойтемпературой и материалом всех участков можно определить реакции, действующиена оборудование в начальный момент полного прогрева (без учета саморастяжки) последующей формуле:

                                                                                                        (5.5)

где  - произвольная реакция, действующая наопору, Х₁, Х₂ - те же реакции на этапах 1 и 2полного расчета трубопровода, c -коэффициент усреднения компенсационных напряжений по табл. 5.2.

5.3.4. Для среднетемпературного трубопровода (см. пункт 1.2), если его температура и материална всех участках одинаковы, реакции, действующие на оборудование в холодномсостоянии, можно определить без выполнения расчета по этапу 5, воспользовавшисьследующей формулой:

                                                                                             (5.6)

где Х₁, Х₂, Х₅ - произвольные силовые факторысоответственно на 1, 2 и 5 этапах расчета.

5.4 Условия прочности

5.4.1. Условия прочности по всем этапамрасчета приведены в таблице 5.4.

5.4.2. При выполнении условий циклической прочности длясреднетемпературных трубопроводов (этап 3) выполнение условий статическойпрочности на этапе 2 не обязательно. Однако для труб рекомендуется обеспечитьвыполнение условий статической прочности независимо от результатов расчета нациклическую прочность. Реализация этих требований схематично представлена втаблице 5.5. Знак «+» означает, что соблюдение условий прочности обязательно,знак «-» - не обязательно.

Таблица 5.4

Примечание: условия прочности, помеченныезвездочкой (*) не обязательны, см. пункт 5.4.2.

Таблица 5.5

5.4.3. Для вакуумных среднетемпературныхтрубопроводов на этапе 2 в режимах ПДН и ПДКОН необходима дополнительнаяпроверка на устойчивость согласно п. 5.8.

5.4.4. Величина допустимойнагрузки на оборудование устанавливается заводом-изготовителем. При отсутствиизаводских данных, она может быть определена расчеты путем с помощью специальныхпрограмм и методов расчета.

5.5 Расчетные напряжения в трубах, отводах,тройниках и врезках

5.5.1.Среднее окружное напряжение от внутреннего давления в трубах, отводах иответвлениях тройников и врезок вычисляется по формуле

                                                                                                                   (5.7)

где D - наружный диаметр рассчитываемого сечения, k_i - коэффициент интенсификации напряжений вотводах. При расчете труб, тройников и врезок принимается k_i = 1.

При расчете магистрали тройникови врезок в формулу (5.7) вместо коэффициента j_у следуетподставлять значение min(j_у, j_d) и принимать k_i = 1.

5.5.2. Суммарное среднее осевоенапряжение от внутреннего давления, осевой силы изгибающего момента

s_z = s_pz + s_zN ± s_zM.                                                                                                             (5.8)

В формуле (5.8) среднее осевоенапряжение от внутреннего давления

                                                                                                                    (5.9)

напряжение от осевой силы

                                                                                                                            (5.10)

Знак осевой силы «+»соответствуетрастяжению, а «-» - сжатию.

Осевое напряжение от изгибающегомомента:

                                                                                           (5.11)

где i₀, i_i- коэффициенты интенсификацииизгибных напряжений соответственно из плоскости и в плоскости тройниковогосоединения или отвода.

При расчете ответвления сварныхтройников и врезок в формулу (5.11) вместо j_w следует подставлять значение min(j_w, j_L).

5.5.3. Касательное напряжение откручения

                                                                                                                               (5.12)

5.5.4. Эквивалентные напряженияпри оценке статической прочности

                                                                                                  (5.13)

5.5.5.Амплитуды эквивалентных напряжений при расчете на циклическую прочность

                                                                                            (5.14)

5.5.6. Напряжения в трубахопределяются в соответствии с пп. 5.5.1-5.5.5.При этом коэффициенты принимаются равными к_i = i₀ = i_i =1, а характеристики сечения определяются поформулам

                                                                                                                 (5.15)

5.5.7.Напряжение в отводах определяются в соответствии с пп. 5.5.1-5.5.5для двух крайних сечений А-А и Б-Б (рис. 5.1,б).За расчетное эквивалентное напряжение принимается наибольшее из двух значений.Коэффициент интенсификации k_i определяется, согласно пп. 3.2.1-3.2.3,а коэффициенты i₀ и i_i - по нижеприведенным формулам.

Для гнутых, крутоизогнутых иштампосварных отводов, стыкуемых с трубами на сварке

                                                                                                                           (5.16)

Для отводов тех же конструкций,стыкуемых с прямыми трубами на фланцах (на обоих концах)

                                                                                                                            (5.17)

Для отводов тех же конструкций,стыкуемых с трубами на фланце с одного конца и на сварке с другого

                                                                                                                           (5.18)

Для секторных нормализованныхотводов, стыкуемых с трубами на сварке

                                                                                                                     (5.19)

В приведенных формулах:

                                                       (5.20)

Характеристики сечений W и А_Р определяется по формулам 5.15.

Рис. 5.1. Расчетная схема отвода: а - схеманагружения, б - расчетные сечения

5.5.8. Напряжения в тройниках определяются согласно пп. 5.5.1-5.5.5для сечений А-А, Б-Б и В-В (рис. 5.2,б). За расчетное эквивалентное напряжениепринимается наибольшее из трех полученных значений.

Рис. 5.2. Расчетная схема тройника (врезки): а - схема нагружения,б - расчетные сечения

5.5.9. Концентрация напряжений изгиба в тройниках зависит отбезразмерного параметра Н.

Для сварных не усиленных тройников, конструкция которых соответствуетрис. 3.3,а:

                                                                                                                          (5.21)

Для сварных тройников, усиленных накладкой с толщиной s_n, конструкция которых соответствуетрис. 3.3,а

- при s_n £1.5s

                                                                                                             (5.22)

- при s_n > 1.5s

                                                                                                                           (5.23)

Для штампованных и штампосварных тройников, конструкция которых соответствуетрис. 3.3,б

                                                                                                       (5.24)

При расчете ответвления (сечение В-В) в эти формулы вместо номинальнойтолщины стенки подставляется эффективная s_e, определяемая согласно пункта 5.5.10.

5.5.10. При наличии внутреннего давления в трубопроводе (Р ¹ 0):

                                                                                                           (5.25)

где s и s_R соответственно номинальная ирасчетная толщины стенок магистрали, a s_RD берется как наибольшее из двух значений s_R и s_R6 определяемых по формулам пунктов 3.1.1и 3.4.1для сечения магистрали.

При отсутствии внутреннего давления (Р = 0)

                                                                                                             (5.26)

Здесь j_d вычисляется по формуле (3.13), a j_RD принимается наибольшим из двухзначений j_d и j_у

j_RD = max(j_d, j_у).                                                                                                                 (5.27)

5.5.11. Коэффициенты интенсификации напряжений изгиба при действииизгибающего момента из плоскости тройника:

- в сварном тройнике с отношением наружного диаметра ответвления кнаружному диаметру магистрали d/D > 0.5

                                                                                                                            (5.28)

- в сварном тройнике сотношением d/D £0.5, а также в штампованном(штампосварном) тройнике

                                                                                                                            (5.29)

Коэффициенты интенсификации напряжений изгиба при действии изгибающегомомента в плоскости тройника независимо от его конструкции и отношения d/D

i_i = 0.75×i₀+ 0.25                                                                                                                   (5.30)

Причем характеристики сечения D иs относятся кмагистрали.

5.5.12. Характеристики сечения при расчете магистрали (сечения А-А иБ-Б) определяются по формулам 5.15, а при расчетеответвления (сечение В-В) по формулам

                                                                            (5.31)

в которых s_RD принимается как наименьшее из двух значении s_e и s_b×i_i

s_RD = min(s_e, s_b×i_i).

5.5.13. Врезки, конструкциякоторых соответствует рис. 3.3,а, рассчитываются по формулам сварныхтройников.

5.5.14. Для расчета тройников иврезок, конструкция которых не соответствует рис. 3.3 (косые врезки и т.д.), допускаетсяиспользовать численные методы расчета, при условии обеспечения запасовпрочности не ниже установленных данным стандартом.

5.6 Расчет на циклическую прочность

5.6.1.Циклическая прочность трубопровода на этапе 3 считается обеспеченной, есливыполняется условие

s_аe £ A_T[s_а],                                                                                                                          (5.32)

где коэффициент приведения ктемпературе 20°С A_T =[s]/[s]₂₀.

5.6.2. Допускаемая амплитуданапряжений, МПа:

- для трубопроводов изуглеродистой и низколегированной (не аустенитной) стали

                                                                                                (5.33)

- для трубопроводов изаустенитной стали

                                                                                              (5.34)

5.6.3. Расчетное число полныхциклов при N_c £ 10⁵:

                                                                         (5.35)

где

N_co - число полных циклов с амплитудамиэквивалентных напряжений s_ae, п - число ступеней амплитуд эквивалентныхнапряжений s_aei с числом циклов на каждой ступени равном N_ci;

s_ae - амплитуда эквивалентного напряжения на этаперасчета 3, согласно п. 5.5.5. Значение параметра s_ae принимается 80 МПа для углеродистых и легированных неаустенитных сталейи 110 МПа - для аустенитной стали.

Примечание: При числе циклов N_c меньше 1000,рекомендуется принимать его равным 1000.

5.6.4. Если рабочие параметры транспортируемойсреды не постоянны во времени, расчет циклической прочности трубопроводапроводится при переменных значениях s_ae. Для каждого i-го цикла с рабочими параметрами P_i, T_i определяются s_aei. Затем расчет ведется по формуле 5.35, вкоторой под s_ae понимаются значения амплитуды, соответствующиециклу с наибольшими рабочими параметрами.

5.6.5. Прислучайных колебаниях температуры и давления и отсутствии соответствующихстатистических данных рекомендуется использовать так называемую температурнуюисторию, в основе которой лежит вероятностная оценка условий эксплуатации втечение года. Каждый цикл характеризуется частотой повторения N_ci в определенном интервале времени t_i и изменением температуры DT_i. Температурная история имеет следующий вид:

и обычно строится в порядке убыванияинтервалов времени и изменений температуры, т.е.

t₁ > t₂ >... > t_k, DT₁ > DT₂ > ... > DT_k,

причем DT₁ и t₁ характеризуют цикл с наибольшим изменением температуры. Допускается неучитывать изменения температуры в пределах ±2,5% наибольшего значения,принятого в расчете.

Подразумевается, что амплитуда i-го цикла пропорциональна отношению DT_i/DT₁ ирассчитывается по формулам

                                                                                                   (5.36)

5.6.6. Приоценке циклической прочности расчетный срок службы трубопровода рекомендуетсяпринимать не менее 20 лет, если в задании на проектирование не оговорено иногосрока.

5.7 Расчет на длительную циклическую прочность

5.7.1. Длительная циклическаяпрочность высокотемпературного трубопровода на этапе 4 считается обеспеченной,если одновременно выполняются условия (5.32)и s_e £ 0,6[s], где s_e - максимальное эквивалентное напряжение на 2этапе расчета.

5.7.2. Длительная циклическая прочностьвысокотемпературного трубопровода при s_e > 0,6[s] считается обеспеченной, если выполняетсяследующее условие суммирования повреждений от усталости и ползучести приустановившемся температурном режиме:

                                                                                 (5.37)

В этой формуле

s_e - максимальное эквивалентноенапряжение на 2 этапе расчета,

т- показатель степени в уравнении длительной прочности. При отсутствиисправочных данных принимается равным т = 8.

Примечание: Допускается проводить оценкудлительной циклической прочности по формуле:

                                                                                                                                            (5.38)

При s_e/(1.2[s]) £ 0,5 второе слагаемое в уравнении (5.38) неучитывается.

5.7.3. Расчет на длительную циклическую прочность проводится сиспользованием амплитуд эквивалентных напряжений s_ae полученных на этапе 3 безучета релаксации напряжений, и максимальных эквивалентных напряжений s_eэтапа 2, полученных с учетом коэффициента релаксации напряжений c.

5.8 Расчет местной устойчивости стенок вакуумного трубопровода

5.8.1. Критерий местной устойчивости стенок труб и фасонныхдеталей под совместным действием наружного давления, осевого сжимающего усилия,изгибающих моментов и поперечных усилий принимается в соответствии с [1]и выглядит следующим образом:

5.8.2. Значения допускаемого наружного давления [Р] для труб ифасонных деталей принимается в соответствии с п. 3.6.Значения допускаемого осевого сжимающего усилия [N], момента [М] и поперечного усилия [Q] определяются в соответствии с [1].При этом толщина стенки принимается равной номинальной толщине стенки труб ифасонных деталей s, и коэффициент прочности продольногосварного шва на давление принимается j_y =1.

6 РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДА НА ВИБРАЦИЮ

6.1 Расчет собственных частот

6.1.1. Анализ собственных частот и форм колебаний трубопроводапроводится для оценки его вибропрочности и возможных путей отстройки отдетерминированных частот возмущения. Методы анализа не зависят от диапазоновдавления и температуры.

При оценках вибропрочности трубопровода следует учитывать всесобственные частоты в энергетически значимом диапазоне, но не более 100 Гц.

6.1.2. Расчет собственных частот осуществляется по стержневоймодели с учетом массы рабочего вещества и изоляции. Арматура рассматриваетсякак сосредоточенная масса. В расчетах учитывается повышенная гибкость отводов итройниковых соединений согласно приложению 2 настоящегостандарта.

Разбивка участков и число узлов с сосредоточенными массами участков,должны быть достаточными для описания необходимого числа форм колебаний. Должныбыть предусмотрены дополнительные узлы в местах приложения вибрационныхнагрузок.

6.1.3. Значения собственных частот f₁, f₂...f_j...f_n определяются из решения линейнойалгебраической задачи о собственных значениях:

                                                                                                        (6.1)

где

w_j = 2p× f_j - j-я круговая частота собственныхколебаний (радиан/сек); f_j - j-я техническая частота собственных колебаний (Гц); [К] - симметричная матрица жесткости; [М] - матрицамасс системы.

6.1.4. Для трубопровода, рассматриваемого какстержень с постоянным поперечным сечением на двух опорах, собственная частота f_j, соответствующая j-той форме собственныхколебаний:

                                                                                                            (6.2)

где K_j - j-тый корень частотного уравнения; L - длина трубопровода между опорами, м;  - моментинерции поперечного сечения трубы, мм⁴; т - погонная масса трубопровода сучетом изоляции и рабочего вещества, кг/м.

Основные расчетные схемы для однопролетного трубопровода исоответствующие значения K_j приведены в табл. 6.1.

6.1.5. Растягивающее осевое усилие повышает, а сжимающее - понижаетсобственную частоту. Этот фактор может играть заметную роль для первой формыколебаний. Для трубы с двумя шарнирными опорами значение первой собственнойчастоты с учетом осевой силы N

                                                                                            (6.3)

где N_cr= 10^-6p²EI/L² - критическая нагрузкапри сжатии стержня (Н).

Частотные коэффициенты K_j для вычислениясобственных частот колебании трубопровода с одним пролетом

Таблица6.1

6.1.6. Для трубопровода по п. 6.1.4,но с дополнительной сосредоточенной массой, расположенной в середине длинучастков, собственная частота равна

                                                                                            (6.4)

где Q - сосредоточенная масса (кг), K_q - поправочный коэффициент, значения которогоприведены в табл. 6.2.

Поправочные коэффициенты K_q для учета сосредоточенной массы

Таблица6.2

6.1.7. Для трубопровода с большим числомпролетов равной длины собственная частота

                                                                                                            (6.5)

где К_jn - j-тый корень характеристического уравнения из таблицы 6.3.

Низшую собственную частотумногопролетного трубопровода с пролетами различной длины можно оценивать понаибольшему пролету. Если этот пролет крайний, то дополнительно оцениваетсясобственная частота внутреннего пролета максимальной длины и из двух полученныхзначений выбирается наименьшее.

Частотные коэффициенты K_jn для трубопроводов с пролетами равной длины

Таблица 6.3

6.1.8. В таблицах 6.1и 6.2 дляГ, Z и П-образных поворотов вчислителе приведены значения поправочных коэффициентов для расчета колебаний вплоскости поворота (рисунка), а в знаменателе - из этой плоскости.

6.1.9. Для сложных разветвленныхсистем трубопроводов для определения собственных частот могут быть использованыспециальные компьютерные программы.

6.2 Расчет вынужденных колебаний трубопровода

6.2.1. Для количественных оценоксопротивления усталости при вибрации и амплитуд вибрационных перемещений вхарактерных сечениях проводят расчет вынужденных изгибных колебанийтрубопровода. При этом используются данные о динамических нагрузках, полученныев соответствии с разделом 2.2.При отсутствии достоверных данных о характеристиках нагрузок, возбуждающихвибрации, расчет вынужденных колебаний проводят с использованием результатовспециальных испытанию.

6.2.2. Расчет проводится влинейной постановке для детерминированных кинематических и силовых воздействий,заданных в полигармоническом виде. Учитывается возможность сдвига фаз междунагрузками в различных сечениях трубопровода. Рассматриваются установившиесяколебания системы при рабочих параметрах. Опоры моделируются линейно-упругимисвязями. Значение коэффициента относительного демпфирования рекомендуетсяпринимать равным 0,02 (соответствует логарифмическому декременту колебаний 0,126).

6.2.3. Расчет проводитсяспектральным методом с разложением по формам собственных колебанийтрубопровода. Определяются амплитудно-частотные характеристики перемещений врасчетных сечениях, а также вибрационных нагрузок на опоры, подвески иоборудование.

6.2.4.Расчет напряжений при вынужденных колебаниях осуществляется по формулам этапа3. При этом учитываются размахи колебаний внешних нагрузок и внутреннегодавления для всех рассматриваемых возмущающих частот. Приведенные к нормальнойтемпературе амплитуды эквивалентных напряжений в характерных сеченияхтрубопровода представляются в спектральной форме.

6.2.5. Для приближенной оценкивибрации в трубопровода с первой собственной частотой до 60 Гц можновоспользоваться методом «динамической жесткости». Согласно этому методуопределяется отношение первой собственной частоты f₁ ичастот возбуждающих нагрузок f_ip. Значения амплитуд возмущающих нагрузок с i-той частотой умножаются на соответствующийдинамический коэффициент k_id, который вычисляется по формуле:

                                                                                        (6.6)

где коэффициент усиления колебаний l для приближенных расчетов принимается равным3.

Далее проводится расчеттрубопровода на прочность по формулам 6.3.2-6.3.6.

6.3 Критерии вибропрочности

6.3.1.Основным критерием обеспечения вибропрочности трубопровода является условиеотстройки собственных частот f_j от дискретных частот возбуждающих нагрузок f_ip, определяемых согласно п. 2.2.

Условие отстройки собственныхчастот для первых трех форм колебаний трубопровода в каждой плоскостизаписывается в виде:

f_ip/f_j £ 0,75 и f_ip/f_j ³ 1,3 (j = 1, 2, 3).                                                                                     (6.7)

Для более высоких форм колебанийпри наличии высокочастотных возбудителей вибрации условие отстройки имеетследующий вид [20]:

f_ip/f_j £ 0,9 и f_ip/f_j ³ 1,1 (j = 4, 5,...)                                                                                        (6.8)

В случае невозможности выполненияданных требований необходимо показать, что уровни вибраций элементовконструкции находятся в допустимых пределах.

6.3.2.Амплитуды вибронапряжений на различных частотах определяются в результатерасчета вынужденных колебаний трубопровода (п. 6.2.4).При оценке вибропрочности для каждого характерного сечения находят максимальнуюамплитуду эквивалентных вибронапряжений (s_aev), которая получается в результате наложенияразличных форм колебаний.

6.3.3. Оценка вибропрочностипроводится из условия, что при начальном и конечном размерах трещины(трещиноподобного дефекта) под действием вибронапряжений не достигаетсявеличина порога усталости. Такое допущение справедливо, когда числовибрационных циклов превышает 10⁷ за время эксплуатациитрубопровода. Достижение порогового значения коэффициента интенсивностинапряжений при вибрациях означает разрушение трубопровода за существенноменьший период времени, чем расчетный (10-30 лет).

Для исходной полукруговоймикротрещины при коэффициенте раскрытия, равном 1,0 допускаемая амплитудавибронапряжений находится из условия:

                                                                                                  (6.9)

где

K_aeth -эффективное значение амплитуды порогового коэффициента интенсивности напряженийпри усталости, K_aeth = 1¸2 МПа×м^0,5,

а₀ - радиус полукруговой трещины, а₀ = 0,1¸0,5 мм.

Наряду с допускаемым в расчетахучитывается безопасный уровень вибронапряжений, для которых при реальныхразмерах поверхностной усталостной трещины порог усталости не достижим. Дляоценки этих напряжений можно воспользоваться условием:

                                                                                                 (6.10)

где а_f - максимально допустимый радиус полукруговой трещины, соответствующийполовине номинальной толщины стенки элемента.

Для оценочных расчетов можнопринимать [s_aev] = 70МПа и {s_aev} = 30МПа.

Примечание. Допущение о полукруговом фронтетрещины идет в запас прочности, если ее радиус равен полудлине, определенной наповерхности элемента.

6.3.4. Расчетное число полныхциклов должно быть меньше допускаемого:

N_c £ [N]                                                                                                                                 (6.11)

где [N] взависимости от амплитуды вибронапряжений и марки материала определяется поформулам (6.12)-(6.14).

При s_aev £ {s_aev} - для углеродистой и легированной стали

                                                                                             (6.12)

- для аустеннтной стали

                                                                                            (6.13)

При {s_aev} <s_aev < [s_aev] для всех сталей

                                                                                            (6.14)

При s_aev ³ [s_aev] для стальных трубопроводов эксплуатациянедопустима.

6.3.5. Для высокотемпературныхтрубопроводов в условиях вибрации при s_e £ 0,6[s] должно выполняться условие (6.11), а при s_e > 0,6[s];

где [N]_k (k = 1, 2) определяется согласно п. 6.3.4.

6.3.6. Длятиповых трубопроводов в качестве критерия вибропрочности могут бытьиспользованы допустимые амплитуды перемещений в характерных сеченияхтрубопровода.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.

РАСЧЕТ ДЛИНЫ ПРОЛЕТА ТРУБОПРОВОДА

Предварительную расстановку опор рекомендуется осуществлять всоответствии с данным Приложением. При этом следует различать средние и крайниепролеты: крайним считается пролет, примыкающий к неподвижной опоре иликомпенсатору (П-образному, сильфонному, сальниковому и т.п.). Длина крайнихпролетов обычно не превышает 80% от длины средних.

Расстояния между промежуточными опорами определяются из расчетатрубопровода как неразрезной многопролетной балки, нагруженнойравномерно-распределенной нагрузкой. Для любого среднего пролета должныодновременно выполняться два условия: прочности и допустимого провисания.

Условие прочности: напряжения изгиба от веса трубопровода не должныпревышать допускаемых напряжений, как в рабочем состоянии, так и при испытаниях

                                                                                                                (1)

В этой формуле

[s] - допускаемое напряжение от весатрубопровода,

q - расчетная погонная нагрузка отсобственного веса трубопровода в рабочем состоянии или в состоянии испытаний(определяется в соответствии с разделом 2.1настоящего стандарта),

j_w -коэффициент снижения прочности поперечного сварного соединения на изгиб,

W - момент сопротивлениясечения трубы,

                                                                                                                  (2)

В рабочем состоянии допускаемое напряжение составляет

а при испытаниях

Таким образом, при расчете по формуле (1) получаются два значения l_cp длярабочего состояния и для состояния испытаний.

Для определения допустимого пролета l_cp из условия ограничения провисания D_max £0,02D_N, которое может привести к созданию "мешков" приостывании трубопровода (рис. 1) служит система уравнений:

                                                                            (5)

Здесь

0,02D_N - допустимое значениемаксимального провисания в пролете,

l_cp- длина пролета,

х - расстояние отлевого конца пролета до места с максимальным прогибом,,

i = h/l_cp - уклонтрубопровода, принимаемый согласно пункту 5.1.4 [14],

D_N - условный диаметр.

Рис. п. 1.1. Схема прогибов трубопровода подравномерно-распределенной нагрузкой

Из двух значений l_cp, полученных по условиям прочности (врабочем состоянии и при испытаниях), и допустимого провисания, выбираетсянаименьшее значение.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.

УЧЕТ ПОВЫШЕННОЙ ГИБКОСТИ ОТВОДОВ, ТРОЙНИКОВ ИВРЕЗОК

1. Отводы

1.1. При поверочном расчете трубопровода на прочность обычноучитывается повышенная гибкость (пониженная жесткость) отводов в результатеовализации их сечений при изгибе.

1.2. Коэффициент гибкости отвода соединенного с прямыми трубами наконцах при l> 2,2 равен 1,0, а при l £ 2.2вычисляется по формуле:

                                                                                                                            (1)

где

К_p - коэффициент гибкости без учета условий закрепления на концах;

x- коэффициент, учитывающий жесткость прямых труб на концах отвода.

1.3. Коэффициент гибкости К_р

                                                                                                        (2)

где

                                                                                                             (3)

а l определяется согласно пункту 5.5.7.

1.4. Величина x при l £ 1,65

                                                                          (3)

где  q - центральный уголотвода (рад), R - радиусгиба. При l >1,65 величина x полагается равной 1.0.

2. Тройники и врезки

2.1. При поверочных расчетахтрубопроводных систем рекомендуется учитывать пониженную жесткость Т-образныхсоединений в местах примыкания ответвлений к магистрали. Нижеприведенныеформула справедливы для ортогональных тройников и врезок с отношением d/D £ 0,8.Для ортогональных равнопроходных или почти равнопроходных тройников и врезок сотношением d/D >0,8 пониженная жесткостьответвления, как правило, не учитывается.

2.2. Углы поворота ответвления(рис. п.2.1) от приложенных к нему изгибающих моментов в плоскости тройника(врезки) M_ib и вперпендикулярной ей плоскости M_ob а также от крутящего момента M_zb вычисляются по формулам:

                                                                                               (4)

Углы характеризуют жесткостьответвления в точке, где осевая линия ответвления пересекается с наружнойповерхностью магистрали.

В формулах (4):

I_b, I_pb - моменты инерции сечения штуцера при изгибе и кручении.

F = d×s_h/(D×s),

s_h -номинальная толщина стенки ответвления.

Угловые податливости (величины,обратные жесткостям) соединения ответвления с магистралью рассчитываются поформулам

                                                                                                (5)

Примечания:

1. При наличииусиливающей накладки в формулы (4) и (5) вместо s подставляетсяs + s_n, где s_n - толщина накладки.

2.В штампованных и штампосварных тройниках d и s_h принимаются равнымисоответственно диаметру и толщине стенки ответвления (не горловины).

Рис. п. 2.1. Расчетная схема тройника (врезки)под нагрузкой со стороны ответвления
а - общий вид, б - изгиб в плоскости (вокруг оси X), в - изгиб из плоскости (вокруг оси Y), г - кручение (вокруг оси Z)

2.3. При присоединениитрубопровода к аппарату допускается определять углы поворота штуцера аппаратапо формулам (4) и (5).

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.

ВЫБОР ФЛАНЦЕВЫХ СОЕДИНЕНИЙ

1. Типы фланцевых соединений и область их применения

Используемые в трубопроводных системах фланцевые соединения различаются

- по конструктивному исполнению (приварные в стык, плоские, резьбовые ит.д.),

- типу уплотнительной поверхности (с соединительным выступом, выступ -впадина, шип - паз, под овальные, восьмигранные, линзовые прокладки),

- типу и материалу прокладки.

Области применения различных типов фланцевых соединений и ихматериальное исполнение регламентируются нормативными документами и стандартами[14,24,16].

2. Расчетные условия и выбор стандартных фланцев

Как правило, при проектировании трубопроводов используются стандартныефланцевые соединения (принимаются по [3-10]).Выбор стандартного фланцевого соединения производится в зависимости от рабочих(расчетных) параметров, условного диаметра D_y и условного давления Р_у.

При выборе стандартных фланцев по [3-10]назначенный срок службы трубопровода должен учитывать расчетную прибавку накоррозию; заложенную в конструкцию стандартного фланца.

Кроме того, ГОСТ [2]рекомендует, чтобы фланцы и болты (шпильки), выполнены из материалов одногокласса, имеющих близкие коэффициенты линейного расширения. Допускаетсяприменение фланцев и шпилек (болтов) из сталей различных классов при условииподтверждения расчетом их работоспособности при температуре выше 100°С.

На фланцевое соединение трубопроводов, кроме внутреннего или наружногодавления, могут действовать также осевая и перерезывающие силы, изгибающие икрутящий моменты, величины которых определяются из расчетанапряженно-деформированного состояния трубопровода в целом. При выборенормализованного фланцевого соединения указанные силовые факторы учитываютсярасчетом при определении условного давления, по которому выбираютсянормализованные фланцы

                                                                    (1)

где M_x, M_у - изгибающие моменты, действующие в двух взаимноперпендикулярных плоскостях, проходящих через ось трубы, Н×мм; N - осевая сила, действующаяна фланцевое соединение, Н; (прирастяжении принимается со знаком «плюс»; при сжатии - «минус»); G -эффективный диаметр прокладки, мм. Назначается в зависимости от ширины и формы сечения прокладки:

- для плоских прокладок шириной b < 15 мм, а также для прокладок овального иливосьмигранного сечения G - средний диаметрпрокладки;

- для плоских прокладок с наружным диаметром D_H и шириной b > 15 мм

                                                                                                          (2)

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.

ВЫБОР СИЛЬФОННЫХ И ЛИНЗОВЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

1. Условные обозначения

2. Типы компенсаторов и рекомендуемые области применения

Компенсаторы состоят из одного илинескольких гибких элементов (рис. п. 4.1), набора деталей, предназначенных длякрепления гибких элементов, восприятия тех или иных нагрузок. присоединения ктрубопроводу и т.д.

Рис. п. 4.1. Гибкий элемент компенсатора

В зависимости от характера перемещений,которые необходимо компенсировать, применяются следующие типы компенсаторов,схемы которых приведены на рис. п. 4.2 и п. 4.3:

- осевые компенсаторы:

- поворотные (угловые) компенсаторы;

- сдвиговые компенсаторы.

Рис. п. 4.2. Схемы работы компенсаторов: а- осевого, б - углового

Могут использоваться такжекомпенсаторы, выполняющие одновременно несколько функций: cдвигово-осевые, поворотно-осевые,сдвигово-поворотные, универсальные.

По конструктивно-технологическомуисполнению гибкого элемента различают следующие типы компенсаторов: линзовыекомпенсаторы, с гибкими элементами, сваренными из двух полулинз: сильфонныекомпенсаторы, с гибкими элементами, полученными методом гидроформовки:компенсаторы с омегообразными гофрами и некоторые другие.

Выбор того или иного гибкогоэлемента определяется конструктивными соображениями и величиной расчетногодавления. Так, линзовые компенсаторы обычно используются при давлениях до 1,0МПа, сильфонные - до 2,5 МПа, компенсаторы с омегообразными гофрами -до 4,0МПа. Кроме того, при больших давлениях (> 6,0 МПа) возможно использованиекомпенсаторов с подкрепляющими кольцами и многослойных компенсаторов.

3. Учет влияния компенсаторов при расчете трубопровода

При расчете трубопровода в целомкомпенсатор рассматривается, как элемент, характеризуемый. в зависимости отконструкции компенсатора, осевой, изгибной и/или сдвиговой жесткостью,определяемых по нормативным документам на компенсаторы, либо по формулам п. 5 настоящего приложения.

Податливостью осевогокомпенсатора на сдвиг при расчете трубопровода в целом, как правило, можнопренебречь, даже если его конструкция допускает радиальные перемещения.Учитывать эту величину рекомендуется лишь в технически обоснованных случаях.

При расчете трубопроводаучитывают, что давление, действующее на стенки гибких элементов осевогокомпенсатора, порождает распорное усилие, определяемое по формуле

R = P×F_эф                                                                                                                               (1)

где F_эф - эффективная площадь, которая принимается всоответствии с нормативными документами на осевые компенсаторы.

В случаях поворотных и сдвиговыхкомпенсаторов распорное усилие воспринимается стяжками компенсаторов. У осевыхнеразгруженных компенсаторов распорное усилие действует на участкитрубопровода, примыкающие к компенсатору. Это усилие передается на опорытрубопровода, что следует учитывать при их расчете.

4. Расчетные условия и выбор компенсаторов

При использовании нормализованныхкомпенсаторов, их выбор производится в зависимости от условного давления икомпенсирующей способности при заданном числе циклов. При этом, компенсирующаяспособность осевого компенсатора должна быть не менее расчетного перемещения(осевого хода), поворотного - не менее расчетного угла поворота (угловогохода), сдвигового - расчетного перемещения, перпендикулярного оси компенсатора(сдвига). Расчетные перемещения и углы поворота компенсаторов определяются наосновании расчета трубопровода в целом.

При использовании ненормализованныхкомпенсаторов, величины допускаемого давления и циклической долговечностикомпенсатора определяются на основании специального расчета (см. п. 6настоящего приложения).

В случае, если осевой компенсатор(рис. п. 4.2,а)испытывает не только осевые перемещения, но также угловые перемещения и/илиперемещения сдвига, то приведенное расчетное осевое перемещение можноопределять по формуле

                                                                                                      (2)

где

l_q - эквивалентное перемещение от угла поворота

                                                                                                                     (3)

l_D - эквивалентное перемещение от сдвига

                                                                                                                 (4)

D_Р - средний диаметр компенсатора

                                                                                                             (5)

В случае использования осевого компенсатора в качестве элементасдвиговых или поворотных компенсаторов, приведенные расчетные осевыеперемещения для них могут быть определены по формулам:

- для поворотных компенсаторов (рис. п. 4.2,б)

                                                                                                                    (6)

- для сдвиговых компенсаторов (рис. п. 4.3)

                                                                                                     (7)

где

                                                                                                          (8)

5. Жесткость компенсатора

При известной осевой жесткости C_l угловая жесткостькомпенсатора при повороте на угол q (рис. п. 4.2,б)определяется по формуле

                                                                                                            (9)

а изгибающий момент, действующийна трубопровод, соответственно, по формуле

                                                                                                              (10)

При сдвиге компенсатора навеличину d_Р возникаетперерезывающая сила Q_z и изгибающий момент М_х (рис. п. 4.3). Жесткость на действие силы Q_z

                                                                                                          (11)

Жесткость на действие момента М_х

                                                                                                    (12)

Рис. п. 4.3 Схемы сдвиговых компенсаторов:
а - без промежуточной вставки, б - с промежуточной вставкой-трубой

Перерезывающая сила и изгибающий момент,действующие на трубопровод при сдвиге компенсатора, соответственно равны:

                                                                                                                   (13)

                                                                                                          (14)

Примечание. При расчете трубопроводов работусдвиговых компенсаторов на изгиб допускается не учитывать.

В случае, если осевая жесткостьсильфонного или линзового осевого компенсатора С_l неизвестна, допускается определять ее поформуле

                                                                                                  (15)

где

Н - высота гофра

                                                                                                               (16)

С_f - безразмерный коэффициент, определяемый по графикурис. п. 4.4 в зависимости отбезразмерных параметров

Рис. п. 4.4. Графики для определениякоэффициента С_f

6. Расчет гибких элементовненормализованных сильфонных и линзовых компенсаторов на статическую ималоцикловую прочность

Гибкие элементы компенсаторовдолжны отвечать требованиям статической прочности при воздействии давления иобеспечивать необходимую компенсирующую способность при заданном числе цикловнагружения. Кроме того, сильфонные компенсаторы, в элементах которых действуютсжимающие напряжения, должны обеспечивать сохранение обшей и местнойустойчивости конструкции.

Напряжения от действиявнутреннего давления в гибких элементах сильфонных и линзовых компенсаторовопределяются по формулам:

- окружные мембранные напряжения

                                                                                       (18)

- осевые мембранные напряжения

                                                                                                         (19)

- осевые изгибные напряжения

                                                                                                        (20)

где С_р - безразмерный коэффициент,определяемый по графику рис. п. 4.6 в зависимости отбезразмерных параметров a и b.

Допускается проводить болееточное определение осевых изгибных напряжений от действия давления численнымиметодами.

Условия статической прочностигибких элементов сильфонных и линзовых компенсаторов:

s_cmp £ [s], МПа,                                                                                                                  (21)

s_mmp £ [s], МПа,                                                                                                                  (22)

s_mmp + s_mbp £ 2,5[s], МПа.                                                                                                  (23)

В случае, если длинацилиндрической краевой зоны гибкого элемента , она дополнительно проверяется на прочность, как труба,работающая под действием внутреннего давления.

При  напряжение в цилиндрической краевойзоне гибкого элемента должно отвечать условию

                                                                                    (24)

Напряжения от действия расчетногоосевого перемещения в сильфонных и линзовых компенсаторах определяютсячисленными методами. Допускается определять их по формулам:

- осевые мембранные напряжения

                                                                                               (25)

- осевые изгибные напряжения

                                                                                                          (26)

где С_f, С_d - безразмерные коэффициенты, определяемые по графикам рис. п. 4.4 и п. 4.5 в зависимостиот безразмерных параметров a и b.

Рис. п. 4.5. Графики для определениякоэффициента С_d

Максимальное эквивалентноенапряжение

s_e = [s_mmp + s_mbp + s_mmd + s_mbd), МПа                                                                                (27)

Расчетная амплитуда условныхупругих напряжений:

s_ае = 0.5А_ТК_еs_e, МПа                                                                                                           (28)

Коэффициентприведения напряжений К_е длясильфонных компенсаторов, полученных методом гидроформовки и линзовыхкомпенсаторов, сваренных из двух полулинз, рекомендуется принимать понижеприведенной таблице

Коэффициент А_Т принимается согласно пункту 5.6.1настоящего стандарта.

В случае, если расчетнаяамплитуда условных упругих напряжений, определенная по формуле (28), не превышаетвеличины 3[s] дальнейшаяпроверка на циклическую прочность проводится по п.п. 5.6.1-5.6.6стандарта с использованием полученных выше величин s_e и s_ае. В противном случае, определениенапряженно-деформированного состояния гибких элементов компенсатороввыполняется численными методами с учетом геометрической и физическойнелинейности.

Рис. п. 4.6. Графики для определениякоэффициента С_р

ПРИЛОЖЕНИЕ 5.

РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ЗАЩИТЫТРУБОПРОВОДА ОТ ВИБРАЦИИ

1. Технические решения по снижению пульсации потока, вибрациитрубопровода и виброзащите окружающих объектов

Снижение вибрации производитсяпутем уменьшения или снятия возмущающих воздействий. При этом необходимо впервую очередь устранить резонансные колебания пульсирующего потока и отстроитьот возможного совпадения резонансов потока и механической системы.

Известны следующие способыотстройки системы от резонансных колебаний газа.

1.1. Изменение длин и диаметровучастков трубопроводной системы, если это допускается компоновкой системы.

1.2. Установка диафрагм, которыерассеивают энергию колебаний газа и изменяют амплитудно-частотный спектр газа втрубопроводной системе. Ориентировочно диаметр расточки диафрагм составляет 0,5D_i (D_i - внутренний диаметр трубы). Оптимальный диаметр расточки диафрагмы d, обеспечивающий эффективное гашение пульсации,может быть определен по формуле

d = D(V_cp/C)^0,25,                                                                                                                    (1)

где V_cp - средняя скорость газа в трубопроводе.

Для двухфазных потоков:

d = D(1,5x)^0,25,                                                                                                                      (2)

где x  -коэффициент сопротивления диафрагмы.

1.3. Установка буферных емкостейс целью уменьшения амплитуды пульсации давления за счет рассеивания энергии, затрачиваемойна возбуждение массы газа в объеме буферной емкости, а изменения спектра собственных частотколебаний, Для наиболее эффективного гашения колебаний буферная емкостьустанавливается непосредственно у источника возбуждения колебаний (у цилиндра компрессора).На несколько цилиндров одной ступени целесообразно устанавливать общую емкость.

1.4. Установка акустическихфильтров в тех случаях, когда возникает необходимость в значительном сниженииколебаний, а требующиеся для этого габаритные размеры буферной емкостипревышают допустимые по условиям компоновки. Акустический фильтрхарактеризуется четким дискретным спектром полос пропускания и гашения частотколебаний газа.

Изменение температуры и давлениянагнетания компрессора, если это возможно по технологии работы. От этихпараметров зависит величина плотности продукта и скорости звука, влияющих начастотный спектр системы.

1.5. Интерференционный способгашения пульсаций, который эффективен в очень узкой полосе частот колебаний.Предусматривает применение специальных ответвлений или петель, длину которыхподбирают равной нечетному числу полуволн.

1.6. Сочетание в однойтрубопроводной системе различных способов гашения пульсаций. Так, возможнаустановка диафрагм на входе в емкость или на выходе из емкости. При этомразмеры емкости могут быть уменьшены примерно на 30% по сравнению с емкостьюбез диафрагмы. Дополнительные потери давления при установке диафрагмы меньше,чем дополнительные потери при резонансных колебаниях.

Последовательность проведенияотстройки от резонансных колебаний, а также снижения колебаний давления газа,представляет собой итерационный процесс внесения изменении в конструкциютрубопроводной системы с последующей проверкой эффективности изменений расчетомпо специальным программам.

2. Снижение вибрации и виброзащита окружающих объектов

В трубопроводных обвязкахпоршневых машин максимальная энергия приходится на низшие гармоники. Расчетыдопустимо проводить по нескольким первым (до 3-5) собственным частотам каждогопролета и реализовывать отстройку по этим значениям.

2.1.Для устранения механических резонансов производится корректировкатрубопроводной системы.

Спектр собственных частот любоймеханической системы зависит от ее объемно-конструктивных решений, условийзакрепления и инерционно-жесткостных параметров.

Для трубопроводных систем такимипараметрами являются:

- количество участков,расположенных между опорами, их конфигурация:

- наличие сосредоточенных масс иих величина:

- условия опирания;

- упругие опоры и иххарактеристики жесткости:

- инерционно-жесткостныепараметры участков.

Сосредоточенные массы увеличиваютинерционные характеристики и снижают значения собственных частот. Практическипонижение значения собственной частоты способом включения дополнительной массыможет быть эффективным при величине массы, соизмеримой с массой участка.

В реальных системахсосредоточенные массы конечных размеров увеличивают жесткость системы. Вбольшинстве случаев в реальных трубопроводных системах сосредоточенные массыимеют самостоятельные опоры и могут рассматриваться как разделители системы нанезависимые, с жесткими заделками в точках присоединения масс.

Ужесточение системы включениемдополнительной массы - фактор конструктивного увеличения собственной частоты.Влияние масс в каждом конкретном случае может быть получено только расчетомвсей системы в целом.

2.2. Собственные частотытрубопровода зависят от условий закрепления его концевых и промежуточныхучастков. При применении скользящих односторонних опор необходимопредварительно провести расчет на статическую прочность и убедиться в том. чтосоответствующие односторонние связи являются замкнутыми. При отключенииодносторонней опоры (в случае разомкнутой связи) в исходных данных для расчетасобственных частот принимается суммарная длина пролета между двумя соседнимиопорами, что может существенно снизить значение собственной (парциальной)частоты участка.

Целесообразность примененияупругих опор с принятыми характеристиками жесткости определяется по результатамрасчета. Упругие опоры, уменьшая эквивалентную жесткость всей системы, снижаютнижнюю границу частотного диапазона участка и системы. Применение их эффективнопри отстройке от резонанса в сторону уменьшения значений собственных частот.

2.3. Необходимость отстройкитрубопроводной системы от резонансов определяется по каждому из потенциальновозможных механизмов возбуждения вибрации согласно п. 6.3.1настоящего стандарта.

Последовательно по степеницелесообразности и эффективности применяются следующие способы изменения длиныпролета.

- для вывода системы за пределырезонанса достаточно изменить длину участка на 15-20%.

- рекомендуется вначале проводитькорректировку в сторону увеличения f_j, т.е. уменьшения длины пролета L.

- При каждом вновь принятомзначении L проверяются условия п. 6.3.1настоящего стандарта по всем возмущающим частотам.

- в случае вывода системы из зоныодного и входа в зону другого резонанса, система корректируется по новомурезонансному режиму.

- при невозможности корректировкив сторону увеличения f_j, корректировка проводится уменьшением f_j, т.е. увеличением длины определяющего f_j участка.

2.4. Условия закрепления иупругие опоры.

При ограничении возможностейварьирования длиной пролета отстройка системы от резонанса проводится выборомтипа опор и подбором их жесткости. Изменение расположения сосредоточенных массзадается расчетчиком только при наличии в системе сосредоточенных масс.

При их отсутствии специальновводить сосредоточенные дополнительные массы для изменения спектра частотрекомендуется только при невозможности применения других способов для отстройкиот резонанса.

2.5. Изменение геометрии системы.

При неэффективности способов,изложенных в пунктах 2.1-2.4,необходимо изменить геометрию системы, обеспечив свободу вариации f_j, максимально спрямив трассу, по возможностиизбегая лишних поворотов. При этом способе необходимо проведение проверочныхрасчетов трубопровода на прочность и жесткость.

2.6. При неэффективностиспособов, изложенных в пунктах 2.1-2.5,изменение инерционно-жесткостных параметров трубопровода обеспечивается путемварьирования диаметром трубопровода.

При наличии специальныхинерционно-жесткостных гасителей, антивибраторов, исходя из экономической итехнической целесообразности их применения, просчитываются варианты частотныхспектров системы с гасителями, и по формам колебаний проводится оценка ихэффективности.

Корректировка трубопроводнойсистемы для устранения механического резонанса проводится по каждому механизмувозбуждения колебаний не менее чем по пяти гармоникам и количеству собственныхчастот колебаний системы, или равному удвоенному значению числа участковсистемы.

3. Рекомендации по инструментальному обследованию и мониторингутрубопроводных систем и нагнетательных машин при пуске и эксплуатации

3.1.Инструментальные обследования вибрации [30].

Целью обследования является:

- измерение уровней вибрациитрубопроводов, сравнение их с допускаемыми (см. п. 4.2.);

- определение степени опасностивибрации;

- анализ спектров вибрации,диагностика частотных спектров вибровозмущений и их интенсивности;

- оценка уровней вибрацииэлементов нагнетательных машин (табл. 3-9) как источниковвибрации;

- измерение уровней пульсациидавления, сравнение их с допускаемыми, определение необходимости их снижения;

- определение необходимостивиброзащиты окружающих объектов;

- заключение о необходимостипериодического или стационарного мониторинга вибрации трубопроводов инагнетательных машин.

3.2. Измерения вибрации.

Измерения в каждом намеченном сечениипроводится по трем осям. Условно принимаются следующие направления осей:

- Y - по оси вала машины;

- X - в горизонтальной плоскости;

- Z - нормально к плоскости XY.

Направление Y выдерживается по всей трассе для каждогоучастка.

Точки измерения:

- нагнетательная машина - наторцах цилиндров, нагнетательные патрубки, фундаментные болты;

- опоры трубопровода;

- середина каждого пролета междуопорами, при наличии в пролете между опорами отводов - на концах отвода.

Определяется частотный спектрвибрации. Измеряются размахи виброперемещений:

- общий (суммарный) уровень;

- для каждой частотнойсоставляющей спектра.

При проведении измеренийфиксируется режим нагружения трубопровода:

- состав продукта;

- температура на каждом участке;

- давление;

- производительность;

- время и дата поведенияизмерений.

При меняющихся режимахэксплуатации требуется проведение измерений на 3-4-х режимахпроизводительности. Результаты измерений протоколируются с указаниемисполнителей.

3.3. Мониторинг вибрациитрубопроводных систем.

Вид мониторинга (периодическийили постоянный) определяется проектной документацией или назначается порезультатам инструментальных обследований [15].

3.3.1. Периодический мониторинг.

Выполняются все требования п. 3.1.Периодичность измерений вибрации при опорных уровнях не выше 2 (см. пункт 4.2) назначается нереже одного раза в месяц. При значениях вибрации, приближающихся к третьемууровню - не реже 1 раза в неделю. При стабилизации вибрации в районе 3-гоуровня в течение 4-х измерений (1 месяц) допустимо увеличить периодичность доодного месяца.

При возрастании уровней от 3 до 4необходим ежедневный мониторинг и при достижении размахов вибрации среднихзначений в полосе 3-4 уровней требуется срочная остановка и реконструкциясистемы.

3.3.2. Стационарный мониторинг.

При стационарном мониторингепредусматривается:

- на нагнетательных машинах - не менееодной точки (по X, Y, Z);

- на трубопроводных системах - неменее, чем в трех точках по трассе. Допускается фиксация уровней вибрации длякаждой точки по одному или двум наиболее виброопасным направлениям.

По максимальным уровням вибрации извсех намеченных точек по трассе и координатам выбираются не менее двух длявключения сигнализации достижения аварийного уровня.

4. Нормирование пульсации потока и вибрации трубопроводов

4.1. Пульсация потока продукта.

Неравномерность потокаограничивается в зависимости от рабочего давления.

Таблица 1

Ограничения неравномерности пульсации потока

Для всасывающих линий и нефтяного газа допускаетсябольшее значение пульсации давления.

4.2.Вибрация трубопроводов.

Нормируются по амплитудевиброперемещений в зависимости от частоты вибрации.

Различаются пять опорных уровнейвибрации:

1. расчетный при проектировании:

2. допускаемый при эксплуатации;

3. требующий исправления,реконструкции системы;

4. уровень появления аварийныхситуаций.

Соответственно в диапазонах:

- до уровня 2 -удовлетворительное состояние трубопроводов;

- 2-3 - допускаемое значение,контроль;

- 3-4 - повышенный контроль,возможны отказы, необходимы исправление, реконструкция;

- выше 4 - экстренноеисправление.

В табл. 2 даны дискретныезначения допускаемых значений вибрации трубопроводов для фиксированных частот.

Таблица 2

Допускаемые значения амплитуд вибрации трубопроводов S_a, мкм

Практически для большинства трубопроводныхобвязок насосов и компрессоров главные амплитудные составляющие процессоввибрации определены в диапазоне с частотами до 60-70 Гц.

При мониторинге вибросостояниятрубопроводов в условиях эксплуатации с целью оценки и выявления причинповышенных уровней вибрации, необходимо иметь, кроме уровней пульсациидавления, информацию об уровнях вибрации компрессоров, насосов, фундаментов ит.д.

Оценка вибрационного состояниянасосов и компрессоров, за исключением поршневых машин с номинальной скоростьюот 120 до 15000 мин^-1, проводится по значениям средних квадратичныхзначений впброскорсти (мм/с) и виброперемешений (мкм) в соответствии с [2]и [25].В остальных случаях, не предусмотренных в [2,25]для оценки вибрации используются приводимые ниже допустимые амплитуды вибрацииузлов и элементов нагнетательных машин.

Таблица 3

Насосы

Таблица 4

Фундаменты поршневых машин

Таблица 5

Фундаменты электродвигателей

Таблица 6

Фундаменты турбоагрегатов

Таблица 7

Цилиндры и межступенчатые аппаратыпоршневых машин

Таблица 8

Подшипники турбоагрегатов

Таблица 9

Подшипники электродвигателей

Таблица 10

Рабочее место машиниста

4.3. Более полно оценка вибрациитехнологических трубопроводов изложена в [30].

ПРИЛОЖЕНИЕ 6.

РАСЧЕТ НАЗНАЧЕННОГО РЕСУРСА (РАСЧЕТНОГО СРОКАСЛУЖБЫ) ТРУБОПРОВОДА

1. Настоящая методика оценки назначенногоресурса распространяется на стальные технологические трубопроводы, включаязмеевики технологических печей.

2. Назначенный ресурструбопровода определяется как минимальное значение составляющих его элементов исоединений. Под назначенным ресурсом понимается указанное в проекте расчетноезначение наработки (в годах, тысячах часов), при достижении которойэксплуатация трубопровода должна быть прекращена для оценки его остаточнойпрочности.

3. Указанная в проектах величинаназначенного ресурса (расчетного срока службы) трубопровода не должна превышать20 лет.

4. Для элементов трубопроводов сумеренной температурой при проведении расчетов на циклическую прочностьназначенный ресурс определяется следующим образом:

                                                                                                                            (1)

где

N_сг - расчетное число полных циклов нагружения за1 год эксплуатации трубопровода, подсчитываемое по формуле (5.35),

[N_с] - допустимое число полных циклов нагружения элемента, определяемое поформуле:

                                                                                                     (2)

Здесь

а= 80 МПа иb = 1200 - для элементов из углеродистой и легированной неаустенитной стали,

а= 110 МПа иb = 1000 - для элементов из аустенитной стали.

При s_ae £ 80 МПаназначенный ресурс принимается равным 20 годам.

5. Для высокотемпературныхтрубопроводов и змеевиков при оценке длительной циклической прочности поопределенному расчетом значению s_е ипо кривым длительной прочности находится время до разрушения [T] в годах, затем по п. 4 определяются значения[N_c] и N_сг. Далее подсчитываются параметр с = N_сг[Т]/[N_c] и величина назначенного ресурса:

                                                                                                       (3)

Примечания.

а) Приотсутствии справочных данных по длительной прочности материала трубопровода дляоценки [Т] можно воспользоваться формулой:

                                                                                                                                              (4)

б) Если поверочныйрасчет трубопровода на прочность не проводился, то при отсутствии коррозионногоизноса величина [Т] определяется по формуле:

                                                                                                                                                   (5)

где множитель11.4 соответствует 20-ти годам (100 000 часов).

6. Для высокотемпературных трубопроводов измеевиков при коррозионном износе и статическом нагружении

                                                                                (6)

где

V_c - скоростькоррозии в мм/год,

s, s_R - номинальная и расчетная толщины стенки элемента,

с₁ - прибавка на утонение стенки,

m - показатель степенной зависимостипредела длительной прочности от времени (при отсутствии справочных данныхпринимается m = 8).

Остальные обозначения - всоответствии с пунктом 1.4настоящего стандарта.

Для оценки назначенного ресурсапомимо формулы (6) можно использовать рис. п.6.1, в котором

7. При наличиикоррозионно-эрозионного износа стенки элемента среднетемпературноготрубопровода его назначенный ресурс рассчитывается по формуле

                                                                                                                  (7)

8. При сочетании усталостногоповреждения и коррозионно-эрозионного износа материала в среднетемпературныхтрубопроводах проводится расчет назначенного ресурса по формулам (1) и (7), а затем выбираетсянаименьшее значение.

9. При сочетании усталостногоповреждения и коррозионного износа в высокотемпературных трубопроводахпроводится расчет назначенного ресурса по формулам (3) и (6), азатем выбирается наименьшее значение.

10. Если расчетная толщина стенкиэлемента окажется меньше ее отбраковочного размера, то назначенный ресурс длясредне- и высокотемпературных трубопроводов подсчитывается также по формуле(7), в которой расчетная толщина заменена на отбраковочную, а затем выбираетсянаименьшее значение.

Рис. п. 6.1. К определению назначенногоресурса высокотемпературных трубопроводов

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

1. ГОСТ14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. ГосстандартСССР. Москва. 1989.

2. ГОСТР ИСО 10816-3-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатамизмерений вибрации на не вращающихся частях. Часть 3. Промышленные машиныноминальной мощностью более 15 кВт и номинальной скоростью от 120 до 15009 мин^-1.Госстандарт России. Москва. 1999.

3. ГОСТ12815-80. Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от0.1 до 20.0 МПа (от 1 до 200 кгс/см²). Типы. Присоединительныеразмеры и размеры уплотнительных поверхностей.

4. ГОСТ12816-80. Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от0.1 до 20.0 МПа (от 1 до 200 кгс/см²). Общие технические требования.

5. ГОСТ12817-80. Фланцы литые из серого чугуна на Ру от 0.1 до 1.6 МПа (от 1 до 16кгс/см²). Конструкции и размеры.

6. ГОСТ12818-80. Фланцы литые из ковкого чугуна на Ру от 1.6 до 4.0 МПа (от 16 до40 кгс/см²). Конструкции и размеры.

7. ГОСТ12819-80. Фланцы литые стальные на Ру от 1.6 до 20.0 МПа (от 16 до 200кгс/см²). Конструкции и размеры.

8. ГОСТ12820-80. Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0.1 до 2.5 МПа (от 1до 25 кгс/см²). Конструкции и размеры.

9. ГОСТ12821-80. Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0.1 до 20.0 МПа (от 1 до200 кгс/см²). Конструкции и размеры.

10. ГОСТ12822-80. Фланцы стальные свободные на приварном кольце на Ру от 0.1 до 2.5МПа (от 1 до 25 кгс/см²). Конструкции и размеры.

11. МУ-РВ-1-86. Методическиеуказания по расчетной оценке и снижению динамических воздействий на конструкциитехнологического оборудования. Миннефтехимпром СССР.

12. MP 61-82. Методические рекомендации. Методрасчета сложных пространственных конструкций в области низших форм колебаний.Госстандарт СССР.

13. ОНТП 02.18. Разработкаметодов проектирования и эксплуатации трубопроводов АЭС. Руководство пообоснованию прочности трубопроводов АЭС, Минатомэнергопром СССР, Москва, 1990.

14. ПБ03-585-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологическихтрубопроводов, ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России».Москва, 2003.

15. ПБ03-582-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорныхустановок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредныхгазах. ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России»,Москва. 2003.

16. ПБ09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасныххимических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, ГУП «НТЦ побезопасности в промышленности Госгортехнадзора России», Москва, 2004.

17. ПБ 08-624-03.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ГУП «НТЦ побезопасности в промышленности Госгортехнадзора России», Москва, 2004.

18. ПБ09-297-99. Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорныхустановок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредныхгазах. ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России».Москва, 2000.

19. ПБ12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления,ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», Москва,2003.

20. ПНАЭГ-7-002-86. Правила и нормы в атомной энергетике. Нормы расчета напрочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок, «Энергоатомиздат»,Москва, 1989.

21. Программная система СТАРТ.Расчет прочности и жесткости трубопроводов. Руководство пользователя. ООО «НТПТрубопровод».

22. РТМ38.001-94. Указания по расчету на прочность и вибрацию технологическихстальных трубопроводов, Минтопэнерго России, Москва, 1994.

23. РД10-249-98. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводовчара и горячей воды, ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности ГосгортехнадзораРоссии», Москва, 2001.

24. РД26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы на прочность и герметичностьфланцевых соединений.

25. СА03-001-05. Центробежные насосные и компрессорные агрегаты опасныхпроизводств. Эксплуатационные нормы вибрации. НПЦ «Динамика», Ассоциация«Ростехэкспертиза», Москва, 2005.

26. СНиП 2.01.07-85. Нагрузки ивоздействия.

27. СНиП2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов.

28. СНиП 2.05.06-85. Магистральныетрубопроводы.

29. СНиП 23-01-99. Строительная климатология.

30. СТП07-04-02. Оценка вибрации технологических трубопроводов. ООО «НТП Трубопровод»,1999.

31. СТП 11-06-01. Технологическиетрубопроводы нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химическойпромышленности. ООО «НТП Трубопровод», 2006.

32. ANSI/ASME В31.3. ASME Code for pressure piping, B31. Chemical plant and petroleumrefinery piping.

33. ANSI/ASME B31.8. ASME Code for pressure piping,B31. Gas Transmission and Distribution piping systems.

34. ANSI/ASME B31.1 ASME code for pressure piping,B31. Power piping.

 

Уважаемый Евгений Арсентьевич!

Ростехнадзор рассмотрелпредставленный Вами стандарт Ассоциации «Ростехэкспертиза» «Расчеты напрочность и вибрацию стальных технологических трубопроводов».

Считаем возможным использованиеуказанного стандарта в качестве рекомендательного нормативного документамежотраслевого применения.

Статс-секретарь-заместитель

руководителя Ростехнадзора                                                               К.Л. Чайка