Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии 


Оценка конструктивной надежности трубопровода




Нагрузки и воздействия на магистральном газопроводе

Внутренние усилия в трубопроводах появляются от внешних и внутренних нагрузок. Эти нагрузки изменяются в зависимости от характеристик окружающей среды, параметров перекачиваемого продукта и т. д. Для линейной части трубопроводов основными являются из нагрузок – внутреннее давление, давление грунта, собственный вес труб и продукта, а из воздействий – изменение температуры, просадка и пучение грунта, давление оползающих грунтов.

В соответствии с принятой методикой расчёта прочности по предельным состояниям различают расчётные и нормативные нагрузки. Под нормативными понимают нагрузки , устанавливаемые нормативными документами и определяемые на основании статистического анализа при нормальной эксплуатации сооружения. Расчётной называют нагрузку, учитывающую возможное отклонение от нормативной: , где n – коэффициент надёжности по нагрузке. Коэффициенты надёжности n для различных видов нагрузки и воздействий регламентируются СНиП 2.05.06-85.

 

 

Рис. 6.1. Оценка остаточного ресурса трубопровода

 

Все нагрузки и воздействия на магистральный газопровод подразделяются на постоянные и временные, которые, в свою очередь, подразделяются на длительные, кратковременные и особые.

К постоянным нагрузкам и воздействиям относят те, которые действуют в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода:

1. Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчетах как вес единицы длины трубопровода

, (6.10)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); Dср – средний диаметр трубопровода, м; d – толщина стенки труб, м; gст – удельный вес стали, Н/м3.

2. Вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть на трубопроводе. Для надземных трубопроводов ориентировочно можно принимать равным, примерно, 10% от собственного веса трубы. Точнее вес изоляционного покрытия определяют по формуле

, (6.11)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); gиз – удельный вес материала изоляции, Н/м3; Dиз и Dн – соответственно диаметр изолированного трубопровода и его наружный диаметр, м.

3. Давление грунта на единицу длины трубопровода. Для практических расчётов можно определять по формуле

, (6.12)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,2); gгр – удельный вес грунта, Н/м3; hср – средняя глубина заложения оси трубопровода, м; Dиз – диаметр изолированного трубопровода, м.

4. Гидростатическое давление воды на единицу длины трубопровода, определяемое весом столба жидкости над подводным трубопроводом

, (6.13)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,0); gв – удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3; h – высота столба воды над рассматриваемой точкой, м; Dф – диаметр изолированного и футерованного трубопровода, м.

5. Выталкивающая сила воды, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода

, (6.14)

где Dф – наружный диаметр трубы с учётом изоляционного покрытия и футеровки, м; gв – удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3.

6. Воздействие предварительного напряжения, создаваемое за счёт упругого изгиба при поворотах оси трубопровода

, (6.15)

где – максимальное продольное напряжение в стенках трубы, обусловленное изгибом трубопровода, МПа; Е – модуль упругости (Е = 206000 МПа); Dн – наружный диаметр трубопровода, м; r – радиус изгиба оси трубопровода, м.

К длительным временнымнагрузкам относятся следующие:

1. Внутреннее давление, которое устанавливается проектом. Внутреннее давление создаёт в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения. Кольцевые напряжения определяют по формуле

, (6.16)

где n – коэффициент перегрузки по внутреннему давлению (n = 1,1; 1,15); Р – нормативное значение внутреннего давления, МПа; Dвн – внутренний диаметр трубы, м; d – толщина стенки трубы, м.

Продольные напряжения в стенке трубы от внутреннего давления определяются по формуле

, (6.17)

где m – коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона). Для сталей , т.е. среднее значение .

2. Вес перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода определяют по формуле

, (6.18)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1); Dвн – внутренний диаметр трубы, м.

3. Температурные воздействия, которые при невозможности деформаций вызывают в стенках трубопровода продольные напряжения



, (6.19)

где a – коэффициент линейного расширения (a = 12·106 1/град); Е – модуль упругости, МПа; , здесь t0 – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; tф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).

К кратковременнымнагрузкам и воздействиям на трубопровод относят следующие:

1. Снеговая нагрузка, приходящаяся на единицу длины трубопровода

, (6.20)

где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,4); m – коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на трубопровод (m = 0,4); S0 – нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; Dиз – диаметр изолированного трубопровода, м.

2. Нагрузка от обледенения наземного трубопровода, приходящаяся на единицу длины трубопровода

, (6.21)

где n = 1,3; в – толщина слоя гололеда, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85, мм; Dиз – диаметр изолированного трубопровода, см.

3. Ветровая нагрузка на единицу длины трубопровода, перпендикулярная его осевой вертикальной плоскости

, (6.22)

где n = 1,2; w0 – нормативное значение ветрового давления, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м2; k – коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте и тип местности, определяется в соответствии со СНиП 2.01.07-85; с – аэродинамический коэффициент (с = 0,5).

Особыми нагрузками и воздействиями на магистральные трубопроводы принято называть те, которые возникают в результате селевых потоков, деформаций земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры. Эти нагрузки должны определяться на основании данных анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.

В нормальных условиях

Все работы, связанные с сооружением магистральных нефте- и продуктопроводов можно разделить на подготовительные и основные.

Цель подготовительных работ– обеспечение возможности выполнения основных видов работ по прокладке трубопровода, а также работ по строительству переходов его через естественные и искусственные преграды. Подготовительные работы выполняются с некоторым опережением основных видов работ. Во время подготовительных работ производится разбивка трассы, установка знаков по оси трассы и границам строительной полосы, производится очистка полосы отвода от леса, кустарника, пней, валунов; срезка крутых продольных и поперечных склонов; строительство временных и постоянных подъездных и вдольтрассовых автомобильных дорог; строительство водопропускных, водоотливных и осушительных сооружений и т.д.

К основным работам по сооружению газопроводов относятся транспортные, сварочно-монтажные, земляные и изоляционно-укладочные работы.

К транспортным работам относят выгрузку труб из железнодорожных полувагонов, погрузку труб на автотранспорт, транспортировку их на трубосварочные базы, к местам промежуточного складирования или непосредственно на трассу; транспортировку готовых секций на трассу и работы связанные с их разгрузкой на трассе.

Сварочно-монтажные работы при строительстве линейной части магистральных трубопроводов можно разделить на две группы:

· работы, выполняемые на трубосварочных базах (сборка и поворотная сварка отдельных труб в секции длиной, как правило, 36 м, гнутьё труб – изготовление кривых вставок);

· работы, выполняемые непосредственно на трассе трубопровода (неповоротная сварка секций труб в плети длиной 1¸5 км или сплошную нитку длиной 45 км и более), врезка катушек, задвижек и камер приёма и пуска скребка.

При изготовлении секций труб на трубосварочных базах последовательность выполнения основных операций такова: подготовка труб к сварке; сварка первого слоя шва; сварка последующих слоёв шва. Стыки труб собирают на сборочных стендах с помощью внутренних центраторов.

Все сварные соединения трубопроводов контролируют физическими методами контроля. Контроль их качества регламентируется СНиП III-42-80.

На строительстве линейной части магистральных трубопроводов земляные работы выполняют по разным технологическим и организационным схемам. Выбор схем зависит от конструктивных схем прокладки трубопроводов, типа грунтов, времени проведения работ и т.д.

При подземной прокладке трубопроводов к земляным работам относят: рытьё траншеи (в основном роторными и одноковшовыми экскаваторами); засыпку уложенного в траншею трубопровода бульдозерами или роторными траншеезасыпателями. В соответствии со СНиП III-42-80 размеры и профили траншей устанавливают проектом в зависимости от диаметра трубопровода, характеристики грунтов, гидрогеологических, рельефных и других условий строительства.

На участках врезки кривых вставок ширину траншеи по дну увеличивают в 2 раза, а при балластировке трубопроводов железными пригрузами и закреплении анкерными устройствами – до 2,2 Dн.

Основной объём работ по рытью траншей выполняют роторными экскаваторами. Одноковшовые экскаваторы используют на участках трассы с водо-насыщенными грунтами, на всех участках врезки кривых вставок трубопровода, в местах установки линейной арматуры, при промерзании грунтов и т.д.

При выполнении земляных работ проводятся рекультивационные работы, связанные со снятием и последующим размещением слоя плодородного грунта на строительной полосе.

На строительстве магистральных трубопроводов изоляция и укладка трубопровода в траншею объединены в один процесс, называемый изоляционно-укладочными работами, которые выполняют механизированная изоляционно-укладочная колонна. Механизированная колонна выполняет следующие операции:

· на торец трубы насаживается очистно-изоляционная машина (или очистная и изоляционная);

· краны-трубоукладчики приподнимают начальный участок плети трубопровода на высоту обеспечивающую движение по плети очистно-изоляционной машины (или очистной и изоляционной);

· колонна движется синхронно – очистно-изоляционная машина непрерывно, за исключением технологических остановок, а краны-трубоукладчики прерывисто;

· очистной блок (или очистная машина), роторы которого оснащены металлическими скребками и щетками, очищает трубопровод от грязи, окалины, ржавчины, пыли до металлического блеска и одновременно наносит на трубопровод битумную грунтовку; изоляционный блок – (или изоляционная машина) на загрунтованную поверхность наносит изоляционное покрытие;

· перемещаясь по ходу работ, краны-трубоукладчики надвигают плеть трубопровода в строну траншеи и укладывают изолированный трубопровод на дно траншеи.

Это так называемый совмещенный метод ведения изоляционно-укладочных работ. Кроме этого метода применяется и раздельный метод ведения работ, при котором трубопровод после его очистки и изоляции укладывается на лежки на бровке траншеи и затем, спустя некоторое время, трубопровод с помощью трубоукладчиков опускают на дно траншеи.

При укладке трубопровода в траншею в стенках трубы возникают напряжения изгиба, величина которых зависит от высоты подъёма трубы, числа трубоукладчиков и расстояния между ними. ВНИИСТ провел испытания по укладке трубопроводов в траншею с замером напряжений и предложил соблюдать условия при их укладке:

ü высота подъёма труб не более 1 м;

ü расстояние между трубоукладчиками от 25 до 45 м в зависимости от диаметра трубопровода;

ü спуск трубопровода в траншею при раздельном способе ведения работ вести не менее чем тремя трубоукладчиками с соблюдением их равномерной загрузки;

ü резкие изгибы трубопровода, как в вертикальном, так и в горизонтальном планах не допускается;

ü чтобы избежать появления в трубопроводе при его укладке продольных напряжений, возникающих при подвижке плети к месту укладки следует предусматривать небольшие запасы длины в виде изгиба в плане.

При изоляции магистральных трубопроводов в трассовых условиях полимерными лентами появляются дефекты, которые необходимо устранить. Причины появления дефектов разнообразны:

ü неравномерность нахлестов ленты из-за плохой торцовки рулонов;

ü образование складок, гофр, морщин, неравномерность нахлестов – не отрегулирована машина, неправильно выбран угол наклона шпуль, чрезмерное или недостаточное натяжение;

ü плохая прилипаемость ленты – несплошность клеевого слоя или не выдержан температурный режим нанесения ленты;

ü прокол изоляционного покрытия – плохо очищена поверхность сварных стыков от брызг металла и грата.

Нормы и методы контроля качества изоляционно-укладочных работ при изоляции трубопровода регламентируются типовыми техническими картами, которые предусматривают пооперационный, лабораторный и выходной приёмочный контроль. На этих картах указывают процессы, объекты и способы контроля, нормативы, техническое оснащение и периодичность контроля.

Рис. 6.2. Схема закрепления трубопровода

С помощью анкеров

 

Расстояние между анкерами по длине трубопровода определяется расчётом из условия прочности:

, (6.35)

где R2расчётное сопротивление металла трубы, определяемое по формуле (6.24); W – осевой момент сопротивления сечения трубы, см3; – положительная плавучесть 1 м трубопровода, Н/м.

 

Надземные трубопроводы

 

Надземная схема прокладки составляет лишь незначительную долю в общем объёме трубопроводного строительства.

Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия: овраги, реки, имеющие неустойчивое русло; реки с крутыми берегами; каналы и т.д.

В трубопроводном строительстве применяются следующие основные конструктивные схемы надземных трубопроводов:

· балочные схемы, не содержащие специальных устройств для компенсации продольных удлинений трубы;

· балочные схемы, включающие различные конструктивные элементы, позволяющие компенсировать удлинения труб при изменении их температуры и внутреннего давления;

· подвесные схемы – трубопровод подвешивается к специальным несущим канатам, закрепляемым на высоких опорах;

· арочная схема – трубопровод сооружается по схеме неразрезной арки;

· схема самонесущего трубопровода – трубопровод подвешивается к опорным устройствам, и материал труб воспринимает нагрузку от веса трубопровода и транспортируемого продукта;

Технологическая схема строительства трубопроводов балочного типа на болотах включает следующие элементы работ:

ü устраивают опоры под трубопровод и компенсаторы;

ü монтируют трубопровод вдоль свайных опор;

ü укладывают трубопровод на опоры участками или сразу на полную длину;

ü замыкают монтажные стыки при температуре, указанной в проекте;

ü закрепляют трубопровод на опорах.

 
 

Надземный трубопровод на участках большой протяженности может быть уложен или в виде упругоискривленной кривой (рис. 6.4) или в виде зигзагообразной схемы (рис. 6.5).

Порядок выполнения работ при строительстве упругоискривленного трубопровода следующий:

1. На проектном расстоянии устанавливают шарнирные опоры, между которыми располагают скользящие опоры.

2. Плети длиной 500¸1000 м укладывают рядом с опорами.

3. трубопровод поднимают и укладывают на опоры трубоукладчиками.

4. Сначала закрепляют конец трубопровода в точке 0, затем трубопровод устанавливают в проектное положение на первом пролёте и временно закрепляют с помощью приспособлений на скользящих опорах 1, 2, 3 и 4.

5. Трубопровод закрепляют на шарнирной опоре 5 и освобождают от закрепления на опорах 1, 2, 3 и 4.

Аналогичным образом производится укладка трубопровода на других участках.

 
 

Компенсация искривлений в упругоискривленном трубопроводе достигается за счёт изменения начального положения трубопровода, уложенного в виде синусоиды на опорах. Шарнирные опоры не дают трубам перемещаться как в продольном, так и в поперечном направлениях, чем и достигается эффект компенсации.

Компенсация удлинений осуществляется за счёт изменения положения в плане начального положения трубопровода I. Если участок удлиняется, то трубопровод займет положение II, если укоротится – положение III. При этом трубопровод будет перемещаться по подвижным опорам 1¸7 и поворачиваться на шарнирных опорах НО, которые не дают трубе передвигаться в продольном направлении.

Изменение длины участка L на любой из рассмотренных схем от Dt и Р можно определить по формуле:

, (6.47)

при Dt > 0 – знак «+», при Dt < 0 – знак «-».

 
 

Чтобы определить напряженное состояние многопролетного надземного трубопровода, достаточно выяснить напряженное состояние одного пролёта, ибо все пролёты находятся в одинаковых статических условиях. Напряженное состояние труб изменяется от начального, возникающего в незаполненном трубопроводе в период монтажа, до эксплутационного.

В начальный момент, когда трубопровод смонтирован и не заполнен продуктом, его температура равна t0, а интенсивность вертикальной распределенной нагрузки q0 соответствует весу единицы длины пустого изолированного трубопровода.

В период эксплуатации трубопровод заполнен продуктом и на него могут действовать снеговая и ледовая нагрузки и тогда интенсивность вертикальной распределенной нагрузки будет равна:

, (6.48)

где q0 – вес 1 м трубы, qп – вес продукта, приходящийся на 1 м трубы; qдоп – нагрузка от снега и льда на 1 м длины трубопровода.

Для начального состояния трубопровода изгибающие моменты в опорных сечениях и прогиб в сечении х = l/2:

; . (6.49)

При эксплуатации изгибающие моменты в опорных сечениях:

, (6.50)

где Р – осевое продольное усилие, возникающее от действия давления и температуры; fд – действительный прогиб трубопровода от действия всех нагрузок.

Суммарные напряжения в трубопроводе при его эксплуатации определяются по формуле:

, (6.51)

где F – площадь поперечного сечения металла трубы.

Полученное значение сравнивают с допускаемым значением напряжения в соответствии со СНиП 2.05.06-85:

, (6.52)

где – коэффициент двухосного напряженного состояния;

, (6.53)

– второе расчётное сопротивление

, (6.54)

m – коэффициент условия работы трубопровода; k2 , kн – соответственно, коэффициенты надежности по материалу трубы и по назначению трубопровода, принимаемые в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

При известной полной расчетной нагрузке qэ из условия недопустимости пластических деформаций определяется допускаемая длина l одного пролёта многопролетного балочного перехода:

. (6.55)

Условные проходы

 

Основная характеристика трубопровода – внутренний диаметр, определяющий его проходное сечение, необходимое для прохождения заданного количества вещества при рабочих параметрах эксплуатации (давление, температура, скорость). При строительстве трубопроводов для сокращения количества видов и типоразмеров, входящих в состав трубопроводов, соединительных деталей и арматуры используют единый унифицированный ряд условных проходов.

Условный проход Ду – номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода (мм). Труба при одном и том же наружном диаметре может иметь различные номинальные внутренние диаметры. Для арматуры и соединительных деталей технологических трубопроводов наиболее часто применяют следующий ряд условных проходов (СТ СЭВ 254-76), мм: 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500. Для труб этот ряд – рекомендуемый, и Ду для них устанавливается в проекте, стандартах или технической документации.

При выборе трубы для трубопровода под условным проходом понимают ее расчетный округленный внутренний диаметр. Например, для труб наружным диаметром 219 мм и толщиной стенки 6 и 16 мм, внутренний диаметр которых соответственно равен 207 и 187 мм, в обоих случаях принимают ближайший из унифицированного ряда Ду, т.е. 200 мм.

Механическая прочность труб, соединительных деталей и арматуры при определенных интервалах температур транспортируемого по трубопроводу вещества или окружающей середы снижается. Понятие «условное давление» введено для учета изменений прочности соединительных деталей и арматуры трубопроводов под действием избыточного давления и температуры транспортируемого вещества или окружающей среды.

Условное давление Ру – наибольшее избыточное давление при температуре вещества или окружающей среды 20°С, при котором обеспечивается длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 20°С. Например, для арматуры и деталей трубопроводов из стали 20, работающих при избыточном давлении 4 МПа и транспортирующих вещество при температуре 20°С, условное давление Ру = 4 МПа, при температуре 350°С, Ру = 6,3 МПа.

Для сокращения количества типоразмеров арматуры к деталей трубопроводов установлен унифицированный ряд условных давлений (ГОСТ 356-80), МПа: 0,1; 0,16; 0,25; 0,4; 0,63; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 160; 250.

Рабочее давление Рр – наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопроводов на прочность и плотность водой температурой не менее 5 и не более 70°С.

На трубопроводы и трубы ГОСТ 356-8О не распространяется, а является рекомендуемым. Ру и Рр для них устанавливаются проектом, стандартами или технической документацией.

 

Классификация трубопроводов

 

Технологические трубопроводы классифицируют по роду транспортируемого вещества, материалу труб, рабочим параметром, степени агрессивности среды, месту расположение, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества технологические трубопроводы разделяются на нефтепроводы, газопроводы, паропроводы, водопроводы, мазутопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (трубопроводы густого и жидкого смазочного материала, трубопроводы с обогревом, вакуумпроводы) и др.

По материалу, из которого изготовлены трубы, различают трубопроводы стальные (из углеродистой, легированной и высоколегированной стали), из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые), чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые, стеклянные), футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и др.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого давления (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0°С), нормальные (от 1 до 45°С) и горячие (от 46°С и выше).

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, малоагрессивных, средне-агрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и малоагрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, средне-агрессивной – в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной – более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и молоагрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих среднеагрессивные вещества – трубы из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию), из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высокоагрессивные вещества – только из высоколегированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технологической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты, емкости, находящиеся в разных цехах.

Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные (около 70% общего объема внутрицеховых трубопроводов) и распределительные (около 30%). Внутрицеховые трубопроводы имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять до 80¸120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах (включая арматуру) составляет около 3¸4%, а масса П-образных компенсаторов – около 7%.

Стальные трубопроводы разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров (температуры и давления) транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на четыре класса опасности(ГОСТ 12.1.005-71 и ГОСТ 12.1.007-76): 1 – чрезвычайно опасные, 2 – высокоопасные, 3 – умеренноопасные, 4 – малоопасные.

По пожарной опасности (ГОСТ 12.1.004-76) вещества бывают: негорючие НГ, трудногорючие – ТГ, горючие – ГР, горючая жидкость – ГЖ, легковоспламеняющаяся жидкость – ЛВЖ, горючий газ – ГГ, взрывоопасные – ВВ.

Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Ру до 10 МПа, в соответствии с инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа (СН 527-80) подразделяют на пять категорий (I-V) и три группы (А, Б, В).

Трубопроводы из пластмассовых труб (полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида) в соответствии с инструкцией по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб (СН 550-82) применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортирования вредных веществ 1-го класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов (СУГ).

Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вредные вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие – к категории 4 или 5 и группе В.

Формы потери устойчивости

Под устойчивостью магистрального трубопровода следует понимать его способность сохранять прямолинейное или начальное упруго-искривленное положение при воздействии сил, направленных вдоль главной оси труб. Рассмотрим участок прямолинейного подземного трубопровода, в котором действует продольная сжимающая сила (рис. 6.7).

 
 

 
 

Допустим, что на участке труба получила импульс, который вызвал её поперечное движение типа колебаний. Равновесное положение трубопровода при действии продольной силы будет устойчивым, если он возвращается в начальное прямолинейное положение. Если трубопровод имел начальное искривление, то он должен возвратиться в положение, характеризуемое начальной стрелкой прогиба.

Если продольную силу увеличить, то при некотором её значении, получив какой-то импульс и отклонившись от начальной формы, труба на участке не возвратиться в исходное положение.

Продольная сила, при которой происходит такое явление, называется критической Ркр, а само явление называется потерей продольной устойчивости. До значений трубопровод сохраняет прямолинейное положение. Деформации его будут определяться лишь сжатием трубы. Такой случай устойчивости называется устойчивостью в малом.

Если трубопровод в пределах получит какой-нибудь достаточно сильный импульс, то из формы устойчивости, определяемой кривой 1 (рис. 6.8), он может скачкообразно искривиться с образованием достаточно большой стрелки прогиба. При этом продольная сила уменьшиться, и установится новое равновесное состояние, характеризуемое стрелкой прогиба f и критической силой (кривая 2). Такое устойчивое состояние, при котором трубопровод может совершать незначительные колебания около новой устойчивой формы, называют устойчивостью в большом.

Соответственно критическая сила называется верхней критической силой, а нижней. Нижняя критическая сила может быть значительно меньше верхней. Поэтому при исследовании устойчивости тру

 
 

бопровода необходимо изучать оба вида потери устойчивости: в малом и в большом.

 

Устойчивость трубопровода в большей степени зависит от расчётной модели грунта. В механике грунтов разработаны две модели грунтовой среды: модель пластического грунта и модель упругого грунта, которые по-разному воздействуют на трубопровод.

В продольном направлении

 

Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении выполняется по СНиП 2.05.06-85 в плоскости наименьшей жесткости системы в соответствии с условием

, (6.56)

где S – эквивалентное продольное осевое усилие сжатия в прямолинейном или упругоизогнутом трубопроводе, возникающее от действия двух расчетных нагрузок и воздействий: внутреннего давления и положительного перепада температур,

, (6.57)

т – коэффициент условий работы трубопровода; Nкр – продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по следующей формуле:

, (6.58)

где р0 – сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; qверт – сопротивление поперечным вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины.

Величину р0 определим по формуле

, (6.59)

где tпр – предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом,

; (6.60)

здесь ргр – среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом; – угол внутреннего трения грунта (табл. 6.1); сгр – сцепление.

Величину ргр определим по формуле

, (6.61)





Рекомендуемые страницы:


Читайте также:

  1. Анализ и оценка ликвидности и платежеспособности ООО «Торговый дом «Электрокабель»
  2. Анализ и оценка системы управления персоналом в ПИК «СибЭкоДом»
  3. Анализ и оценка финансовых результатов.
  4. Анализ и оценка эффективности использования трудовых ресурсов.
  5. Анализ финансовых результатов и оценка рентабельности
  6. Аудит организации бухгалтерского учета. Анализ и оценка учетной политики предприятия.
  7. В3: Оценка аудиторского риска
  8. Вещественные доказательства. Понятие, значение и оценка вещественных доказательств. Виды вещественных доказательств.
  9. Визуальная оценка при медицинском осмотре
  10. ВЛИЯНИЕ НАДЕЖНОСТИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ АВТОМАТИЗАЦИИ ДЕРЕВООБРАБАТЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ
  11. ВОПРОС 14. СЭД: определение, основные типы программ. Оценка функциональности систем ЭДО.
  12. Вопрос – 130 Доказывание в ПАП. Предмет доказывания. Доказательства в производстве по делам об административных правонарушениях: понятие, виды и оценка.




Последнее изменение этой страницы: 2016-04-10; Просмотров: 1679; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2022 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.083 с.) Главная | Обратная связь