Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

67 страниц

449.00 ₽

Купить РТМ 108.020.01-75 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководящий технический материал (РТМ) определяет основные требования к расчету прочности трубопроводов первого и второго контуров атомных электростанций (АЭС) с водоводяными и графито-водяными (уран-графитовыми) реакторами на совместное действие внутреннего давления, весовой нагрузки и самокомпенсации температурных расширений. В РТМ даны также указания по расчету трубопроводов с учетом температурных напряжений, возникающих на нестационарных режимах работы, а также с учетом сейсмического воздействия и других нагрузок. Требования РТМ могут быть распространены и на другие трубопроводы указанных АЭС, а именно на трубопроводы, к которым предъявляется требование повышенной надежности. РТМ распространяется на расчет только низкотемпературных трубопроводов.

 Скачать PDF

Оглавление

1. Общие положения

2. Этапы полного расчета

3. Определение усилий воздействия на оборудование

4. Определение коэффициента податливости криволинейных труб и секторных колен

5. Определение напряжений на этапах полного расчета

6. Критерии прочности для этапов полного расчета

7. Применение и учет монтажной растяжки

8. Расчет с учетом нестационарных температурных режимов

9. Некоторые специальные расчеты

10. Применение программ расчета трубопроводов, составленных в соответствии с РТМ 24.038.08—72

Приложение 1. Алгоритм расчета трубопроводных систем

Приложение 2. Методика расчета напряжений в криволинейных трубах

Приложение 3. Литература

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ПРОЧНОСТЬ

РТМ 108.020.01—75

Издание официальное

РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Центральным научно-исследовательским и проектно-конструкторским котлотурбинным институтом им. И. И. Ползунов а

Директор    Н. М. МАРКОВ

Заведующий базовым отраслевым отделом стандартизации    К. А. СУПРЯДКИН

Заведующий отделом прочности    В. С. ПОСТОЕВ

Руководитель темы    Д. Л. КОСТОВЕЦКИЙ

Исполнители:    Б. Н. ТОКАРСКИЙ,

Е. А. ДРАЧ

ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Техническим управлением Министерства энергетического машиностроения

Начальник Технического управления    В. П. ПЛАСТОВ

СОГЛАСОВАН с Научно-исследовательским и конструкторским институтом энергетической техники

Заместитель директора    Б. Б. БАТУР ОБ

с Всесоюзным теплотехническим институтом им. Ф. Э. Дзержинского

Заместитель директора    В. Б. РУБИН

с Всесоюзным государственным проектным институтом «Тепло-

злектропроект»

Заместитель главного инженера    А. Б. СУХОВ

П. О. СИРЫЙ

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ указанием Министерства энергетического машин^стпо^ щчя от 16 июля 1975 г. № ПС-002/603

Заместитель мш-цн^

PTM 108.020.01—75 Стр. 9


k*p = Vi


р'


(1)


4.3. Коэффициент податливости kv определяется по формуле


kv


1,125 ~Т~ *


Величина b вычисляется по следующим формулам: flj =» 1,0100+ 1633,5 Х* +99,00 ш;

а, = 1,0156 + 661,5X2 + 63,00 ш -    ;


а3 = 1,0278 + 204,2 X2 + 35,00 ш —    5

«2


а4 = 1,0625 + 37,50 X2 + 15,00 ш b = 0,1250+ 1,500 X2 + 3,000 ш-


0,1914.

«3    ’

0,09766


Параметры Я и о вычисляются по формулам:


X


RS»

Л2 *


ш


(2)


4.4.    Можно определять коэффициент kp также по графикам черт. 1 и по табл. 2. При использовании табл. 2 значение kp для промежуточных значений X и со можно находить без применения интерполирования (берется значение соответствующее ближайшим указанным в таблице значениям X и ю).

4.5.    Для труб, значения X и ш которых удовлетворяют условиям 1,6 >^>0,1 и <о^0,001, значение kv можно подсчитывать по формуле



4.6. Значение коэффициента £ можно определять по графикам черт. 2 в зависимости от геометрического параметра трубы X, угла 0* между крайними сечениями трубы и отношения радиусов R/r (черт. 3). Для промежуточных значений угла 0* и отношения R/r значение £ определяется по методу линейной интерполяции. При этом значение £ для угла 0* = О принимается по формуле (нижний график черт. 2)

г_    ^

1,65 *


При составлении программы расчета трубопроводов можно использовать для вычисления коэффициента £ данные табл. 3.

4.7. Влияние стесненности деформации концов можно не учитывать (принимается £=1) для некоторых п криволинейных труб


Графики коэффициента кр


Черт. 1


РТМ 108.020.01—75 Стр. 11


Графики коэффициента £

Черт.


Таблица 2

Значения коэффициента kp

X

О)

0

0,01

0,02

0,03 |

0,04

0,05

0,06

0,07 |

| 0,08

0,09

0,20

8,68

7,29

6,23

5,64

5,11

4,68

4,34

4,06

3,82

3,62

0,21

8,26

7,02

6,14

5,45

5,00

4,60

4,27

4,00

3,77

3,57

0,22

7,88

6,76

5,96

5,36

4,89

4,51

4,20

3,94

3,72

3,53

0,23

7,54

6,52

5,78

5,22

4,78

4,42

4,13

3,88

3,67

3,49

0,24

7,22

6,30

5,62

5,10

4,68

4,34

4,06

3,82

3,62

3,44

0,25

6,92

6,09

5,45

4,97

4,58

4,26

3,99

3,76

3,57

3,40

0,26

6,65

5,88

5,31

4,85

4,48

4,18

3,92

3,71

3,52

3,36

0,27

6,39

5,70

5,16

4,73

4,39

4,10

3,86

3,65

3,47

3,32

0,28

6,16

5,52

5,01

4,62

4,30

4,02

3,79

3,60

3,42

3,28

0,29

5,94

5,35

4,89

4,51

4,21

3,94

3,73

3,54

3,38

3,24

0,30

5,73

5,19

4,76

4,41

4,12

3,88

3,67

3,49

3,33

3,19

0,32

5,35

4,89

4,51

4,21

3,95

3,74

3,55

3,38

3,24

3,11

0,34

5,01

4,62

4,30

4,03

3,80

3,60

3,43

3,28

3,15

3,03

0,36

4,71

4,38

4,20

3,85

3,65

3,47

3,32

3,18

3,06

2,95

0,38

4,44

4,15

3,91

3,69

3,51

3,35

3,21

3,09

3,00

2,88

0,40

4,20

3,95

3,73

3,54

3,38

3,24

3,11

3,00

2,90

2,80

0,42

3,98

3,75

3,58

3,41

3,26

3,13

3,02

2,91

2,82

2,73

0,44

3,79

3,59

3,43

3,28

3,14

3,03

2,92

2,83

2,74

2,66

0,46

3,61

3,44

3,29

3,15

3,04

2,93

2,84

2,75

2,67

2,60

0,48

3,44

3,29

3,16

3,04

2,94

2,84

2,75

2,68

2,60

2,54

0,50

3,29

3,16

3,04

2,94

2,84

2,75

2,68

2,60

2,54

2,48

0,52

3,16

3,04

2,93

2,84

2,75

2,67

2,60

2,54

2,47

2,42

0,54

3,03

2,92

2,83

2,74

2,67

2,60

2,53

2,47

2,42

2,36

0,56

2,91

2,82

2,74

2,66

2,59

2,52

2,46

2,41

2,36

2,31

0,58

2,81

2,72

2,65

2,58

2,51

2,46

2,40

2,35

2,30

2,26

0,60

2,71

2,63

2,56

2,50

2,44

2,39

2,34

2,29

2,25

2,21

0,62

2,62

2,55

2,49

2,43

2,38

2,33

2,28

2,24

2,20

2,16

0,64

2,53

2,47

2,41

2,36

2,32

2,27

2,23

2,19

2,16

2,12

0,66

2,45

2,40

2,35

2,30

2,26

2,21

2,18

2,14

2,11

2,08

0,68

2,38

2,33

2,28

2,24

2,20

2,17

2,13

2,10

2,07

2,04

0,70

2,32

2,27

2,22

2,19

2,15

2,12

2,09

2,06

2,03

2,00

0,75

2,17

2,13

2,10

2,07

2,04

2,01

1,98

1,96

1,93

1,91

0,80

2,04

2,01

1,99

1,96

1,94

1,91

1,89

1,87

1,85

1,83

0,85

1,93

1,91

1,89

1,87

1,85

1,83

1,81

1,79

1,78

1,76

PTM 108.020,01—75 Стр. 13

Продолжение табл. 2

1

О)

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05 |

0,06

0,07

о

О ; 00 |

0,09

0,90

1,84

1,82

1,80

1,79

1,77

1,76

1,74

1,73

1,71

1,70

0,95

1,76

1,75

1,73

1,72

1,70

1,69

1,68

1,67

1,65

1,64

1,00

1,69

1,68

1,67

1,66

1,65

1,63

1,62

1,61

1,60

1,59

1,05

1,63

1,62

1,61

1,60

1,59

1,58

1,57

1,57

1,55

1,55

1,10

1,58

1,57

1,56

1,55

1,55

1,54

1,53

1,52

1,52

1,51

1,15

1,53

1,53

1,52

1,51

1,50

1,50

1,49

1,48

1,48

1,47

1,20

1,49

1,49

1,48

1,47

1,47

1,46

1.46

1,45

1,45

1,44

1,30

1,42

1,42

1,41

1,41

1,40

1,40

1,40

1,39

1,39

1,38

1,40

1,37

1,36

1,36

1,36

1,35

1,35

1,35

1,34

1,34

1,34

1,50

1,32

1,32

1,31

1,31

1,31

1,31

1,31

1,30

1,30

1,30

1,60

1,28

1,28

1,28

1,28

1,27

1,27

1,27

1,27

1,27

1,27

1,70

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,24

1,24

1,24

1,24

1,24

1,80

1,23

1,22

1,22

1,22

1,22

1,22

1,22

1,21

1,21

1,21

Криволинейная труба

(криволинейных отрезков) данного трубопровода, если выполняется условие

2>р4М1-С,)<0,05.    (3)

л

Здесь — коэффициент, учитывающий стесненность деформации концов для i-й криволинейной трубы; е,- — отношение длины

i-й криволинейной трубы к общей длине трубопровода, при подсчете которой длины криволинейных труб принимаются равными произведению истинной длины на коэффициент податливости kv, т. е.

где Lj

* ^-np f" Е i ^кр/ ’    ^    ^

Кр г п

истинная длина г-й криволинейной трубы;

-общая длина всех прямолинейных труб (отрезков) трубопровода.

Колено, выполненное сваркой из прямых секторов (секторное колено)


Таблица 3

Значения коэффициента С

0

*

60°

90°

Л

Щг

Rlr

2

4

6

8

2

4

6

8

0

0,25

0,37

0,47

0,55

0,42

0,58

0,65

0,70

0,4

0,62

0,73

0,67

0,74

0,77

0,88

0,85

0,88

0,6

0,73

0,82

0,81

0,85

0,84

0,91

0,93

0,95

1,65

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1

1,00

1,00

1,00

В формуле (3) суммирование распространяется на рассматриваемые криволинейные отрезки, а в формуле (4)—на все криволинейные отрезки трубопровода.

PTM 108,020.01—75 Стр. 15


4.8.    Для труб с К > 2,2 можно принимать kp*-=l. Для труб, имеющих значение геометрического параметра 1,65 или значение угла 0*>9О°, принимается 5=1,0.

4.9.    При расчете трубопровода по этапу IV коэффициент податливости следует определять при р=0.

4.10.    Коэффициент податливости колена, сваренного из прямолинейных секторов (секторного колена), определяется согласно указаниям пп. 4.2.—4.9. При этом радиус колена (черт, 4) вычисляется по формуле


где /ср — длина сектора по центральной оси;

0с — угол между его крайними сечениями.

4.11. Для криволинейных труб с плакирующим слоем коэффициент £р* определяется по приведенным указаниям в предположении, что стенка является однослойной и вся толщина ее выполнена из материала основного слоя.


5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА ЭТАПАХ ПОЛНОГО РАСЧЕТА


5.1.    На этапах I, II, III и Ша полного расчета напряжения определяются в концевых и промежуточных сечениях трубопровода. Внутренние силовые факторы (изгибающие моменты МХ9 МУ9 крутящий момент Мг и осевая сила Nz)y принимаемые для расчета напряжений, определяются расчетом трубопровода по соответствующему этапу. В расчетах по этапам III и Ша значения указанных силовых факторов одинаковы (исключение см. п. 2.14).

5.2.    Определение напряжений на этапе I полного расчета

5.2.1.    На этапе I полного расчета трубопровода определяются приведенные напряжения (о)3 в его поперечных сечениях.

5.2.2.    Для поперечных сечений прямолинейных и криволинейных труб составляющие (компоненты) напряженного состояния определяются по формулам:


где


пр*


_Р Ю» (5„    £*)]    .

>—    2f(S„-c*)    ’


/0,8УМ1+М1 |дг А 1 — й" \ w ' F / ' 2 *’


(5)


где


(6)


ог = 0; _ кпМг 2 W ’

W = 0,0982 ЕР

D


А, 2S„

Н


F = kS„(Dh — 5и).


Стр. 16 РТМ 108.020.01—76

Коэффициент прочности сварного стыка <р принимается в соответствии с Нормами расчета на прочность элементов реакторов [2]. При отсутствии продольного или спирального сварного шва

График коэффициента Я

0 0.1 0.2 0,3 0Л 0,5 0.6 0,7 0,6 0.9 1,0 1,1 1,2 13 *4 1,5 А

Черт. 5


Ф = 1.

Значение возможного утонения стенки с* принимается по соответствующим техническим условиям на изготовление и руководящим указаниям по определению повреждения от коррозий.

Коэффициент перегрузки k„ принимается по п. 5.5.2.

5.2.3. Для криволинейных труб, геометрический параметр которых удовлетворяет условию К ,4, дополнительно к определению приведенного напряжения (<т)3 при использовании формул п. 5.2.2 вычисляется приведенное напряжение по формуле

(°)з = £п

О V м1 + М у <r W

Значения величин Ои¥ принимаются по графикам черт. 5 и 6. Значение апр определяется по формуле (5), а значение [он] прини-

PTM 108.020.01—75 Стр. 17


График коэффициента Ф*




Черт. 7


2 Заказ 573


мается по п. 6.3. При X > 0,05 значение Q можно определять также по формуле

2 = 0,93*-°.**

5.2.4. Для трубы с боковым отверстием, в которое вваривается штуцер (т. е. для тройникового узла), приведенное напряжение определяется с учетом «выворачивающего» действия штуцера. Расчет выполняется для трех сечений трубы: А—А, Б—Б, В—В (черт. 7). Приводятся формулы для подсчета составляющих напряженного состояния:

для сечений А — А и В — В

Зф — апр;

°г =    агЛ«У(ш)    ^из(ш))

для сечения Б — Б

'■'ф Jnp    К    агЖЛг(ш)    ^из(ш)’

°z ~ К    ~2~ апр *

Касательное напряжение в указанных сечениях подсчитывается по формуле (6), а радиальное напряжение аг=0.

Подсчет напряжений в сечениях А—А и В — В производится по силовым факторам, действующим в соответствующем сечении. Определение же напряжений в сечении Б — Б производится дважды: в первом случае принимаются силовые факторы сечения А—Л, во втором — силовые факторы сечения В — В; для оценки прочности принимается большее значение (а)з*

Напряжение o^MN (продольное напряжение в трубе) определяется по формуле

_ Мх sin Ф — Мv cos Ф . Nz

3 zMN ’    *

Силовые факторы МХу Myt Nz считаются положительными, если направлены так, как показано на черт. 8. Угол Ф определяет положение отверстия (черт. 7).

Напряжение хт^мддш) (продольное напряжение в трубе Он.шХ Х5и.ш в месте состыковки со штуцером, черт. 9) определяется по формуле

о _Ум1 + М2у [АЫ zMN( ш)    1~ р *

где входящие в формулу величины относятся к указанной трубе.

Коэффициент местных напряжений, вызываемых воздействием штуцера, для сечений А —А и В — В вычисляется по формуле

(^Н.Ш    ^И.ш)    *^И.Ш    |    £)ц     Sh

Группа Ф02

РУКОВОДЯЩИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ

РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ

РТМ 108.020.01-75

Введен впервые


АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ПРОЧНОСТЬ


Указанием Министерства энергетического машиностроения от 16 июля 1976 г. № ПС-002/603 срок действия установлен

с 1 мая 1976 г.

до 1 мая 1981 г.

Настоящий руководящий технический материал (РТМ) определяет основные требования к расчету прочности трубопроводов первого и второго контуров атомных электростанций (АЭС) с водоводяными и графито-водяными (уран-графитовыми) реакторами на совместное действие внутреннего давления, весовой нагрузки и самокомпенсации температурных расширений.

В РТМ даны также указания по расчету трубопроводов с учетом температурных напряжений, возникающих на нестационарных режимах работы, а также с учетом сейсмического воздействия и других нагрузок.

Требования РТМ могут быть распространены и на другие трубопроводы указанных АЭС, а именно на трубопроводы, к которым предъявляется требование повышенной надежности.

РТМ распространяется на расчет только низкотемпературных трубопроводов. К таким трубопроводам относятся трубопроводы из углеродистых и низколегированных сталей, эксплуатирующиеся при рабочей температуре не более 360°С, и трубопроводы из хро-монике*.евых аустенитных сталей с рабочей температурой не выше 450°С.

Трубопроводы, на которые распространяется настоящий РТМ, должны удовлетворять соответствующим требованиям, содержа-

PTM 108.020.01—75 Стр. 19

При определении напряжения Оф в сечении Б — Б коэффициент &из(ш) подсчитывается по той же формуле, но с подстановкой вместо Sn/ (черт. 9).

Силовые факторы в поперечном сечении тройни-нового узла

Черт. 8

Напряжение 0np определяется по формуле (5).

Коэффициент перегрузки kn принимается по п. 5.5.2.

5.2.5. Для равнопроходного или почти равнопроходного трой-никового узла (отношение большего наружного диаметра к меньшему не более 1,3) дополнительно к расчету (о)3 с использованием формул п. 5.2.4 вычисляется приведенное напряжение по формуле п. 5.2.3, причем геометрический коэффициент трубы к в данном случае определяется как отношение толщины стенки к среднему радиусу поперечного сечения (K~SJr).

Расчет по настоящему пункту выполняется для сечений всех трубопроводных участков, сходящихся в данном тройниковом узле (эти сечения обозначены на черт. 10 черточками).

5.3. Определение напряжений на этапе II 1а полного расчета

5.3.1.    На этапе II 1а полного расчета определяются приведенные напряжения (а)я2, соответствующие размаху нагрузок при переходе трубопровода из холодного состояния в рабочее и обратно.

5.3.2.    Для прямолинейных труб и криволинейных труб с X ^ 1,4 составляющие напряженного состояния определяются по форму-

2*

Стр. 2 PTiVt 108.020.01—75

щимся в Правилах по устройству и безопасной эксплуатации оборудования атомных электростанций [3].

РТМ составлен в соответствии с требованиями норм расчета на прочность оборудования АЭС [2]. При его подготовке использованы также материалы РТМ по расчету трубопроводов тепловых электрических станций [4], 15].

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Толщина стенки труб и штуцеров, а также размеры заглушек и приварных накладок для укрепления отверстий должны определяться расчетом прочности на действие давления по нормам расчета на прочность оборудования АЭС [2].

Для выполнения расчета прочности трубопроводов по настоящему РТМ необходимо предварительное определение возникающих в них внутренних сил и моментов. Применяющиеся для этой цели методики и программы основываются на различных классических и специальных методах раскрытия статической неопределимости. Эффективный алгоритм расчета внутренних силовых факторов в участках трубопроводной системы, основанный на специальном методе раскрытия статической неопределимости, изложен в приложении 1.

Предусматривается выполнение расчета прочности трубопровода как на статическое, так и на циклическое нагружение. Расчет на статическое нагружение производится по формулам, полученным по методу предельных нагрузок. Расчет же на циклическое на!ружение выполняется в двух вариантах: на приспособляемость и на малоцикловую усталость. Содержащиеся в РТМ указания по расчету на циклическое нагружение основываются на результатах теоретического и экспериментального исследования сопротивления трубопроводов переменному нагружению.

Предусматривается применение теории наибольших касательных напряжений для определения приведенных (эквивалентных) напряжений. Согласно этой теории определение приведенного напряжения в сечении трубопровода производится следующим образом. Подсчитываются главные напряжения по формулам:

s = 4*"И*) ± 4"^    —    °*)2    +    4т2;

где Оф — нормальное окружное напряжение, кгс/см2; az — нормальное осевое напряжение, кгс/см2; аг — нормальное радиальное напряжение, кгс/см2; х —касательное напряжение кручения, кгс/см2.

Из трех полученных значений главных напряжений выбираются наибольшее и наименьшее (с учетом знака); они обозначаются и 0з соответственно. Разность а\ — о3 и дает величину приведенного напряжения, по которому производится оценка прочности.

РТМ 108.020.01—75    Стр, 3

В РТМ приводятся все необходимые указания и формулы по определению составляющих напряженного состояния сг2, аг, т в элементе трубопровода. Подсчет приведенного напряжения должен выполняться по изложенной методике. В отдельных случаях приводятся формулы для приведенного напряжения в окончательном виде.

Наличие двух знаков (плюс, минус) перед слагаемым в формулах, приведенных в РТМ, означает, что расчет приведенного напряжения с использованием данной формулы должен производиться как при принятии знака «плюс», так и при принятии знака «минус». Для оценки прочности берется большее значение приведенного напряжения.

1.2. Условные обозначения:

Д, — номинальный наружный диаметр поперечного сечения трубы, см;

— SH)/2), см;

5И —номинальная толщина стенки трубы, см; г—средний радиус поперечного сечения (r=(DH

R — радиус оси криволинейной трубы, см; а — эллиптичность (овальность) поперечного сечения (отношение разности максимального и минимального наружных диаметров сечения к их полусумме), %;

F — площадь поперечного сечения трубы, см2;

W — момент сопротивления, см3;


X—безразмерный геометрический параметр (X —

О*—угол между крайними сечениями криволинейной трубы, град;

tp — рабочая температура стенки участка трубопровода, °С;

Мх, Му, Мг — изгибающие и крутящий моменты в сечении тру

tx—температура стенки в холодном состоянии, °С; tH—температура нагрева участка трубопровода, °С; р — расчетное давление в трубопроводе, кгс/см2;

бопровода, кгс*см;


Nz — осевая сила в сечении трубопровода, возникающая под действием весовой нагрузки и само-компенсации температурных расширений, кгс; ш — безразмерный параметр внутреннего давления

Е — модуль упругости материала, кгс/см2;

Ер — модуль упругости материала при рабочей температуре, кгс/см2;

Ех — то же, в холодном состоянии, кгс/см2;

Стр. 4 РТМ 108.020,01—75

kv — коэффициент податливости криволинейной трубы, учитывающий влияние внутреннего давления (отношение податливостей на изгиб криволинейной и прямолинейной труб одинакового сечения и из одинакового материала); к* — коэффициент податливости криволинейной трубы, учитывающий влияние внутреннего давления и сопряжения с прямолинейными трубами; — коэффициент интенсификации изгибных поперечных напряжений в криволинейной трубе;

$т — коэффициент интенсификации изгибных продольных напряжений в криволинейной трубе; о„р — приведенное напряжение в стенке трубы, возникающее под действием внутреннего давления, кгс/см2;

°°zmn' °zmn(ш) — продольные напряжения, возникающие под действием изгибающего момента и осевой силы, кгс/см2;

—окружное (тангенциальное) напряжение в стенке трубы, кгс/см2; аг—осевое (продольное) напряжение в стенке трубы, кгс/см2;

ог — радиальное напряжение в стенке трубы, кгс/см2; х — напряжение кручения, кгс/см2;

(а)ш _ температурные напряжения, возникающие вследствие перепада температуры по толщине стенки, кгс/см2;

(а)3, (а)^, fob—приведенные напряжения, кгс/см2, [2];

н] — номинальное допускаемое напряжение, кгс/см2; f — коэффициент прочности продольного сварного стыка;

кп — коэффициент перегрузки;

а3 — коэффициент концентрации тангенциальных напряжений около кромки бокового отверстия трубы при упругом нагружении ее давлением; &из<ш) — коэффициент местных изгибных напряжений в трубе от воздействия штуцера; с* — возможное утонение стенки трубы (сумма утонения, определяемого минусовым допуском полуфабриката, и утонений, возникающих вследствие технологических операций и коррозии), см.

2. ЭТАПЫ ПОЛНОГО РАСЧЕТА

2.1. Для оненки прочности трубопровода, а также для определения передаваемых им усилий на оборудование и перемещений сечений его при нагреве производится полный расчет трубопровода. Он складывается из ряда расчетов (этапов), каждый из ко-

PTM 108.020.01—75 Стр. 5

торых выполняется на совместное действие определенного частного сочетания нагружающих факторов (табл. 1).

Как видно из табл. 1, для оценки прочности трубопровода требуется проведение расчетов только по этапам I, III и Ша.

2.2.    В этапах I, II, III и Ша полного расчета внутреннее давление на участке трубопровода принимается равным максимальному рабочему давлению транспортируемой среды на этом участке (расчетному давлению |2]).

2.3.    Рабочая температура стенки участка трубопровода iv принимается равной максимальной рабочей температуре транспортируемой среды в пределах этого участка.

2.4.    В расчете по этапам III и Ша в качестве температуры нагрева участка трубопровода принимается разность температур рабочего и холодного состояний, т. е. tn=tp~tx. Значение коэффициента линейного расширения принимается в зависимости от рабочей температуры tp.

2.5.    Расчет по этапу I производится при нулевом значении температуры нагрева трубопровода (или при нулевом значении коэффициента линейного расширения) и нулевых значениях «собственных» смещений концевых защемленных сечений (эти смещения вызываются температуным расширением корпуса оборудования).

2.6.    Расчет трубопроводов по этапу II производится при введении значений температуры нагрева tu.

2.7.    Расчет трубопроводов по этапу IV выполняется при нулевом значении температуры нагрева (или нулевом значении коэффициента линейного расширения).

2.8.    Расчет по этапам I и II производится при модулях упругости материала, соответствующих рабочей температуре £р, а расчет по этапам III, Ша и IV — при модулях упругости, соответствующих температуре холодного состояния tx. Значение модуля упругости следует принимать по данным Норм расчета на прочность элементов реакторов [2].

2.9.    Коэффициент линейного расширения материала следует принимать по Нормам расчета на прочность элементов реакторов [2].

2.10.    Расчеты по этапам I, II, IV выполняются с учетом соответствующих реакций промежуточных упругих опор, т. е. усилий их в рабочем (для этапов I, II) и холодном (для этапа IV) состоянии трубопровода 1.

Расчет по этапам III и Ша выполняется с учетом усилий сопротивления промежуточных упугих опор, возникающих в результате деформирования трубопровода при нагревании. Эти усилия (они равны приращениям нагрузок опор при переходе трубопровода из рабочего состояния в холодное) автоматически учитываются, если расчет выполняется по схеме нагреваемого трубопро-

Этапы полного расчета 2 3

Таблица 1

Обозна

чение

этапа

Содержание расчета

Учитываемые нагружающие факторы

Назначение

1

Расчет на действие несамоуравно-вещенных нагрузок *

Внутреннее давление; весовая нагрузка

Оценка статической прочности

11

Расчет на совместное действие всех нагрузок для рабочего состояния

То же, и температурное расширение (самокомпеисация); «собственные» смещения защемленных концов; монтажная растяжка

Определение усилий воздействия трубопровода на оборудование

(На

Расчет на действие переменных нагрузок (самоуравновешенных и не-самоуравновешенных) *

Внутреннее давление; температурное расширение; «собственные» смещения защемленных концов

Оценка усталостной прочности по критерию приспособляемости **

III

Расчет на действие переменных нагрузок с учетом концентрации напряжений и дополнительных напряжений от неправильности формы сечения

То же

Оценка усталостной прочности. Определение температурных перемещений, т. е. перемещений при переходе трубопровода из холодного состояния в рабочее

IV

Расчет для холодного (нерабочего) состояния на совместное действие всех нагрузок

Весовая нагрузка: монтажная растяжка

Определение усилий воздействия трубопровода на оборудование

вода, опирающегося на упругие опоры; при этом в расчет вводятся фактические жесткости последних.

2.11.    Воздействие на трубопровод опор скольжения и направляющих опор учитывается на всех этапах полного расчета. При этом на трубопровод в местах установки опор накладываются жесткие связи, исключающие недопустимые перемещения.

В настоящее время разрабатываются методы расчета внутренних усилий в трубопроводе с учетом сил трения, возникающих в опорах скольжения и в направляющих опорах. При применении таких методов силы трения следует учитывать в этапах II, III и II 1а полного расчета.

2.12.    В случае когда усилия воздействия трубопровода на оборудование в холодном состоянии могут быть определены по п. 3.3, выполнение расчета по этапу IV не является обязательным.

2.13.    Учет монтажной растяжки в расчетах по этапам II и IV рассмотрен в пп. 7.4, 7.7.

2.14.    Если трубопровод эксплуатируется не в единственном варианте стационарного рабочего режима, то расчет его по этапам II, III, II 1а следует выполнять для всех режимов с введением соответствующих значений температуры нагрева tn и давления р.

Если предусматриваются циклы нагружения трубопровода 2 без полного охлаждения, то требуется выполнение расчета по этапу III и для таких циклов; при этом вместо величин tu и р принимаются соответствующие перепады температуры и давления цикла.

2.15.    Возможны случаи, когда температурное расширение трубопровода в значительной мере опережает температурное расширение оборудования, вызывающее «собственные» смещения концов трубопровода (например, трубная обвязка массивного сосуда). Если при этом указанные «собственные» смещения существенно влияют на возникающие в трубопроводе усилия от самокомпенса-ции (при полном прогреве трубопровода и оборудования доля от этих смещений составляет более 20%), то требуется выполнение расчета его с анализом переходных состояний для нахождения максимальных напряжений (см. п. 3.3 [2]) и максимальных нагрузок на оборудование. При отсутствии необходимых данных для такого анализа можно расчет трубопровода выполнять по упрощенной схеме, гарантирующей получение результатов с погрешностью в безопасную сторону (например, исключение из расчета «собственных» смещений, если они направлены так, что снижают напряжения и усилия в трубопроводе, и т. п.).

Аналогичным образом следует рассматривать случаи, когда происходит существенно неодновременное температурное расширение всех участков (ответвлений) трубопровода. 4

Стр. 8 РТМ 108.020.01—75

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСИЛИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБОРУДОВАНИЕ

3.1.    Усилия воздействия трубопровода на оборудование (нагрузки на оборудование), к которому он присоединен, определяются расчетами по этапам II и IV. Расчетом по этапу III (или Ша) определяются приращения усилий трубопровода при переходе его из холодного состояния в рабочее.

3.2.    Если в трубопроводе не применяется монтажная растяжка, то усилия воздействия его на оборудование в рабочем состоянии можно определять без выполнения специального расчета по этапу II. При этом применяется формула

Хм = Х\ + Х\\\-

где Хп —значение какого-либо силового фактора (вертикальная сила, момент в горизонтальной плоскости и т. д.) из совокупности искомых усилий;

Хи Х\и—значения того же силового фактора, определяемые на этапах I и III (или Ша) полного расчета.

3.3.    В случае когда рабочие температуры всех участков трубопровода одинаковы, усилия воздействия на оборудование в холодном состоянии можно определять по формуле

Хп = (Хи - А ,)|^ + X, - Хш ,

где Xw —значение какого-либо силового фактора из совокупности искомых усилий;

Хц, Хщ — значения того же силового фактора, вычисленные на этапах II и III (или Ша).

3.4.    Наличие в стенке трубопровода плакирующего слоя должно учитываться при определении передаваемых им усилий воздействия на оборудование.

3.5.    Определение усилий воздействия трубопровода на оборудование в особых случаях — см. п. 2.15.

3.6.    Допустимые нагрузки на оборудование устанавливаются заводом-изготовителем.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОДАТЛИВОСТИ КРИВОЛИНЕЙНЫХ ТРУБ И СЕКТОРНЫХ КОЛЕН

4.1.    При раскрытии статической неопределимости трубопровода учитывается повышенная податливость на изгиб криволинейных труб и секторных колен. При этом требуется определение коэффициента податливости этих элементов.

4.2.    Коэффициент податливости криволинейной трубы kp* вычисляется как произведение коэффициента податливости kp, определяемого без учета стесненности деформации ее концов от влияния примыкающих прямолинейных труб, на коэффициент учитывающий эту стесненность деформации, т. е.

1

Имеются программы расчета трубопроводов на ЭЦВМ, предусматривающие определение рабочих нагрузок упругих опор, а также выбор пружин для них в ходе выполнения полного расчета [1].

2

Несамоурав повешенные нагрузки образуются приложенными внешними поверхностными и массовыми силами. С а м о-уравнове шейные нагрузки вызываются деформациями или смещениями при наличии связей, препятствующих свободному деформированию или. кинематической подвижности; такие нагрузки возникают только п статически неопределимых конструкциях.

3

П р и с п о с о б л я ем о с т ь — при об ретен не ко нетр у к цией ос та точных напряжений при первом и а гр у жен и и. пре дот-вр а ща-юоц их воз н и к -ковение пластических деформаций при повторных нагружениях.

4

Под циклом нагружения трубопровода понимается повторяющийся режим его работы, включающий этапы повышения и понижения параметров рабочей среды и заключенные между ними установившиеся состояния.