Расчет на прочность и устойчивость газопровода пример

Расчет на прочность и устойчивость газопровода пример

Газопровод должен быть прочным и устойчивым к внешним воздействиям. Для этого необходимы проверки на всех этапах строительства и испытаний. Но самое главное – ответственно подойти к проектированию сети газоснабжения.

Основные проектные расчеты

При расчете прочности газопровода учитывается его устойчивость к нагрузкам и внешним воздействиям следующих типов:

• силовым (внутреннему давлению газа, массе газопровода, давлению грунта, нагрузкам при испытаниях, гидростатическому давлению);
• деформационным (воздействию температур, просадкам и другим изменениям грунта, напряжениям газопровода, связанным с изгибами и другими конструкционными особенностями);
• сейсмическим.

Для расчета прочности полиэтиленовых трубопроводов обязательно должны учитываться свойства материала. В первую очередь, минимальное значение длительной нагрузки (определяется ГОСТ Р 50838).

Также внимание нужно уделить ползучести материала используемых труб, коэффициентам Пуассона и линейного теплового расширения.

При этом при расчетах параметров в качестве стандартного срока службы берется значение в 50 лет.

При разработке проекта также нужно производить расчет предварительного напряжения газопровода в соответствии с технологией сварки стыковых соединений и его конструктивными особенностями. Для определения нагрузок, возникающих из-за пучения, просадки и других деформаций грунта, понадобится комплексный анализ структуры грунта на участке, где будет укладываться трубопровод.

Дополнительные факторы расчета

Проведенные расчеты согласно требованиям СНиП 42-01 обязательно должны быть проверены на правильность с учетом одновременного воздействия всех возможных силовых и деформационных нагрузок. Также желательно просчитать степень допустимой овализации для труб круглой формы.

В рамках произведения расчетов рекомендуется сразу определить величину необходимой балластировки и ее тип: грунт обратной засыпки с нетканым материалом, пригруз из минерального грунта и синтетических тканей или слой из материалов высокой плотности (чугуна, железобетона).

Расчет газопроводов на прочность и устойчивость
Описание методологии корректного расчета прочности и устойчивости газопровода до начала работ по укладке труб

Источник: citiweld.ru

1.3 Основные физические свойства газов

В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82¼98%);
• газы газоконденсатных месторождений, содержащих 80¼95% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);
• газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30¼70% метана и значительное количество тяжелых углеводородов.

Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м 3 принято называть сухими или тощими, а с большим содержанием углеводородов – жирными.

Количество газа, как и любого другого вещества, естественно выражать в единицах массы. Однако принято определять не массу газа, а его объем, приведенный к стандартным условиям. Стандартные условия – это давление, равное 0,1013МПа, и температура 293 К (20 ºС). Не следует путать стандартные условия с нормальными, (0,1013 МПа и 273К).

Расход газа выражают как в единицах массы, так и в единицах объема. Массовый расход, если нет путевых отборов или подкачек, не изменяется по длине газопровода. Объемный расход возрастает, так как давление по длине газопровода снижается.

Коммерческий расход – аналог массового: по длине газопровода он остается неизменным.

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

Плотность газа ρ зависит от давления и температуры. Поэтому данные о плотности должны сопровождаться указанием условий (давление и температура). Однако, когда речь идет о плотности при стандартных условиях, указание на эти условия часто опускают.

Плотность газа (газовой смеси) определяется по правилу аддитивности (сложения)

где a1¼an – объемные (молярные) концентрации компонентов смеси;

r1¼rn – плотности компонентов смеси.

При этом различают нормальные (T=273,15 K и P=0,1013 МПа) и стандартные (T=293,15 K и P=0,1013 МПа) условия.

При нормальных условиях плотность газа можно определить по его молярной массе

где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м 3 /кмоль

– молярная масса природного газа, кг/кмоль;

ai , Mi – соответственно объемная доля и молярная масса i-го компонента

Пересчет плотности газа с одних параметров состояния (P1, T1, z1) на другие (P, T, z) можно осуществить по формуле

где P и P1 – абсолютные давления газа;

T и T1 – абсолютные температуры газа;

z и z1 –коэффициенты сжимаемости газа;

Газовая постоянная природного газа (Дж/(кг×К)) зависит от состава газовой смеси

где `R– универсальная газовая постоянная R=8314,3 Н×м/(кмоль×К).

Псевдокрититические температура и давление газовой смеси определяются по формулам

где TКР i и PКР i – соответственно абсолютные критические температура и давление i-го компонента газовой смеси.

Критическое давление PКР – давление при котором и выше которого нельзя испарить жидкость.

Псевдокритические параметры природного газа в соответствии с нормами технологического проектирования могут быть найдены по известной плотности при стандартных условиях rСТ

Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа. Коэффициент сжимаемости z определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления либо по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами проектирования [13]

Динамическая вязкость газа (Па×с) определяется по формуле

Кинематическая вязкость газа определяется из соотношения

Теплоемкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Изобарная теплоемкость (кДж/(кг×К)) природного газа с содержанием метана 85% и более согласно отраслевым нормам ОНТП 51-1-85 определяется по формуле

Понижение давления по длине газопровода и дросселирование газа на ГРС сопровождается охлаждением газа. Это явление учитывается коэффициентом Джоуля-Томпсона (К/МПа), для определения которого отраслевыми нормами [13] рекомендуется зависимость (для природных газов с содержанием метана 85% и более)

где CP – средняя изобарная теплоемкость газа, определяемая для средних значений температуры и давления в процессе дросселирования.

ГЛАВА II. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

2.1 Определение толщины стенки трубопровода

Источник: https://progazosnabgenie.ru/gazovaya-armatura/raschet-na-prochnost-i-ustojchivost-gazoprovoda-primer.html

Расчет надземных газопроводов на прочность при проведении экспертизы промышленной безопасности

работающее под избыточным давлением»: утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 г. № 116, опубл. 22.09.2014 г., бюл. нормативных актов федеральных органов исполнительной власти № 38. — 112 с.

3. Перевод промышленно-отопительных котлов с парового на водогрейный режим / Глущенко Л.Ф., Шевцов Д.С., Кунцевич Б.Ф. — Киев: Бущвельник, 1982. — 85 с.

4. РД 34.26.101-94. Методические указания по расчету предельно допустимой температуры нагреваемой воды, обеспечивающей отсутствие поверхностного кипения в водогрейных котлах. Введ. 1995-07-01. -Вып.5. — М.: ГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 1995. — 74 с.

5. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия, 1998 г. — 296 с.

© Н.В. Кружилин, А.А. Короткий, А.В. Панфилов, 2015

УДК 621.6.01

Кульков Егор Павлович

г. Кропоткин, РФ Ватутин Александр Александрович инженер, эксперт ООО «Инженерно- технический центр»

г. Кропоткин, РФ

РАСЧЕТ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЭКСПЕРТИЗЫ

ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Аннотация

В статье рассматриваются один из простейших методов расчета надземных газопроводов на прочность в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности, в объеме достаточном для определения возможности его дальнейшей безопасной эксплуатации. Расчет основывается на результатах ультразвуковой толщинометрии элементов газопроводов.

Ключевые слова

Расчет надземных газопроводов на прочность, экспертиза промышленной безопасности газопроводов.

Расчет на прочность сводится к определению допустимого рабочего давления для труб и соединительных деталей газопровода, в отношении которого проводится техническое диагностирования в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности.

При расчете используется минимальное значение толщин стенок труб и соединительных деталей газопровода, полученное в результате ультразвуковой толщинометрии. К расчету принимаются трубы и соединительные детали с утонением стенки более чем на 15 % по сравнению с паспортными данными [1, с. 16].

В случае если в результате проведения ультразвуковой толщинометрии не будут обнаружены участки газопровода на которых утонение стенки превысит величину более 15%, по сравнению с паспортными данными, расчет на прочность не проводится.

Рассмотрим пример расчета участка газопровода из трубы 0426*10,0, исходные данные приведены в таблице 1, результаты расчета приведены в таблице 2.

МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №9/2015 ISSN 2410-700Х_

Таблица 1

Исходные данные для расчета.

— Марка стали элемента Сталь 20

— Транспортируемая среда Природный газ

tnom Принято минимальное значение толщины стенки труб или соединительных деталей — по результатам измерений, мм 8,0

de Наружный диаметр труб и соединительных деталей, мм 426

n Коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей 1,0

Run Номинальное сопротивление металла по временному сопротивлению, МПа 412

Ryn Номинальное сопротивление металла по пределу текучести, МПа 245

Допускаемое рабочее давление для труб, отводов, днищ и основной трубы тройников, определяется по формуле [2, с. 46]:

2

V

'Ш1П

Ч -1>2гпот где значение R определяется по условию [2, с. 45]:

Таблица 2

Результаты расчета.

Обозначение величин Название величин, ед. изм. Значение величин для различных элементов

Труба бесшовная 0 426×10,0

Run /2,6 -, МПа 159

Ryn /1,5 -, МПа 163

Р Допускаемое рабочее давление, МПа 5,36

Если по условиям прочности при статическом нагружении отдельные элементы газопровода из-за утонения стенок от коррозии, эрозии или каких-либо других повреждений, а также из-за снижения механических свойств основного металла или сварных соединений не обеспечивает нормативного запаса прочности при расчетных параметрах, продление срока эксплуатации возможно после восстановительного ремонта элементов газопровода, не удовлетворяющих условиям прочности. [1, с. 18]

Данный подход к расчету надземных газопроводов на прочность, в рамках проведения экспертизы промышленной безопасности, позволяет с достаточной точностью проанализировать прочностные свойства газопровода для определения возможности его дальнейшей безопасной эксплуатации.

Исходные данные для расчета изменяются в зависимости от характеристик материалов из которых выполнен газопровод. Номинальное сопротивление металла по временному сопротивлению и номинальное сопротивление металла по пределу текучести принимаются в зависимости от марки стали из которой выполнен участок газопровода используемый при расчете.

Именно расчет на прочность позволяет определить конкретные участки газопроводов подлежащие замене.

Выявление проблемных участков газопроводов в процессе проведение неразрушающего контроля является залогом дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода и как следствие опасного производственного объекта в целом.

При эксплуатации газопроводов, выполнении их периодических обходов, следует обращать внимание на состояние наружной поверхности газопроводов, как правило именно внешняя коррозия и является причиной нарушения прочностных свойств металла, в результате его утонения.

Внутренняя коррозия металла труб газопровода при соблюдении условий эксплуатации мало вероятна, возможен эрозионный износ при недостаточной отчистки используемого газа от механических примесей. Список использованной литературы:

Источник: https://cyberleninka.ru/article/n/raschet-nadzemnyh-gazoprovodov-na-prochnost-pri-provedenii-ekspertizy-promyshlennoy-bezopasnosti

Расчет газопровода на прочность и устойчивость

Федеральное агентство  по образованию

ФГОУ ВПО «Северо-Восточный Федеральный университет им.М.К. Аммосова»

Финансово-экономический  институт

Кафедра Менеджмента  горно-геологической отрасли

Курсовая  работа

по дисциплине «Сооружение  и эксплуатация трубопроводных систем»

на тему: «Расчет газопровода  на прочность и устойчивость»

Выполнила:

студентка группы ЭУНГ-09с

Данилова Людмила Ильинична

Якутск 2011 
СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………..…ГЛАВА I. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ Магистральные газопроводы…………………………………………… Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов…………………………………………………………………………………………………. Основные физические свойства газов…………………………………… ГЛАВА II. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ2.1 Определение толщины  стенки трубопровода ………………………….2.2 Обеспечение кольцевой  формы поперечных сечений газопровода  и проверка условий местной  устойчивости стенок……………………………….2.3 Расчет на прочность  и устойчивость……………………………………ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………..БИБЛИОГРАФИЯ……………………………………………………………..

347101415182123

ВВЕДЕНИЕ

В состав сооружений магистрального газопровода входят линейная часть (непосредственно трубопровод) и компрессорные станции.

Газопровод, подающий газ  из района добычи в район потребления, называется базовым; газопровод, предназначенный  для подачи газа из базового газопровода  в области, города, крупные населённые пункты и газопроводы-отводы, – распределительный.

Газопровод – отвод  подаёт газ отдельным городам, посёлкам, промышленным потребителям.

По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов КС разделяются на:

— станции, оборудованные  поршневыми компрессорами с газомоторным  приводом (газомотокомпрессорами);

— станции, оборудованные  центробежными нагнетателями с  приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

На газопроводах большой  пропускной способности (более 5 млрд. м3/год) применяют центробежные нагнетатели. При выборе типа привода исходят из технико–экономических соображений.

Многочисленные исследования эффективности применения различных типов приводов показали наибольшую экономичность газотурбинных установок.

Однако в некоторых случаях, например, при небольших расстояниях между КС и источником электроэнергии электропривод является конкурентоспособным. Практически именно параметрами КС определяется режим работы газопровода.

ГЛАВА I. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1 Магистральные  газопроводы.

В состав магистральных газопроводов (МГ) входят: линейные сооружения, компрессорные станции КС, газораспределительные станции (ГРС), пункты измерения расхода газа, станции охлаждения газа (СОГ) (при необходимости).

Параметры попутного  газа, транспортируемого по МГ, следует  принимать с учетом предотвращения выпадения конденсата в газопроводе.

Здания следует предусматривать  для оборудования, размещение которого на открытых площадках недопустимо.

В состав линейных сооружений  входят: газопровод с отводами и  лупингами, переходы через естественные и искусственные препятствия, перемычки, узлы редуцирования, узлы очистки газопровода, узлы сбора продуктов очистки полости газопровода, узлы подключения КС, запорная арматура, система электроснабжения линейных потребителей, устройства контроля и автоматики, система телемеханизации, система оперативно-технической связи, система электрохимической защиты, здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома обходчиков и т.д.).

Для обеспечения максимальных значений коэффициента гидравлической эффективности (E) следует предусматривать периодическую очистку полости газопровода, как правило, без прекращения подачи газа.

Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты, усилительные пункты кабельной или  радиорелейной линии связи, а  также контролируемые пункты телемеханики следует предусматривать, как правило, совмещенными.

Диаметры резервных  ниток перехода принимаются одинаковыми с диаметром МГ. Допускается предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим давлением. Общую резервную нитку подключают автономно к каждому газопроводу.

При параллельной прокладке  МГ следует предусматривать перемычки:

— для газопроводов  с одинаковым давлением — с  запорной арматурой;

— для газопроводов  с различным давлением — с узлами  редуцирования, предохранительными устройствами и запорной арматурой.

Перемычки располагают  на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также  до и после КС, между охранными кранами.

Минимальное допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток принимается не менее 0,7.

Узлы очистки газопровода  совмещают с узлами подключения  КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.

Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости  от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

300 м3 — для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;

500 м3 — для газопровода диаметром 1420 мм.

На запорной арматуре на перемычках, на подключениях и отводах, на нитках многониточных переходов  следует предусматривать автоматы аварийного закрытия кранов. Они должны обеспечивать закрытие кранов при темпе падения давления в МГ на 10-15% в течение 1-3 минут. При отсутствии автоматов предусматривается телеуправление этими кранами.

Для каждого линейно-производственного  управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать  телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления.

Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС.

Предусматривается контроль температуры грунта на глубине оси заложения трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков с передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.

Количество газа , которое  может быть передано по газопроводу  в сутки (млн.

м3/сут при 293,15 К и 0,1013 МПа) при стационарном режиме, максимально возможном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и принятых рабочих параметрах (рабочее давление, коэффициент гидравлической эффективности, температура грунта и воздуха, температура газа) называется пропускной способностью МГ.

Проектной пропускной способностью МГ называется пропускная способность, соответствующая оптимальному технологическому варианту.

Проектирование МГ производится по оценочной (расчетной) пропускной способности

                                                                   (1.1)

где  QГ — заданная годовая производительность МГ (млрд. м3/год);

        — оценочный коэффициент использования пропускной способности:

                                           ,                                     (1.2)

где  — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, = 0,95;

— коэффициент экстремальных  температур, = 0,98;

— коэффициент надежности МГ (приложение 2).

Производительностью принято называть фактическое количество газа, передаваемое  по МГ.

1.2 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

Система доставки продукции  газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую  цепочку.

С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода.

Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (рис.1).

Для поддержания давления газа по трассе газопровода устанавливаются  компрессорные станции (КС) с интервалом 80¼120 км.

Объекты КС следует проектировать  в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуются  центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом – около 20%.

К линейным сооружениям  относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства.  К линейным сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными  запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными  кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной  системы потребителей. ГРС также  оборудуются узлами учета и установками  очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).

После ГРС газ поступает в  газовые сети населенных пунктов, которые  подают газ к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП). К крупным потребителям газа также относятся тепловые электростанции и газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).

Для сглаживания неравномерности  потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной компрессорной станцией.

В зависимости от конкретных условий  эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружаются не всегда.

Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса [16]:

1-й класс – при  рабочем давлении свыше 2,5 МПа  до 10 МПа включительно;

2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые  при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным  газопроводам не относятся. Протяженность  магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.

Источник: https://freepapers.ru/43/raschet-gazoprovoda-na-prochnost-i/219682.1424252.list1.html

Расчет трубы на прочность

Опубликовано 29 Ноя 2016
Рубрика: Механика | 16 комментариев

С опорами, стойками, колоннами, емкостями из стальных труб и обечаек мы сталкиваемся на каждом шагу. Область использования кольцевого трубного профиля неимоверно широка: от дачных водопроводов, столбиков заборов и опор козырьков до магистральных нефтепроводов и газопроводов, …

… огромных колонн зданий и сооружений, корпусов самых разнообразных установок и резервуаров.

Труба, имея замкнутый контур, обладает одним очень важным преимуществом: она имеет значительно большую жесткость, чем открытые сечения швеллеров, уголков, С-профилей при одинаковых габаритных размерах. Это означает, что из труб конструкции получаются легче – их масса меньше!

Выполнить расчет трубы на прочность при приложенной осевой сжимающей нагрузке (довольно часто встречающаяся на практике схема) на первый взгляд довольно просто – поделил нагрузку на площадь сечения и сравнил полученные напряжения с допускаемыми. При растягивающей трубу силе этого будет достаточно. Но не в случае сжатия!

Но есть еще одна форма потери устойчивости, которую не многие проверяют – местная. Это когда жесткость стенки трубы «заканчивается» при приложении нагрузок раньше общей жесткости обечайки. Стенка как бы «подламывается» внутрь, при этом кольцевое сечение в этом месте локально значительно деформируется относительно исходных круговых форм.

Предложенная далее программа выполняет комплексный проверочный расчет трубы на прочность и устойчивость в Excel при воздействии внешних нагрузок и давлений на круглую обечайку.

Для справки: круглая обечайка – это лист, свернутый в цилиндр, кусок трубы без дна и крышки.

Расчет в Excel основан на материалах ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. (Издание (апрель 2003 г.) с Поправкой (ИУС 2-97, 4-2005)).

Цилиндрическая обечайка. Расчет в Excel

Работу программы рассмотрим на примере простого часто задаваемого в Интернете вопроса: «Сколько килограммов вертикальной нагрузки должна нести 3-х метровая стойка-опора из 57-ой трубы (Ст3)?»

Исходные данные:

Значения для первых 5-и исходных параметров следует взять в ГОСТ 14249-89. По примечаниям к ячейкам их легко найти в документе.

В ячейки D8 – D10 записываются размеры трубы.

В ячейки  D11– D15 пользователем задаются нагрузки, действующие на трубу.

При приложении избыточного давления изнутри обечайки значение наружного избыточного давления следует задать равным нулю.

Аналогично, при задании избыточного давления снаружи трубы значение внутреннего избыточного давления следует принять равным нулю.

Внимание!!! В примечаниях к ячейкам столбца «Значения» содержатся ссылки на соответствующие номера приложений, таблиц, чертежей, пунктов, формул ГОСТ 14249-89.

Результаты расчетов:

Программа вычисляет коэффициенты нагрузок – отношения действующих нагрузок к допускаемым. Если полученное значение коэффициента больше единицы, то это означает, что труба перегружена.

В принципе, пользователю достаточно видеть только последнюю строку расчетов – суммарный коэффициент общей нагрузки, который учитывает совместное влияние всех сил, момента и давления.

По нормам примененного ГОСТа труба ø57×3,5 из Ст3 длиной 3 метра при указанной схеме закрепления концов «способна нести»  4700 Н или 479,1 кг центрально приложенной вертикальной нагрузки с запасом ~2%.

Но стоит сместить нагрузку от оси на край сечения трубы – на 28,5 мм (что на практике может реально произойти), появится момент:

М=4700*0,0285=134 Нм

И программа выдаст результат превышения допустимых нагрузок на 10%:

kн=1,10

Не стоит пренебрегать запасом прочности и устойчивости!

Всё — расчет в Excel трубы на прочность и устойчивость закончен.

Заключение

Конечно, примененный стандарт устанавливает нормы и методы именно для элементов сосудов и аппаратов, но что нам мешает распространить эту методику на другие области? Если вы разобрались в теме, и запас, заложенный в ГОСТе, считаете чрезмерно большим для вашего случая – замените значение коэффициента запаса устойчивости ny с 2,4 на 1,0. Программа выполнит расчет вообще без учета какого-либо запаса.

Значение 2,4, применяемое для рабочих условий сосудов, может служить в иных ситуациях просто ориентиром.

С другой стороны — очевидно, что, рассчитанные по нормативам для сосудов и аппаратов, стойки из трубы будут работать сверхнадежно!

Уважающих труд автора прошу  скачать файл с программой после подписки на анонсы статей в окне, размещенном наверху страницы или в конце статьи!

Ссылка на скачивание файла: raschet-truby-na-prochnost-i-ustojchivost (xls 72,5KB).

Другие статьи автора блога

На главную

Источник: https://al-vo.ru/mekhanika/raschet-truby-na-prochnost.html