О РАСЧЕТЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ ПО СНиП 2.05.06-85*
А.А. Джумабаев, Ж.Т. Дутбаев ЮКГУ им. М.Ауезова, Шымкент
Одной из главных задач в нефтегазовом комплексе на современном этапе является повышение требований к обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводов и снижение рисков тяжелых аварий. Необходимость учета этих аспектов обусловлена угрозами масштабных пожаров, взрывов, загрязнений почвы и водоемов, при утечках нефтепродуктов в условиях объективной невозможности полного исключения разрушений трубопроводов.
Магистральный трубопровод представляет собой сложное инженерное сооружение, надежная работа которого зависит от ряда факторов и, прежде всего, связана с обеспечением прочности сварных труб большого диаметра.
Прочность магистрального трубопровода определяется различными факторами, начиная от физико-механических характеристик и заканчивая условиями эксплуатации. Все эти задачи решаются проектировочным расчетом на прочность, основной целью которого является обеспечение работоспособности трубопровода в период проектного времени его эксплуатаций.
Расчет на прочность магистральных трубопроводов в настоящее время производится по методу предельного состояния, которое определяется прочностью труб на разрыв от действия внутреннего давления и регламентируется СНиП 2.05.06-85*[1].
Проанализируем преимущества и недостатки существующих проектировочных расчетов толщины стенки магистральных трубопроводов.
По СНиП 2.05.06-85* толщина стенки труб магистральных газонефтепроводов определяется по формулам (12), (13) [1]:
) (
2 R1 np npDH
(1) где n- коэффициент надежности по внутреннему рабочему давлению; p- рабочее(нормативное) давление; DH - наружный диаметр трубы;
H H
K K
m R R
1 1
1 - расчетное сопротивление металла трубы; R1H - нормативное сопротивление, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления в по ГОСТам и ТУ на трубы; m- коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в зависимости от категорий трубопровода в пределах 0,6…0,9; K1– коэффициент надежности по материалу, принимаемый в зависимости от характеристики труб в пределах 1,34…1,55; KH–коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый в зависимости от внутреннего давления и диаметра труб в пределах 1,0…1,15.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений номинальную толщину стенки трубопровода рассчитывают по формуле (13) [1]:
) (
2 R1 1 np npDH
, (2) В формуле (2)
1– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:1 1
1 1 0,75(
npN/R 0,5
npN/R
(3) где npN - абсолютное значение осевых сжимающих напряжений от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб. Такой учет сжимающих осевых напряжений приводит к увеличению толщины стенки трубы.Согласно [1], толщину стенки труб, определенную по формулам (1) и (2), принимают не менее 1/140 DH , но не менее 3 мм для труб с условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм – для труб с условным диаметром свыше 200 мм.
Смысл формулы (1) заключается в том, что в ней принято в качестве критерия прочности временное сопротивление материала трубы в. Однако оно используется в форме расчетного сопротивления R1. Вычислив по приведенным СНиП [1] значениям m, K1и KH из таблиц (1), (9), (11) и формуле (4) величину R1 получим R1 (0.35....0.67)R1H. Системой коэффициентов нормативное сопротивление принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления в по ГОСТам и ТУ на трубопроводы уменьшается примерно в 1,5
… 2,9 раза, что равноценно введению коэффициента запаса прочности равной 1,5 … 2,9.
Следовательно, толщина стенки рассчитывается с очень большим коэффициентом запаса, чем требуется, что приводит к значительным перерасходам металла.
Расчетное сопротивление R1 в этом случае всегда будет меньше предела текучести материала, что свидетельствует о работе материала трубопровода в упругой области. Поэтому применение переменного значения коэффициента поперечной деформации стали (коэффициента Пуассона), при определении продольного осевого напряжения по формуле (18) [1] необоснованно.
Вместе с тем, формула (1) не учитывает колебаний температуры трубопровода и возникающих вследствие этого осевых напряжений, а формула (2) учитывает лишь значительные сжимающие усилия, приводящие к отрицательным осевым напряжениям.
Согласно проведенных в работе [2] расчетов труб диаметром 1420 мм на участках I и II категорий при разнице температур t=100оС, толщина стенки должна быть увеличена в 3 раза.
При определении коэффициента
1, учитывающего двухосное напряженное состояние труб, согласно формуле (3) необходимо определить продольное осевое сжимающее напряжение. Продольные напряжения, определяемые по формуле (18) [1], являются функцией толщины стенки и, следовательно, пока не определена толщина стенки трубы, нельзя получить коэффициент
1, который входит в формулу определения толщины трубы (2), т.е.образуется «порочный круг», так как в формуле (2) толщина определяется через
1, а в формуле (3)
1– через npN, а в формуле (18) [1] npN через - толщину трубопровода .В нормативах зарубежных стран [3,4,5,6], при расчете толщины трубопроводов используются различные подходы основанные, в основном на расчете по регламентируемым нормам допустимых напряжений.
Для определения допустимых напряжений вводятся системы коэффициентов, учитывающие характер местности, по которой трассируется трубопровод, технологию строительства, свойства сварных соединений, температуру и коррозию.
В США расчет на прочность магистральных нефтепроводов проводится согласно нормам ANSI В31.4-71 [3], а газопроводов- ANSI B31.8-73 [4].
Номинальную толщину стенки стального трубопровода для известного расчетного давления вычисляют на основе предела текучести по формуле:
FeT pD
T H
2 (4) где p– расчетное давление в трубопроводе;
T- минимальный предел текучести, приведенный в спецификации на трубы; F- расчетный коэффициент надежности (запаса), зависящий от типа строительства; T- температурный коэффициент.В формулу (4) введен коэффициент прочности сварного соединения e, зависящий от вида трубы, принимаемый для бесшовных и прямошовных труб равным 1,0, а для спиральношовных труб -0,8.
В нормах США принято: F = 0,4…0,72; T = 0,867…10, в зависимости от назначения трубопроводов. При одних и тех же условиях строительства линейной части нефтепроводов запас прочности Fпринимается равный 0,85, а для газопроводов -0,72.
При транспортировке коррозионно-активных продуктов и прокладке труб в коррозионно-активных грунтах предусматриваются допуски на внутреннюю и наружную коррозию соответственно 1,9 мм и 1,3 мм. При определении толщины стенки продольные сжимающие напряжения не учитываются.
В Канаде расчет на прочность магистральных трубопроводов проводятся согласно нормам Canadian Standard CANXCSA-z. 184 -1973 [6], которые основаны на основных положениях американского стандарта и соответственно номинальная толщина стенки трубы для газопроводов определяется по формуле (4).
Расчет магистральных трубопроводов в Германии [7] проводится по допускаемым напряжениям на внутреннее давление. Нормы предусматривают определение фактической толщины стенки
2 1
0 С С
(5) где С1- добавка на отрицательный допуск при производстве на толщину стенки трубы;С2 - добавка на коррозию и износ. Расчетная толщина стенки определяется следующим выражением
S p V
PD
T H
2
0 (6)
где V – коэффициент прочности сварного шва; S - коэффициент безопасности, принимаемый 1,87 -1,6;
T -предел текучести материала трубы.Добавка на отрицательный допуск С1 при производстве на толщину стенки, в зависимости от толщины, ширины прокатываемого листа и метода прокатки колеблется в интервале 0,08-0,7 мм; добавка на коррозию и износ С2принимается равным 1 мм; если опасности коррозии и износа нет, то С2 принимается равным 0.
Коэффициент прочности сварного шва V назначается в зависимости от вида сварки:
для односторонней сварки - 0,7; двухсторонней - 0,8; двухсторонней с термообработкой – 0,9.
В нормах Великобритании (BSCP 2010: part 2) толщина стенки определяется на основе минимального предела текучести по формуле
2
2 C1 C
ae pD
T
H
(7) где a- конструктивный коэффициент (для населенных пунктов a<0,6; открытых мест a= 0,72); e- коэффициент сварки, e =1,0 … 0,85; С1 и С2 – соответственно допуск на изготовление и коррозию. При отсутствии внутреннего давления должны учитываться напряжения прогиба, при котором возникает вмятина в трубе2 2
2
) 1
( D
E
(8) Во Франции расчет на прочность магистральных трубопроводов [8] производят по допускаемым напряжениям и по предельному состоянию от внутреннего давления
P K
PD
T T
H
2 ,
P K
PD
B B
H
2 (9)
где
T и
B - соответственно минимальные пределы текучести и прочности; KT и KB – соответственно коэффициенты запаса по пределу текучести и пределу прочности на разрыв; для газопроводов KT= 0,6-0,9 в зависимости от зон опасности, KB= 0,36-0,55, для нефтепроводов KT=0,657-0,82, KB= 0,27-0,65.Согласно результатам сопоставительных расчетов магистральных трубопроводов по отечественным нормам и нормам зарубежных стран, толщины стенок трубопроводов
определяемые по СНиП 2.05.06-85* несколько меньше, чем зарубежных. Толщина стенки трубопровода по зарубежным стандартам определяется без учета продольных напряжений.
Проведенный анализ позволил заключить, что трубопроводы на основании отечественных норм и норм зарубежных стран проектируются как бездефектные конструкции.
Однако, принятые по [1] коэффициенты насколько велики, что обеспечивают большой запас по толщине стенки трубопровода. В связи с чем, коэффициенты, входящие в формулы (1) и (2) определения толщин трубопроводов должны быть пересмотрены, но они должны быть строго научно обоснованы.
Литература:
1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. М., 1985, 52с.
2. Тухбатуллин Ф.Г., Демченко В.Г., Условие работы и разрушения металла труб. //
Газовая промышленность, 2006, №7, С.86-89.
3. ANSI/ASVE B 31G – 1984. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. – ASME, New York.
4. ANSI/ASVE B31.8-73 Gas Transmission and Distribution, Piping Systems.
5. British Standard/ CP 2010: Part 2: Pipelines Design and Construction of steel. Pipelines in Land.
6. Canadian Standard CANXCSA-z. 184. Gas Pipeline Systems Pipeline Systems and Materials.
7. Deutsche Normen DIN2470. Teil 2. Gasleitungen and Stahliohien mit zul.
Betriebsdrucken von mthr als 16 bar. Antorderungen an die Rohrleitung – Steile.
8. Иванцов О.М., Хариковский В.В., Черний В.П. Сопоставление методик расчета магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и европейских стран. М., ИРЦ Газпром, 1996, 51 с.
