Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte
.pdf× |
1+ |
1,4052 |
|
|
=1,254 10−5 Па·с; |
||
|
|
|
|
||||
|
|
30 (1,437 |
|
|
|
||
|
|
−1) |
|
|
|||
|
Re=17,75 |
|
0,637 93,46 |
=6,069 107 . |
|||
|
|
|
|
|
|||
|
|
1,3886 1,254 10−5 |
|
4.11. Вычисляем по формулам (1.50) и (1.49) коэффициенты λТР и λ
|
158 |
|
|
2 3 10 |
−5 |
|
0,2 |
−3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
λТР =0,067 |
|
|
+ |
|
|
|
=9,084 10 |
|
; |
6,069 10 |
7 |
1,3886 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
λ=1,05 9,084 10−3 =1,057 10−2 . 0,952
4.12. Конечное давление во втором приближении по формуле (1.60)
p′K = 7,292 −93,462 0,637 1,057 102−2 0,8525 297,3 100,833 =5,178 МПа. 105,087 1,3886
4.13. Относительная погрешность определения конечного давления
составляет |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
pК − p′K |
|
100 |
= |
|
|
5,3−5,178 |
|
|
=2,315% . |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
pК |
|
|
5,3 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
Полученный результат отличается от предыдущего приближения более 1%. Поэтому приравниваем pK = p′K и уточняем расчеты, начиная с п. 3.
Результаты расчетов приведены в табл. 1.16.
Таблица 1.16
Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода
Наименование расчетного параметра |
Первое |
Второе |
приближение |
приближение |
|
1 |
2 |
3 |
Конечное давление pК, МПа |
5,300 |
5,178 |
Среднее давление pСР, МПа |
6,348 |
6,293 |
Приведенная температура TПР |
1,405 |
1,437 |
Приведенное давление pПР |
1,402 |
1,390 |
Теплоемкость газа CP, кДж/(кг·К) |
2,728 |
2,704 |
Коэффициент Джоуля-Томпсона Di, К/МПа |
3,706 |
3,548 |
Параметр at |
1,967 10-3 |
1,985 10-3 |
Средняя температура TСР, К |
297,3 |
297,2 |
Средний коэффициент сжимаемости ZСР |
0,852 |
0,853 |
69
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение табл. 1.16 |
|
|
|
|
1 |
|
|
|
2 |
3 |
Динамическая вязкость газа µ, Па с |
|
1,254 10-5 |
1,251 10-5 |
|||||
Число Рейнольдса Re |
|
|
|
|
6,069 107 |
6,083 107 |
||
Коэффициент сопротивления трения λТР |
9,084 10-3 |
9,083 10-3 |
||||||
Коэффициент гидравлического |
|
|
1,057 10-2 |
1,057 10-2 |
||||
сопротивления λ |
|
|
|
|
|
|
|
|
Конечное давление p′K , МПа |
|
|
5,178 |
5,176 |
||||
Относительная погрешность по давлению, % |
2,315 |
0,520 |
||||||
4.14. Уточняется среднее давление по формуле (1.57) |
|
|||||||
|
2 |
|
|
5,176 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
pСР = |
|
7,29 |
+ |
|
|
=6,293 МПа. |
|
|
3 |
7,29+5,176 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
4.15.По формуле (1.66) определяется конечная температура газа
ТК =278+(303−278) e−1,985 10−3 100,833 −
− |
|
7,292 −5,1762 |
|
(1 |
− |
|
−1,985 10−3 100,833 = |
|
К. |
|
3,541 |
|
|
|
e |
) |
291,7 |
|
|
|
2 1,985 10−3 100,833 6,293 |
|
|
|
На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.
5. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС
На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведены в табл. 1.10 и 1.11.
По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление pВС и температуру TВС газа на входе в центробежный нагнетатель: pВС=pК -∆pВС=5,176-0,12=5,056 МПа; TВС= TК=291,7 К.
5.1. Вычисляем по формулам (1.54) и (1.55) при p=pВС и T=TВС значения
давления и температуры, приведенные к условиям всасывания |
|
|||||||
pПР = |
5,056 |
=1,117 ; |
|
|||||
|
|
|
|
|
||||
4,527 |
|
|
|
|
||||
TПР = |
TCР |
= |
291,7 |
=1,411. |
|
|||
|
|
|
|
|||||
|
TПК |
206,8 |
|
|
||||
5.2. Рассчитываем по формуле (1.53) коэффициент сжимаемости газа при |
||||||||
условиях всасывания |
|
|
0,0241 1,117 |
|
||||
Z ВС =1− |
|
|
|
|
=0,873. |
|||
|
−1,68 1,411+0,78 1,4112 +0,0107 1,413 |
|||||||
1 |
|
70
5.3. Определяем по формулам (1.77), (1.79) и (1.78) плотность газа ρВС, требуемое количество нагнетателей mН и производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС
ρВС =0,768 |
|
5,087 293 1 |
|
|
=44,098 |
кг/м3; |
|
|||||||||||||||
0,1013 292,2 0,873 |
|
|||||||||||||||||||||
|
93,46 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
m = |
|
= 2,867 |
; |
|
значение mН округляем до mН =3; |
|||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||||||
Н |
32,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
93,46 106 |
|
|
|
|
|
||||||
QВС = |
|
|
Q |
КС |
|
|
ρ |
СТ |
|
|
|
0,768 |
|
3 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
|
=376,8 м /мин. |
|||
24 |
60 |
|
|
ρ |
|
|
24 |
60 3 |
44,098 |
|||||||||||||
|
|
mН |
ВС |
|
|
|
5.4. Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем QПР и [n/nН]ПР. Результаты вычислений приведены в табл. 1.17.
Таблица 1.17
Результаты расчета QПР и [n / nН]ПР
Частота |
|
n |
|
nН |
|
nН |
n |
|
|
n |
|
z |
|
R |
|
T |
|||
вращения |
|
|
|
|
|
|
QПР = |
|
QВС |
|
|
= |
|
|
|
ПР |
|
ПР |
ПР |
|
|
|
|
n |
n |
|
|
|
|||||||||||
|
nН |
|
|
|
|||||||||||||||
n, мин-1 |
|
|
|
|
|
|
|
n |
Н |
ПР |
n |
Н |
|
zВС R TВС |
|||||
3750 |
0,765 |
1,307 |
492,4 |
|
|
|
|
0,809 |
|
|
|
||||||||
4000 |
0,816 |
1,225 |
461,6 |
|
|
|
|
0,863 |
|
|
|
||||||||
4500 |
0,918 |
1,089 |
410,3 |
|
|
|
|
0,971 |
|
|
|
||||||||
5000 |
1,020 |
0,980 |
369,3 |
|
|
|
|
1,079 |
|
|
|
||||||||
5560 |
1,135 |
0,881 |
332,1 |
|
|
|
|
1,200 |
|
|
|
Полученные точки QПР – [n/nН]ПР наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис. 1.20).
5.5. Вычисляем по формуле (1.80) требуемую степень повышения давления
ε = 57,056,46 =1,475.
По характеристике нагнетателя (рис. 1.20) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из ε=1,475 до линии режимов и найдем точку пересечения (А). Восстанавливая
перпендикуляр из этой |
точки до пересечения с горизонтальной осью, |
|||
находим QПР=388 м3/мин. |
Аналогично |
определяем |
ηПОЛ=0,848 и |
|
[Ni /ρВС]ПР=390 кВт/(кг/м3). |
|
|
|
|
5.6. Определим расчетную частоту вращения вала нагнетателя по |
||||
формуле (1.82) |
|
|
|
|
n =4900 |
376,8 |
=4759 мин-1. |
|
|
|
|
|
||
388 |
|
|
|
71
|
Значения расчетных величин: |
|
|
TПР =288К; |
|
RПР=508,2 Дж/(кг·К); |
|
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ZПР=0,888; |
|
nН=4900 об/мин. |
|
||||||
|
|
|
450 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N i |
, |
кВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
кг/м |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ρВС ПР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
350 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,85 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ηпол |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,75 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,6 |
|
|
|
|
1,10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1,5 |
|
|
|
|
1,05 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,00 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ε |
1,4 |
|
|
n |
|
0,95 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
0,90 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
n Н |
ПР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1,3 |
|
|
|
|
0,85 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
0,80 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,75 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,2 |
|
|
|
|
0,70 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
200 |
250 |
|
|
|
300 |
|
350 |
|
|
400 |
|
450 |
|
500 |
550 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QПР |
|
|
|
|
|
|
м3/мин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Условные обозначения: |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
QПР = |
n |
Н QВС ; |
|
N |
|
|
n |
|
3 |
N |
i ; |
|
n |
|
n |
|
(Z R T) |
|
||||
|
|
|
|
|
ρ |
i |
|
= |
Н |
|
|
|
|
= |
|
|
|
ПР |
||||||
|
|
|
|
|
n |
|
|
|
|
ПР |
n |
|
ρВС |
n Н |
ПР |
n Н |
(Z R T)ВС |
|||||||
|
Рис. 1.20. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16/76 |
72
5.7. Рассчитываем по формуле (1.81) внутреннюю мощность, потребляемую ЦН
|
4758 |
3 |
Ni =44,098 390 |
|
=15756 кВт. |
|
4900 |
|
5.8. С учетом, что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, по формуле (1.83) определяем мощность на муфте привода
Ne =15756 +160 =15916 кВт.
5.9. По формуле (1.84) Вычисляем располагаемую мощность ГТУ
NеР =16000 0,95 1 1 1−2,8 283−288 1=15952 кВт. 283
5.10.Проверяем условие Ne ≤ NeP. Условие 15916<15952 выполняется.
5.11.Рассчитываем по формуле (1.85) температуру газа на выходе ЦН
1,31−1
TНАГ =291,7 1,4751,31 0,848 =325,2 К.
73
2 |
|
ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ |
|
|
ПОДЗЕМНЫХ |
) |
|
ГЛАВА |
|
ТРУБОПРОВОДОВ |
|
|
|
|
|
Магистральные и промысловые трубопроводы находятся в процессе эксплуатации в сложном напряженном состоянии, подвергаясь воздействию не только внутреннего давления, но и многих других нагрузок, проявляющихся в особых ситуациях.
Под прочностью трубопровода будем понимать его способность сопротивляться внутренним и внешним нагрузкам без разрушения. Прочность является сложной функциональной зависимостью между несущей способностью материала, из которого сделаны различные конструкции трубопровода (прямые участки, кривые, отводы, тройниковые соединения и т.п.) и усилиями, возникающими в этих конструкциях под действием внутренних и внешних нагрузок.
Поскольку разрушение трубопроводных конструкций происходит, когда их несущая способность оказывается недостаточной для восприятия действующих в них усилий, то обеспечение прочности трубопровода может достигаться как регулированием физико-механических характеристик материала труб, их размеров (диаметра, толщины стенки), так и изменением величины усилий, действующих в элементах конструкций.
Под устойчивостью трубопровода будем понимать его способность сохранять первоначальное положение при самом неблагоприятном сочетании нагрузок и воздействий.
Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость включает определение толщины стенок труб и соединительных деталей, проведение проверочного расчета принятого конструктивного решения на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия).
2.1.Нагрузки и воздействия
Согласно СНиП 2.05.06-85* [114], СП 34-116-97 [125] при расчетах магистральных и промысловых трубопроводов должны учитываться нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Нагрузки и воздействия, а также вызываемые ими усилия и
) Глава 2 написана совместно с к.т.н., доц. Волоховым В. Я.
74
напряжения, установленные нормативными документами на основании статистического анализа, называются нормативными и обозначаются здесь и далее с индексом «н». Расчетные значения нагрузок и воздействий определяются умножением нормативных величин на соответствующий коэффициент надежности по нагрузке n, учитывающий возможные отклонения их в неблагоприятную сторону (табл.2.1).
В зависимости от характера действия нагрузки и воздействия по СНиП 2.01.07-85* [112] подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные и особые).
К постоянным относятся нагрузки и воздействия, действующие в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода. Расчетные и нормативные значения постоянных нагрузок и воздействий определяются следующим образом.
1. Нагрузка от собственного веса металла трубы
q |
|
= n |
qн |
= n |
γ |
F = n |
γ |
π (D2 |
− D2 |
) |
, |
(2.1) |
|
м |
|
c.в. м |
|
с.в. м |
|
с.в. |
м 4 н |
вн |
|
|
|
где qм,qмн соответственно расчетная и нормативная нагрузки;
nс.в. - коэффициент надежности по нагрузке от действия собственного веса,
равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения – равный 0,95; γ м- удельный вес материала, из которого
изготовлены трубы (для стали γ м= 78500 Н/м3); F - площадь поперечного сечения стенки трубы; Dвн- внутренний диаметр трубы; Dн- наружный диаметр
трубы.
2. Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов
q |
из |
= q |
и.л |
+ q |
об |
= n |
qн (qн |
+ qн |
) |
, |
(2.2) |
|
|
|
с.в |
из и.п |
об |
|
|
|
где qи.п,qин.п,qоб,qобн - соответственно расчетные и нормативные нагрузки от веса изоляционного покрытия и оберточного слоя,
qн |
= k |
из |
πD δ |
и.п |
ρ |
ип |
g ; |
(2.3) |
||||||
и.п |
|
|
н |
|
|
|
|
|
||||||
qн |
= k |
из |
πD δ |
об |
ρ |
об |
g . |
(2.4) |
||||||
об |
|
|
н |
|
|
|
|
|
Здесь kиз - коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при однослойной изоляции (обертке) kиз = 1,09; при двухслойной изоляции (обертке) kиз = 2,30; δи.п - толщина изоляционной ленты, приведенная для различных материалов в табл. 2.2; ρи.п - плотность изоляционных материалов; δоб - толщина обертки; ρоб - плотность оберточных материалов; g - ускорение свободного падения.
75
Таблица 2.1
Значения коэффициентов надежности по нагрузке в зависимости от характера и воздействия
Характер |
Нагрузки и воздействия |
Способ прокладки |
Коэффициент |
|
нагрузки и |
|
трубопровода |
надежности по |
|
воздействия |
|
подземный, |
надзем |
нагрузке |
|
|
наземный |
ный |
|
|
|
(в насыпи) |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Постоянные |
Масса (собственный вес) |
+ |
+ |
1,10 (0,95) |
|
трубопровода и |
|
|
|
|
обустройств |
+ |
+ |
1,10 (0,90) |
|
Воздействие |
|||
|
предварительного |
|
|
|
|
напряжения трубопровода |
|
|
|
|
(упругий изгиб и др.) |
|
|
|
|
Давление (вес) грунта |
+ |
- |
1,20 (0,80) |
|
Гидростатическое |
+ |
- |
1,00 |
|
давление воды |
|
|
|
Временные |
Внутренне давление для |
+ |
+ |
1,10 |
длительные |
газопроводов |
+ |
+ |
1,15 |
|
Внутреннее давление для |
|||
|
нефтепроводов и |
|
|
|
|
нефтепродуктопроводов |
|
|
|
|
диаметром 700-1200 мм с |
|
|
|
|
промежуточными НПС без |
|
|
|
|
подключения емкостей |
+ |
+ |
1,10 |
|
Внутреннее давление для |
|||
|
нефтепроводов диаметром |
|
|
|
|
700-1200 мм без |
|
|
|
|
промежуточных или с |
|
|
|
|
промежуточными НПС, |
|
|
|
|
работающими постоянно |
|
|
|
|
только с подключенной |
|
|
|
|
емкостью, а также для |
|
|
|
|
нефтепроводов и |
|
|
|
|
нефтепродуктопроводов |
|
|
|
|
диаметром менее 700 мм |
|
|
|
76
Продолжение табл.2.1.
1 |
2 |
|
3 |
4 |
5 |
|
Масса продукта или |
+ |
+ |
1,00 (0,95) |
|
|
воды |
|
|
|
|
|
Температурные |
|
+ |
+ |
1,00 |
|
воздействия |
|
+ |
+ |
1,50 |
|
Воздействия |
|
|||
|
неравномерных |
|
|
|
|
|
деформаций грунта, не |
|
|
|
|
|
сопровождающиеся |
|
|
|
|
|
изменением его |
|
|
|
|
|
структуры |
|
|
|
|
Кратковременные |
Снеговая нагрузка |
- |
+ |
1,40 |
|
|
Ветровая нагрузка |
|
- |
+ |
1,20 |
|
Гололедная нагрузка |
|
- |
+ |
1,30 |
|
Нагрузка, вызываемая |
|
+ |
- |
1,20 |
|
морозным |
|
|
|
|
|
растрескиванием |
|
|
|
|
|
грунта |
|
+ |
+ |
1,20 |
|
Нагрузки и |
|
|||
|
воздействия, |
|
|
|
|
|
возникающие при |
|
|
|
|
|
пропуске очистных |
|
|
|
|
|
устройств |
|
+ |
+ |
1,00 |
|
Нагрузки и |
|
|||
|
воздействия, |
|
|
|
|
|
возникающие при |
|
|
|
|
|
испытании |
|
|
|
|
|
трубопроводов |
|
|
|
|
|
Воздействия селевых |
|
+ |
+ |
1,00 |
|
потоков и оползней |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Особые |
Воздействие |
+ |
+ |
1,00 |
|
|
деформаций земной |
|
|
|
|
|
поверхности в районах |
|
|
|
|
|
горных выработок и |
|
|
|
|
|
карстовых районах |
|
|
|
|
|
Воздействие |
|
+ |
+ |
1,00 |
|
|
||||
|
деформаций грунта, |
|
|
|
|
|
сопровождающихся |
|
|
|
|
|
изменением его |
|
|
|
|
|
структуры (например, |
|
|
|
|
|
деформация |
|
|
|
|
|
просадочных грунтов) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
77
|
Воздействия |
+ |
+ |
1,05 |
|
вызываемые развитием |
|
|
|
|
солифлюкционных и |
|
|
|
|
термокарстовых |
|
|
|
|
процессов |
|
|
|
|
|
|
|
|
Примечание: 1. Знак «+» означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак «-»– не учитываются.
2. Значение коэффициента надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции.
3.Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.
4.Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и в нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.
5.Для нефтепроводов нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на всех промежуточных перекачивающих станциях, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов.
Для ориентировочных расчетов надземных переходов вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены на трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса металла трубы
q |
из |
= n |
0,1 qн . |
(2.5) |
|
с.в |
м |
|
3. Воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счет упругого изгиба при поворотах трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях.
Продольные изгибающие напряжения σи в этом случае определяются по формуле:
σ |
и |
=σ н = ED / 2ρ , |
(2.6) |
|
|
и |
н |
|
|
где E - модуль упругости материала трубы (для стали E =2,1· 105 МПа); |
||||
ρ - радиус упругого изгиба трубопровода. |
nи =1,0. |
|||
Здесь коэффициент надежности по нагрузке |
78