- Главная
- Разное
- Дизайн
- Бизнес и предпринимательство
- Аналитика
- Образование
- Развлечения
- Красота и здоровье
- Финансы
- Государство
- Путешествия
- Спорт
- Недвижимость
- Армия
- Графика
- Культурология
- Еда и кулинария
- Лингвистика
- Английский язык
- Астрономия
- Алгебра
- Биология
- География
- Детские презентации
- Информатика
- История
- Литература
- Маркетинг
- Математика
- Медицина
- Менеджмент
- Музыка
- МХК
- Немецкий язык
- ОБЖ
- Обществознание
- Окружающий мир
- Педагогика
- Русский язык
- Технология
- Физика
- Философия
- Химия
- Шаблоны, картинки для презентаций
- Экология
- Экономика
- Юриспруденция
Расчет узла сопряжения стенки резервуара с днищем. (Задача 3.6) презентация
Содержание
- 1. Расчет узла сопряжения стенки резервуара с днищем. (Задача 3.6)
- 2.
- 3.
- 4.
- 5.
- 6.
- 7.
- 9. При наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчетную
- 10. Где α — коэффициент линейного расширения металла
- 11. Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется
- 12. Минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и
- 13. σ Нкц -кольцевое напряжение от рабочего
- 14. 4.2. Уточнение толщин стенок труб на
- 16. Для уточнения толщины стенки труб на участках
- 17. Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором
- 18. В том случае, если нефтепродуктопровод сооружен из
- 19. Таким образом, эпюра разрешенных напоров, в
- 20. При анализе взаимного расположения пьезометрических линий предельных
- 21. Поэтому в начале перегона применяют трубу с
- 22. 4.3. Проверка прочности и устойчивости подземных
- 24. σкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего
- 25. Где Rmin— минимальный радиус упругого изгиба оси
- 26. Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае
- 28. Величина Ргр вычисляется по формуле
- 30. Нагрузка от собственного веса металла трубы
- 32. Плотность мастичной изоляции может быть принята равной
- 33. Нагрузка от веса нефти (нефтепродукта), находящегося в
- 34. Если характер связи трубопровода с грунтом не
- 35. RВ — радиус упругого изгиба трубопровода,
- 36. Устойчивость против всплытия трубопроводов, прокладываемых на
- 39. Параметры, входящие в формулу (4.33), рассчитываются по
- 40. Нормативный вес балластировки в воздухе
- 42. Общее число грузов, необходимых для участка трубопровода
- 43. Для винтовых анкеров (типов ВАУ, АС, АЛ)
- 44. Для анкеров раскрывающегося типа (АР) в формулу
- 45. Расчетная несущая способность анкера вычисляется
- 46. Площадь лопастей винтового анкера вычисляется по формуле
- 48. Пример 4.1. Определить толщину стенки
- 50. По формуле (4.1) вычисляем расчетную толщину стенки
- 51. 4. Абсолютные значения максимального положительного и максимального
- 52. 5.По формуле (4.5) находим величину продольных осевых
- 53. 6.По формуле (4.3) пересчитываем толщину стенки нефтепродуктопровода
- 54. Пример 4.2. Выполнить расчет прочности
- 70. Пример 4.3 Используя данные примеров 4.1,
- 74. Пример 4.4 Для условий примера
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчетную толщину стенки определяют по формуле Где Ψ1 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб σ прN - абсолютное значение
Слайд 9 При наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчетную толщину стенки определяют по
формуле
Где Ψ1 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное
состояние труб
σ прN - абсолютное значение продольных осевых сжимающих
напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и
воздействиям с учетом упруго—пластической работы металла труб в
зависимости от принятых конструктивных решений
Где Ψ1 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное
состояние труб
σ прN - абсолютное значение продольных осевых сжимающих
напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и
воздействиям с учетом упруго—пластической работы металла труб в
зависимости от принятых конструктивных решений
Слайд 10Где α — коэффициент линейного расширения металла трубы, α =12*10-6 град-1;
Е — модуль упругости металла (сталь), Е = 2,06*105 МПа; ∆Т — расчетный температурный перепад;
d— внутренний диаметр трубы.
Абсолютное значение максимального положительного ∆T или отрицательного ∆Т температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (4. 1), определяют по формулам
где — коэффициент Пуассона, μ=0,3.
d— внутренний диаметр трубы.
Абсолютное значение максимального положительного ∆T или отрицательного ∆Т температурного перепада, при котором толщина стенки определяется только из условия восприятия внутреннего давления по формуле (4. 1), определяют по формулам
где — коэффициент Пуассона, μ=0,3.
Слайд 11 Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения
δН предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.
Минимально допустимая толщина стенки трубы при существующей технологии выполнения сварочно—монтажных работ должна
быть не менее 1/140 наружного диаметра трубы, но не менее 4 мм.
Трубопроводы диаметром до 1200 мм на воздействие давления грунта или вакуум не рассчитывают. При расчете толщины стенки трубы
запас на коррозию не предусматривается.
Минимально допустимая толщина стенки трубы при существующей технологии выполнения сварочно—монтажных работ должна
быть не менее 1/140 наружного диаметра трубы, но не менее 4 мм.
Трубопроводы диаметром до 1200 мм на воздействие давления грунта или вакуум не рассчитывают. При расчете толщины стенки трубы
запас на коррозию не предусматривается.
Слайд 12 Минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и наземных трубопроводов определяют из
условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле
где С — коэффициент (С = 1 для трубопроводов 3 и 4 категорий; С = 0,85 для трубопроводов 1 и 2 категорий и С = 0,65 для трубопроводов категории В); R2H — нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести, определяемому по государственным стандартам и техническим условиям на трубы (см. Прил. 1); Ψ3—
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях Ψ3 принимают равным единице, а при сжимающих определяют по формуле
где С — коэффициент (С = 1 для трубопроводов 3 и 4 категорий; С = 0,85 для трубопроводов 1 и 2 категорий и С = 0,65 для трубопроводов категории В); R2H — нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести, определяемому по государственным стандартам и техническим условиям на трубы (см. Прил. 1); Ψ3—
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях Ψ3 принимают равным единице, а при сжимающих определяют по формуле
Слайд 13σ Нкц -кольцевое напряжение от рабочего давления
где Dу —
условный диаметр трубопровода` м.
Действительные радиусы R упругого изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях должны быть больше Rдоп
При R < Rдоп следует применять специальные гнутые вставки труб.
Действительные радиусы R упругого изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях должны быть больше Rдоп
При R < Rдоп следует применять специальные гнутые вставки труб.
Слайд 14
4.2. Уточнение толщин стенок труб на отдельных участках магистрального трубопровода
Магистральные нефте—
и нефтепродукт проводы в целом относятся к третьей или четвертой категории. Поэтому при расчете толщины стенки для них принимают m0= 0,9.
Однако отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь иную категорию. Поэтому толщина стенки на этих участках требует уточнения.
Сведения о категориях участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов приведены в табл, 4.2.
Однако отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь иную категорию. Поэтому толщина стенки на этих участках требует уточнения.
Сведения о категориях участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов приведены в табл, 4.2.
Слайд 16 Для уточнения толщины стенки труб на участках 1 и 2 категорий
необходимо определить границы этих участков на местности, по которой прокладывается нефтепродуктопровод .
Коэффициент условий работы m0= 0,75 для участков нефтепродуктопровод 1 и 2 категории и mo= 0,6 - для участков категории В определяет необходимость создания повышенного запаса прочности нефтепровода по сравнению с участками 3 и 4 категорий. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках нефтепродуктопровода с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности материала труб.
Коэффициент условий работы m0= 0,75 для участков нефтепродуктопровод 1 и 2 категории и mo= 0,6 - для участков категории В определяет необходимость создания повышенного запаса прочности нефтепровода по сравнению с участками 3 и 4 категорий. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках нефтепродуктопровода с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности материала труб.
Слайд 17 Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле нефтепродуктовода
анализируется
взаимное расположение пьезометрических линии, соответствующих
предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепродуктопровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров в нефтепродуктопроводе (рис. 4.1). Под эпюрой разрешенных напоров понимается совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля на величину максимального напора (в выбранном масштабе высот), который допустим в трубопроводе по условиям прочности с учетом материала труб, диаметра и толщины стенки. а также категории участка нефтепродуктопровода.
взаимное расположение пьезометрических линии, соответствующих
предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепродуктопровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров в нефтепродуктопроводе (рис. 4.1). Под эпюрой разрешенных напоров понимается совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля на величину максимального напора (в выбранном масштабе высот), который допустим в трубопроводе по условиям прочности с учетом материала труб, диаметра и толщины стенки. а также категории участка нефтепродуктопровода.
Слайд 18 В том случае, если нефтепродуктопровод сооружен из одинаковых труб с постоянной
толщиной стенки, а на трассе отсутствуют участки повышенной опасности, эпюра разрешенных напоров полностью копирует сжатый профиль нефтепродуктопровода, только находится выше его на величину максимально допустимого напора (давления) в выбранном масштабе высот.
На участках повышенной опасности (категории В, 1 и 2) эпюра разрешенных напор в также копирует сжатый профиль участка, но при той же толщине стенки труб расположена ближе к линии профиля, так как максимально допустимый напор (давление) на этом участке уменьшается.
На участках повышенной опасности (категории В, 1 и 2) эпюра разрешенных напор в также копирует сжатый профиль участка, но при той же толщине стенки труб расположена ближе к линии профиля, так как максимально допустимый напор (давление) на этом участке уменьшается.
Слайд 19
Таким образом, эпюра разрешенных напоров, в целом копируя сжатый профиль нефтепродуктопровода,
на границах участков различно категории изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали направлен вниз, а в случае увеличения толщины стенки трубы или применения более прочной стали может быть уменьшен, равен нулю или даже направлен вверх.
Величины максимально допустимых напоров для участков различных категорий, необходимые для построения эпюры разрешенных напоров всего нефтепродуктопровода, определяются по формуле
Величины максимально допустимых напоров для участков различных категорий, необходимые для построения эпюры разрешенных напоров всего нефтепродуктопровода, определяются по формуле
Слайд 20 При анализе взаимного расположения пьезометрических линий
предельных режимов эксплуатации нефтепроводов и эпюры
разрешенных напоров принимается решение об изменении толщины стенки труб или применении более прочных сталей в том случае , если пьезометрические линии предельных режимов на каком-либо участке пересекаются с эпюрой разрешенных напоров. Участки, прилегающие к насосным станциям, относятся к категории повышенной опасности. Поэтому в конце перегона эпюра разрешенных напоров имеет скачок вниз (рис. 4.1). Точно такой же скачок будет на эпюре и в начале перегона, т.е. произойдет пересечение с пьезометрической линией падения напора.
Слайд 21 Поэтому в начале перегона применяют трубу с большей толщиной стенки, или
используют более прочную сталь. Значение новой толщины стенки трубы вычисляется по формуле
Затем оно округляется до ближайшего большего его стандартного
значения δ1
При вычислении δ ‘ значение Н‘max принимается равным максимальному напору по пьезометрической линии на участке пересечения ее с первоначальной эпюрой разрешенных напоров. Окончательно для полученного значения δ1 по формуле (4.10) определяется максимально допустимый напор Н max и корректируется эпюра разрешенных напоров.
Затем оно округляется до ближайшего большего его стандартного
значения δ1
При вычислении δ ‘ значение Н‘max принимается равным максимальному напору по пьезометрической линии на участке пересечения ее с первоначальной эпюрой разрешенных напоров. Окончательно для полученного значения δ1 по формуле (4.10) определяется максимально допустимый напор Н max и корректируется эпюра разрешенных напоров.
Слайд 22
4.3. Проверка прочности и устойчивости подземных и наземных трубопроводов.
Подземные и наземные
(в насыпи) трубопроводы проверяют на прочность, деформацию и общую устойчивость в продольном направлении, а также против всплытия.
Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят по условию
где σпрN — продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий:
Ψ2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN ≥0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрN <0) — определяемый по формуле
Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят по условию
где σпрN — продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий:
Ψ2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN ≥0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрN <0) — определяемый по формуле
Слайд 24σкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления
Проверку на отсутствие недопустимых
пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов производят по условиям
Где σ Нкц максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий
Слайд 25Где Rmin— минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода; Ψ3— коэффициент, учитывающий
двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях (σ Нпр ≥0) принимается равным единице, а при сжимающих (σ Нпр ≤0) определяется по формуле (4.8)
Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству
где S- эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
Fт площадь поперечного сечения трубы; Nкр- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.
Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству
где S- эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода:
Fт площадь поперечного сечения трубы; Nкр- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.
Слайд 26 Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с
грунтом продольное критическое усилие находится по формуле
где Р0 — сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; qверт — сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода. отнесенное к единице длины.
Величина Р0 определяется следующим образом:
где Спр — коэффициент сцепления грунта (табл.4.3); Ргр- среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом; ϕгр — угол внутреннего трения грунта (табл. 4.3)
где Р0 — сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; qверт — сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода. отнесенное к единице длины.
Величина Р0 определяется следующим образом:
где Спр — коэффициент сцепления грунта (табл.4.3); Ргр- среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом; ϕгр — угол внутреннего трения грунта (табл. 4.3)
Слайд 28 Величина Ргр вычисляется по формуле
Где nгр — коэффициент надежности по нагрузке
от веса грунта,
принимаемый равным 0,8; γгр — удельный вес грунта; h0 - высота слоя
засыпки от верхней образ щей трубопровода до поверхности грунта
(табл 4.4); qтр — расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода (qм+qи) с перекачиваемым продуктом qпр, т.е.
принимаемый равным 0,8; γгр — удельный вес грунта; h0 - высота слоя
засыпки от верхней образ щей трубопровода до поверхности грунта
(табл 4.4); qтр — расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода (qм+qи) с перекачиваемым продуктом qпр, т.е.
Слайд 30 Нагрузка от собственного веса металла трубы
где nс.в — коэффициент надежности по
нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95 ; γм — удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γм = 78500 Н/м3 ; DH,d- соответственно наружный и внутренний диаметры
трубы.
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов
где Кип,Коб— коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции Кип = 1; при однослойной изоляции (обертке) Кип (Коб) = 1,09; при двухслойной изоляции (обертке) Кип (Коб) = 2,30; ρип,δип - соответственно толщина и плотность изоляции; δип , ρип- то же для оберточных материалов (табл. 4.5).
трубы.
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов
где Кип,Коб— коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции Кип = 1; при однослойной изоляции (обертке) Кип (Коб) = 1,09; при двухслойной изоляции (обертке) Кип (Коб) = 2,30; ρип,δип - соответственно толщина и плотность изоляции; δип , ρип- то же для оберточных материалов (табл. 4.5).
Слайд 32 Плотность мастичной изоляции может быть принята равной 1050 кг/м3
Конструкция защитных покрытий
применяется по ГОСТ Р 51164-98
«Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите
от коррозии».
Для ориентировочных расчетов вес пленочного изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены на трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса металла трубы, т.е.
«Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите
от коррозии».
Для ориентировочных расчетов вес пленочного изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены на трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса металла трубы, т.е.
Слайд 33 Нагрузка от веса нефти (нефтепродукта), находящегося в трубопроводе единичной длины,
Входящая в
формулу (4.21) величина сопротивления грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом
где К0 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 4.6).
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом
где К0 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 4.6).
Слайд 34 Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то из двух
значений Мир, найденных по формулам (4.20) и (4.29), необходимо принимать меньшее.
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие
где βN— коэффициент, определяемый по номограмме, приведенной на рис 4.2, в зависимости от параметров θb и Zb:
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие
где βN— коэффициент, определяемый по номограмме, приведенной на рис 4.2, в зависимости от параметров θb и Zb:
Слайд 35
RВ — радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи.
Из двух
значений Nкр, вычисленных по формулам (4.30) и (4.31), выбирают меньшее.
Продольную устойчивость для криволинейных участков проверяют в плоскости изгиба трубопровода ,а для прямолинейных участков подземных трубопроводов— в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000м.
Продольную устойчивость для криволинейных участков проверяют в плоскости изгиба трубопровода ,а для прямолинейных участков подземных трубопроводов— в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000м.
Слайд 36
Устойчивость против всплытия трубопроводов, прокладываемых на периодически обводняемых участках трассы, а
также на болотах, обеспечивается применением балластировки с помощью пригрузов и анкеров.
Нормативный вес балластировки в воде рассчитывается по формуле
где nδ — коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным : для железобетонных грузов — 0,9, для чугунных — 1; КHB — коэффициент надежности устойчивости против всплытия, принимаемый по табл. 4.7; qB — расчетная выталкивающая сила воды, действующая на единицу длины трубопровода; qизг — расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода; qтр— расчетная нагрузка от 1 п.м трубы, заполненной продуктом, если в процессе эксплуатации невозможно ее опорожнение и замещение продукта воздухом.
Нормативный вес балластировки в воде рассчитывается по формуле
где nδ — коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый равным : для железобетонных грузов — 0,9, для чугунных — 1; КHB — коэффициент надежности устойчивости против всплытия, принимаемый по табл. 4.7; qB — расчетная выталкивающая сила воды, действующая на единицу длины трубопровода; qизг — расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода; qтр— расчетная нагрузка от 1 п.м трубы, заполненной продуктом, если в процессе эксплуатации невозможно ее опорожнение и замещение продукта воздухом.
4.4. Расчет устойчивости трубопровода против всплытия
Слайд 39 Параметры, входящие в формулу (4.33), рассчитываются по зависимостям
где ρв — плотность
воды, с учетом содержания солей и мех. примесей, рв=1100...1150 кг/м3; DФ — наружный диаметр футеровки; кq —постоянный коэффициент: для выпуклых кривых кq = 8, для вогнутых kq = 32; β- угол поворота оси трубопровода, рад; R — радиус кривизны рельефа дна траншеи, который должен быть больше или равен минимальному радиусу упругого изгиба оси трубопровода из условия прочности.
Слайд 40 Нормативный вес балластировки в воздухе
где рб — плотность материала балластировки:
для бетонных грузов рб — 2300 кг/м3‚ для чугунных — рб = 7450 кг/м3.
Расстояние между центрами одиночных грузов, используемых для балластировки, определяется по формуле
где mг - масса одного груза, (табл. 4.8).
Расстояние между центрами одиночных грузов, используемых для балластировки, определяется по формуле
где mг - масса одного груза, (табл. 4.8).
Слайд 42 Общее число грузов, необходимых для участка трубопровода длиной L т ,
составляет
При балластировке трубопроводов анкерными устройствами расстояние между ними находят по формуле
где Банк- расчетная несущая способность устройства
Zанк — количество анкеров в одном анкерном устройстве; mанк- коэффициент условия работы анкеров; Ранк — их расчетная несущая способность.
При балластировке трубопроводов анкерными устройствами расстояние между ними находят по формуле
где Банк- расчетная несущая способность устройства
Zанк — количество анкеров в одном анкерном устройстве; mанк- коэффициент условия работы анкеров; Ранк — их расчетная несущая способность.
Слайд 43 Для винтовых анкеров (типов ВАУ, АС, АЛ) с диаметром винтовой лопасти
Dанк при zанк = 1, а также когда zанк ≥ 2 и Dн / Dанк ≥ 3 принимают mанк = 1,0. Если же
zанк ≥ 2 , но 1 ≤ Dн / Dанк < 3, то величину коэффициента условий работы находят по формуле
Cведения о стандартных диаметрах лопастей винтовых анкеров и области их применения приведены в табл. 4.9
Слайд 44 Для анкеров раскрывающегося типа (АР) в формулу (4.41) вместо Dанк подставляется
расчетное значение диаметра
где Fл — суммарная площадь проекций лопастей на горизонтальную плоскость (табл. 4.10).
где Fл — суммарная площадь проекций лопастей на горизонтальную плоскость (табл. 4.10).
Слайд 45
Расчетная несущая способность анкера вычисляется по формуле
где mB — коэффициент условий
работы анкера при выдергивающей нагрузке (табл, 4.11); КH — коэффициент надежности анкера, Кн = 1,4;
А, В — числовые коэффициенты, величина которых зависит от угла внутреннего трения (табл. 4.12); γгр средневзвешенный удельный вес грунтов, залегающих от дна траншеи до отметки заложения лопастей анкера (табл.4.3); ha — глубина заложения лопастей от дна траншеи.
А, В — числовые коэффициенты, величина которых зависит от угла внутреннего трения (табл. 4.12); γгр средневзвешенный удельный вес грунтов, залегающих от дна траншеи до отметки заложения лопастей анкера (табл.4.3); ha — глубина заложения лопастей от дна траншеи.
Слайд 48 Пример 4.1.
Определить толщину стенки нефтепродуктопровода диаметром 530 мм и длиной
160 км без промежуточных насосных станций, рассчитанного на рабочее давление 6,4 МПа. Температура перекачиваемого нефтепродукта Т=282 К. Нефтепродуктопровод предполагается изготовить из труб Челябинского трубопрокатного завода, изготовленных по ТУ 14-3Р-03-94.
4.5. Примеры расчетов
Слайд 50 По формуле (4.1) вычисляем расчетную толщину стенки трубопровода
Полученное расчетное значение толщины
стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту равного
δн= 0,007 м. Так как округление произведено до наименьшего стандартного значения с запасом, то рассматривать применение стали 09ГБЮ нет необходимости.
δн= 0,007 м. Так как округление произведено до наименьшего стандартного значения с запасом, то рассматривать применение стали 09ГБЮ нет необходимости.
Слайд 51 4. Абсолютные значения максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по
формулам (4.6)
К дальнейшему расчету принимаем большую из величин ∆Т=92,9 град.
К дальнейшему расчету принимаем большую из величин ∆Т=92,9 град.
Слайд 52 5.По формуле (4.5) находим величину продольных осевых сжимающих напряжений
Знак «минус» указывает
на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому по формуле (4.4) вычисляем коэффициент Ψ, учитывающий двухосное напряженное состояние металла,
Слайд 53 6.По формуле (4.3) пересчитываем толщину стенки нефтепродуктопровода
Таким образом, ранее принятая толщина
стенки равная δн=0,007 м может быть принята как окончательный результат.
Слайд 54 Пример 4.2.
Выполнить расчет прочности и устойчивости нефтепродуктопровода, рассмотренного в примере
4.1. Минимальный радиус изгиба Rmin принять равным 1000 м. Трубопровод проложен в глинистом грунте с γгр = 15,3 кН/мЗ. По нефтепродуктопроводу, покрытому пленочной изоляцией, перекачивается дизтопливо плотностью ρр =850 кг/м3.
Слайд 70 Пример 4.3
Используя данные примеров 4.1, 4.2, рассчитать количество бетонных пригрузов участка
нефтепродуктопровода длиной Lт = 5000 м, прокладываемого через болото. Угол поворота оси трубопровода принять равным 10°, радиус кривизны рельефа дна траншеи R = 1000 м, толщину противокоррозионной битумной изоляции — 0,006 м, а толщину футеровки — 0,004 м.
Слайд 74 Пример 4.4
Для условий примера 4.3 определить необходимое
количество винтовых анкеров. Принять
γгр = 15 кН/м3;
ha = 1,5 м; Сгр = 8 кПа; ϕ гр = 18 град; mB= 0,5,
ha = 1,5 м; Сгр = 8 кПа; ϕ гр = 18 град; mB= 0,5,
