Наверное лучше сделать отдельный блок "фланцевое соединение" без 3D графики. Графику дать условным обозначением и в этот блок вставить параметры фланцевого соединения. Тогда я вообще не буду с фланцев данные брать, а возьму их с этого блока. Фланцевое соединение в модели будет выглядеть как набор блоков его конструкции, блоки "фланец", блоки "болт", блоки "шайба", блоки "гайка", блок "прокладка", блок "фланцевое соединение".

Supermax,
Вы имеете в виду расчет герметичности фланцевых соединений в модуле СТАРТ-Элементы?
Расчет делается в соответствии с РТМ 38.001-94, там не используется материал прокладки

Нет. В СТАРТе есть своя библиотека элементов, вы ж знаете. Там есть то ли фланец, то ли фланцевое соединение, и в нем этот момент как свойство конструкции надо указывать, да еще и материала прокладки нет, хотя форма есть. Я знаю, что момент расчитывается по РТМ, но чтобы как значение свойства конструкции...

Supermax,
В самом СТАРТе такого нет. Рачет фланцевых соединенией есть только в отдельном модуле "Элементы". Момент и осевая сила задаются из таблицы "усилия" по результатам расчета трубопровода

Ладно, зачем в модуле "Элементы" фланцевое соединение? И где эти соединения тогда в модуле "Трубопровод"? Я имею фланцевое соединение в камере и куда мне его данные грузить? И какие данные мне надо грузить?
Это очень хорошо, что можно расчитать фланцевое соединение на нагрузку, но где та точка на трубопроводе где оно стоит?

Запорная арматура тоже может быть фланцевой, а это две точки, а то и три в которых стоят фланцы.

В общем я случайно стал делать такую деталь, у которой оказалось много вопросов.

И меня убивает расчет, в которм форма прокладки важнее материала из которого эта прокладка сделана. Вы РТМ проверьте на эту тему. Что-то мне говорит, что резина это не паранит. И при плоских прокладках имеет значение из чего они сделаны.

В текущей версии старта пока нет такой детали трубопровода - фланцевое соединение

А про материал прокладки?

А по какой методике вы предлагаете считать раскрытие фланцев, если не РТМ?

Да не найти. Взять РТМ и посмотреть где можно вставить свои пять копеек. Если можно как-то не учитывать материал (хотя такое мне даже и представить трудно) то надо как-то это обосновать. Там где прокладка лежит в канавке и металл фланца фактически ложится на металл ответной части - я понимаю. А вот там, где прокладка посредничает при передачи нагрузок - не понимаю.
Неужели нигде нет работ на эту тему?

Честно говоря, меня герметичность совсем не беспокоит. Слесарь дядя Вася в ответ на наши умственные напряги просто рассмеялся бы и взяв прокладку потолще или две - устранил бы течь. А вот перемещение трубопровода в этой точке меня волнуют. Точка слабая, податливая, когда на нее будут действовать силы на сдавливание, будет норовить согнуться в этом месте. При гидравлических ударах будет происходить утрамбовывание прокладки, причем косое. А если по трубам течет не вода, а нефтепродукты?

Спасибо, MAV, за Айнбиндера (уже скачала), за схему.
А на формулу посмотрите внимательней: P*Dc^2*pi*(Da+D)^2/16+C*дельта.
К вопросу о силах трения.
По Вашей рекомендации сделала простой пример (П-образный компенсатор). Вы правы - трение в скользящей опоре программа выдает 0 при несимметричной весовой и ветровой нагрузках.
Проанализировала несколько расчетов: знак сил трения соответствует знаку видимых перемещений.
Если это поблема, то насколько серьезная?
Вот, что я нашла на сайте Стадио:
"В программе реализован учет трения по различным методикам. Здесь Вы можете осуществить выбор необходимой.
• По методике института “Гипрокаучук” [37] - трение учитывается при действии на трубопровод всех нагружающих факторов отдельно в рабочем (этап 2) и холодном (этап 4) состояниях. Переход из рабочего состояния в холодное (перемещения и напряжения этапа 3) определяется как разница между рабочим и холодным состояниями.
• По методике НПО ЦКТИ [34] - трение учитывается при переходе из рабочего состояния в холодное (этап 3). В рабочем состоянии трубопровода (этап 2) к имеющимся воздействиям (вес, температура, давление и т.д.) добавляются силы трения, определенные при переходе из рабочего состояния в холодное. В холодном состоянии силы трения не учитываются."
Где:34. Зверьков Б.В., Костовецкий Д.Л. и др. Расчет и конструирование трубопроводов. Справочное пособие. Ленинград. Машиностроение. 1979 г.
37. Магалиф В.Я., Шапиро Е.Е. Программа расчета прочности и жесткости трубопроводов (СТАРТ). Межотраслевой фонд алгоритмов и программ автоматизированных систем в строительстве. М., ЦНИИПРОЕКТ, 1986 г., вып.1-225-1.
Мой случай - методика НПО ЦКТИ [34]?
И еще, из РТМ 24.038.08-72: "3 этап - определение температурных перемещений (т.е. перемещений при переходе трубопровода из холодного состояния в рабочее".
В связи с этим: знак сил трения должен соответствовать знаку перемещений?

Не знаю откуда вы взяли такую формулу, у меня в оффициальном издании РД10-400-01 она выглядит не так


Просто трение учитывается неправильно, вот и все...


Да, в АСТРе реализована неправильная методика ЦКТИ.
Методика "Гипрокаучук" - это наша методика (СТАРТа). Один из наших сотрудников несколько лет назад перешел работать в НИЦ СТАДИО и передал Белостоцкому эту методику.


Вектор силы трения должн быть направлен в противоположную сторону от вектора перемещений. Если плоская задача, то перемещения и силы трения должны иметь разные знаки

Если по методике НПО ЦКТИ - трение учитывается при переходе из рабочего состояния в холодное, а 3 этап - определение температурных перемещений при переходе трубопровода из холодного состояния в рабочее,то с векторами сил трения и перемещений все законно?
Но возникает вопрос: почему, например, трение учитывается при переходе из рабочего состояния в холодное, а не наоборот?
И что значит методика института “Гипрокаучук” - трение учитывается отдельно в рабочем (этап 2) и холодном (этап 4) состояниях?
Это при переходе из рабочего состояния в холодное и из холодного в рабочее? Разъясните, пожалуйста.
РД 10-400-01 я взяла из интернета, в РД 10-249-98 тоже есть ошибки.

С 1969 года авторы СТАРТ работали в институте "Гипрокаучук" и программа называлась СТ-1, СТ-1М. Теперь работают в НТП "Трубопровод".
Как делается в АСТРЕ я не знаю. В СТАРТ делается так:
- В рабочем состояни трение учитывается при переходе из монтажного состояния в рабочее (нагрев трубопровода).
- В холодном состоянии трение учитывается при переходе из рабочего состояния в холодное (остывание трубопровода).
То есть, грубо говоря, в начале трение действует в одну сторону, а затем в обратную.
На самом деле, конечно, циклов нагрев-охлаждение много, поэтому после каждого такого цикла положение трубопровода будет каждый раз меняться. После определенного количества циклов перемещения в "холодном" и "рабочем" состоянии стабилизируются и уже не меняются. Это же подтверждается эксперементами, проведенными в свое время авторами СТАРТ и результатами численного расчета такой задачи (получено полное совпадение).
В результате пришли к выводу, что для расчета трубопровода на циклическую прочность (малоцикловую усталость) достаточно использовать цикл при первом нагреве и при первом охлаждении. А остальные циклы можно не рассмативать, поскольку это идет в запас по циклической прочности.


Значит в интернете версия с ошибками

Вы так интересно рассказываете!
Скажите, разработчики РД 10-249-98 и РД 10-400-01 знают о ваших эксперементах и выводах по поводу расчетов трубопроводов на циклическую прочность? Потому что своими критериями прочности они часто "выламывают руки".

В АСТРЕ и РАМПЕ насколько я знаю трение при переходе из рабочего состояния в холодное вообще не учитывается. То есть считается что трубопровод переходит в холодное состояние сразу из монтажного, минуя рабочее состояние. Поэтому амплитуда эквивалентных напряжений получается больше чем в действительности. Это идет в запас. В СТАРТе амплитуда получается точнее и немного меньше.

По поводу "выламывания рук": кривые циклической прочности, приведенные в РД 10-249-98 даны с большим запасом: 10-ти кратный запас по числу циклов, двойной запас по амплитуде напряжений. Кривая построена сразу для отнулевых циклов, хотя можно считать точнее (это идет еще примерно в двухкратный запас по напряжениям). Кроме того, при построении этих кривых взяты наименьшие возможные физико-механические характеристики металла. Все это сделано видимо для упрощения работы, поскольку построение этих кривых - дело трудоемкое и не всегда имеются необходимые данные.
Но хорошая новость в том, что у Американцев в нормах ASME B31.1 условия циклической прочности еще более жесткие.

В НПО ЦКТИ знают о том как СТАРТ учитывает трение (авторы РД 10-249-98). Правда основной разработчик РД 10-249-98, Рейнов А.М. насколько я знаю уже уехал из России.
Разработчики РД10-400-01 - НТП "Трубопровод" и сейчас уже почти готова вторая редакция этого документа

MAV, если после определенного количества циклов перемещения в "холодном" и "рабочем" состоянии стабилизируются и уже не меняются, можно не учитывать силы трения в опорах трубопроводов, проработавших довольно долго? Или я не так поняла?

Предполагала, что кривые циклической прочности даны с запасом, но чтобы с таким!
А что в ASME еще хуже - ведь нам от этого не легче. Немножко знакома с этим документом, и кое-что там мне очень даже нравится. Например, критерии с учетом самокомпенсации тепловых расширений:
(1.25 СИГМАхол+0.25СИГМАраб)*К, где К - понижающий коэф-т, зависящий от количества циклов (К=1 при N меньше или=7000). Пишу по памяти, надеюсь, не подвела. А еще там сейсмика считается без учета воздействий по вертикальной оси, и значение относительного демпфирования у них 0.05 для труб. Сошлитесь, пожалуйста, на раздел о циклике, т.к. у меня оригинал, и приходится работать с электронным переводчиком.

Имеется в виду, что перемещения в рабочем состоянии на каждой опоре на 1, 2, 3 и т.д. циклах получаются разные, но через определенное число циклов получается перемещение получается одно и то же. Тоже самое с холодным состоянием. Но это не значит, что при переходе трубопровода из холодного в рабочее состояние и наоборот перемещения и силы трения отсутствуют, поэтому учитывать их все равно надо


Раздел 102.3.2.
В ASME напряжения не должны превышать величины (1.25 СИГМАхол+0.25СИГМАраб), а по нашим нормам могут превышать.
Насчет сейсмики в ASME ничего конкретного не сказано, сейсмику считают по строительным нормам ASCE, а там вертикальное ускорение учитывается и общепринято, что оно равно 2/3 от горизонтального ускорения.
PS: а вы как сейсмику считаете и по каким нормам?

Спасибо за ответы. По работе столкнулась с японскими расчетами, сделанными в соответствии с ASME, поэтому пришлось немного ознакомиться с самим документом. Это были расчеты трубопроводов "острого" пара. В ASME напряжения не должны превышать величины (1.25 СИГМАхол+0.25СИГМАраб), а по нашим Нормам (1.5СИГМАраб). Поэтому у японцев все замечательно, а по нашим РД 10-249-98 - сплошные непрохождения. По поводу сейсмики - сама читала в ASME, да и у японцев так сделаною. А коэффициент демпфирования 0.05 - действительно из ASCE.
Сейсмику мы считаем, в основном, для трубопроводов, подведомственным Правилам АЭУ по ПНАЭ Г 7-002-86, подведомственным Правилм пара - очень редко. Используем спектры ответа, по акселелограммам считать не приходилось.

Интересно из-за чего так получилось? У вас был высокотемпературный трубопровод? Вы учитывали коэффициенты релаксации и усреднения компенсационных напряжений?

Да, трубопровод "острого" пара - высокотемпературный, и все эти коэффициенты были учтены. А от работы японцев я была не в восторге: результаты расчета не анализируются, многие опоры не работают, как должны. Но мне понравилось, что величины напряжений в трубопроводе почти совпали с нашими.

Почему все молчат? Значит, будем обсуждать тему продления срока службы трубопроводов. Этот вопрос важен для трубопроводов, подведомственных Правилам АЭУ, Правилам пара, и, думаю, для тепловых сетей тоже.
MAV, возвращайтесь на форум, я за Вами скучаю!
В РД-ЭО-185-00 сказано:
“В соответствии с требованиями п. 2.1.11 “Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования трубопроводов атомных энергетических установок” ПН АЭ Г-7-008-89 срок службы трубопроводов может быть продлен на период, превышающий указанный в паспорте, на основании технического решения, составляемого администрацией АЭУ с участием конструкторской (проектной) организации, предприятия-изготовителя и головной материаловедческой организации. К решению должны быть приложены расчет на прочность, подтверждающий возможность продления срока службы …”
Сейчас на АЭС очень остро стоит этот вопрос, т.к. срок службы трубопроводов истекает.
Ставится задача по определению минимально- допустимых толщин стенок трубопроводов (труб, отводов, тройников).
Эту задачу решаем в два этапа:
1 –приведение трубопроводов в соответствие с требованиями новых НТД,
2-определение минимально- допустимых толщин стенок трубопроводов.
Проблемы начинаются на первом этапе. Трубопроводы старые, когда-то считались кое-как, некоторые не считались вообще, в некоторых поменялась подведомственность.
Станции трещат по всем швам, особенно это касается АЭС с РБМК. В соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86 трубопроводы нужно порезать, перекомпановать, поменять отводы, тройники и т.д., и только после этого приступать ко 2 этапу.
Обидно за станции, за трубопроводы, которые замечательно себя чувствуют вот уже почти 30 лет благодаря, в том числе, и критериям прочности, да и рука не поднимается делать глупую работу, которую делать нужно в соответствии с требованиями Норм.
Искала литературу по этому вопросу. Кое-что нашла, совсем немного, но это только литература, а не документ, руководство к действию.
Постараюсь изложить кратко. В трубопроводах процесс релаксации происходит и при температуре 150-200 градусов, но очень медленно. Это факт, были проведены эксперименты. Процесс релаксации металла протекает даже при комнатной температуре. Неправильно запроектированный трубопровод не соглашается безропотно переносить насилие над собой и мобилизует все свои силы, чтобы ему противостоять. От нагрузки изменяются расстояния между атомами в металле, а силы межатомного взаимодействия меняются так, чтобы уравновесить внешнюю силу. Закон Гука не всегда справедлив.
Я уверенна, что к расчетам трубопроводов, проработавшим длительный период, должен быть иной подход, чем в ПНАЭ Г-7-002-86, РД 10-249-98 и РД 10-400-01.
Должен учитываться временной фактор.
Как быть в этой ситуации?

Ну, если по-правильному, то нужно делать физически нелинейный расчет с учетом ползучести по МКЭ с учетом заданной кривой ползучести, заданной кривой усталости, фактической температурной истории, с учетом фактических толщин стенок и скорости коррозии. ANSYS, NASTRAN и т.д. позволяют это делать.

У НТП "Трубопровод" есть программа РЕСУРС http://www.truboprovod.ru/cad/soft/resurs20.shtml

Так все-таки трещат по всем швам или замечательно себя чувствуют?

1 этап – выполнение расчетов трубопроводов в соответствии с требованиями действующих Норм. Условия прочности не выполнены. Минимально- допустимые толщины стенок трубопроводов должны быть больше проектных!
Но, в действительности, трубопроводы работают уже почти 30 лет без проблем, благодаря запасам по прочности (Вы тоже говорили о больших запасах в кривых усталости).
А, если учесть, что трубопроводы в течение этого времени релаксировали, то ни больших напряжений, ни нагрузок не будет.
Вот, что я имела ввиду.
Сейчас выданы задания на несколько десятков узлов трубопроводов только по одному из блоков одной из станций. И это только начало…
Какое Ваше мнение по этому вопросу? Может быть, я в чем-то ошибаюсь?
Ведь, у Вас большой опыт, знаете зарубежные стандарты, сами являетесь разработчиками Норм. Возможно, в других странах решаются такие проблемы?
Посмотрела на РЕСУРС, программа нужная, и используется для трубопроводов, условия прочности которых выполнены, и только для тепловых сетей.

Значит параметры, на которые производится расчет сильно завышены. Скорее всего фактическое давление и фактическая температура намного меньше принятых в расчете значений.
Трубопроводу ведь все равно по каким нормам его считают. Основная функция норм - обеспечить определенный запас надежности трубопровода. И для разных типов трубопроводов в зависимости от ответственности и опасности устанавливается определенный уровень надежности.
В нормах при расчете на давление для углеродистых сталей принимается запас по пределу текучести 1.5, а по временному сопротивлению 2.6 (в ПНАЭ - 2.6, а в РД10-249 - 2.4), поэтому неудивительно что трубопроводы стоят и хорошо себя чувствуют. Но запас прочности меньше чем должен быть. При аварийной ситуации может произойти разрыв. Т.е. снижена надежность.
По результатам расчета на прочность и по результатам исследования свойств металла, дефектов нужно снижать параметры трубопровода (допускаемое давление, температуру).

Обратитесь в НПО ЦКТИ, они занимаются продлением срока службы трубопроводов.


Цитата: "Программа рекомендуется для использования при диагностике трубопроводов в нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической, газовой, нефтедобывающей, теплоэнергетической и других отраслях промышленности"
Но формально конечно распространяется на технологические и нефтепромысловые трубопроводы...

Я поняла, что по программе РЕСУРС можно считать детали различных трубопроводов. Но, сделала такой вывод потому, что там ссылка только на РД 10-400-01 (в этом случае это законно).
Знаю, как определяются номинальные допускаемые напряжения, понимаю, почему не ломаются трубопроводы. Но вопрос был не об этом.
Если считать вновь проектируемые трубопроводы и те же трубопроводы, отработавшие свой срок по Нормам – результаты расчетов получим одинаковые. В этом есть логика?
Вы говорили, что по результатам расчета на прочность и по результатам исследования свойств металла, дефектов нужно снижать параметры трубопровода. А у Вас были такие случаи на практике? Думаю – это нереально.
Еще вопрос о ПНАЭ Г: кто является разработчиком этих Норм?
И, совсем не по теме. Здесь, на форуме, говорили об опоре, которая в СТАРТе называется неподвижной. Я поняла, как она работает. Но мне бы хотелось посмотреть ее чертеж. Никогда не видела стандартных. Спасибо.

На самом деле на новые и отработавшие трубопроводы должны быть разные нормы расчета на прочность. Но их нет


Этим занимается ЦКТИ, лучше к ним обратиться. Я этим не занимался


спросил у специалистов ЦКТИ:
делали НИКИЭТ и ЦКТИ. Приложение 5 по трубопроводам - ЦКТИ (туда вошли разработки Костовецкого)


В стандартных может и нет. Вот например:
Нажмите для просмотра прикрепленного файла
Моменты такая опора не воспринимает. Кроме того есть сомнение что все стандартные опоры реально воспринимают моменты

Это вообще непростая проблема, это вопрос выбора адекватной расчетной модели реального трубопровода.
Я не могу понять почему в стандартах на неподвижные опоры не приводятся значения допускаемых МОМЕНТОВ (как, например, для патрубков оборудования). Я могу такую схему придумать, что осевые нагрузки будут маленькие, а момент будет такой бронебойный, что сломает эту опору. По законам физики моменты есть, а по стандартам на опоры эти моменты игнорируются, что неправильно. (см. http://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=1485 )
Возможно считается, что опоры очень податливые и допускают большие угловые перемещения, которые не сказываются на их несущей способности. Если так, то их нужно моделировать как неподвижные без защемления, а не как мертвые (с защемлением).

На самом деле не существует ни мертвых, ни неподвижных опор. Всегда есть определенная угловая податливость(жесткость). При моделировании места врезки в сосуды и аппараты листовой конструкции, например, мы можем учитывать угловые и линейные податливости. Вычисляем их по программе Штуцер-МКЭ или по модулю СТАРТ-Штуцер. А вот для опор их взять негде. Для этого нужно либо провести эксперимент на сопротивление опоры угловым перемещениям, либо посчитать корпус опоры вместе с трубой по МКЭ (Ansys, Nastran, Cosmos) и получить угловые податливости. Это вообще-то должны были сделать авторы стандартов на опоры и внести допускаемые моменты и угловые податливости в свои стандарты. На приведенных выше рисунках и так понятно что угловая податливость будет настолько маленькой, что ее нечего учитывать в расчете. А вот для хомутовой опоры (с одним хомутом) - это вопрос...
Вот например статья по расчету на прочность опор трубопровода от действующих нагрузок по Cosmos http://www.stresscalc.ru/article.php?numart=11

Получается парадокс, мы учитываем угловые податливости штуцеров, сильфонных компенсаторов, но не учитываем податливости опор.

Остается только делать расчет в запас прочности при незнании этих податливостей. А это значит что от весовых нагрузок такие опоры надо задавать как неподвижные без защемления, потому что чем меньше связей в системе тем хуже, а от температурных расширений как мертвые (неподвижные с защемлением) потому что чем больше связей в системе тем хуже (так в большинстве случаев, но не всегда). Либо можно ставить мертвые опоры и менять схему так, чтобы моменты во всех таких опорах были равны нулю во всех режимах нагружения (проще застрелиться).
Но так можно поступать только в статических расчетах. А при проведении динамических расчетов (сейсмических, определение частот и форм колебаний для отстройки от возбуждающих частот) нужно точно задавать массу всех элементов трубопровода и податливости опор, компенсаторов, патрубков оборудования (в том числе и угловые). Иначе расчетные частоты будут сильно отличаться от реальных, которые получены по измерениям. В динамике нельзя ничего сделать "в запас"...

MAV, большое спасибо за информацию. Как полезно такое общение! Иногда не обращаешь внимания на вопросы, которые всплывают здесь. Я никогда не задумывалась над значениями количества связей в системе для различных этапов расчета, о которых Вы рассказывали. Это для меня открытие.
А проблемы с нагрузками – беда для всех. Понятно, что реально их не будет никогда. Не бывает абсолютно жестких опор, опорных конструкций. Но что делать? Приходится строителям сооружать соответствующие конструкции для восприятия нереальных нагрузок. Но еще больше проблем с нагрузками на патрубки оборудования.
Вы коснулись темы динамики – вопроса, который мне бы тоже хотелось обсудить.
Но сейчас о наболевшем. Вы положительно отреагировали на ход моих мыслей по вопросу расчетов трубопроводов, отслуживших свой срок. Но что теперь делать? Может, его посчитать как высокотемпературный? Это, конечно, неправильно, требования другие, да и где взять коэффициенты релаксации и усреднения компенсационных напряжений? Интересно, как эти вопросы решаются за рубежом? Возможно, у них особый подход к расчетам таких трубопроводов? Сообщите, если знаете. У меня нет никакой информации. И еще хотелось бы знать Ваше личное мнение по этому вопросу.

В программах системы "старт" единицы измерения кГс, есть вожможность поменять на kN?
Можно ли програаму "старт-LT" применять в коммерческих целях для составления проектов?

Уже ответил вам по почте

У Американцев вроде есть ASME B31G. Больше не знаю, не интересовался такими вопросами никогда

Уважаемые специалисты! Прошу вас ответить на вопрос: хочу провести расчет теплосети по программе "Старт", версия 04.46. Система разветвленная, нарисовала даже неполную картину, и на функции расчет всплывает окно ошибки: "количество неизвестных больше 1000" Т. е. есть ограничения по трассировке?

galina,
чтобы такую большую схему посчитать нужен старт-проф

MAV, благодарю Вас за ответ, я уже поняла по поводу ограничений в справке к версии. Могу ли я спросить Вас по поводу "моментов вокруг осей". Все-таки что с ними делать?-добиваться чтобы их не было или есть какие-то допустимые варианты?

Господа,
никто не подскажет, где в Киеве можно приобрести СТАРТ, очень СРОЧНО?

galina,
Строители должны рассчитать опоры (фундамент, прочность), чтобы они воспринимали все 6 нагрузок от трубопровода, в том числе и моменты. Более конкретных рекомендаций дать не могу

Patorok,
Оффициальный дилер по СТАРТ в Киеве ЗАО "АРКАДА" http://www.arcada.com.ua/infot/contact.html

вышла новая версия 4.61 http://www.truboprovod.ru/news/newsStart461.shtml

А вы заметили, как в Старте "решена" манжета на вводе в канал или камеру?

Пока нестандартным креплением. В 4.62 будет спец опора - "гильза" для удобства

Совершенно забыл как делается это самое нестандартное крепление типа "манжета". Там какая-то матрица составляется, только я забыл как...

у меня такая проблема: наша фирма сначала хотела приобрести программу СТАРТ, но потом мои коллеги,с бАААльшим опытом расчетов тепловых сетей вручную, сказали-наффиг надо, типа она денег стоит(хотя руководство не против), и зачем все усложнять, если можно считать по приближенным методам, так быстрее. а у меня опыта пока нет совсем, но не хочу я так работать. как мне их убедить??
может, есть еще какие-то программы для расчета нагрузок и усилий? мы проектируем тепловые сети, (по СНиП 41-02-2003)

Если прокладка надземная или подземная в каналах то многие проектируют по старинке - по номограммам. Запасы получаются дикие, и огромные нагрузки на неподвижные опоры.
Номограммы были составлены в 1965 году на основе норм ЦКТИ 1958 г., которые уже 3 раза были отменены и пересмотрены в ЦКТИ. Сейчас это нормы РД 10-249-98 и РД 10-400-01. Все расчеты, выполненные по номограммам не соответствуют действующим нормам расчета на прочность, а сами номограммы не являются нормами, а всего лишь были предназначены для упрощения ручного труда проектировщиков. Они позволяют для типовых упрощенных схем получить упрощенные результаты расчета в соответствии с действующими в 1958 г. нормами. После отмены и выпуска новых норм - номограммы должны были быть пересмотрены, но никто этого не сделал и мнгоие проектировщики продолжают пользоваться номограммами до сих пор.
Упрощены результаты за счет того, что не учитывается в полной мере влияние сил трения, действующих на скользящих опорах. Особенно в поперечном направлении (поперек оси трубопровода).
Упрощенная схема - это как правило П-образный компенсатор, защемленный между двумя неподвижными опорами. Но это не единственная возможная при проектировании трубопровода схема и мертвые опоры на самом деле не нужны в таком количестве как их ставят проектировщики тепловых сетей, проектирующие по номограммам! Просто другие схемы нельзя посчитать по номограммам. Если делать расчет по СТАРТ, то большинство неподвижных опор можно убрать и большинство П-образных компенсаторов можно выкинуть из проекта. Но поскольку в экономии материалов проектные организации не заинтересованы - многие, к сожалению, продолжают проектировать по номограммам до сих пор.
Например, расчета вертикального П-образного компенсатора с промежуточными опорами в номограммах нет.

Если прокладка бесканальная, то номограммами пользоваться вообще нельзя. При проектировании бесканалки совершенно другая философия: желательно вообще отказаться от использования неподвижных опор (во всей Европе давно проектируют именно так), большие габариты компенсаторов не всегда идут в запас прочности и не всегда улучшают самокомпенсацию, подушки не всегда улучшают самокомпенсацию и т.д. Мы это обычно кратко на лекциях по обучению по СТАРТ рассказываем.

а если вкрадце.
чем отличается расчет П образного горизонтального от вертикального компенсатора?

Если компенсатор без промежуточных опор то только тем что в вертиклаьных компенсаторах собственный вес прикладывается в плоскости компенсатора и создает дополнительные изгибающие моменты. А Если есть промежуточные опоры, то в них возникает сила трения и вертиклаьная реакция, которые нужно учитывать в расчете (номограммы их не учитывают). Трубопровод может подняться с этих опор и они выключатся из работы (номограммы тут тоже не помогут).

С 3 по 5 декабря 2008 г. состоится обучение программам СТАРТ в Киеве.
Организатор обучения ЗАО "Аркада" http://arcada.com.ua
Записаться на обучение можно по телефону: (38-044) 502-33-35, 257-10-39, 257-10-49. Обращаться к Гадзевич Татьяне

коллеги!
подскажите, как правильно задать предварительную растяжку П-обр. компенсатора с несимметричными плечами с программе СТАРТ?

Я так понимаю, что правила форума изменились и теперь каждый пользователь может рекламировать свою продукцию и услуги.
если я размещу в подписи к постами реквизиты фирмы и пару объявлений, то мне за это ничего плохого не сделают???
пыс пыс или есть избранные?