Конструкции надземной прокладки тепловых сетей. Неподвижные опоры трубопроводов тепловых сетей

Здравствуйте, друзья! Магистральные распределительные тепловые сети служат для передачи потребителям тепловой энергии теплоносителя для нужд отопления, ГВС и вентиляции. Магистральные теплосети прокладываются от ЦТП (центральных тепловых пунктов), либо от теплоисточника (котельной, ТЭЦ).

Распределительные теплосети состоят из таких элементов, как:

1) Непроходные каналы

2) Подвижные и неподвижные опоры

3) Компенсаторы

4) Трубопроводы и запорная арматура (задвижки)

5) Тепловые камеры

Про тепловые камеры тепловых сетей я написал отдельную . Поэтому в данной статье рассматривать их я не буду.

Непроходные каналы.

Стенки непроходных каналов состоят из сборных блоков. Сверху на сборные блоки накладываются железобетонные плиты перекрытия. Основание дна непроходного канала делают обычно в сторону , либо в сторону подвалов жилых домов. Но бывает так, что при неблагоприятном рельефе местности какая то часть каналов монтируется с уклоном к тепловым камерам. Швы бетонных блоков и плит заделывают, изолируют для того, чтобы в канал не попадали грунтовые и верховые воды. Во время засыпки каналов грунт необходимо тщательно утрамбовывать. Замерзшей землей засыпать канал нельзя

Неподвижные и подвижные опоры.

Опоры трубопроводов тепловой сети подразделяются на неподвижные (или как еще говорят, мертвые) и подвижные. В непроходных каналах применяют скользящие опоры. Эти опоры необходимы для передачи веса трубопроводов и обеспечения перемещения трубопроводов при их удлинении под воздействием высокой температуры теплоносителя.

Для этого скользящие опоры, или как их еще называют, «скользячки» приваривают к трубопроводам. А скользят они по специальным пластинам, которые вделаны в ж/б плиты.

Неподвижные или мертвые опоры необходимы для того, чтобы разделить трубопровод большой протяженности на отдельные участки. Участки эти не зависят напрямую друг от друга, и соответственно, при высоких температурах теплоносителя компенсаторы могут нормально, без видимых проблем, воспринять температурные удлинения.

К неподвижным опорам предъявляются повышенные требования по надежности, ведь нагрузки на них большие. В то же время нарушение прочности и целостности мертвой (неподвижной) опоры может привести к аварийной ситуации.

Компенсаторы.

Компенсаторы в тепловых сетях служат для восприятия температурного удлинения трубопроводов при их нагреве (1,2 мм на каждый метр при повышении температуры на 100 °С). Основная и главная задача компенсатора в теплосети - защитить трубопроводы и арматуру от «убийственных» напряжений. Как правило, для труб диаметр которых не более 200 мм применяют П-образные компенсаторы. Мне в основном приходилось сталкиваться в работе именно с такими компенсаторами. Они наиболее распространенные. Приходилось работать также и с сальниковыми компенсаторами на трубопроводах больших диаметров. Но это уже диаметры труб dy 300, 400 мм.

Когда П-образные компенсаторы монтируют, их предварительно растягивают на половину температурного удлинения от той цифры, которая указана в проекте или расчете. Иначе компенсирующая способность компенсатора уменьшается в два раза. Растяжку следует производить одновременно с двух сторон в стыках, ближайших к мертвым (неподвижным) опорам.

Трубопроводы и задвижки.

Для распределительных тепловых сетей применяют стальные трубы. На стыках трубопроводы соединяют при помощи электросварки. Из задвижек на тепловых сетях применяют стальные и чугунные задвижки. Мне в работе на теплосетях попадаются больше чугунные задвижки, они более распространенны.

Изоляция труб.

Работать мне приходится в основном с магистральными распределительными тепловыми сетями, смонтированными еще в советское время. Конечно,кое-где трубопроводы теплосетей, а соответственно и изоляцию на них, меняют в ходе капитального ремонта. Когда я несколько лет назад работал в теплоснабжающей организации, помню, что каждый год, в межотопительный период заменяли «древние» участки трубопроводов теплосети. Но все же процентов 75-80 распределительных тепловых сетей еще советских времен. Трубопроводы таких сетей покрыты антикоррозионным составом, теплоизоляцией и защитным слоем (рис.4.).

Рулонный материал, как правило, изол. Реже - бризол. Этот материал приклеен мастикой к трубопроводу. Теплоизоляция сделана из матов минеральной ваты. Защитный слой - асбестоцементная штукатурка из смеси асбеста и цемента в пропорции 1:2, которая распределена по проволочной сетке.

На отдельно стоящих мачтах и опорах (рис. 4.1);

Рис. 4.1. Прокладка трубопроводов на отдельно стоящих мачтах

Рис.4.2-на эстакадах со сплошным пролетным строением в виде ферм или балок (рис. 4.2);

Рис. 4.2. Эстакада с пролетным строением для прокладки трубопроводов

Рис.4.3-на тягах, прикрепленных к верхушкам мачт (вантовая конструкция, рис. 4.3);

Рис. 4.3. Прокладка труб с подвеской на тягах (вантовая конструкция)

На кронштейнах.

Прокладки первого типа наиболее ра­циональны для трубопроводов диаметром 500 мм и более. Трубопроводы большего диаметра при этом могут быть использо­ваны в качестве несущих конструкций для укладки или подвески к ним нескольких тру­бопроводов малого диаметра, требующих более частой установки опор.

Прокладки по эстакаде со сплошным на­стилом для прохода целесообразно приме­нять только при большом количестве труб (не менее 5 - 6 шт.), а также при необходи­мости регулярного надзора за ними. По стоимости конструкции проходная эстакада наиболее дорогая и требует наибольшего расхода металла, так как фермы или ба­лочный настил обычно изготовляются из прокатной стали.

Прокладка третьего типа с подвесной (вантовой) конструкцией пролетного строе­ния является более экономичной, так как позволяет значительно увеличить расстояния между мачтами и тем самым уменьшить расход строительных материалов. Наиболее простые конструктивные формы подвесная прокладка получает при трубопроводах равных или близких диаметров.

При совместной укладке трубопроводов большого и малого диаметра применяется несколько видоизмененная вантовая кон­струкция с прогонами из швеллеров, подве­шенных на тягах. Прогоны позволяют уста­навливать опоры трубопроводов между мач­тами. Однако возможность прокладки тру­бопроводов на эстакадах и с подвеской на тягах в городских условиях ограничена и применима только в промышленных зонах. Наибольшее применение получила проклад­ка водяных трубопроводов на отдельно стоящих мачтах и опорах или на кронштей­нах. Мачты и опоры, как правило, выпол­няются из железобетона. Металлические мачты применяются в исключительных слу­чаях при малом объеме работ и реконструк­ции существующих тепловых сетей.

Мачты по своему назначению делятся на следующие типы:

• для подвижных опор трубопроводов (так называемые промежуточные);
• для неподвижных опор трубопроводов (анкерные), а также устанавливаемые в на­чале и в конце участка трассы;
• устанавливаемые на поворотах трассы;
• служащие для опирания компенсаторов трубопроводов.

В зависимости от количества, диаметра и назначения прокладываемых трубопрово­дов мачты выполняются трех различных конструктивных форм: одностоечными, двухстоечными и четырехстоечными простран­ственной конструкции.

При проектировании воздушных про­кладок следует стремиться к возможно большему увеличению расстояний между мачтами.

Однако для беспрепятственного стока воды при выключениях трубопроводов мак­симальный прогиб не должен превышать

где f - прогиб трубопровода в середине пролета, мм; i - уклон оси трубопровода; l - расстояние между опорами, мм.

Сборные железобетонные конструкции мачт обычно собираются из следующих эле­ментов: стоек (колонн), ригелей и фундамен­тов. Размеры сборных деталей определяются количеством и диаметром укладываемых трубопроводов.

При прокладке от одного до трех трубо­проводов в зависимости от диаметра при­меняются одностоечные отдельно стоящие мачты с консолями, они пригодны и при вантовой подвеске труб на тягах; тогда предусматривается устройство верхушки для крепления тяг.

Мачты сплошного прямоугольного се­чения допустимы, если максимальные раз­меры поперечного сечения не превосходят 600 х 400 мм. При больших размерах для облегчения конструкции рекомендуется пре­дусматривать вырезы по нейтральной оси или применять в качестве стоек центрифуги­рованные железобетонные трубы заводского изготовления.

Для многотрубных прокладок мачты промежуточных опор чаще всего проекти­руются двухстоечной конструкции, одно­ярусные или двухъярусные.

Сборные двухстоечные мачты состоят из следующих элементов: двух стоек с одной или двумя консолями, одного или двух риге­лей и двух фундаментов стаканного типа.

Мачты, на которых трубопроводы за­крепляются неподвижно, испытывают на­грузку от горизонтально направленных уси­лий, передаваемых трубопроводами, которые проложены на высоте 5 - 6 м от поверхности грунта. Такие мачты для увеличения устой­чивости проектируются в виде четырехстоечной пространственной конструкции, которая состоит из четырех стоек и четырех или восьми ригелей (при двухъярусном располо­жении трубопроводов). Мачты устанавли­ваются на четырех отдельных фундаментах стаканного типа.

При надземной прокладке трубопрово­дов больших диаметров используется не­сущая способность труб, и поэтому не тре­буется устройства какого-либо пролетного строения между мачтами. Не следует приме­нять и подвеску трубопроводов большого диаметра на тягах, так как такая конструк­ция практически работать не будет.

Рис.4.4В качестве примера приведена про­кладка трубопроводов на железобетонных мачтах (рис. 4.4).

1 - колонна; 2 - ригель; 3 - связь; 4 - фундамент; 5 - соединительный стык; 6 - бетонная подготовка.

Два трубопровода (прямой и обратный) диаметром 1200 мм уложены на катковых опорах по железобетонным мачтам, устано­вленным через каждые 20 м. Высота мачт от поверхности земли 5,5 - 6м. Сборные желе­зобетонные мачты состоят из двух фунда­ментов, связанных между собой монолит­ным стыком, двух колонн прямоугольного сечения 400 х 600 мм и ригеля. Колонны связаны между собой металлическими диаго­нальными связями из угловой стали. Соеди­нение связей с колоннами выполнено косын­ками, приваренными к закладным деталям, которые заделаны в колоннах. Ригель, слу­жащий опорой для трубопроводов, выполнен в виде прямоугольной балки сечением 600 х 370 мм и крепится к колоннам путем сварки закладных стальных листов.

Мачта рассчитана на вес пролета труб, горизонтальные осевые и боковые усилия, возникающие от трения трубопроводов на катковых опорах, а также на ветровую на­грузку.

1 - колонна; 2 - ригель поперечный; 3 - ригель продольный; 4 - связь поперечная; 5 - связь про­дольная; 6 - фундамент

Рис.4.5Неподвижная опора (рис. 4.5), рассчи­танная на горизонтальное усилие от двух труб 300 кН, выполнена из сборных железо­бетонных деталей: четырех колонн, двух продольных ригелей, одного поперечного опорного ригеля и четырех фундаментов, со­единенных попарно.

В продольном и поперечном направле­ниях колонны связаны металлическими диа­гональными связями, выполненными из уголковой стали. На опорах трубопроводы закрепляются хомутами, охватывающими трубы, и косынками в нижней части труб, ко­торые упираются в металлическую раму из швеллеров. Эта рама прикрепляется к железобетонным ригелям приваркой к закладным деталям.

Прокладка трубопроводов на низких опорах нашла широкое применение при строительстве тепловых сетей на неспланированной территории районов новой за­стройки городов. Переход пересеченной или заболоченной местности, а также мелких рек целесообразнее осуществлять таким спосо­бом с использованием несущей способности труб.

Однако при проектировании тепловых сетей с прокладкой трубопроводов на низких опорах необходимо учитывать срок намечен­ного освоения территории, занятой трассой, под городскую застройку. Если через 10 - 15 лет потребуется заключение трубопрово­дов в подземные каналы или реконструкция тепловой сети, то применение воздушной прокладки является нецелесообразным. Для обоснования применения способа прокладки трубопроводов на низких опорах должны быть выполнены технико-экономические рас­четы.

При надземной прокладке трубопрово­дов больших диаметров (800-1400 мм) це­лесообразной является их прокладка на от­дельно стоящих мачтах и опорах с примене­нием специальных сборных железобетонных конструкций заводского изготовления, отве­чающих конкретным гидрогеологическим ус­ловиям трассы тепломагистрали.

Опыт проектирования показывает эко­номичность применения свайных оснований под фундаменты как анкерных, так и проме­жуточных мачт и низких опор.

Надземные тепломагистрали большого диаметра (1200-1400 мм) значительной про­тяженности (5 - 10 км) построены по индиви­дуальным проектам с применением высоких и низких опор на свайном основании.

Имеется опыт строительства тепломагистрали с диаметрами труб D у = 1000 мм от ТЭЦ с применением свай-стоек на заболоченных участках трассы, где на глубине 4-6 м залегают скальные грунты.

Расчет опор на свайном основании на совместное действие вертикальных и гори­зонтальных нагрузок выполняется в соответ­ствии со СНиП II-17-77 «Свайные фун­даменты».

При проектировании низких и высоких опор для прокладки трубопроводов могут быть использованы конструкции унифициро­ванных сборных железобетонных отдельно стоящих опор, разработанных под техноло­гические трубопроводы [ 3 ].

Проект низких опор по типу «качаю­щихся» фундаментов, состоящих из железо­бетонного вертикального щита, устанавли­ваемого на плоскую фундаментную плиту, разработан АтомТЭП. Эти опоры могут применяться в различных грунтовых усло­виях (за исключением сильно обводненных и просадочных грунтов).

Одним из наиболее распространенных видов воздушной прокладки трубопроводов является прокладка последних на кронштей­нах, укрепляемых в стенах зданий. Примене­ние этого способа может быть рекомендова­но при прокладке тепловых сетей на терри­тории промышленных предприятий.

При проектировании трубопроводов, располагаемых по наружной или внутренней поверхности стен, следует выбирать такое размещение труб, чтобы они не закрывали оконных проемов, не мешали размещению других трубопроводов, оборудования и пр. Наиболее важным является обеспечение на­дежного закрепления кронштейнов в стенах существующих зданий. Проектирование про­кладки трубопроводов по стенам существую­щих зданий должно включать обследование стен в натуре и изучение проектов, по ко­торым они построены. При значительных нагрузках, передаваемых трубопроводами на кронштейны, необходимо производить рас­чет общей устойчивости конструкций здания.

Трубопроводы укладываются на крон­штейны с приваренными корпусами скользя­щих опор. Применение катковых подвижных опор при наружной прокладке трубопрово­дов не рекомендуется из-за трудности их пе­риодической смазки и очистки в период эксплуатации (без чего они будут работать как скользящие).

В случае недостаточной надежности стен здания должны быть осуществлены кон­структивные мероприятия по рассредоточе­нию усилий, передаваемых кронштейнами, путем уменьшения пролетов, устройства подкосов, вертикальных стоек и др. Крон­штейны, устанавливаемые в местах устройства неподвижных опор трубопроводов, дол­жны выполняться по расчету на действую­щие на них усилия. Обычно они требуют дополнительного крепления путем устрой­ства подкосов в горизонтальной и верти­кальной плоскостях. На рис. 4.6 приведена типовая конструкция кронштейнов для про­кладки одного или двух трубопроводов диаметром от 50 до 300 мм.

Рис.4.6

а - для одной трубы; б - для двух труб

Опоры в тепловых сетях устанавливают для восприятия усилий, возникающих в теплопроводах, и передачи их на несущие конструкции или грунт. В зависимости от назначения их подразделяют на подвижные (свободные) и неподвижные (мертвые).

Подвижные опоры предназначены для восприятия весовых нагрузок теплопровода и обеспечения свободного его перемещения при температурных деформациях. Устанавливают их при всех видах прокладки, кроме бесканальной, когда теплопроводы укладывают на утрамбованный слой песка, что обеспечивает более равномерную передачу весовых нагрузок на грунт.

Теплопровод, лежащий на подвижных опорах, под действием весовых нагрузок (веса трубопровода с теплоносителем, изоляционной конструкцией и оборудованием и иногда ветровой нагрузки) прогибается и в нем возникают изгибающие напряжения, значения которых зависят от расстояния (пролета) между опорами. В связи с этим основной задачей расчета является определение максимально возможно го пролета между опорами, при котором изгибающие напряжения не превышают допустимых значений, а также величины прогиба теплопровода между опорами.

В настоящее время находят применение подвижные опоры следующих основных типов: скользящие, катковые (шариковые) (рис. 29.1) и подвесные с жесткими и пружинными подвесками.

Рис. 29.1. Подвижные опоры

а - скользящая с приваренным башмаком; б - катковая; в - скользящая с приклеенные полуцилиндром; 1 - башмак; 2 - опорная подушка; 3 - опорный полуцилиндр

В скользящих опорах происходит скольжение башмака (корпуса опоры), приваренного к трубопроводу, по металлической подкладке, заделанной в опорную бетонную или железобетонную подушку. В Катковых (и шариковых) опорах башмак вращает и перемещает каток (или шарики) по опорному листу, на котором предусматриваются направляющие планки и выточки для предотвращения перекосов, заеданий и выхода катка. При вращении катка (шариков) скольжение поверхностей отсутствует, вследствие чего уменьшается значение горизонтальной реакции. Места приварки башмака к трубопроводу являются опасными в коррозионном отношении, поэтому более перспективными следует считать конструкции свободных опор с хомутовыми. и приклеенными башмаками, которые устанавливают без нарушения тепловой изоляции. На рис. 29.1, в показана разработанная НИИМосстроем конструкция скользящей опоры с приклеенным опорным башмаком (полуцилиндром). Скользящие опоры являются наиболее простыми и находят широкое применение.

Подвесные опоры с жесткими подвесками применяют при надземной прокладке теплопроводов на участках, не чувствительных к перекосам: при естественной компенсации, П-образных компенсаторах.

Пружинные опоры компенсируют перекосы, вследствие чего их применяют на участках, где перекосы недопустимы, например, при сальниковых компенсаторах.

Неподвижные опоры предназначены для закрепления трубопровода в отдельных точках, разделения его на независимые по температурным деформациям участки и для восприятия усилий, возникающих на этих участках, что устраняет возможность последовательного нарастания усилий и передачу их на оборудование и арматуру. Изготовляют эти опоры, как правило, из стали или железобетона.

Стальные неподвижные опоры (рис. 29.2, а и б) представляют собой обычно стальную несущую конструкцию (балку или швеллер), располагаемую между упорами, приваренными к трубе. Несущая конструкция защемляется в строительные конструкции камер, приваривается к мачтам, эстакадам и др.

Железобетонные неподвижные опоры обычно выполняют в виде щита (рис. 29.2,в), устанавливаемого при бесканальной прокладке на фундамент (бетонный камень) или защемляемого в основании и перекрытии каналов и камер. С обеих сторон щитовой опоры к трубопроводу приваривают опорные кольца (фланцы с косынками), через которые и передаются усилия. При этом щитовые опоры не требуют мощных фундаментов, так как усилия на них передаются центрально. При выполнении щитовых опор в каналах в них делают отверстия для пропуска воды и воздуха.

Рис 29.2 Неподвижные опоры

а - со стальной несущей конструкцией б - хомутовые· в - щитовая

При разработке монтажной схемы тепловых сетей неподвижные опоры устанавливают на выходе из источника тепла, на входе и выходе ЦТП, насосных подстанций и т. п. для снятия усилий на оборудование и арматуру; в местах ответвлений для устранения взаимного влияния участков, идущих в перпендикулярных направлениях; на поворотах трассы для устранения влияния изгибающих и крутящих моментов, возникающих при естественной компенсации. В результате указанной расстановки неподвижных опор трасса тепловых сетей разбивается на прямолинейные участки, имеющие различные длины и диаметры трубопроводов. Для каждого из этих участков выбирают тип и требуемое число компенсаторов, в зависимости от которого определяется и число промежуточных неподвижных опор (на одно меньше, чем компенсаторов).

Максимальное расстояние между неподвижными опорами при осевых компенсаторах зависит от их компенсирующей способности. При гнутых компенсаторах, которые могут изготовляться для компенсации любых деформаций, исходят из условия сохранения прямолинейности участков и допустимых изгибающих напряжений в опасных сечениях компенсатора. В зависимости от принятой длины участка, на концах которого устанавливают неподвижные опоры, определяют его удлинение, а затем расчетом или по номограммам габаритные размеры гнутых компенсаторов и горизонтальную реакцию.

Тепловые компенсаторы.

Компенсационные устройства в тепловых сетях служат для устранения (или значительного уменьшения) усилий, возникающих при тепловых удлинениях труб. В результате снижаются напряжения в стенках труб и силы, действующие на оборудование и опорные конструкции.

Удлинение труб в результате теплового расширения металла определяют по формуле

где а - коэффициент линейного расширения, 1/°С; l - длина трубы, м; t - рабочая температура стенки, 0 C; t м -температура монтажа, 0 C.

Для компенсации удлинения труб применяют специальные устройства - компенсаторы, а также используют гибкость труб на поворотах трассы тепловых сетей (естественную компенсацию).

По принципу работы компенсаторы подразделяют на осевые и радиальные. Осевые компенсаторы устанавливают на прямолинейных участках теплопровода, так как они предназначены для компенсации усилий, возникающих только в результате осевых удлинений. Радиальные компенсаторы устанавливают на теплосети любой конфигурации, так как они компенсируют как осевые, так и радиальные усилия. Естественная компенсация не требует установки специальных устройств, поэтому ее необходимо использовать в первую очередь.

В тепловых сетях находят применение осевые компенсаторы двух типов: сальниковые и линзовые. В сальниковых компенсаторах (рис. 29.3) температурные деформации труб приводят к перемещению стакана 1 внутри корпуса 5, между которыми для герметизации помещается сальниковая набивка 3. Зажимается набивка между упорным кольцом 4 и грундбуксой 2 при помощи болтов 6.

Рис 19.3 Сальниковые компенсаторы

а - односторонний; б - двусторонний: 1 - стакан, 2 - грундбукса, 3 - сальниковая набивка,

4 - упорное кольцо, 5 - корпус, 6 - затяжные болты

В качестве сальниковой набивки применяют асбестовый прографиченный шнур или термостойкую резину. В процессе работы набивка изнашивается и теряет упругость, поэтому требуются периодическая ее подтяжка (зажатие) и замена. Для возможности проведения указанных ремонтов сальниковые компенсаторы размещают в камерах.

Соединение компенсаторов с трубопроводами осуществляется сваркой. При монтаже необходимо оставлять зазор между буртом стакана и упорным кольцом корпуса, исключающий возможность возникновения растягивающих усилий в трубопроводах в случае понижения температуры ниже температуры монтажа, а также тщательно выверять осевую линию во избежание перекосов и заедания стакана в корпусе.

Сальниковые компенсаторы изготовляют односторонними и двусторонними (см. рис. 19.3, а и б). Двусторонние применяют обычно для уменьшения числа камер, так как в середине их устанавливается неподвижная опора, разделяющая участки труб, удлинения которых компенсируются каждой из сторон компенсатора.

Основными достоинствами сальниковых компенсаторов являются малые габариты (компактность) и низкие гидравлические сопротивления, вследствие чего они нашли широкое применение в тепловых сетях, особенно при подземной прокладке. В этом случае их устанавливают при d y =100 мм и более, при надземной прокладке - при d у =300 мм и более.

В линзовых компенсаторах (рис. 19.4) при температурных удлинениях труб происходит сжатие специальных упругих линз (волн). При этом обеспечивается полная герметичность в системе и не требуется обслуживания компенсаторов.

Изготовляют линзы из листовой стали или штампованных полулинз с толщиной стенки от 2,5 до 4 мм газовой сваркой. Для уменьшения гидравлических сопротивлений внутри компенсатора вдоль волн вставляется гладкая труба (рубашка).

Линзовые компенсаторы имеют относительно небольшую компенсирующую способность и большую осевую реакцию. В связи с этим для компенсации температурных деформаций трубопроводов тепловых сетей устанавливают большое число волн или производят предварительную их растяжку. Применяют их обычно до давлений примерно 0,5 МПа, так как при больших давлениях возможно вспучивание волн, а повышение жесткости волн путем увеличения толщины стенок приводит к снижению их компенсирующей способности и возрастанию осевой реакции.

Ряс. 19.4. Линзовый трехволновый компенсатором

Естественная компенсация температурных деформаций происходит в результате изгиба трубопроводов. Гнутые участки (повороты) повышают гибкость трубопровода и увеличивают его компенсирующую способность.

При естественной компенсации на поворотах трассы температурные деформации трубопроводов приводят к поперечным смещениям участков (рис. 19.5). Величина смещения зависит от расположения неподвижных опор: чем больше длина участка, тем больше его удлинение. Это требует увеличения ширины каналов и затрудняет работу подвижных опор, а также не дает возможности применять современную бесканальную прокладку на поворотах трассы. Максимальные напряжения изгиба возникают у неподвижной опоры короткого участка, так как он смещается на большую величину.

Рис. 19.5 Схема работы Г- образного участка теплопровода

а – при одинаковых длинах плеч; б – при разных длинах плеч

К радиальным компенсаторам , применяемым в тепловых сетях, относятся гибкие и волнистые шарнирного типа. В гибких компенсаторах температурные деформации трубопроводов устраняются при помощи изгибов и кручения специально согнутых или сваренных участков труб различной конфигурации: П- и S-образных, лирообразных, омегообразных и др. Наибольшее распространение на практике вследствие простоты изготовления получили П-образные компенсаторы (рис. 19.6,а). Их компенсирующая способность определяется суммой деформаций по оси каждого из участков трубопроводов ∆l = ∆l /2+∆l /2. При этом максимальные изгибающие напряжения возникают в наиболее удаленном от оси трубопровода отрезке - спинке компенсатора. Последняя, изгибаясь, смещается на величину у, на которую необходимо увеличивать и габариты компенсаторной ниши.

Рис. 19.6 Схема работы П- образного компенсатора

а – без предварительной растяжки; б – с предварительной растяжкой

Для увеличения компенсирующей способности компенсатора или уменьшения величины смещения его устанавливают с предварительной (монтажной) растяжкой (рис. 19.6,б ). При этом спинка компенсатора в нерабочем состоянии изогнута внутрь и испытывает изгибающие напряжения. При удлинении труб компенсатор приходит сначала в ненапряженное состояние, а затем уже спинка изгибается наружу и в ней возникают изгибающие напряжения обратного знака. Если в крайних положениях, т. е. при предварительной растяжке и в рабочем состоянии достигаются предельно допустимые напряжения, то компенсирующая способность компенсатора увеличивается вдвое по сравнению с компенсатором без предварительной растяжки. В случае же компенсации одинаковых температурных деформации в компенсаторе с предварительной растяжкой не будет происходить смещение спинки наружу и, следовательно, уменьшатся габариты компенсаторной ниши. Работа гибких компенсаторов других конфигураций происходит примерно таким же образом.

Подвески

Подвески трубопроводов (рис 19.7) выполняются с помощью тяг 3, соединяемых непосредственно с трубами 4 (рис. 19.7, а ) или с траверсой 7 , к которой на хомутах 6 подвешена труба (рис. 19.7, б ), а также через пружинные блоки 8 (рис. 19.7, в ). Шарнирные соединения 2 обеспечивают перемещения трубопроводов. Направляющие стаканы 9 пружинных блоков, приваренные к опорным пластинам 10, позволяют исключить поперечный прогиб пружин. Натяжение подвески обеспечивается с помощью гаек.

Рис. 19.7 Подвески:

а – тяговые; б – хомутовая; в – пружинная; 1 – опорная балка; 2, 5 – шарниры; 3 – тяга;

4 – труба; 6 – хомут; 7 – траверса; 8 – пружинная подвеска; 9 – стаканы; 10 – пластины

3.4 Способы изоляции тепловых сетей.

Мастичная изоляция

Мастичная изоляция применяется только при ремонте тепловых сетей, проложенных или в помещениях, или в проходных каналах.

Изоляция из мастик накладывается слоями по 10-15 мм на горячий трубопровод по мере высыхания предшествующих слоев. Мастичную изоляцию нельзя выполнять индустриальными методами. Поэтому указанная изоляционная конструкция для новых трубопроводов неприменима.

Для мастичной изоляции применяется совелит, асбестотрепел и вулканит. Толщина слоя тепловой изоляции определяется на основе технико экономических расчетов или по действующим нормам.

Температура на поверхности изоляционной конструкции трубопроводов в проходных каналах и камерах должна быть не выше 60° С.

Долговечность теплоизоляционной конструкции зависит от режима работы теплопроводов.

Блочная изоляция

Сборно-блочную изоляцию из заранее отформованных изделий (кирпича, блоков, торфяных плит и пр.) устраивают по горячим и холодным поверхностям. Изделия с перевязкой швов в рядах укладывают на мастичной подмазке из асбозурита, коэффициент теплопроводности которой близок к коэффициенту самой изоляции; подмазка обладает минимальной усадкой и хорошей механической прочностью. Изделия из торфа (торфоплиты) и пробки укладывают на битуме или идитоловом клее.

К плоским и криволинейным поверхностям теплоизоляционные изделия крепят стальными шпильками, заранее приваренными в шахматном порядке с интервалом 250 мм. Если установка шпилек невозможна, изделия крепят как мастичную изоляцию. На вертикальных поверхностях высотой более 4 м устанавливают разгрузочные опорные пояса из полосовой стали.

В процессе установки изделия подгоняют друг к другу, размечают и просверливают отверстия для шпилек. Монтируемые элементы закрепляют шпильками или проволочными скрутками.

При многослойной изоляции каждый последующий слой укладывают после выравнивания и закрепления предыдущего с перекрытием продольных и поперечных швов. Последний слой, закрепленный каркасом или металлической сеткой, выравнивают мастикой под рейку и после этого наносят штукатурку толщиной 10 мм. Оклейку и окраску выполняют после полного высыхания штукатурки.

Преимущества сборно-блочной изоляции - индустриальность, стандартность и сборность, высокая механическая прочность, возможность облицовки горячих и холодных поверхностей. Недостатки - многошовность и сложность монтажа.

Засыпная изоляция

По горизонтальным и вертикальным поверхностям строительных конструкций применяют засыпную теплоизоляцию.

При устройстве теплоизоляции по горизонтальным поверхностям (бесчердачные кровли, перекрытия над подвалом) изоляционным материалом служит преимущественно керамзит или перлит.

На вертикальных поверхностях делают засыпную изоляцию из стеклянной или минеральной ваты, диатомовой крошки, перлитового песка и др. Для этого параллельно изолируемую поверхность ограждают кирпичами, блоками или сетками и в образовавшееся пространство засыпают (или набивают) изоляционный материал. При сетчатом ограждении сетку крепят к заранее установленным в шахматном порядке шпильками высотой, соответствующей заданной толщине изоляции (с припуском 30...35 мм). По ним натягивают металлическую плетеную сетку с ячейкой 15х15 мм. В образовавшееся пространство послойно снизу вверх с легким трамбованием засыпают сыпучий материал.

После окончания засыпки всю поверхность сетки покрывают защитным слоем из штукатурки.

Засыпная теплоизоляция достаточно эффективна и проста в устройстве. Однако она не устойчива против вибрации и характеризуется малой механической прочностью.

Литая изоляция

В качестве изоляционного материала применяют в основном пенобетон, который готовят смешиванием цементного раствора с пеномассой в специальной мешалке. Теплоизоляционный слой укладывают двумя методами: обычными приемами бетонирования пространства между опалубкой и изолируемой поверхностью или торкретированием.

При первом методе параллельно вертикальной изолируемой поверхности выставляется опалубка. В образовавшееся пространство теплоизоляционный состав укладывают рядами, разравнивая деревянной гладилкой. Уложенный слой увлажняют и укрывают матами или рогожами для обеспечения нормальных условий твердения пенобетона.

Методом торкретирования литую изоляцию наносят по сетчатой арматуре из 3-5-миллиметровой проволоки с ячейками 100-100 мм. Нанесенный торкретный слой плотно прилегает к изолируемой поверхности, не имеет трещин, раковин и других дефектов. Торкретирование производят при температуре не ниже 10°С.

Литая теплоизоляция характеризуется простотой устройства, монолитностью, высокой механической прочностью. Недостатки литой теплоизоляции - большая продолжительность устройства и невозможность производства работ при низких температурах.

Оберточная изоляция

Оберточные конструкции выполняют из прошивных матов или из мягких плит на синтетической связке, которые сшивают попе­речными и продольными швами. Покровный слой крепится так­ же, как и в подвесной изоляции. Оберточные конструкции в виде теплоизоляционных жгутов из минеральной или стеклянной ваты после наложения их на поверх­ность также покрывают защитным слоем. Изолируют стыки, фа­сонные части, арматуру. Мастичная изоляция применяется также для теплоизоляции на месте монтажа арматуры и оборудования. Применяют порошко­образные материалы: асбест, асбозурт, совелит. Замешенная на воде масса накладывается на предварительно нагретую изолиру­емую поверхность вручную. Применяется мастичная изоляция редко, как правило, при ремонтных работах.

3.5 Трубопроводы.

В котельном агрегате элементы, находящиеся под давлением рабочего вещества (вода, пар), соединены между собой, а также с другим оборудованием системой трубопроводов. Трубопроводы состоят из труб и соединительных деталей к ним, арматуры, слу­жащей для управления и регулирования котельных агрегатов и вспо­могательного оборудования - опор и подвесных креплений труб, тепловой изоляции, компенсаторов и отводов, предусмотренных для восприятия термических удлинений трубопроводов.

Трубопроводы разделяют по назначению на главные и вспомо­гательные. К главным трубопроводам относятся питательные трубопроводы и паропроводы насыщенного и перегретого пара, к вспомогательным - дренажные, продувочные, обдувочные трубопроводы и трубопроводы для отбора проб воды, пара и т.п.

По параметрам (давлению и температуре) трубопроводы де­лятся на четыре категории (табл. 19.1).

К трубопроводам и арматуре предъявляются следующие основ­ные требования:

– все паропроводы для давления выше 0,07 МПа и трубопрово­ды для воды, работающие под давлением при температуре выше 115 С, независимо от степени важности должны соответствовать правилам Госгортехнадзора России;

– должна быть обеспечена надежная работа трубопроводов, безопасная для обслуживающего персонала. Следует иметь в виду, что арматура и фланцевые соединения являются наименее на­дежными деталями, особенно при высоких температуре и давле­нии, поэтому для повышения надежности, а также для сниже­ния стоимости оборудования следует уменьшать их использова­ние;

– система трубопроводов должна быть простой, наглядной и обеспечивать возможность легкого и безопасного переключения во время эксплуатации;

– потеря давления рабочего тела и потеря теплоты в окружаю­щую среду должны быть по возможности минимальными. С учетом этого необходимо выбирать диаметр трубопровода, конструкцию и размер арматуры, качество и тип изоляции.

Питательные трубопроводы

Схема питательных трубопроводов должна обеспечить полную надежность питания котлов водой в нормальных и аварийных ус­ловиях. Для питания паровых котлов паропроизводительностью до 40 т/ч допускается один питательный трубопровод; для котлов боль­шей производительности необходимы два трубопровода, чтобы в случае выхода из строя одного из них можно было бы пользоваться вторым.

Питательные трубопроводы монтируются так, чтобы от любого насоса, имеющегося в котельной, можно было подавать воду в любой котельный агрегат как по одной, так и по другой питатель­ной линии.

На питательных трубопроводах должны находиться запорные устройства перед насосом и за ним, а непосредственно перед кот­лом - обратный клапан и вентиль. Все вновь изготовляемые паро­вые котлы паропроизводительностью от 2 т/ч и выше, а также котлы, находящиеся в эксплуатации, паропроизводительностью от 20 т/ч и выше должны быть оборудованы автоматическими ре­гуляторами питания, управляемыми с рабочего места оператора котла.

На рис. 19.8 приведена схема питательных трубопроводов с двойными магистралями. Вода из бака 12 питательной воды цен­тробежным насосом 11 с электрическим приводом подается в пи­тательные магистрали (трубопроводы 14 ). На всасывающей и маги­стральных линиях насосов устанавливаются запорные устройства. От магистрали имеются два отвода воды к каждому из котлов. На отводах устанавливаются регулировочный вентиль 3 , обратный клапан 1 и запорный вентиль 2 . Обратный клапан пропускает воду только в котел 4 . При движении воды в противоположном на­правлении обратный клапан закрывается, что препятствует вы­ходу воды из котла. Запорный вентиль служит для отключения питательной линии от котла при ремонте линии или обратного клапана.

В работе обычно находятся обе магистрали. Одну из них в случае необходимости можно отключить, не нарушая нормального ре­жима питания котлов.

Рис. 19.8. Схема питательных трубопроводов с двойными магистралями:

1 - обратный клапан; 2, 3 - запорный и регулировочный вентили; 4 - котлы; 5 - воздушник; 6 - термометр; 7 - экономайзер; 8 - манометр; 9 - предохра­нительный клапан;

10 - расходомер; 11, 13 - центробежный и паровой насосы; 12 - бак питательной воды;

14 - питательные трубопроводы

Дренажные трубопроводы

Дренажные трубопроводы предназначены для удаления конден­сата из паропроводов. Конденсат в паропроводах накапливается в результате охлаждения пара. Наибольшее охлаждение пара про­исходит при прогреве и включении холодного паропровода. В это время и необходимо обеспечить усиленный отвод из него конден­сата. В противном случае он может скопиться в трубопроводе в большом количестве. При скорости движения пара в паропроводе, для насыщенного пара равной примерно 20...40 м/с и для пере­гретого 60...80 м/с, частицы воды, находящиеся в нем, двигаясь вместе с паром на большой скорости, не могут так быстро менять свое направление движения, как пар (вследствие большой разно­сти их плотностей), поэтому они стремятся двигаться по инерции прямолинейно. Но так как в паропроводе есть ряд колен и закруг­лений, задвижек и вентилей, то вода при встрече с этими препят­ствиями ударяется о них, создавая гидравлические удары.

В зависимости от содержания воды в паре гидравлические уда­ры могут быть настолько большой силы, что вызывают разруше­ние паропровода. Особенно опасно скопление воды в главных па­ропроводах, так как она может быть заброшена в паровую турбину и привести к аварии.

Во избежание таких явлений паропроводы снабжаются соответ­ствующими дренажными устройствами, которые подразделяются на временные (пусковые) и постоянные (непрерывно действую­щие). Временное дренажное устройство служит для удаления конденсата из паропровода во время его прогрева и продувки. Та­кое дренажное устройство делается в виде самостоятельного тру­бопровода, который отключается при нормальной работе.

Постоянное дренажное устройство предназначено для не­прерывного отвода конденсата из паропровода, находящегося под давлением пара, что осуществляется при помощи автоматических конденсатоотводчиков (конденсационных горшков).

Дренаж трубопровода выполняется в нижних точках каждого отключаемого задвижками участка паропровода и в нижних точках изгибов паропроводов. В верхних точках паропроводов должны быть установлены краны (воздушники) для отвода воздуха из трубо­провода.

Для лучшего отвода конденсата горизонтальные участки трубо­провода должны иметь уклон не менее 0,004 в сторону движения пара.

Для продувки при прогреве паропровод снабжается штуце­ром с вентилем, а при давлении свыше 2.2 МПа - штуцером и двумя вентилями - запорным и регулировочным (дренажным).

Для паропровода насыщен­ного пара и тупиковых участков паропровода перегретого пара должен быть предусмотрен не­прерывный отвод конденсата по­средством автоматических кон­денсационных горшков.

На рис. 19.9 представлен кон­денсационный горшок с откры­тым поплавком. Принцип его работы основан на следующем. Поступающий в горшок конден­сат по мере накопления в откры­том поплавке 5 приводит к его затоплению. Связанный с по­плавком шпинделем 6 игольча­тый клапан 1 открывает отвер­стие в крышке горшка, и вода из поплавка через направляющую трубку 7 вытесняется через это отверстие наружу, после чего облегченный поплавок всплывает и игольчатый клапан закрывает отверстие. При эксплуатации следят за тем, чтобы клапан автоматического конденсатоотводчика не про­пускал пар, так как это ведет к большим потерям теплоты.

Проверку нормальной работы конденсационного горшка вы­полняют путем периодического открывания крана 3 для спуска конденсата. Кроме того, работа конденсатоотводчика может оце­ниваться на слух: при нормальной работе внутри горшка слышит­ся характерный шум, а в случае перекрытия клапанного отверстия накипью или окалиной, а также при заедании подвижных частей уровень шума в нем снижается или совершенно прекращается. Нормальную работу горшка можно определить и по нагреву дре­нажной трубы: если труба горячая, то горшок работает нормально.

Рис. 19.9. Конденсационный горшок с открытым поплавком: 1 - игольчатый клапан; 2 - обратный клапан (часто отсутствует); 3 - вентиль (кран для спуска конденсата); 4 - кор­пус горшка; 5 - открытый поплавок; 6 - шпиндель поплавка; 7 - направ­ляющая трубка

Лекция №16 (2 часа)

Тема: «Возобновляемые и вторичные энергоресурсы в сельском хозяйстве»

1 Вопросы лекции:

1.1 Общие сведения.

1.2 Система солнечного энергоснабжения.

1.3 Геотермальные ресурсы и их типы.

1.4 Биоэнергетические установки.

1.5 Использование вторичных энергетических ресурсов.

2 Литература.

2.1 Основная

2.1.1 Амерханов Р.А., Бессараб А.С., Драгонов Б.Х., Рудобашта С.П., Шмшко Г.Г. Теплоэнергетические установки и системы сельского хозяйства/ Под ред. Б.Х. Драганова. – М.: Колос-Пресс, 2002. – 424 с.: ил. – (Учебники и учебные пособия для студентов высш. учеб. заведений).

2.1.2 Фокин В.М. Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения. М.: «Издательство Машиностроение-1», 2006. 240 с.

2.2 Дополнительная

2.2.1 Соколов Б.А. Котельные установки и их эксплуатация. – 2-е изд., испр. М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 423 с.

2.2.2 Белоусов В.Н., Смородин С.Н., Смирнова О.С. Топливо и теория горения. Ч.I. Топливо: учебное пособие/ СПбГТУРП. – СПб., 2011. -84 с.: ил.15.

2.2.3. Эстеркин, Р.И. Промышленные парогенерирующие установки. – Л.: Энергия. Ленингр. отд-ние, 1980. – 400 с.

3.1 Общие сведения.

Источники энергии: а) не возобновляемые

Невозобновляемыми источниками энергии являются нефть, газ, уголь, сланцы.

Извлекаемые запасы органического топлива в мире оцениваются следующим образом (млрд. тут):

Уголь -4850

Нефть- 1140

При уровне мировой добычи девяностых годов (млрд.тут) соответственно 3,1-4,5-2,6, всего - 10,3 млрд. тут., запасов угля хватит на 1500 лет, нефти - на 250 лет и газа -120 лет.

Перспектива оставить потомков без энергетического обеспечения. Особенно учитывая устойчивую тенденцию удорожания нефти и газа. И чем дальше, тем более быстрыми темпами.

Основное преимущество возобновляемых источников энергии их неисчерпаемость и экологическая чистота. Их использование не изменяет энергетический баланс планеты.

Повсеместный переход на возобновляемые источники энергии не происходит лишь потому, что промышленность, машины, оборудование и быт людей на Земле сориентированы на органическое топливо, а некоторые виды возобновляемых источников энергии непостоянны и имеют низкую плотность энергии.

До недавнего времени ещё называли и дороговизну возобновляемых источников.

3.2 Система солнечного энергоснабжения.

Фридман Я.Х. - старший научный сотрудник,

издательство «Новости теплоснабжения».

Одними из важнейших конструкционных элементов тепловых сетей, которые обеспечивают эксплуатационную надежность, являются неподвижные опоры. Они служат для разделения теплопроводов на участки, независимые друг от друга в восприятии различного вида усилий. Обычно неподвижные опоры размещаются между компенсаторами или участками трубопроводов с естественной компенсацией температурных удлинений. Они фиксируют положение теплопровода в определенных точках и воспринимают усилия, возникающие в местах фиксации под действием силовых факторов от температурных деформаций и внутреннего давления. Благодаря этой своей функции они еще называются «мертвыми».

В данной работе высказывается ряд соображений касательно усилий и вызванных ими напряжений, возникающих в неподвижных опорах.

Усилия, воспринимаемые неподвижными опорами, складываются из:

1) неуравновешенных сил внутреннего давления;

2) реакции подвижных (свободных) опор;

3) реакции компенсаторов от силовых факторов, вызванных температурными деформациями;

4) гравитационных нагрузок.

Неподвижные опоры бывают следующих конструкционных исполнений: лобовые, щитовые и хомутовые.

Согласно статистике отказов в камерах на дефекты от наружной коррозии труб приходится 80-85%. Это количество дефектов примерно распределено согласно прилагаемой таблице из . Это согласуется и с нашими наблюдениями, где на повреждения, относящиеся к неподвижным опорам, приходится около 50% от числа повреждений в камерах, имеющих неподвижные опоры.

Причины коррозии неподвижных опор.

Неподвижные опоры подвергаются различным видам коррозии, которые вызваны следующими причинами:

1) влияние блуждающих токов в щитовых опорах из-за отсутствия надежных электроизоляционных вставок

2) возникновение капели с перекрытий из-за конденсации влаги приводит к усиленной коррозии наружной поверхности труб

3) приварка косынок создает предпосылки для интенсификации процессов внутренней коррозии в местах расположения сварных швов и околошовной зоны.

4) одновременное воздействие переменных циклических напряжений и коррозионной среды вызывают понижение коррозионной стойкости и предела выносливости металла.

Методика прочностного расчета неподвижных опор.

Согласно СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети» c.39 п.7: «Неподвижные опоры труб должны рассчитываться на наибольшую горизонтальную нагрузку при различных режимах работы трубопроводов, в том числе при открытых и закрытых задвижках».

В настоящее время неподвижные опоры подбираются по альбомам «Нормали тепловых сетей. НТС-62-91-35. НТС-62-91-36. НТС-62-91-37», выпущенным институтом «Мосинжпроект». По этим нормалям для каждой величины Ду приводится максимальная осевая сила, величину которой не должна превосходить результирующая сила от действующих осевых сил как слева так и справа. На самом деле на опору кроме осевой действуют еще две перерезывающие силы, а также крутящий и два изгибающих момента. В наиболее общем случае на опору действуют все виды нормальных и касательных напряжений т.е. имеет место сложнонапряженное состояние.

При прочностном расчете оказывается, что запасы прочности в сечениях теплопровода, проходящих через неподвижные и подвижные опоры, принимают наименьшие значения по длине теплопровода, т.е. это наиболее нагруженные сечения. В нормативной документации не существует никаких рекомендаций по запасам прочности расчетных точек сечений теплопроводов относительно допускаемого временного сопротивления и допускаемого напряжения текучести.

Предлагается следующий порядок прочностного расчета неподвижных опор:

1) Прочностной расчет участков теплопровода, находящихся от рассматриваемой опоры как с левой таки с правой стороны. В результате определяются 3 силовые и 3 моментные нагрузки, действующие на неподвижную опору со стороны правого теплопровода (P1x, P1y, P1z, M1x,M1y, M1z.) и левого теплопровода(P2x, P2y, P2z, M2x, M2y, M2z.) (рис. 2 и 3).

2) Решение системы уравнений относительно 6 результирующих неизвестных: Px, Py, Pz, Mx, My, Mz,где:

Px, Py - поперечные силы, паралельные
соответственно осям OX и OY

Pz - продольная сила, направленная сила вдоль оси OZ

Мх и My - изгибающие моменты, вектора моментов которых направлены соответственно по осям OX и OY

Mz - крутящий момент, вектор момента которого направлен вдоль оси OZ.

3) В каждой расчетной точке вычисляются 6 напряжений (по 6-тисиловым факторам из п.3), характеризующих напряженное состояние:

3 нормальных напряжения: ах, ау, az и 3 касательных напряжения: тху, xxz, xyz.

4) Выбор коэффициента прочности сварного шва.

Наиболее слабым местом стальных трубопроводов, по которому следует вести проверку напряжений, являются сварные швы. ф - коэффициент прочности сварного шва (ф = 0,7 ... 0,9)

4.1 По маркам сталей из которых изготовлены неподвижная опора и теплопровод выбирается та сталь напряжения текучести (at) и временного сопротивления (ав), которой являются меньшими. Расчетные at и ав берутся при t = 150 ОC.

4.2 Определение допустимых расчетных напряжений относительно напряжений текучести и временного сопротивления: = ф xat; [ав] = ф х ав

5) По 6 напряжениям (ax, ay, az,тху, xxz, xyz) особым образом выбираются новые оси координат OX 1 ,OY1 и OZ1 так, чтобы 3 касательныхнапряжения приняли нулевые значения (существует только один возможный вариант направления осей).

В итоге получаем только 3 нормальных напряжения: al, a2 и a3, причем al > а2 > аЗ.

На основании 3-ей и 4-ой теорий прочности (в машиностроении и статической прочности металлоизделий применяют 3-ью и 4-ую теории прочности) получаем коэффициенты запаса относительно допускаемых напряжений текучести и коэффициентов запаса по допускаемому временному сопротивлению сварных швов.

по текучести [m]= 2 ... 2.2; по временному сопротивлению [n] = 4... 4.5.

Такой высокий запас по текучести обеспечит уменьшение вероятности появления отказов, связанных с усталостью металла, из-за термических напряжений возникающих при регулировании температуры воды в отопительный период.

Разработана компьютерная программа TENZOR 11.ЕКА, опирающаяся на ряд положений из и позволяющая выполнить п.п. 1...6.

В подавляющем большинстве случаев неподвижные опоры являются узлами, на которые приходятся самые большие нагрузки. Это происходит из-за плохой работы подвижных опор, вызванной увеличенным коэффициентом трения скольжения (до 0,4) и их увеличенной просадочности. При наружной и внутренней
коррозии в неподвижных опорах происходит перераспределение напряжений, что приводит к их повышенной повреждаемости.

При ремонтах лучше не разрушать всю неподвижную опору и не вырезать старую трубу, а использовать своеобразную вставку. На рис. 1 показан один из применяемых вариантов подхода при производстве ремонта щитовой неподвижной опоры. После выполнения обрезки трубопровода, внутрь тела трубы опоры 1 вставляется и приваривается предварительно разрезанная вдоль образующей труба усиления 2. Для этой вставки берется заготовка из той же самой трубы. Это позволит, как довести запасы прочности соответственно рекомендациям п. 6, так и уменьшить объемы ремонтных работ.

При наличии неподвижной опоры промышленного изготовления, для повышения ее долговечности и надежности во время эксплуатации возможно проведение усиления такой опоры, которое проводится точно таким же образом.

Для защиты трубы и неподвижной опоры от коррозии и как один из наиболее простых методов по обеспечению надежности работы опор можно предложить увеличение толщины стенки трубы в опоре. При этом, толщина стенки трубы s подбирается так, чтобы ее величина при прочностном расчете соответствовала рекомендуемым величинам запаса прочности п.6.

В хомутовых неподвижных опорах кроме расчета теплопровода рассчитывается также и толщина стержня хомута на напряжения растяжения, с учетом рекомендаций п.6.

Практический пример.

Рассмотрим практический пример расчета неподвижной опоры.

Данные для расчета:

Ду = 200 (0 219X6), длина участка 209 м.

1 = 8 м - расстояние между подвижными опорами

р = 10 ати = 10,2 МПа - давление воды (избыточное)

t1 = 10 ОC - монтажная температура

t 2 = 130 ОC - максимальная температура воды

а = 12x10 6 град " - коэффициент линейного расширения стали.

По марке стали (сталь 20 при t=150ОC)

at = 165 МПа - напряжение текучести ав = 340 МПа - временное сопротивление

Е = 2.1ХЮ 6 кг/см 2 = 2.14ХЮ 5 мПа - модуль упругости 2-го рода

ц = 0,3 - коэффициент Пуассона

ф = 0,8 - коэффициент ослабления металла сварного шва.

Определение расчетных напряжений относительно допускаемых напряжений текучести и временного сопротивления

Q>xat = 132 МПа = 1346 кг/см 2 - допускаемое напряжение текучести

[ав] = фХав = 272 МПа =2775 кг/см 2 - допускаемое напряжение для временного сопротивления.

Выполняя п. 1...3 для схемы (рис. 2) и рассмотрев систему уравнений равновесия п.2 получаем на рис. 3 следующие результирующие усилия действующие на опору A:

Рх = 4.5 кН; Py = 11.2 кН; Pz = 9.5 кН;

Мх = 5.2 кНХм; My = 4.1 кНХм; Mz = 0. кНХм.

Выполняя п.п. 4... 6 получаем следующие запасы прочности относительно допускаемых напряжений текучести и временного сопротивления соответственно по 3-ей и 4-ой теориям прочности:

пЗ = 4.3; n4 = 3.1

тЗ = 2.43; m4 = 1.67.

Данные системы не удовлетворяют п.6, поэтому требуется взять из сортимента трубопроводов трубу с тем же внутренним диаметром, но большей толщиной стенки (s = 7).

В случае невозможности реализации такого варианта, можно изменить конструкции щитовых и лобовых опор, введя трубу усиления поз.2 так, как это показано на рис.1.

Выводы. В заключении отметим, что прочностной расчет неподвижных опор и анализ статистических данных повреждений позволяет сделать следующие выводы:

1. При проектировании Тепловых сетей для повышения надежности неподвижной опоры необходимо выполнять прочностные расчеты участков теплотрассы, располагающихся с обеих сторон от этой опоры, что позволит определить результирующие усилия, действующие на опору.

2. Прочностные расчеты участков теплопровода требуется проводить как для режима эксплуатации, так и для режима опрессовки. Необходимо проводить прочностной расчет по допускаемым напряжениям для всех участков теплопровода с учетом ослабления металла сварного шва.

3. Для малых диаметров для упрощения процедуры проектирования необходимо применять трубу как минимум в 2 раза большей толщины стенки, чем на основном трубопроводе.

4. В связи с высокой частой отказов неподвижных опор требуется усилить конструкции узлов этих опор так, чтобы величина запаса прочности относительно допускаемого напряжения текучести была не менее [m]= 2 ... 2.2 , а значения запасов прочности по допускаемому временному сопротивлению должны быть не меньше [n] = 4... 4.5.

5. Все металлические конструкции должны быть надежно защищены.

6. При проектировании следует обязательно предусматривать двусторонний доступ к неподвижной опоре для возможности ее осмотра, полного восстановления антикоррозионного покрытия и герметизации кольцевого зазора.

Литература

1. Л.В.Родичев. Статистический анализ процесса коррозионного старения те-

плопроводов.

СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ. № 9, 1994 г.

2. А.П.Сафонов. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям. М.: Энерго-издат, 1980.