: : Опрос сайта : :
: : Облако тегов : :
: : Популярное : :
  • Анастасия скрипкина салат из курицы с ананасом
  • Алтайские травы сбор по монастырскому рецепт
Раскраска картошка фри

Главная >  Документация 

 

Одними из важнейших конструкционных элементов тепловых сетей, которые обеспечивают эксплуатационную надежность, являются неподвижные опоры. они служат для разделения теплопроводов на участки, независи. Академик АЖКХ В.В. Притула,

 

академики АЖКХ Б.Л. Рейзин, А.Ф. Манулов, В.А. Тихонов.

 

Подземные городские трубопроводы подвержены сильному риску коррозионного разрушения, вызванного множеством разнообразных причин: влиянием агрессивного грунта, воздействием постоянных блуждающих токов, индуцированными переменными токами от высоковольтных кабелей и т. д. В наибольшей степени опасность такого разрушения появляется на теплопроводах, где скорость подземной коррозии значительно возрастает за счет высокой температуры теплоносителя.

 

Имеющаяся противокоррозионная защита теплопроводов во многих случаях не в состоянии предотвратить их аварийные отказы. Противокоррозионные покрытия легко подвергаются деструкции и быстро стареют. Материалы тепловой изоляции весьма гигроскопичны. Адсорбировав почвенный электролит, они сами становятся источником коррозионной опасности. Электрохимическая защита, которая могла бы облегчить ситуацию и продлить межремонтные сроки на наиболее опасных коррозионных участках, на теплопроводах практически отсутствует.

 

В такой ситуации особо важную роль приобретает периодическая комплексная коррозионная диагностика, которая позволяет вовремя выявлять участки, находящиеся в предаварийном состоянии, и предупреждать их разрушение путем ремонта или своевременной замены.

 

Технологическая методика комплексной коррозионной диагностики, разработанная Академией коммунального хозяйства, ВНИИСТом и НПК «Вектор», включает три основных операционных процесса: поиск мест развивающихся дефектов труб, анализ кинетики процессов их коррозионного разрушения и оценку прочностного состояния и гарантированного безаварийного остаточного ресурса поврежденных коррозией участков теплопроводов.

 

Первая из этих операций выполняется по специальной технологии анализа акустических сигналов, генерируемых коррозионными дефектами. При этом выявляемые дефекты идентифицируются по месту их расположения и степени опасности. Первоначально классифицируются два вида подтверждений - критические дефекты, где утонение стенки труб привело к их остаточной толщине менее 40% от первоначальной величины, и докритические дефекты, где остаточная толщина стенок труб составляет менее 60%.

 

Вторая операция включает комплекс электрических измерений потенциалов теплопроводов относительно окружающей среды, градиентов потенциалов как в самих теплопроводах, так и в грунте на их трассе, а также напряженности индуцированных полей, вызванных внешним влиянием посторонних соседних сооружений (катодно защищенных газопроводов, силовых кабелей и т.д.), особенно, если они имеют заземленные источники электроэнергии.

 

Третья операция проводится непосредственно на трассе теплопровода в контрольных шурфах, открытых в местах наибольших коррозионных повреждений стенок труб. Места для шурфования выбирают на основании сопоставления результатов диагностических работ по первым двум операциям. В контрольных шурфах методами приборного неразрушающего контроля, включая ультразвуковую толщинометрию, непосредственно оценивают коррозионное состояние стенок труб (величину коррозионного износа), их остаточную толщину и размеры коррозионных повреждений.

 

Практическую проверку описанной технологической методики комплексной коррозионной диагностики проводили на тепловых сетях г. Выборга. Один из диагностированных участков, между тепловыми камерами 12 и 14, в районе Юго-Восточной котельной МУП ТС оказался в наиболее тяжелом состоянии. Схематическое представление результатов акустической диагностики этого участка протяженностью 140 м показано на рис. 1. Две трубы диаметром по 500 мм были уложены бесканальной прокладкой в 1984-1985 гг. До настоящего времени здесь неоднократно возникала необходимость аварийной замены труб. За последние три года на участке произошло девять коррозионных сквозных разрушений.

 

Комплекс электрометрических работ на трассе позволил выявить истинные причины столь тяжелой коррозионной ситуации. Наиболее неблагоприятную роль в ней играл газопровод с катодной защитой, который под прямым углом пересекал трассу теплопровода. Как показали замеры, этот газопровод создавал в земле электрическое поле с током до 1500 мА, 30 % которого сначала натекали на теплопровод, а затем утекали из него обратно в грунт, вызывая сильное коррозионное разрушение при плотности коррозионного тока до 520 мА/м2. О наличии такой коррозионной опасности свидетельствовали и собственные потенциалы теплопровода, которые в анодной зоне утечки блуждающих токов по абсолютной величине были на 100-200 мВ меньше естественного стационарного потенциала почвенной коррозии. Одновременно потенциальная диаграмма диагностируемого участка выявила места наиболее значительных повреждений изоляции, где могла протекать наиболее интенсивная коррозия труб. В этих местах были отобраны пробы грунта, в которых затем провели экспресс-оценку поляризуемости трубной стали. Результат этой оценки установил максимально возможную скорость почвенной коррозии теплопровода до 0,7 мм/год. Блуждающие токи могли увеличить эту скорость еще на 0,64 мм/год. Общие результаты электрометрических работ комплексной коррозионной диагностики показаны на рис. 2.

 

Для приборного контроля были определены три места контрольного шурфования. Все они выявили очень значительные коррозионные повреждения стенок труб.

 

На основании всех этих данных выполнили третью операцию по расчету гарантированного остаточного ресурса безаварийной работы труб на диагностированном участке теплопровода. Этот расчет показал, что средняя максимально возможная величина остаточного ресурса всего диагностированного участка составляет пять лет. При этом в наиболее опасных местах, выявленных диагностикой, аварийное разрушение может произойти уже через три с половиной года. В других опасных местах, где разрушено изоляционное покрытие теплопровода и отсутствует электрохимическая защита от подземной коррозии, любые гарантии надежной безаварийной эксплуатации заканчиваются не позднее, чем через шесть лет.

 

В заключение была проведена оценка достоверности выполненного прогноза изменения остаточного ресурса с доверительной вероятностью не менее 0,83. При достоверном определении скоростей коррозии до 90 - 95 %, которую обеспечивает опробованная технологическая методика, применение для неразрушающего контроля толщины стенок труб приборов с классом точности не хуже 0,5 позволяет гарантировать окончательную вероятность события коррозионного отказа не раннее установленных сроков остаточного ресурса на уровне 0,752, что соответствует допустимому риску вероятностной оценки.

 

 

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 [1]. 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: [at] = ф xat; [ав] = ф х ав

 

5) По 6 напряжениям (ax, ay, az,тху, xxz, xyz) особым образом выбираются новые оси координат OX1,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.

 

6) Рекомендуемые величины запасов:

 

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 [2] 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

 

t2 = 130 ОC - максимальная температура воды

 

а = 12x106 град ' - коэффициент линейного расширения стали.

 

По марке стали (сталь 20 при t=150ОC)

 

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

 

Е = 2.1ХЮ6 кг/см2 = 2.14ХЮ5 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

 

[at] = q>xat = 132 МПа = 1346 кг/см2 - допускаемое напряжение текучести

 

[ав] = фХав = 272 МПа =2775 кг/см2 - 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.

 

 

Рао «еэс россии» рассматривает свою деятельность в сфере теплоснабжения в следующих направлениях: в области реформирования электроэнергетики в целом, это, конечно же, снижение риска переходного период. Впервые широко начали применять магнитную обработку воды (мов) для предотвращения накипеобразования около 50 лет назад в бельгии. с тех пор этот метод нашел широкое применение во многих странах мира,. До 2020 г. мы планируем увеличить долю возобновляемых источников энергии и комбинированной выработки электроэнергии тепла до 42 %. этот процесс реструктуризации может быть успешен и потому, что в тече. Закон «о теплоснабжении» уже давно востребован жизнью, но каким бы хорошим он ни был, он не будет действовать по целому ряду направлений. одно из решений проблемы теплоснабжения городов - это акционир. Существует проблема сочетания рыночных методов хозяйственного управления и регулирования этого рынка потому, что мы имеем жестко монополизированный рынок. во всех странах этот рынок регулируем; герман.

 

Главная >  Документация 

0.0427

Источник: http://vecon.ru/promrer/1/630/

  • Раздел: Шницель |
  • Автор: Зарнияр
  • Комментариев: 25
  • Просмотров: 1779 |