На главную Обратная связь Карта сайта

Статьи по теплоизоляции

Определение хороших характеристик гидравлических испытаний тепловых сетей
К. т.н. В.Н. Скоробогатых,
заместитель генерального директора - директор института материаловедения,
к.т.н. А.Б. Попов, основной
специалист по паропроводам,
к.т.н. О.Н. Жарикова, ведущий
научный сотрудник, ОАО НПО «ЦНИИТМАШ»;
Я. Г. Ротмистров, заместитель генерального директора по
техническим вопросцам - основной инженер,
Р.В.Агапов,
начальник ПТО, ОАО «Московская теплосетевая
компания»;
Х.А.
Алимов, управляющий комитета по тепловым сетям, НП «Российское
теплоснабжение», г. Москва
Журнальчик
«Новости теплоснабжения» № 7, 2008 г.,
От редакции: На страничках журнальчика «НТ» уже не один раз
обсуждались вопросцы, связанные с проведением гидравлических испытаний тепловых
сетей, а именно с необходимостью использования завышенного давления при опрессовках трубопроводов. Предлагаем Вашему вниманию
статью по разработке советов по предельным характеристикам и условиям
проведения гидравлических испытаний трубопроводов тепловых сетей для оценки их
эксплуатационной надежности. Данная статья подготовлена по результатам работы,
выполненной по заказу ОАО «Московская теплосетевая
компания» спецами ОАО НПО «ЦНИИТМАШ» и НП «Российское теплоснабжение» (с
полной версией отчета по данной работе можно ознакомиться на веб-сайте РосТепло.ру - www.rosteplo.ru
- в разделе «Аналитические материалы»
).
Анализ повреждаемости частей трубопроводов
тепловых сетей Анализ повреждаемости частей трубопроводов тепловых сетей по причинам появления дефектов и по видам
дефектов проводился на основании данных по статистике отказов,
предоставленных ОАО «Московская тепло-сетевая
компания» по каждому из 12 районов теплосети
за 2006 г.
- капель от протечек сверху - 34,4%;
- подтопление трубопровода - 16,3%.
Основными типами повреждений трубопроводов
тепловых сетей являются свищи и разрывы от
внутренней и внешной коррозии. На основании
полученных данных отметим, что от 73 до 96% повреждений частей было выявлено
в ходе проведения гидравлических
испытаний (ГИ) по 12 районам тепловых
сетей.
Результаты
поверочных расчетов частей, входящих в состав трубопроводов тепловых сетей
В качестве критически нагруженных и ответственных частей трубопроводов тепловой сети
при обосновании критерий и характеристик проведения
гидравлических испытаний с учетом критерий предельного нагружения и коррозионного
износа рассматривались сильфонные компенсаторы, секторные колена с различным числом секторов и неустойчивые по
нагрузке узлы
закрепления трубопроводов в неподвижных опорах.
Сильфонные компенсаторы. Для разгрузки сильфонных
компенсаторов от деяния изгибающих моментов
применяется особая расстановка частей опорно-подвесной системы (ОПС). Потому главным нагружающим фактором
для сильфонных компенсаторов является внутреннее давление.
Тесты сильфонных
компенсаторов проводились при наивысшем давлении ГИ, которое для Ду = 100-500 мм
составляет 30 кгс/см
, для Ду=600-800 мм - 26 кгс/см
.
Из проведенных расчетов (с расчетами можно ознакомиться в полной версии отчета, расположенного
на РосТепло.ру -
прим.
ред.
) следует, что при числе циклов проведения ГИ - 2
раза в год, наихудшие свойства
циклического нагружения имеют компенсаторы с Ду=100
мм. Да и у их повторяющаяся крепкость
обеспечивается при наиболее чем 3000 циклов нагружения.
Секторные
колена. Повреждения колен очень
опасны своими последствиями - возможностью
раскрытия сечения на значимой длине. Как колена, так и элементы опорной системы имеют зоны местной концентрации напряжений. Количественная оценка этих напряжений в литературе отсутствует.
Рассматривались секторные колена с угловыми
размерами единичного сектора 22,5° и углом
поворота 90°, образованные пересечениями
секторов, вырезанных из прямолинейных труб. Полное число секторов в
таком колене может приравниваться 3 либо 5 в зависимости от того, выполнены ли сектора, прилегающие к прямолинейным
участкам из самих этих же участков (трехсекторные
колена) либо являются отдельными полусекторами
с углом 11,25 °.
Анализ приобретенных данных показал, что из колен, имеющих
номинальную толщину стены:
•       
наименее надежными являются секторные колена, сделанные из стали 10;
•       
в ряде всевозможных случаев крепкость секторных колен при проведении ГИ кроме величины давления обоснована корректностью расположения опор относительно колен; при
корректном рас положении опор условия прочности могут быть
обеспечены и при наиболее высочайшем давлении ГИ, при отклонении от норм проектирования – давление
ГИ обязано быть снижено;
•       
при неудовлетворительном состоянии ОПС при увеличенных межпролетных интервалах, вызванных
повреждением отдельных опор, про ведение ГИ
может быть предпосылкой повреждения колен
за несколько циклов приложения
нагрузки; в силу этого одним из неотклонимых критерий проведения ГИ обязано быть положительное заключение о текущем состоянии ОПС;
•       
с учетом возможного коррозионного утонения стен трубопроводов действующие напряжения увеличиваются приблизительно
на 15% на каждый мм утонения; из
этого следует, что не обходимо связывать информацию о состоянии ОПС перед проведением гидроопрессовок
с надежностью колен и прямолинейных
участков трубопроводов.
Неподвижные и скользящие опоры. Зоны установки неподвижных и скользящих опор характеризуются местными напряжениями, которые создаются
совместным действием внутреннего давления и
изгибающего момента от массовой распределенной
нагрузки. Эти индивидуальности напряженного состояния
связаны с присоединением к трубопроводу твердых конструктивных частей, препятствующих вольным деформациям.
Присоединенные элементы могут быть несколькими ребрами
жесткости (в неподвижных опорах) и узлами присоединения к трубопроводу опорных частей скользящих опор.
На основании проведенных расчетов и приобретенных
данных следует, что при отсутствии коррозионного
утонения все варианты типоразмеров
(кроме труб Ш9 мм и Ш10 мм, сделанных из стали 10) удовлетворяют условиям прочности для всех рассмотренных
типов сталей (10, 20 и 20К, ВСт3,
17ГС, 17Г1С, 16ГС). При наличии коррозионного утонения стены трубы, действующие
напряжения в ней будут повышаться на 10-15% на каждый мм утонения. Из этого
следует, что все
типоразмеры труб (начиная с типоразмера Ш8
мм), вне зависимости от типа сплава, из которого
они сделаны, при проведении ГИ попадают
в зону риска. Потому давление ГИ для их
должно быть дополнительно (кроме оценки
состояния ОПС) обосновано плодами толщинометрии в более нагруженных зонах.
Оценка доп силовых причин, работающих на неустойчивые неподвижные
опоры в процессе эксплуатации трубопроводов тепловых
сетей. Так как трубопровод представляет собой единое целое, реактивные усилия, возникающие во всех коленах (за счет поворота потока воды), передаются
и на неподвижные опоры.
Как проявили расчеты реактивного усилия для разных типоразмеров трубопроводов, усилия
в каждом из колен могут быть довольно значительны.
Существенно огромные усилия динамического нрава развиваются в элементах трубопроводов (гибах и запорных
органах) при разгоне и остановке потока воды, к примеру, в момент запуска трубопровода в эксплуатацию либо его останове, также при аварийных режимах прекращения
циркуляции. Эти усилия передаются на точки
закрепления трубопровода, расположенные в конкретной близости от запорных
органов. Наихудший вариант -
экстремально стремительная (аварийная)
остановка потока, когда на элементы
трубопровода сразу действуют
внутреннее давление, также динамические
и компенсационные усилия. В данном случае перегрузки на неподвижные опоры,
примыкающие к задвижкам, оказываются
значительно больше проектных значений.
Для численной оценки динамических действий на колена и неподвижные опоры нужно
знать скорость конфигурации расхода воды, что, в свою
очередь, определяется скоростью работы
приводов запорной арматуры и расходными
характеристиками данной арматуры.
При проектировании неподвижных опор следует учесть как динамические, так и реактивные усилия.
Оценка силовых причин, работающих на неподвижные опоры в процессе проведения гидроиспытаний. Разглядим трубопровод, состоящий из пары
участков, разбитых неподвижными опорами, также запорные органы, созданные для схемных переключений
и отделения одних участков от остальных при проведении ГИ.
Обычные прочностные расчеты трубопровода выполняются для участков, заключенных меж краевыми закреплениями (неподвижными опорами).
Этого довольно для определения усилий самокомпенсации, приходящихся на узлы закреплений. Ежели участков, ограниченных неподвижными
опорами, несколько, то
компенсационные усилия в
смежных неподвижных закреплениях складываются, взаимно понижая друг дружку. При всем этом самые большие компенсационные усилия появляются в тех узлах закреплений,
которые являются концевыми либо размещены в месте крутого поворота трубопровода тепловой сети.
Условия проведения ГИ делают иную расчетную схему. Ее индивидуальностью является возникновение на участках трубопровода доп
распорных усилий, связанных с односторонним
воздействием внутреннего давления на запорные
органы, играющие в данном случае роль донышек. Эти
усилия преобразуются во внутренние силовые причины (усилия и изгибающие моменты), действующие на прилегающие к задвижкам
неподвижные опоры. Ежели задвижка размещена
в конкретной близости от неподвижной
опоры (как это традиционно делается), то
основные распорные усилия будут приходиться на нее. При
удовлетворительном состоянии строй конструкций этих опор доп силовые причины не получат предстоящего распространения по трубопроводу. При неудовлетворительном состоянии строй конструкций этих закреплений, распространение усилий по трубопроводу продолжится до последующих неподвижных опор, что может
вызвать неустойчивые усилия уже в их.
Наихудшим
является вариант наличия осевых конструктивных
зазоров (люфтов) в неподвижных
опорах, установленных рядом с запорными органами. В данном случае может быть существенное перераспределение усилий меж несколькими неподвижными опорами, при этом большая перегрузка придется на ту из их, которая имеет малые люфты. Таковым образом, узлы неподвижных опор, расположенные в конкретной близости от задвижек, обязаны иметь малые люфты в осевом направлении.
Для корректного определения доп нагрузок, приходящихся на строй конструкции
неподвижных опор, нужно делать особые
прочностные расчеты участков трубопровода, прилегающих к задвижкам. В этих расчетах должны учитываться индивидуальности проведения ГИ, а именно - конфигурация
участков, величины прохладных натягов, выполненных на рассматриваемом и примыкающих участках,
температура проведения ГИ, также сосредоточенная перегрузка от деяния распорного усилия.
Анализ
связи меж плодами прочностных расчетов и статистикой повреждаемости рассмотренных
элементов В 2006 г. в 12 Столичных районах теплосети повреждения
в коленах трубопроводов составили 4,64% (от
общего количества повреждений), в
зонах установки скользящих опор - 4,39%; в зонах неподвижных опор - 0,37%.
Из приведенных данных следует, что основная масса повреждений
приходилась на прямолинейные участки труб, а их причина так либо по другому была связана с коррозией.
Доминирование повреждений прямолинейных участков над иными элементами трубопроводов просто объяснимо их
доминирующей протяженностью и еще большей вероятностью попасть в неблагоприятные наружные условия, чем у
остальных частей.
Беря во внимание малую линейную протяженность колен и их
относительно маленькое количество на
трубопроводах, соотношение повреждаемости
колен с повреждаемостью прямолинейных участков также полностью закономерно
и показывает на преобладающее влияние фактора
коррозии.
Сравнивая количество повреждений в зонах установки
скользящих и неподвижных опор, также можно
заключить, что статистические данные
и для этих частей также полностью закономерны: количество скользящих опор на
сетевых трубопроводах приблизительно на
порядок больше, чем неподвижных опор,
что и указывает статистика
повреждаемости.
Количество скользящих опор в составе трубопроводов тепловых сетей значительно больше, чем
колен, но количество повреждений в их приблизительно идиентично. Но суммарные геометрические размеры зон, подверженных коррозионному
влиянию в этих элементах, приблизительно схожи,
что и выражается в приблизительно схожем количестве
повреждений.
Из приобретенных данных также следует, что наиболее высочайший уровень напряжений от внутреннего давления и компенсационных усилий, работающих в коленах (по
сравнению с напряжениями в зонах установки
скользящих и неподвижных опор), не является, на 1-ый взор, таковым же весомым фактором, как коррозия. Но понятно, что распределение напряжений в коленах очень неравномерно. Это событие при появлении перегрузок приводит к постепенному подходящему перераспределению
напряжений. В то же время для прямолинейных участков труб такое
перераспределение фактически нереально.
Поэтому влиянием завышенных
напряжений на надежность колен нельзя
пренебрегать. В данной связи следует учесть, что подавляющее
большинство повреждений трубопроводов (от 73 до 96%) было найдено в
процессе проведения ГИ. Но ежели разглядывать
отдельно статистику повреждений в
зонах колен и опор в процессе проведения ГИ, то эта цифра будет значительно выше -99,4%. Из этого факта
можно заключить, что завышенные напряжения
либо в процессе эксплуатации, или при
проведении ГИ все таки оказывают влияние на надежность этих частей.
Анализ приобретенных данных показал, что даже для трубопроводов из стали
10 коррозионное утонение глубиной до 2 мм не приводит к выходу работающих напряжений при ГИ в область пластичности
(кроме трубопроводов типоразмеров Ш9 мм и Ш10 мм).
Как понятно, внутренние и внешние поверхности сетевых трубопроводов являются вначале
достаточно шероховатыми. Указанная шероховатость
является предпосылкой неравномерного
распределения напряжений в тонких поверхностных
слоях стены. Доборной предпосылкой
указанной неравномерности могут быть
местные остаточные напряжения в сплаве
труб, связанные с их созданием. Устранить эти доп напряжения можно только специальной термообработкой труб и их шлифовкой. Но эти операции для труб, идущих на изготовка трубопроводов тепловых сетей, обычно, не используются. Действие завышенного внутреннего давления в совокупы с изгибающими перегрузками могут вывести сплав в зонах с микроконцентраторами,
имеющими случайное размещение, также в зонах с макроконцентраторами
(коленах, сварных соединениях,
неподвижных опорах) за границы
текучести. Это значит появление в локальных зонах неизменного завышенного уровня напряжений как при наличии внутреннего давления, так и при его отсутствии (за счет возникновения остаточных деформаций). Понятно, что при наличии коррозионно-активной среды, это приводит к большей скорости протекания коррозионных действий (так именуемой «коррозии под напряжением»). Чем наиболее ярко выражены концентраторы напряжений, тем скорость коррозии в их выше. Не считая того, наличие особо подходящих критерий для протекания местной коррозии может привести к точно такому же результату.
Понятно, что естественная защита трубопровода от коррозии осуществляется за счет появления на его
поверхностях защитной пленки. Понятно также, что эта пленка может
повреждаться как за счет действия на нее химически
активной среды (изнутри и снаружи трубопровода),
так и за счет деформаций, возникающих в трубопроводе под перегрузкой (к примеру, при
повышенных напряжениях). Ежели представить, что
механические характеристики защитной пленки ужаснее, чем механические характеристики основного сплава, то ГИ завышенным давлением
могут вызывать ее повреждения как по всей длине
трубопровода, так и локально в зонах с
повышенными напряжениями. С данной точки зрения
каждое следующее проведение ГИ будет наращивать скорость протекания как
общих, так и локальных коррозионных действий.
Статистические данные не подтверждают, да и не опровергают это предположение. Причина заключается в том, что имеющиеся данные не подходящи
для проведения анализа с рассматриваемых
позиций. Для данной цели нужно сопоставлять
скорость протекания в зонах без концентраторов и с концентрацией
напряжений.
Для количественной оценки возможного влияния степени шероховатости поверхности трубы, а
также механических параметров защитной пленки на
надежность сетевых трубопроводов при ГИ в
настоящее время, к огорчению, не хватает экспериментальных данных.
Однако действительность этого догадки,
подтвержденная иными исследованиями
явления коррозии под напряжением,
заставляет относиться к проведению гидроопрессовок завышенным давлением двояко: с одной стороны, - как к процедурам, накрепко выявляющим элементы, находящиеся в состоянии предразрушения,
с иной стороны, - как к процедурам, провоцирующим ускоренное развитие локальных коррозионных повреждений.
Первое - разумеется, 2-ое - просит экспериментального доказательства и
количественной оценки.
Предлагаемый подход к назначению давления гидроиспытаний не
учитываются прочностные характеристики сплава, из которого сделаны
трубопроводы;
не
учитывается коррозионное утонение стены.
Из
вышесказанного следует, что:
концентрация
напряжений будет усугубляться коррозионным утонением стены трубы.
Таковым образом, разработанные советы должны
обеспечивать возможность оценки давления ГИ для случаев как неправильного, так
и корректного расположения частей ОПС.

Дальнейшие
шаги по разработке подхода требуют
введения неких допущений.
1.             
Предположим, что крепкость трубопроводных систем обеспечивается лишь прочностными
свойствами самого сплава трубопровода, а
коррозионные процессы не соединены с напряженным состоянием и аспектами
прочности. Из этого следует, что для решения
поставленной задачки можно
воспользоваться аспектом приспособляемости сплава к работающим перегрузкам: K=min(&1110;=2ЧR
Ч(2,5-R
)), где R
- предел текучести сплава, R
– предел временного сопротивления, являющихся справочными величинами. Это допущение может обеспечивать
снижение запаса прочности конструкции в этом случае,
если будут получены данные о влиянии завышенных напряжений на скорость протекания коррозии.
2.             
Принимается, что секторные колена и прямолинейные участки труб имеют однообразный типоразмер. Это допущение
идет в запас прочности конструкции.
3.             
Поскольку традиционно не представляется вероятным оценить скорость коррозии каждого колена в отдельности, предполагается, что измерение фактической толщины выполняется в представительных зонах на прямолинейных участках.
4.             
Принимается, что коррозионное утонение наращивает лишь внутренний поперечник трубы. Это допущение также идет в запас прочности конструкции.
Не считая того, при назначении давления ГИ нужно учесть технические способности по созданию настоящих значений испытательного давления, которые установлены рядом р
=24,
26
и 30 кгс/см
в работающем в текущее время
распорядительном документе.
.

, р
, р
}.
для варианта неправильного расположения опор относительно секторных колен, шириной стены с нулевым и 20% утонением (от начального значения), приведены в табл. 1. В табл. 2 приведены выборочные данные для корректного расположения частей ОПС.
}.
Из табл.
1 видно, что при наличии недочетов в ОПС, допустимые значения давления ГИ для
ряда типоразмеров (отличающиеся данные выделены красноватым цветом) ниже
установленных в работающих директивных
документах. Не считая того, видно, что для
ряда типоразмеров коррозионное
утонение резко понижает допустимое давление
ГИ, при всем этом в ряде всевозможных случаев оно ниже как рабочего давления, так и нижнего
порогового значения, которое
составляет 20 кгс/см
(1,25р
).
Выводы 1.             
Для работающих сетевых трубопроводов рекомендуется
выполнять анализ правильности расположения опорных частей по
отношению к секторным коленам: колена должны размещаться
в зонах с наименьшим значением изгибающих моментов от
действия распределенной перегрузки.
2.             
Проведение
ГИ давлением выше установленного в
действующих директивных документах
нецелесообразно.
3.             
Для трубопроводов тепловых сетей давление
ГИ определять:
•       
для неправильного расположения частей ОПС
по отношению к секторным коленам - в согласовании с табл.1;
•       
для корректного расположения частей ОПС
- в согласовании с табл. 2;
•       
более точно допустимые значения давлений
ГИ - в согласовании с предложенной методикой.
4.             
Разработать програмку постепенного понижения
давления ГИ в зависимости от степени коррозионного повреждения трубопроводов.
5.             
При проектировании либо при проведении поверочных
расчетов сетевых трубопроводов следует учесть влияние доп
усилий в запорных органах на надежность металлоконструкций
смежных неподвижных опор.
6.             
Следует создавать
регулярную подмену участков
трубопроводов и колен, сделанных из
стали 10, на участки, выполненные из сталей с наиболее высочайшими прочностными чертами.
7.             
Необходимо обеспечивать малые люфты
в осевом направлении в узлах неподвижных опор, расположенных в конкретной
близости от запорных органов.
8.             
Желательно разглядеть вопросец о необходимости
проведения особых исследований влияния напряжений, развивающихся при
ГИ, на скорость протекания коррозионных действий.
Подробнее с Отчетом
«Определение хороших характеристик гидравлических испытаний тепловых сетей»,
принадлежащих ОАО «Московская теплосетевая компания» можно
ознакомиться по ссылке:
Рекомендуем еще поглядеть по теме .
      
Наши филиалы: Самара / Омск / Казань / Челябинск / Ростов-на-Дону / Уфа / Москва /