Компенсаторы

Компенсатор сильфонный разгруженный
Компенсаторы для систем отопления
Компенсаторы сильфонные осевые

Смотреть каталог...

 

Металлорукав

Металлорукава, с широкой гофровкой: МН 211
Металлорукава, высокого давления: МН 221
Металлорукава, с узкой гофровкой: МН 231

Смотреть каталог...

Новости компании

Статьи

Статистика

Rambler's Top100 Яндекс.Метрика

Статьи

Некоторые аспекты проектирования и строительства бесканальных термически напряженных предизолированных трубопроводов с применением стартовых компенсаторов

Максимов Ю.И., технический директор ООО «Полимерстрой» (г. Оренбург)

Представляемое автором предприятие на протяжении уже десяти лет производит трубы и фитинги с тепловой изоляцией из пенополиуретана в гидрозащитной оболочке. Практика взаимодействия с заказчиками, как правило, включает ознакомление с проектной документацией на каждый комплектуемый объект. Этим занимается собственный проектный отдел предприятия. В частности, обязательно проверяется принятая проектом схема компенсации температурных расширений.

Опыт общения с предприятиями-заказчиками, проектными и монтажными организациями, а также опыт собственных проектных и строительно-монтажных работ дают много информации для размышлений по всей проблематике строительства тепловых сетей. Здесь нами выбран для обсуждения метод компенсации температурных расширений, вызывающий у проектировщиков и строителей, возможно, наибольшее число вопросов.

С сожалением приходится констатировать в целом низкое качество проектирования и строительства термически напряженных бесканальных трубопроводов. Причина этого заключается в практически полном отсутствии информационно- и нормативно-технической литературы, содержащей достаточно подробное описание физики процесса, а также основ расчета и практической реализации метода. Досадно, но существующий Свод правил по проектированию и строительству бесканальных тепловых сетей из предизолированных труб и фасонных изделий [1] не вносит должной ясности в это направление ввиду явной неполноты соответствующего раздела и наличия в нем фактических ошибок.

В атмосфере недостаточной или искаженной информации у специалистов рождаются недопонимание и заблуждения, причем некоторые из последних широко распространены. Так, практически повсеместно бытует убеждение, что понижение монтажных температур до нулевых и тем более отрицательных значений резко сужает или вовсе исключает возможность применения метода термического преднапряжения. Как ни странно, очень часто допускается путаница понятий монтажной температуры и минимальной температуры эксплуатации. Большинство специалистов-проектировщиков испытывает затруднения при определении оптимального количества стартовых компенсаторов на преднапрягаемом участке и расстояний между ними, а также при определении оптимальной конфигурации теплопроводов, примыкающих к краевым компенсаторам. Приведенный перечень далеко не полон, но и в таком виде оставляет мало надежд на благоприятный конечный результат строительства термически напряженных трубопроводов.

Рассмотрим поподробнее процесс термического натяжения. Для начала вспомним, что этот метод применяется при необходимости или целесообразности прокладки прямолинейных участков большой протяженности, на которых, если ничего не предпринимать, образуются зоны защемления с осевыми напряжениями, значительно превышающими допускаемые.

Хорошо известен способ предварительного напряжения нагревом изолированных трубопроводов в открытых траншеях, когда силами трения пренебрегают ввиду их малости, нагревают теплопроводы до температуры, равноудаленной от максимальной и минимальной температур эксплуатации, после чего закапывают трубопроводы при температуре преднапряжения, обеспечивая в дальнейшем возникновение в них эксплуатационных осевых напряжений сжатия и растяжения, не превышающих по модулю половины расчетных напряжений, которые возникли бы на защемленном участке при изменении температуры трубопроводов от минимальной до максимальной без их термического напряжения. Этот метод прост для понимания и расчета и рекомендуется к применению при наличии малейшей возможности в соответствующих конкретных обстоятельствах. В части его практической реализации имеются свои тонкости, однако здесь мы на них не задерживаемся и переходим непосредственно к предмету настоящей статьи, вынесенному в ее заголовок.

Способ термического напряжения теплопроводов в закопанных траншеях с применением сильфонных стартовых компенсаторов (далее «стартовых компенсаторов», «компенсаторов» или «ССК») появился как вынужденная альтернатива вышеописанному для ситуаций, в которых нет возможности долгое время держать траншеи открытыми. В условиях городской застройки такое положение можно считать за правило.

Указанные компенсаторы имеют специальное исполнение и предназначены для однократного срабатывания на сжатие на расчетную величину, после чего телескопические разрезные части их корпусов привариваются друг к другу. Тем самым сильфоны выключаются из работы, и в дальнейшем бывшие компенсаторы работают как фрагменты трубы. Только у компенсаторов требуется оставлять открытые приямки для осуществления термического напряжения трубопроводов и последующего проведения изолировочных работ. В этом заключается единственное, но, как ясно из вышеизложенного, существенное преимущество метода над напряжением нагревом в открытых траншеях.

Поскольку трубопроводы в момент преднапряжения находятся в грунте, на проектной глубине заложения, силы трения всегда достигают значительных величин, и их обязательно нужно учитывать в расчетах.

Перед более детальным рассмотрением процесса преднапряжения сделаем несколько важных, с нашей точки зрения, замечаний о реперных температурах.

  1. Все температуры относятся к стальной части теплопроводов. Именно они имеют значение и принимаются в расчетах.
  2. Максимальная температура эксплуатации (tmax) определяется конкретным графиком отпуска тепловой энергии. Мы полагаем, что стальной трубопровод нагревается до максимальной температуры теплоносителя в пределах этого графика.
  3. Минимальная температура эксплуатации (tmin) – прогнозируемая величина. Выбор ее должна делать проектная организация по согласованию с эксплуатирующим предприятием, исходя из конкретики проектируемого объекта и его местонахождения. Известно, что этот вопрос часто является камнем преткновения. Споры по его поводу иногда заканчиваются отказом от строительства преднапряженных тепловых сетей.

Конечно, хотелось бы иметь здесь какой-то, более или менее обоснованный и универсальный, ориентир. По нашему мнению, он существует. Для трубопроводов, функционирующих только в отопительный период, предлагается отталкиваться от общего правила, которое соблюдают теплоснабжающие предприятия страны: начало и конец отопительного сезона устанавливаются органами местного самоуправления при понижении и, соответственно, повышении среднесуточной температуры относительно +8 0С в течение пяти суток. Когда заканчивается отопительный сезон, температура трубопроводов заведомо выше +8 0С. Перед началом же сезона она равна температуре грунта, и хотя с большой вероятностью она будет близка к +8 0С, с запасом можно принять минимальную температуру эксплуатации, равную 0 0С. При возможных авариях во время отопительного сезона, даже при очень низкой температуре окружающего воздуха на поверхности земли, стальной трубопровод будет долго сохранять положительную температуру, благодаря высококачественной пенополиуретановой изоляции и грунтовому «одеялу». Однако всем должно быть ясно, что с ремонтом таких трубопроводов медлить не стóит.

В отношении тепловых сетей, работающих круглогодично (используемых в межотопительный сезон в системах горячего водоснабжения), у кого-то может появиться соблазн принять завышенную минимальную температуру, уменьшить тем самым расчетный температурный перепад и применить более дешевые марки стали. Наше мнение состоит в том, что этого делать не следует, а необходимо принять минимальную температуру в эксплуатации такую же, как выше: 0 0С.

Возможны ли случаи выпадения температуры объекта в область отрицательных значений? Да, возможны, хотя и маловероятны. У правильно спроектированных и построенных преднапряженных трубопроводов всегда есть реальный значительный ресурс прочности, расположенный за допускаемым расчетным пределом, поэтому не стоит переоценивать опасность редких понижений их температур даже на 10-15 0С ниже нуля.

  1. Монтажная температура (tм) – это температура стальной части трубопровода непосредственно перед началом процесса его термического натяжения. Важна температура именно в указанный момент, и важно правильно ее определить. Практически это невозможно сделать напрямую, приходится прибегать к косвенному способу определения искомого, опираясь на текущие значения температуры окружающего воздуха и грунта на глубине заложения трубопроводов, после чего интерполировать найденные величины с учетом всей доступной дополнительной информации.

Монтажная температура никак не связана с минимальной температурой эксплуатации, может быть значительно выше или ниже её. Она определяет собой начальную точку отсчета в процессе натяжения и вместе с конечной точкой (о ней ниже) задает дистанцию его проведения.

  1. Температура предварительного термического напряжения или температура предварительного нагрева (tп.н.) – температура нагрева трубопроводов, при достижении которой процесс термического напряжения считается законченным и производится заварка корпусных элементов стартовых компенсаторов. Значение температуры определяется расчетом. В процессе преднапряжения она контролируется не напрямую, а косвенным образом через расчетные линейные величины термического расширения трубопроводов, которые обязательно должны быть достигнуты, удостоверены и зафиксированы в прямом и переносном смысле. Факт достижения расчетных расширений и, соответственно, расчетного срабатывания ССК является свидетельством достижения расчетной температуры предварительного нагрева.

Для дальнейшего продвижения вперед сформулируем задачу №1: определить максимальную длину участка бесканального теплопровода, ограниченного с обеих сторон неподвижными опорами, подвергаемого термическому напряжению с помощью двух стартовых компенсаторов, а также предельно допустимое расстояние между ними, температуру предварительного нагрева и величину срабатывания ССК. Задачу будем решать в общем виде и параллельно на конкретном примере, условия которого приведены ниже.

Пример. Исходные данные: стальной трубопровод теплосети диаметром Dст = 426 мм с толщиной стенки dст = 8 мм и площадью поперечного сечения тела трубы Fст = 10500 мм2, в ППУ-изоляции с гидрозащитной полиэтиленовой трубной оболочкой диаметром Dоб = 560 мм. Материал теплонесущей трубы – сталь 17Г1С, рабочее давление теплоносителя p = 1,6 МПа, максимальная температура трубопровода tmах.э=150 0С, минимальная температура tmin= 0 0С, монтажная температура tм = +20 0С (второй вариант: tм = -20 0С). Трубопровод заглублен в грунт равномерно, глубина (до оси) h=1,6 м. Окружающий грунт – песок, удельная насыпная масса r = 1800 кг/м3, погонный вес трубопровода с теплоносителем q = 2490 н/м. Паспортная компенсационная способность компенсатора DN 400 на сжатие l = 140 мм.

Далее нам понадобится значение допускаемых осевых напряжений в стальных трубах sдоп, которые мы определим по следующей формуле [2]

sдоп = 1,25 ·φu, МПа                (1)

где: [s] – номинальные допускаемые напряжения, для стали 17Г1С при tmax = +150 0C [s] = 201МПа;

φu – понижающий коэффициент на прочность сварных швов при наличии изгибающих нагрузок. Принимаем φu = 1 (то есть указанные нагрузки отсутствуют);

φw – понижающий коэффициент на прочность сварных швов при расчете на избыточное давление. Принимаем φw = 0,8 (для выборочного десяти-процентного неразрушающего контроля качества сварки монтажных швов).

Для нашего примера получаем

sдоп  = 1,25·1  @ 249,5 МПа

Необходимо также знать удельную (погонную) величину сил трения ¦тр теплопровода о грунт [1]

¦тр = μ ·, н/м                          (2)

где: μ – коэффициент трения полиэтиленовой трубной оболочки о грунт, при трении о песок μ = 0,4;

φгр – угол внутреннего трения, для песчаного грунта принимаем φгр = 30o, sin 30o = 0,5;

g – ускорение свободного падения, g  = 9,8 м/с2

В нашем примере

¦тр=  = 15885 н/м

Итак, исходя из известных значений минимальной и максимальной температур в эксплуатации, нам нужно определить оптимальное значение температуры предварительного нагрева, после достижения которой и срабатывания стартовых компенсаторов можно будет ожидать оптимальное распределение реализуемых в трубопроводе напряжений сжатия и растяжения, не превышающих по модулю допускаемых (в примере равных 249,5 МПа). Таким образом, в нашем распоряжении есть диапазон допускаемых напряжений равный

Δ sдоп = sдоп +|- sдоп | = 2 sдоп                                                             (3)

В нашем примере

Δ sдоп = 499,0 МПа

Часть вышеуказанного диапазона будет реализована на обеспечение напряжений, возникающих в термически напряженном трубопроводе при изменении температуры от tmin до tmах.э и обратно. Они будут равны:

Δ st=a · Δ tэ ·Е, МПа                                           (4)

где: a — коэффициент линейного расширения стали, a @ 1,2·10-5 1/град;

Е – модуль упругости материала трубы, для стали Е @ 2·105 Н/мм2

 В нашем примере получаем

Dst = 1,2·10-5 · (150-0) · 2·105 @ 360 МПа

Оставшаяся часть диапазона придется на обеспечение напряжений от сил трения скольжения трубопровода о грунт, возникающих в процессе термического натяжения и продолжающих действовать некоторое время после его окончания в виде сил трения покоя sтр. Для предельного случая, когда весь размах допускаемых осевых напряжений использован полностью с учетом максимальных напряжений от сил трения, будет справедливо следующее равенство

2sдоп  = Dst + sтр.max , МПа                                           (5)

Откуда

sтр.max  =  2sдоп — Dst,                                              (6)

В нашем примере

sтр.max = 139 МПа

Максимально допустимое расстояние lmax от компенсирующего устройства до неподвижной опоры (НО) или естественной фиксированной точки (ЕФТ) находим из следующего известного выражения

lmax = ,  м                                            (7)

В нашем примере

lmax =  м

Стартовый компенсатор, примыкая к двум таким участкам, обеспечивает компенсацию их обоих. При этом общее расстояние, приходящееся на один компенсатор, эквивалентное расстоянию между ССК, будет равно

Lсск = 2 lmax, м                                                (8)

Для нашего примера

Lсск = 2 · 92 = 184 м

Вернемся к найденным выше максимальным напряжениям от трения sтр.max. Эти напряжения появляются в процессе термического натяжения и однозначно вызывают в стальном трубопроводе только отрицательные напряжения сжатия. После окончания процесса преднапряжения при достижении температуры предварительного нагрева tп.н (ее нам предстоит найти) в ходе последующего нагрева от нее до максимальной температуры эксплуатации tmах.э возникают также отрицательные термические напряжения сжатия sD в теперь уже полностью защемленном стальном трубопроводе. Они складываются с имеющимися напряжениями от трения и в сумме ограничиваются величиной допускаемых напряжений на сжатие, то есть

sдоп ³ s тр. mах + sD, МПа

В предельном случае

sдоп = sтр. mах + sD, МПа                                   (9)

Откуда

sD = sдоп — s тр. mах,                                                            (10)

 В нашем примере

sD = 249,5 – 139 = 110,5 МПа

Поскольку

sD =  a ·Dt · Е = a (tmах.э — tп.н) · Е                         (11)

то  tmах.э — tп.н =  0С

и    tп.н = tmах.э —   0С                                    (12)

Для нашего примера

tп.н = 150 — 0С

На рис. 1 изображена выбранная нами ранее схема преднапрягаемого участка, эпюры напряжений от сил трения и нагрева до tmах.э (ниже оси абсцисс), а также эпюра напряжений при охлаждении трубопровода до tmin (над осью абсцисс). В скобках указаны величины параметров в нашем примере.

Рис. 1. Схема преднапрягаемого участка и эпюры напряжений

Как видно из рис. 1, нам удалось гармонично распределить возникающие напряжения в разрешенном диапазоне, не допустив нигде перехода его границ. Знаменательно, что это распределение реализовалось при  tп.н = 104 0С, далеко отстоящей от средней температуры между tmах.э и tmin и равной

tср = , 0С                                            (13)

tср =  = 75 0С

Объяснение этому отчетливо видно на представленных эпюрах: рассогласование по сравнению с процессом преднапряжения в открытых траншеях вносят существенные силы трения. И чем больше силы трения, тем больше, при прочих равных условиях, будет это рассогласование. К месту заметить, что в предельных случаях (один из которых мы здесь рассматриваем) не может быть и речи о некоем допустимом диапазоне температур преднапряжения. Только одна расчетная температура определяет собой единственно верный путь, по которому нужно обязательно пройти, чтобы достичь оптимума.

Теперь настала пора вспомнить о монтажной температуре tм, которая, как это может некоторым показаться удивительным, до сих пор нам не понадобилась. Это, конечно, не значит, что она не нужна нам вовсе. Здесь полезно оглянуться назад и хорошо уяснить следующее: независимо от конкретных величин tм, процесс преднапряжения и его результат описывается полученными нами  ранее эпюрами напряжений. Это говорит о том, что величина монтажной температуры не оказывает никакого влияния на силовую картину как самого процесса преднапряжения, так и последующей эксплуатации преднапряженных трубопроводов. На что же она влияет? В тандеме с температурой предварительного нагрева монтажная температура определяет величину удлинения термически растягиваемых трубопроводов и, соответственно, величину срабатывания стартовых компенсаторов.

Расчетная величина срабатывания ССК складывается из удлинений двух примыкающих к нему участков трубопровода и может быть определена по следующей формуле [1]

Dlсск = 2 · Dlmax = , м                      (14)

где Dlmax – удлинение участка lmax

В нашем примере, для первой монтажной температуры, tм = +20 0С

Dlсск 1 = , м

Dlсск 1 @ 0,122 м = 122 мм

Сравним найденную величину с компенсационной способностью компенсатора

Dlсск  =  122 мм  < l = 140 мм

то есть здесь все в порядке. Расчетная величина Dlсск для второго варианта монтажной температуры tM  = -20 0C

Dlсск 2 =  2   1,2·10-5[104-(-20)] · 92 —    , м

Dlсск 2  @ 210 мм > l = 140 мм

Полученный результат говорит о том, что невозможно произвести преднапряжение рассматриваемого в примере участка с помощью двух стартовых компенсаторов из-за недостаточного ресурса их компенсирующей способности. Это единственная помеха, которую можно устранить. Простой подсчет показывает, что для того, чтобы поглотить суммарное удлинение теплопроводов в нашем примере, при нагреве от -20 0С до +104 0С, составляющее 2·210 мм = 420 мм, мы должны разместить на этом участке четыре ССК с общей компенсирующей способностью å l = 4·140 мм = 560 мм (некоторый запас по лямбде никогда не помешает).

На рис. 2 изображен участок трубопровода из нашего примера с четырьмя стартовыми компенсаторами, а также характерные эпюры напряжений. Чтобы не перегружать статью расчетами, мы не приводим здесь выкладки, на основании которых получены изображенные эпюры, а просто прокомментируем их.

Рис. 2. Участок трубопровода с четырьмя стартовыми компенсаторами и характерные эпюры напряжений

Можно заметить, что размах термических напряжений в любом сечении трубопровода Dst остался прежним (360 МПа). Это естественно, поскольку прежними остались tmax и tmin, которые его определяют. При этом напряжения sD, появляющиеся при нагреве от tп.н до tmax, нам пришлось специально сделать по модулю бόльшими, чем в прошлом варианте (145,25 МПа против прежних 110,5 МПа). Целью этого послужило стремление в условиях уменьшившихся вдвое напряжений от сил трения сохранить уравновешенными относительно оси абсцисс краевые эпюры осевых напряжений для tmax и tmin. Фактически это означает снижение температуры предварительного натяжения tп.н со 104 0С до 89,5 0С (легко проверить расчетом по приведенным формулам). Таким образом удалось добиться равенства по модулю максимальных напряжений сжатия и растяжения: 214,75 МПа. Изложенное раскрывает суть оптимизации напряжений при расчете процесса термического натяжения трубопроводов. Именно из этой оптимизации мы выходим на определение важного параметра – температуры предварительного нагрева tп.н.

Сравнение двух вариантов с разными монтажными температурами позволяет сделать поучительный вывод о том, что если заранее нет надежных данных о календарном времени строительства объекта и, главное, проведения его преднапряжения, то нужно предусматривать проектом заведомо зимний вариант с достаточной суммарной компенсационной способностью всех применяемых стартовых компенсаторов.

Из представленного можно также получить подтверждение уменьшения оптимальной температуры предварительного нагрева с уменьшением максимальных сил трения, и наоборот.

Как мы уже отмечали ранее, в процессе нагрева трубопровода от tм до tп.н  и его термического растяжения возникают силы трения скольжения о грунт и соответствующие им напряжения в стальном трубопроводе, описываемые зубцеобразной эпюрой. Здесь важно ясное понимание того, что предварительный нагрев с работающими (незаваренными) ССК до любой заданной температуры ничего не добавляет к этому напряженному состоянию, даже если мы нагреем трубу до tmax или выше ее (жесткостью сильфонов пренебрегаем).

После окончания термического напряжения трение скольжения переходит в трение покоя с теми же характеристиками, поэтому напряжения от сил трения в трубопроводе сохраняются, что видно по краевым эпюрам в нашем примере. В процессе эксплуатации трубопроводы, находясь в грунте, постоянно испытывают силовые макро- и микровоздействия как от внутренних изменений температуры и давления теплоносителя, так и от различного рода внешних сотрясений. Как и любой другой объект, расположенный в зоне городской застройки, они находятся в состоянии своеобразного тремора. К нему прибавляется воздействие от дождевой или иной влаги, просачивающейся во фрикционный слой. Все это вместе неизбежно вызывает микропроскальзывания полиэтиленовой гидрозащитной оболочки относительно грунта, уменьшение сил трения покоя и соответствующих напряжений в стальных трубах. Можно предположить, что верхушки пиков напряжений должны сгладиться быстро. В дальнейшем изменения будут замедляться, но в пределе эпюры напряжений будут стремиться к виду и величинам, представленным на рис. 1 и рис. 2 штриховыми линиями.

Описанная частичная релаксация напряженного состояния трубопроводов, при условии экспериментального подтверждения ее достаточно высокой скорости, может дать дополнительный ресурс в проектировании и практике строительства преднапряженных трубопроводов, заключающийся в увеличении разрешенного допустимого размаха напряжений с Dsдоп = 2sдоп на Dsдоп = 2sдоп + sтр.max, с расчетом на то, что второе слагаемое после релаксации исчезнет. Единственным условием для практического применения ресурса будет высокое качество сварных стыковых трубных швов.

Следуем далее. При формулировании задачи №1 нами были предусмотрены две краевые неподвижные опоры. Сделано это было с единственной целью: упростить последующие рассуждения. В реальной жизни, при бесканальной прокладке теплопроводов, всегда стараются минимизировать количество этих дорогостоящих строительных элементов, и устанавливать их только там, где без них нельзя обойтись.

В случае ограничения преднапрягаемого участка с помощью неподвижных опор дело усугубляется тем, что с других сторон к ним примыкают обычные компенсируемые участки, как правило, с гораздо меньшим уровнем осевых напряжений. В итоге результирующие силовые нагрузки на элементы защемления могут достигать очень больших величин, создавая дополнительные технические проблемы.

В свете изложенного и исходя из предположения, что без неподвижных опор в нашем случае можно обойтись, формулируем задачу №2: определить максимальную длину участка бесканального теплопровода, ограниченного с обеих сторон Г, Z или П-образными компенсаторами, подвергаемого термическому натяжению с помощью двух стартовых компенсаторов, а также предельно допустимое расстояние между ними, температуру предварительного нагрева и величину срабатывания ССК. Как и ранее, задачу решаем в общем виде и параллельно на прежнем примере (вариант 1).

Здесь применен графический метод решения, дополненный необходимыми расчетами (см. рис. 3 и далее комментарии).

Рис. 3. Участок трубопровода, ограниченного с обеих сторон Г, Z или П-образными компенсаторами и эпюры напряжений

 

Оказывается, расчет параметров термического натяжения, произведенный для участка трубопровода, ограниченного краевыми неподвижными опорами, за малым исключением верен для задачи №2. Корректировке подлежат только расчеты максимальной длины зоны обслуживания стартовых компенсаторов и величины поглощаемого ими удлинения теплопроводов (забегая вперед, заметим, что корректировке подлежат только данные по первому и последнему ССК и не подлежат данные по всем возможным промежуточным ССК). На основании этих расчетов компенсаторы ССК1 и ССК2 располагаются относительно друг друга на таком же расстоянии. Все эпюры на участке между ними полностью идентичны соответствующим эпюрам в задаче №1 (и примере по варианту 1). Построив эти эпюры, мы имеем право экстраполировать их вовне этого участка на расстояния l*max (92 м). Эпюра sD при этом выйдет на точки А и В с ординатой, соответствующей допускаемым напряжениям на сжатие (-249,5 МПа). Полученные точки являются ключевыми в нашем графическом построении. Из них мы проводим линии под таким же углом, как примыкающие участки эпюры до пересечения с осью абсцисс. Эти точки пересечения определяют начало («О» – принято за начало координат) и конец искомого в задаче участка (точка «К»). Расстояние от нулевой точки до А¢ равно Lmax. На чем основано такое утверждение? Если мы проведем линию над линией ОА, то уменьшим общую длину участка, что противоречит цели поиска предельного варианта. Если же мы проведем линию ниже линии ОА то новое положение точки перелома эпюры («А») выпадет за пределы допускаемых напряжений.

Длины Lmax участков, примыкающих к УП1 и УП2, – это длины участков скольжения при нагреве трубопровода от tп.н до tmax. Их нетрудно найти и аналитически

Lmax =  , м                                       (15)

В нашем примере

Lmax =  м

Из рис. 3 ясно видно, что переход от участка с неподвижными опорами к участку с краевыми, например Г-образными компенсирующими элементами, реализуется прибавлением к прежней длине двух длин Lmax, то есть новая длина равна

Lå = 2 L*сск + 2 Lmax,  м

В нашем примере

Lå = 2 · 184 + 2 · 165 = 698 м >> 368 м

В рассматриваемом случае каждый стартовый компенсатор поглощает термические удлинения с разных по величине примыкающих участков трубопровода. Со стороны ЕФТ2 – это прежние участки длиной l*max (92 м). Длину со стороны ЕФТ1, равную длине со стороны ЕФТ3, определим из следующего выражения

l = , м                                         (16)

В нашем примере

l =  м

То есть новая длина участка, обслуживаемого компенсатором, будет равна

Lнсск = l + l*max, м                                      (17)

В нашем примере

Lнсск = 128,5 + 92 = 220,5 м

Нужно проверить, хватит ли компенсирующей способности ССК, чтобы воспринять удлинение от обеих частей Lнсек. Ранее, в задаче №1, мы нашли, что на длине 92 метра удлинение будет равно 61 мм. На длине 128,5 метра

∆l = 1,2 · 10-5 (104 — 20) · 128,5 —  = 0,067 м = 67 мм

Общее, поглощаемое одним компенсатором, удлинение составит

∆lнсск1 = ∆lнсск2 = ∆l*max + ∆l

∆lнсск = 61+67 = 128 мм < l = 140 мм

Попутное предостережение: в формулу (14) для определения ∆lсск нельзя ставить сразу общее расстояние Lнсск = 220,5 м. Это повлечет серьезную ошибку из-за второго члена выражения (сумма квадратов не равна квадрату суммы!).

Из сравнения результатов решения задач №1 и №2 можно сделать вывод о преимуществе строительства преднапрягаемых участков  трубопроводов с краевыми, постоянно действующими компенсаторами вместо неподвижных опор. Во-первых, мы с облегчением избавляемся от последних. Во-вторых, с помощью тех же двух стартовых компенсаторов удается охватить гораздо бóльший по длине прямой участок тепловой сети. Единственное, что здесь требуется, – это обеспечить достаточную компенсирующую способность краевых компенсаторов для восприятия значительных температурных расширений. В некоторых случаях экономичнее размещать эти компенсаторы в просторных канальных участках, вместо того чтобы производить обкладку слишком большим количеством упругих компенсационных матов. В общем, все это решаемое.

Точно так же, как и в предыдущих разобранных вариантах, в процессе эксплуатации здесь будут происходить релаксация напряжений от трения покоя и постепенное сглаживание зубцов краевых эпюр напряжений. В пределе последние должны принять вид, симметричных относительно оси абсцисс, ломаных линий ОА1В1К и ОСДК (см. рис. 3). Максимальные напряжения, соответствующие их горизонтальным участкам, снизятся при этом опять до величины ±180 МПа. Случайно ли это? Нет, не случайно. Эти предельные эпюры приобретают вид, совершенно идентичный краевым эпюрам преднапряженных в открытых траншеях трубопроводов без трения, при том же заданном размахе термических напряжений ∆st = 360 МПа. Если в случае отсутствия трения, мы получили бы такой результат при температуре преднапряжения, равной средней температуре между tmax и tmin (в нашем примере это +75 0С), и не заставили бы трубопровод испытывать осевые напряжения более 180 МПа, то в реальных условиях закопанных траншей, мы, как известно, получили tп.н = +104 0С и максимальные осевые напряжения smax = 249,5 МПа. По сути, нам приходится преодолевать серьезный барьер, который через некоторое время после этого исчезает. Такая ситуация несколько огорчает.

Здесь мы решали задачи с двумя компенсаторами, это было удобно для рассуждений. При необходимости в любую из приведенных схем можно легко встроить требуемое количество стартовых компенсаторов с соответствующими каждому участками трубопровода, чтобы можно было покрыть любую, наперед заданную, длину прямолинейного теплопровода.

Также нетрудно перейти с формулирования задач искусственного характера (в целях статьи) на проектный. Все приведенные здесь расчетные формулы остаются действительными для проектных расчетов и допускают введение поправочных коэффициентов и коэффициентов перегрузки там, где это целесообразно.

Выше нами рассматривались трубопроводы из низколегированной стали. Все желающие смогут убедиться, проделав необходимые расчеты, что для преднапряженных трубопроводов с глубиной заложения 0,8-1,3 м и графиком отпуска тепловой энергии 130-70 0С вполне пригодны трубы из сталей 10 и 20.

Последнее замечание в контексте предыдущего касается естественных фиксированных точек (сечений) трубопроводов, изображенных на всех схемах. ЕФТ реально существуют до окончания процесса срабатывания стартовых компенсаторов, удобны в расчетах и построении эпюр. Для процесса последующей эксплуатации преднапряженных трубопроводов они теряют смысл.

Теперь обратимся к практической стороне термического напряжения. Ниже приведен ряд технологических моментов, требующих внимания.

  1. О способе встраивания стартовых компенсаторов в трубопровод. Что выбрать: встраивание в состоянии поставки или с предварительным сжатием на определенную величину?

Идея второго способа пришла к нам из-за границы и рекомендуется некоторыми отечественными предприятиями. Она заключается в том, чтобы дозированно сжать ССК, убрав из его компенсационной способности l лишнее и оставив часть, равную расчетной величине срабатывания ∆lсск. В этом сжатом состоянии разрезные части корпуса фиксируют относительно друг друга сварочными прихватками и встраивают в монтируемый трубопровод. В результате после срабатывания стартового компенсатора на расчетную величину он останавливается, поскольку или упираются друг в друга внутренние теплонесущие патрубки (у европейских ССК), или упирается торец внутренней части разрезного корпуса во фланец его наружной части (у отечественных ССК). Таким образом, в процессе преднапряжения невозможно пропустить важный момент расчетного срабатывания компенсатора и допустить «перебор».

И все бы хорошо, одно непонятно: как нам заранее определить расчетную величину срабатывания ССК, которая, в числе прочего, зависит от температуры трубопровода на момент проведения термического натяжения? Можно себе представить, что в маленькой Дании, где всё по нашим понятиям рядом, где строительство теплопроводов ведут планово и быстро, такой метод имеет право на существование (и то с натяжкой, так как погода в Дании – вещь тоже переменная). В российских же условиях, с нашими расстояниями, климатическими зонами и непредсказуемыми сроками строительства такой метод следует признать совершенно негодным.

С другой стороны, первый метод встраивания стартовых компенсаторов поддается простой, но действенной модернизации. Непосредственно перед проведением преднапряжения нужно, на основе данных о текущей температуре трубопровода, уточнить величину срабатывания компенсатора ∆lсск, отмерить ее от обреза внешней корпусной части и отметить на внутренней части корпуса. Затем следует приварить упоры, выполненные из фрагментов трубы, в количестве не менее трех, расположив их так, как показано на рис. 4. Части упорных фрагментов правее линии а-а по рисунку надо оставлять консольными (свободными от сварки).

Рис. 4. Модернизация первого метода встраивания ССК

 

Указанное мероприятие позволяет не пропустить момент расчетного срабатывания стартового компенсатора. После частичной заварки корпусных элементов консольные части упоров обрезают отрезным кругом и освобождают весь контур прилегания для выполнения качественного кольцевого сварного шва. По сути, таким образом достигается тот же результат, что и в случае предварительного сжатия ССК, но в отличие от него делается это с открытыми глазами, прицельно.

  1. Необходимо беречь сильфоны стартовых компенсаторов во время проведения опрессовки трубопроводов от несанкционированного и, возможно, разрушительного растяжения. Для этого требуется временно зафиксировать разрезные корпусные элементы каждого стартового компенсатора относительно друг друга. Лучше всего это делать с помощью специальных плоских накладок, числом не менее трех, прихватываемых сваркой к обеим скрепляемым частям. Такого рода защита необходима при опрессовке участков трубопровода с незакрепленными элементами неподвижных опор и, в обязательном порядке, для участков с краевыми углами поворота.
  2. Перед процессом преднапряжения следует убедиться в том, что нет никаких помех его проведению. В частности, это касается ответвлений, оказавшихся на подвижных участках трубопровода (что, вообще говоря, нежелательно). Такие ответвления на основании предварительных расчетов обкладываются достаточным количеством упругих компенсационных матов или до проведения термического напряжения оставляются незакопанными.
  3. По нашему мнению, единственным, по-настоящему важным качеством теплоносителя в плане проведения процесса преднапряжения является его температура, превышающая расчетную температуру предварительного нагрева tп.н (оптимально на ~ 10 0С). Без всего остального можно обойтись.
  4. В том случае, когда желательно уменьшить уровень сил трения, например при необходимости значительного заглубления теплопроводов, применяют спиральное обертывание их наружной поверхности рулонной полиэтиленовой пленкой, толщиной 0,1-0,2 мм. Коэффициент трения скольжения полиэтилена о полиэтилен составляет 0,2, что вдвое меньше коэффициента трения полиэтилена о песок – 0,4. Поэтому силы трения и, соответственно, напряжения в трубопроводе от сил трения уменьшаются ровно вдвое. С помощью этой же операции можно вдвое уменьшить число применяемых стартовых компенсаторов. Нужно только обязательно проверить достаточность общей компенсирующей способности оставшихся ССК для предполагаемых условий проведения термического натяжения.
  5. Обратные трубопроводы подвергают термическому натяжению точно так же и по тем же расчетным параметрам, что и подающие, поскольку в аварийных ситуациях возможна временная закольцовка трубопроводов с отсечением крупных потребителей тепловой энергии, когда теплоноситель напрямую попадает из подающего трубопровода в обратный. Именно таким образом производят и преднапряжение обратного трубопровода.

Последнее, на чем мы хотели бы остановиться, – это проблема ликвидации аварий на преднапряженных трубопроводах. Сразу уточним, что речь идет об авариях, сопровождаемых разрывом трубопровода или необходимостью вырезки и замены его участка. Вопрос важный и в то же время фактически замалчиваемый как в иностранной, так и в отечественной литературе. Единственная известная рекомендация, которая носит характер устного предания, – это рекомендация установки на аварийном участке дополнительного стартового компенсатора без какой-либо детализации. Такое состояние вопроса конечно не прибавляет популярности методу преднапряжения трубопроводов.

Попробуем, хотя бы в общих чертах, разобраться в этой проблеме. Для обеспечения полезной в рассуждениях конкретики рассмотрим участок трубопровода из нашего примера по варианту 2, как наиболее приближенному к реальному (см. рис. 2).

Предположим, что в первый же отопительный сезон (чтобы исключить эффект релаксации напряжений от сил трения) произошел разрыв трубопровода, например, по сварному трубному стыку, а ремонтники замешкались, выполняя подготовительные аварийные работы, и допустили расхождение частей лопнувшего трубопровода на S = 40 мм. Наша задача определить, что произойдет, если мы не станем встраивать на месте аварии новый ССК, а просто вварим в трубопровод фрагмент новой трубы длиной на S = 40 мм больше, чем удаленный, увеличив тем самым на эту длину весь преднапряженный участок.

Последущее решение основано на гипотезе, заключающейся в том, что удлинение трубопровода на определенную величину равносильно по своим последствиям соответствующей суммарной недоработке всех стартовых компенсаторов на этапе преднапряжения, то есть непоглощению каждым из них величины удлинения трубопроводов, равной s/n (где n – число компенсаторов) против расчетной. В рассматриваемом случае n= 4 и s/n=10 мм. Гипотеза вполне согласуется со здравым смыслом, который также подсказывает нам, что вышеизложенное равносильно, в свою очередь, недогреву трубопровода до расчетной температуры предварительного нагрева tп.н и, как следствие, неизбежному проседанию краевых результирующих эпюр напряжений вниз по оси ординат. Весь вопрос в том, насколько?

  1. Определим сначала плановую расчетную температуру преднапряжения по формуле (12)

tп.н = tmax — , 0С

tп.н =  @ 89,5 0С

  1. Плановую величину срабатывания каждого ССК, ∆lсск определяем по формуле (14)

∆lсск = 2 , м

 

∆lсск = 2    , м

∆lсск = 2 (0,060-0,008) = 2 · 0,052 = 0,104 м = 104 мм

  1. Гипотетическую температуру предварительного нагрева, tг п.н, при которой ∆lгсск будет меньше ∆lсск на S=10мм (0,010м), определим из следующего выражения

∆lгсск = ∆lсск – S = 2  ,  м

где N = 0,008 м (см. выше).

В результате получим

tг п.н = tм +  , 0С

tг п.н = -20 + @ 79,6 0С,

  1. Термические напряжения сжатия при нагреве преднапряженного трубопровода от tг п.н до tmax определим по формуле (11)

sгD = a (tгп.н — tmax) · Е, МПа

sгD = 1,2 · 10-5 (79,6 — 150)· 2,0 · 105 @ -169,0 МПа

  1. Максимальные по модулю напряжения сжатия с учетом сил трения будут равны

s max. сж = s тр. max + s, МПа

s max.сж = -(69,5 + 169,0) = -238,5 МПа

  1. Максимальные напряжения растяжения определятся из следующего выражения

s max. раст. =  sг + ∆st, МПа

                    s max. раст. = -169,0 + 360 = 191,0 МПа

Результаты расчетов приведены на рис. 5.

Рис. 5. Эпюры напряжений после устранения аварии

 

Как видно из рисунка, эпюры напряжений действительно просели вниз вдоль оси ординат, гармония их распределения относительно оси абсцисс исчезла, однако выпадения максимальных по модулю напряжений за пределы допускаемых не произошло. Таким образом, мы показали, что не всегда обязательно встраивать новые стартовые компенсаторы при подобных авариях. Ясно, что существует предел ремонтного увеличения длины преднапряженного участка трубопровода и эксплуатирующим организациям нужно его знать (для каждого преднапряженного трубопровода). Напрашивается вывод, что такого рода расчеты следует выполнять заранее и помещать в проектных материалах.

Теоретически ресурса ремонтного удлинения преднапряженного трубопровода может хватить на несколько таких аварий (конечно, не дай бог никому такого невезения). Если же ресурс исчерпан, то остается, действительно, только встраивать новый стартовый компенсатор, который нужно заставить сработать именно на величину реального удлинения участка. В этом случае мы создадим условия для его (участка) прежней работы в оптимальных условиях, как до аварии.

В начале рассмотрения аварийной ситуации мы сделали оговорку, что авария произошла на вновь построенном трубопроводе. Поэтому напряжения от сил трения учитывались нами в полном объеме. Если же авария произойдет через 5-10 лет после строительства объекта или более того, то это произойдет при другой картине напряжений. Как мы знаем, эпюры будут представлять собой линии, параллельные оси абсцисс, причем со сниженным уровнем напряжений ввиду релаксации их части от сил трения покоя. Предлагаем желающим самостоятельно сделать расчет по изменению краевых напряжений при разрыве трубопровода в такой ситуации.

Заканчивая статью, мы решили не подводить её итоги, предоставив это нашим читателям. Надеемся, что время на знакомство с изложенными материалами не покажется им потраченным впустую.

  Литература

  1. СП41-105-2002. Проектирование и строительство тепловых сетей бесканальной прокладки из стальных труб с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке, Госстрой России, ГУП ЦПП. — М.: 2003.
  2. РД10-400-001. Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей, ГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России». М.: 2001.ъ

Журнал «Новости теплоснабжения», №1, 2007, www.ntsn.ru

Опыт внедрения диагностики тепловых сетей

Журнал «Новости теплоснабжения», № 7 (11) июль 2001, С. 24 – 27, www.ntsn.ru

Х.С. Шакурзьянов, генеральный директор, Ю.Д. Власенко, главный инженер, Н.М. Бологов, руководитель службы наладки, ОАО «Теплоэнерго», г. Кемерово

На балансе ОАО «Теплоэнерго» находится 65 км тепловых сетей и 39 отопительных котельных. Одной из важнейших задач предприятия является бесперебойное снабжение тепловой энергией потребителей, что в свою очередь поднимает вопросы об общем состоянии тепловых сетей, своевременного обнаружения утечек теплоносителя и порядке проведения профилактического и капитального ремонтов.

До осени 2001 г. места повреждений трубопроводов определялись с помощью акустического течеискателя, что в условиях городской застройки из-за повышенного уровня посторонних шумов не позволяло с достаточной точностью определять место утечки теплоносителя. Поэтому утечки приходилось искать в основном методом шурфовки, в связи с чем предприятие несло большие затраты, как из-за длительной утечки теплоносителя, так и из-за большой трудоемкости вскрышных работ.

В октябре 2001 г. предприятием был приобретен комплект корреляционного течеискателя «Вектор — 2001». С этого момента на сетях «Теплоэнерго» и различных сторонних организаций было обнаружено более 40 утечек теплоносителя. Средняя точность определения местоположения утечек составила ± 2% от длины измеряемого участка. Приблизительно такая же точность определения местоположения утечек была достигнута на очень сложных трассах (интервал длиной более 200 м со множеством поворотов и выходом из подземной прокладки на воздушную).

Но в некоторых случаях место утечки теплоносителя определить не удалось:

Во-первых, из-за резкого падения давления теплоносителя за местом утечки при очень больших объемах утечек (обрывы сильфонных компенсаторов, разрывы трубопроводов и т.п.).

Во-вторых, это утечки теплоносителя на сильно прокорродированных трубах малого диаметра (Ду 80÷ 100 мм), находящихся в сильно заиленных или затопленных каналах, проложенных по дну лотка без скользящих опор, и т.п.

Проводя работы по обнаружению течей с помощью прибора «Вектор-2001», мы получали информацию не только о местоположении течи, но и рекомендации по размерам шурфа с учетом выявленных утонений стенки трубы в окрестностях течи. Первоначально на последний пункт мы не очень обращали внимание. Но приведенные ниже данные указали на высокую эффективность их использования.

При поиске утечки на участке трубопровода длиной 100 м она была обнаружена на расстоянии 42 м от датчика «А» (рис. 1). Но как видно из рис. 2, пик места максимальных коррозионных повреждений находится на отметке 48 м.

После вскрытия участка теплосети в интервале от 40 до 50 м, была обнаружена утечка на расстоянии 42 м отдатчика «А». На расстоянии 48 м утечки нет. Но после устранения утечки (на свищ наложена заплата) и подачи в трубопровод теплоносителя с рабочим давлением образовался свищ на расстоянии 48 м. Пришлось накладывать еще одну заплату.

После этого случая при определении места утечки мы используем рекомендации по шурфовке, тщательно обследуя указанный интервал.

Убедившись в работоспособности корреляционного течеискателя «Вектор» в феврале 2002 г. было решено приобрести полный комплект оборудования для проведения диагностики тепловых сетей (дополнительно трассопоисковый комплект «Абрис» и медно-сульфатный электрод).

Первоначально мы занимались лишь сбором информации и ее первичной обработкой, а полная обработка информации (с выдачей «Технического заключения») производилась в НПК «Вектор». Файлы для обработки отправлялись в Москву по электронной почте через «Internet», и так же получали «Техническое заключение» по продиагностированному участку теплосети.

Не смотря на работоспособность данной схемы сотрудничества, наше предприятие она не устроила из-за низкой оперативности (время между отправкой первичной информации и получением «Технического заключения» составляло в среднем 2÷3 недели). Поэтому в декабре 2002 г. было решено приобрести полный пакет программ для самостоятельного выполнения работ по диагностике тепловых сетей.

За 2003 г. в предприятии были продиагностированы полностью все магистральные сети, а так же сети внутриквартальной разводки, подлежащие замене в 2003 г., согласно плана капитального ремонта.

По результатам диагностики несколько участков тепловых сетей, подлежащих замене, были выведены из плана капремонта и, наоборот, несколько участков были включены в план.

Исходя из ранее заявленного количества и ассортимента труб, план перекладок был скорректирован. Однако, часть сетей, по результатам диагностики отнесенных к «ветхим», не удалось включить в план перекладок. Используя предложенный разработчиками метод оценки состояния трубопровода с помощью коэффициента аварийности мы осуществили ранжирование указанных трубопроводов и определили участки, подлежащие первоочередной замене в следующем году.

Все участки тепловых сетей, продиагностированные как «удовлетворительные», не дали ни одного повреждения во время весенней опрессовки.

При диагностике тепловых сетей по методу НПК «Вектор» нами была отмечена интересная особенность. В описании технических возможностей диагностического комплекса «Вектор» указано, что акустоэмиссионным методом выявляются места перенапряжений трубопровода, обусловленные коррозионными факторами (утонение стенки трубы, наличие внешней и внутренней язвенной коррозии и т.п.). После тщательного анализа результатов диагностики мы пришли к выводу, что данный метод позволяет выявлять практически все перенапряжения трубопроводов, обусловленные различными факторами.

Приведем несколько примеров:

Пример 1. Перенапряжения, обусловленные провисанием трубопровода. При диагностике участка теплосети (рис. 3) длиной 90 м и Ду 400 мм отмечался интервал от 48 до 70 м с дефектами критического свойства, который по уровню сигнала следовало идентифицировать как несколько течей.

По факту реальной утечки не было. Остаточная толщина стенок трубопровода составляет 8,5-9,5 мм. Коррозионных отложений и язвенной коррозии на внешних стенках трубопровода нет.

Из-за погодных условий (февраль месяц) было принято решение оставить трубопровод в эксплуатации до весны. Во время весенней опрессовки на данном участке трубопровода происходит разрыв сварного шва на отводе П-образного компенсатора (отметка 59 м). После вскрытия теплотрассы и устранения течи было обнаружено разрушение подушки под скользящей опорой перед компенсатором (отметка 64 м). Это вызвало перенапряжение трубопровода из-за его провисания и повышенную вибрацию на прямом интервале (отметка 80 м на верхнем графике рис. 3). После восстановления подушки была проведена повторная диагностика данного участка. Результат диагностики представлен на рис. 4, из которого видно, что теперь трубопровод значительных перенапряжений не имеет и находится в удовлетворительном эксплуатационном состоянии.

Пример 2. Перенапряжения, обусловленные обрушением плит перекрытия. Эти перенапряжения, в зависимости от места обрушения, выявляются по-разному. Так при обрушении плиты перекрытия, находящейся практически над скользящей опорой, результат диагностики представлен на графике, как ярко выраженный одиночный локальный дефект (рис. 5). При обрушении плиты перекрытия в стороне от скользящей опоры результат диагностики (рис. 6) представлен на графике серией локальных дефектов, убывающих по амплитуде от места обрушения. Причем, на графике хорошо видно, что максимум пиков перенапряжений приходится на места расположения скользящих опор. После восстановления плит перекрытия и очистки каналов была проведена повторная диагностика. Состояние трубопроводов удовлетворительное. Аналогичную картину дает диагностика теплотрасс, имеющих осыпи, наличие строительного мусора в лотках, касающихся труб и т.п.

Пример 3. Не диагностируются участки тепловых сетей, имеющие отпайки, особенно с установленными в них дроссельными шайбами. Шум тока воды, вызываемый дроссельной шайбой, распространяется практически по всему участку трубопровода и забивает полезный сигнал, что делает диагностику невозможной.

Выводы

Таким образом опыт проведения диагностики тепловых сетей акустическим методом, разработанным НПК «Вектор», показывает высокую достоверность определения перенапряжений трубопроводов тепловых сетей, вызванных не только внутренним состоянием труб, но и другими различными факторами.

Благодаря данным, получаемым при диагностике, мы перешли к другой организации ремонтных работ в летний период — стали вскрывать участки, имеющие критические дефекты. В результате:

□ В двух местах были обнаружены течи интенсивностью около 1-2 м3/ч, не имеющие внешних признаков — подпитка в норме;

□ Обнаружены локальные места значительных коррозионных повреждений, которые усилены накладками;

□ Обнаружены места разрушения конструктивных элементов трубопровода (опоры, обрушение перекрытий) — осуществлен их ремонт.

Своевременное проведение предупредительных ремонтов и устранение причин перенапряжений трубопроводов уменьшает потенциальную опасность преждевременного выхода трубопроводов из строя, что особенно актуально в условиях нашей суровой сибирской зимы.

Мы на опыте убедились, что, возможности диагностики по методу НПК «Вектор» гораздо шире, чем рекламируемые, и уверены, что благодаря ремонтным работам, осуществленным на основании данных диагностики, аварий в настоящий отопительный период будет значительно меньше.

 

 

 

Применение направляющих опор на трубопроводах с осевыми сильфонными компенсаторами

Е.В. Кузин, директор ООО «АТЕКС-ИНЖИНИРИНГ», г. Иркутск;

В.В. Логунов, заместитель генерального директора,

В.Л. Поляков, главный конструктор проектов по теплосетям,
ОАО «НПП «Компенсатор», г. Санкт-Петербург

 

Если расчет показывает, что трубопровод не устойчив, то необходимо стабилизировать теплопровод расстановкой направляющих опор.

Направляющие опоры по функциональному назначению можно разделить на два вида:

  • опоры первого вида, обеспечивающие соосность патрубков осевого компенсатора и их перемещение строго вдоль оси компенсатора;
  • опоры второго вида, обеспечивающие устойчивость теплопровода.

Направляющие опоры первого вида

Первый вид направляющих опор применяется в том случае, если конструкция сильфонного компенсатора не способна самостоятельно обеспечить требуемую соосность патрубков компенсатора и не способна противостоять внешним нагрузкам — боковым усилиям и изгибающим моментам.

В зависимости от конструкции сильфонного компенсатора возможны следующие схемы расстановки направляющих опор первого типа, обеспечивающих соосность патрубков компенсатора и их продольное перемещение.

  1. Конструкция сильфонного компенсатора не способна противостоять ни боковым усилиям, ни изгибающим моментам (компенсатор без направляющего кожуха или с кожухом, защищающим только от внешних воздействий при транспортировке и монтаже). В таком случае с каждой стороны от компенсатора устанавливаются две пары направляющих опор. Первая пара устанавливается на расстоянии 2-4Ду, вторая — на расстоянии 14-16Ду (рис. 1а). При установке сильфонного компенсатора на расстоянии до 4Ду от неподвижной опоры, направляющие опоры с противоположной стороны устанавливать не требуется (рис. 1б).
  2. Конструкцией сильфонного компенсатора предусмотрен мощный защитный кожух, способный воспринимать боковые усилия, но не способный воспринимать изгибающие моменты. В таком случае необходима установка трех направляющих опор: одна пара устанавливается на расстоянии 14-16Ду и третья опора — на расстоянии 2-4Ду (рис. 2а). В случае если компенсатор установлен на расстоянии 2-4Ду от неподвижной опоры, то на его противоположной стороне устанавливается только одна направляющая опора на расстоянии 14-16 Ду (рис. 2б).
  3. Конструкцией сильфонного компенсатора предусмотрен мощный защитный кожух и внутренние направляющие элементы, способные противостоять боковым усилиям и изгибающим моментам. Такая конструкция для своей нормальной работы не требует установки направляющих опор первого вида. Направляющие опоры первого вида должны быть рассчитаны на боковую нагрузку в 15% от суммы распорного усилия и жесткости компенсатора, должны быть охватывающего типа, и должны обеспечивать соосность патрубков компенсатора в пределах значений, заданных производителем сильфонного компенсатора.

Несоосность патрубков компенсатора является одним из критических факторов, влияющих на срок службы сильфонного осевого компенсатора. При определении допускаемых отклонений осевых линий направляющих опор, необходимо учитывать зазор в направляющей опоре.

Например, для ОПНР-16-400-200 (Ду400 мм, Ру=16 кгс/см2) допускаемая несоосность патрубков компенсатора Δнорм составляет 10 мм, зазор в направляющих опорах λ=2 мм. Таким образом, максимальная несоосность осевых линий направляющих опор Δ=Δноpм — 2λ (рис. 3) и составляет в этом случае 6 мм.

Направляющие опоры 1-го вида должны строго соблюдать допускаемые отклонения в пределах всего срока эксплуатации, поэтому отдельно стоящие направляющие опоры первого типа могут быть построены только на непроседающих грунтах, с устройством фундамента или других мер, обеспечивающих выполнение данного условия. В противном случае направляющие опоры должны быть доступны для осмотра, и иметь приспособления для регулярной проверки боковых отклонений. Осмотр направляющих опор 1-го вида и измерение их боковых отклонений должен проводиться не реже, чем 1 раз в год. При превышении предельных отклонений необходимо выровнять направляющие опоры до возвращения боковых отклонений в область допускаемых значений.

Рассмотрим влияние бокового отклонения выше допускаемых значений на работу сильфонного компенсатора. Для компенсатора типа ОПНР-16-400-200 (допускаемая предельная несоосность патрубков Δ^ρ,Μ, заданная производителем, составляет 10 мм) максимальный сдвиг Δ для такого компенсатора при назначенной наработке, эквивалентной по разрушающему воздействию температурной истории тепловой сети за 30 лет [2], составляет 15 мм. Для сильфонного компенсатора сумма относительных деформаций по каждому виду деформации не должна превышать единицы.

Допустим, что при строительстве направляющих опор была допущена несоосность патрубков компенсатора 15 мм. Итого имеем 15-10=5 мм сдвига свыше значений, допускаемых производителем. Относительная деформация сдвига составит 5/15=1/3. Таким образом, относительная деформация в осевом направлении для нашего случая не должна превышать 1-1/3=2/3 от нормального значения, т.е. максимальная компенсирующая способность уменьшится с 200 до 133,3 мм. Если же сильфонный компенсатор, по- прежнему, будет работать с осевой амплитудой 200 мм (т.е. с амплитудой 150% от расчетного максимального значения), то его срок службы снизится в 8-12 раз.

Из рассмотренного примера видно решающее влияние качества исполнения направляющих опор на продолжительность работы сильфонного компенсатора, нуждающегося в направляющих опорах первого типа.

На рис. 4-6 показаны конструкции направляющих опор 1-го вида.

Направляющие опоры первого вида могут быть выполнены как на отдельном фундаменте, так и заделкой в существующие строительные конструкции (лотки, стенки камер и т.д.) при условии обеспечения нормативной боковой нагрузки и обеспечения соосности в заданных пределах.

Направляющие опоры второго вида

Направляющие опоры второго вида применяются для стабилизации неустойчивого трубопровода и устанавливаются на участках трубопровода, таким образом, чтобы обеспечить достаточную устойчивость трубопровода.

При необходимости, боковые перемещения устойчивого трубопровода могут быть ограничены направляющими опорами второго вида. Например, при опасности опрокидывания трубопровода со скользящих опор и т.д.

Обратим внимание на следующий факт: устойчивость трубопровода вовсе не означает, что трубопровод не совершает боковых перемещений при работе, но в таком случае величина боковых перемещений поддается расчету. Установка направляющих опор первого вида не означает автоматической стабилизации трубопровода.

Усилие Рц, необходимое для нарушения устойчивости участка трубопровода между двумя направляющими опорами второго вида, рассчитывается по формуле (формула выводится аналогично формуле для участка с консольно закрепленными концами с той лишь разницей, что в качестве аппроксимирующей кривой принимается синусоида вместо косинусоиды):

Обозначения аналогичны принятым ранее в статье [1].

Необходимо выбрать такое расстояние между направляющими опорами второго типа 1ц, чтобы усилие Рц оказалось больше реально действующего сжимающего усилия.

Для вертикальной плоскости, приняв коэффициент a1=1, можно рассчитать устойчивость трубопровода на отрыв от скользящих опор — для определения необходимости установки направляющих опор охватывающего типа и расчета расстояния между ними.

Правила расстановки направляющих опор второго вида.

  1. Направляющие опоры второго вида устанавливаются равномерно по длине прямолинейного (отсутствуют изгибы более 3О) участка трубопровода, в количестве, обеспечивающем фактическое расстояние между направляющими опорами 2-го типа и иными ограничительными конструкциями трубопровода не более расчетного значения Lu.
  2. В случае, если на участке неустойчивого трубопровода имеются углы изгиба более 3О, то боковое перемещение таких изгибов ограничивается установкой направляющих опор, установленных на расстоянии 20Ду от угла. Если от угла изгиба на расстоянии 20Ду и менее имеется иная ограничительная конструкция, то на этой стороне изгиба направляющая опора второго типа не устанавливается.
  3. Боковые перемещения устойчивого трубопровода с углами поворотов могут быть ограничены установкой направляющих опор второго типа согласно настоящим требованиям.
  4. Сильфонный компенсатор должен устанавливаться на расстоянии не менее 20Ду от направляющей опоры второго вида.

При соблюдении указанных правил приблизительно боковую нагрузку на направляющую опору второго вида можно определить по формуле:

(2)

,                                                                                               

где Fрр — распорное усилие от компенсатора при пробном давлении; Fж — усилие от жесткости компенсатора, а — угол изгиба рядом с направляющей опорой (в градусах).

Более точный расчет нагрузок на направляющие опоры можно получить с помощью специализированного программного обеспечения, например — ПО «СТАРТ», но при этом следует помнить, что реальный трубопровод содержит изгибы и отклонения, которые чаще всего проектировщики не закладывают в расчетную модель.

При проектировании трубопровода в ПО «СТАРТ» допускается свободная расстановка направляющих опор, при условии задания возможного монтажного отклонения трубопровода.

Рассмотрим расстановку направляющих опор на примере. Имеется неустойчивый трубопровод. На расстоянии 15Ду от левой неподвижной опоры Н1 имеется угол поворота 4ОУТ1 по часовой стрелке, далее идет прямой участок с сильфонным компенсационным устройством СКУ по ИЯНШ.300260.033ТУ, угол поворота 6О УТ2 против часовой стрелки и за ним на расстоянии 60Ду — неподвижная опора Н2.

Сначала рассчитываем расстояние 1_ц (рис. 7).

Так как угол УТ1 расположен на расстоянии менее 20Ду от неподвижной опоры Н1, то на этом угле потребуется установить только одну направляющую опору на расстоянии 20Ду на правой его части. Проверяем, что расстояние между установленной направляющей опорой и неподвижной опорой Н1 менее Lu.

На втором угле УТ2 устанавливаем две направляющие опоры на расстоянии 20Ду с каждой его стороны. Проверяем, чтобы расстояние между всеми направляющими опорами и неподвижными опорами не превышало Lu (см. рис. 7).

Как правило, направляющие опоры второго вида воспринимают существенно меньшую нагрузку по сравнению с направляющими опорами первого типа. Так же направляющие опоры второго вида не требуют столь точного соблюдения соосности — погрешности монтажа направляющих опор второго типа компенсируются гибкостью трубопровода. В подавляющем большинстве случаев направляющая опора второго вида необходима лишь для ограничения боковых перемещений и поэтому не требуется охватывающая конструкция такой опоры.

Конструктивно направляющая опора второго вида может представлять собой обычную скользящую опору, к закладной детали которой приварены уголки-бортики с зазором до 5 мм, допускающие свободный осевой ход и ограничивающие боковое перемещение трубопровода. Длина и катет шва должны быть рассчитаны на сопротивление срезу расчетной боковой нагрузкой с коэффициентом запаса не менее 1,3. Конструкция подушки скользящей опоры не должна допускать скольжение подушки по дну канала при действии расчетной боковой нагрузки.

Такой же конструктив направляющей опоры может применяться и на больших диаметрах при малых изгибах трубопровода, в случае же более значительных боковых нагрузок потребуется усилить конструкцию направляющих элементов, заделкой их в стенки лотка, усиления подушки скользящей опоры, применения рамочных направляющих опор и т.д.

Необходимость в направляющей опоре охватывающего типа определяется результатами расчета на устойчивость в вертикальной плоскости, в котором коэффициент трения в перпендикулярном направлении относительно оси трубопровода принят равным 1,0 [1]. Как показывает практика, практически все трубопроводы с осевыми сильфонными компенсаторами и условным диаметром более 150 мм устойчивы в вертикальной плоскости, благодаря значительной массе трубопровода.

При использовании осевых сильфонных компенсаторов на трубопроводах может проявляться эффект накопления боковых отклонений. Проявляется он следующим образом: при нагревании трубопровода с начальным небольшим отклонением происходит боковое отклонение оси трубопровода от монтажного положения. При остывании трубопровода из-за способности компенсатора к растяжению трубопровод уже не вернется в свое монтажное положение. Таким образом, следующий цикл нагревания произойдет уже при большем начальном отклонении (рис. 8).

Процесс накопления боковых отклонений может протекать либо до опрокидывания трубопровода со скользящих опор, либо до максимального растяжения компенсатора, либо до тех пор, пока жесткость трубопровода на изгиб не уравновесит систему. По этой причине даже для устойчивых трубопроводов авторы считают целесообразным устанавливать направляющие опоры второго типа на расстоянии не более 100Ду друг от друга.

Литература

  1. Кузин Е.В., Логунов В.В., Поляков В.Л. Устойчивость трубопроводов с осевыми сильфонными компенсаторами // Новости теплоснабжения. 2011. № 7. С. 42-50.
  2. Кузин Е.В., Логунов В.В., Поляков В.Л. О назначенной наработке сильфонных компенсаторов // Новости теплоснабжения. 2011. № 3. С. 48-50

 

О назначенной наработке сильфонных компенсаторов

Е.В. Кузин, директор, ООО «АТЕКС-инжиниринг», г. Иркутск;
В.В. Логунов, заместитель генерального директора,
В.Л. Поляков, главный конструктор проектов по теплосетям,
ОАО «НПП «Компенсатор», г. Санкт-Петербург

 

В современных трубопроводах для компенсации температурных деформаций все чаще применяются сильфонные компенсаторы. Основное назначение сильфонного компенсатора – компенсировать деформации трубопровода, не разрушая его и сохраняя герметичность.

Способность компенсатора воспринимать деформации определяется его назначенной наработкой, описывающей какое количество циклов и с какой амплитудой сильфонный компенсатор воспринимает без появления повреждений. В общем случае зависимость количества циклов от амплитуды деформаций для сильфона представлена в табл. 1. Данные, приведенные в таблице, достаточно приблизительны и не учитывают множество факторов, но могут дать представление о характере зависимости количества циклов назначенной наработки от амплитуды деформаций. Зависимость количества циклов от амплитуды сугубо индивидуальна для каждого сильфона и зависит от диаметра компенсатора, количества слоев, толщины слоев, материала слоев, геометрических размеров гофра и т.д. Например, для компенсаторов большего диаметра график зависимости количества циклов от амплитуды будет иметь более пологий характер (запомним этот факт).

Таблица 1. Зависимость количества циклов от амплитуды деформаций для сильфона.

Амплитуда, % 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10
Количество циклов 350 650 1000 1500 2500 4000 8000 16000 35000 105 3´105 8´105

Как видно из табл. 1, даже деформации с амплитудой в 10% от номинальной при большом количестве циклов способны вывести компенсатор из строя. Поэтому при определении количества и амплитуды циклов нужно как можно более полно описать температурную историю трубопровода. Это достаточно легко сделать для трубопроводов с простой температурной историей, например, для паропроводов достаточно посчитать количество циклов включения/выключения за весь срок эксплуатации и добавить некоторый запас на аварийные ситуации. Иначе обстоит дело с трубопроводами со сложной температурной историей, наиболее яркий их представитель – это тепловые сети с качественным регулированием режима тепловой нагрузки. Температура теплоносителя зависит от температуры наружного воздуха, что привносит некоторую неопределенность.

Для исключения этой неопределенности поступают следующим образом: анализируют график изменения температуры теплоносителя за несколько лет с наиболее холодными температурами наружного воздуха, на основе полученных данных разрабатывают упрощенную температурную историю, эквивалентную по разрушающему воздействию реальной температурной истории. Под упрощением в данном случае понимается сокращение количества элементов сложносоставной температурной истории. Элемент сложносоставной назначенной наработки – это совокупность величины деформации и соответствующее ей количество циклов. Сложносоставная назначенная наработка состоит из нескольких таких элементов.

Например, согласно РД-10-400 в ПО СТАРТ установлена температурная история, состоящая из четырех элементов (табл. 2).

Таблица 2. Температурная история согласно РД-10-400 в ПО «СТАРТ».

Деформация, % Период Количество циклов в период, шт. Количество циклов за 30 лет, шт.
100 год 1 30
50 месяц 2 720
25 неделя 4 6258
12,5 день 8 87600

Повторимся, что это не реальная температурная история, а эквивалентная ей по разрушающему воздействию. Понятно, что тепловая сеть при нормальных условиях эксплуатации не совершает циклов со 100% величиной деформации, т.е. циклов от температуры монтажа (t0 часто принимается равной 0 °C) до максимальной температуры теплоносителя, хотя бы потому, что максимальная температура теплоносителя возможна только при температуре наружного воздуха равной расчетной температуре проектирования систем отопления, а запуск тепловой сети происходит, как правило, при положительных температурах наружного воздуха.

В реальной температурной истории количество циклов, амплитуды и количество таких элементов может быть совершенно другим, главное то, что разрушающее воздействие на элементы трубопровода будет эквивалентным.

Приведенная температурная история (см. табл. 2) означает, что трубопровод за 30 лет совершит 30 циклов с деформацией 100% и 720 циклов с деформацией 50% и 6258 циклов с деформацией 25% и 87600 циклов с деформацией 12,5% (т.е. указывается суммарная назначенная наработка).

Разработкой назначенной наработки для сильфонных компенсаторов занималась еще в 1980-е гг. группа инженеров возглавляемых Я.А. Ковылянским и Г.Х. Умеркиным («ВНИПИэнергопром»). При разработке назначенной наработки были учтены следующие условия.

  1. Так как температурная история трубопровода не зависит от диаметра трубопровода, а график изменения количества циклов от амплитуды для сильфонного компенсатора наоборот (зависит от диаметра компенсатора и прочих его конструктивных особенностей), поэтому назначенная наработка сильфонных компенсаторов для тепловых сетей обязательно должна иметь не менее 3 элементов.
  2. При охлаждении трубопровода до минимальной температуры растяжение компенсатора не должно превышать рабочей амплитуды сильфонного компенсатора. Другими словами, при чрезвычайной или аварийной ситуации сильфонный компенсатор должен иметь возможность растянуться, не потеряв герметичность и не повредив собственную конструкцию и элементы трубопровода. По этой причине сильфонные компенсаторы подбираются по диапазону температур от расчетной температуры проектирования систем отопления (как правило) до максимальной температуры теплоносителя, а в назначенной наработке сильфонного компенсатора для тепловой сети обязательно должен быть указан элемент со 100% деформацией.
  3. Назначенная наработка для сильфонного компенсатора должна иметь как можно меньшее количество элементов, для того чтобы сократить время испытаний на подтверждение вероятности безотказной работы по назначенной наработке (при огромном количестве циклов испытание одной пары компенсаторов может занимать несколько недель).

Назначенная наработка для сильфонных компенсаторов тепловых сетей на 30 лет с учетом рассмотренных выше условий приведена в стандарте организации Некоммерческое партнерство «Российское теплоснабжение» СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010 «Компенсаторы сильфонные и сильфонные компенсационные устройства для тепловых сетей. Общие технические требования» (табл. 3).

 

Таблица 3. Назначенная наработка для сильфонных компенсаторов тепловых сетей на 30 лет (СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010).

Амплитуда, % Количество циклов, шт.
100 не менее 10
70 не менее 150
20 не менее 10 000

 

В таблице указана суммарная назначенная наработка, т.е. компенсатор должен совершить все указанные циклы с соответствующими амплитудами без повреждения компенсатора.

Так как назначенная наработка указана в разных температурных диапазонах (для тепловой сети диапазон от температуры монтажа до максимальной температуры теплоносителя, а для сильфонного компенсатора – от расчетной температуры проектирования систем отопления до максимальной температуры теплоносителя), проектанты часто путаются, сравнивая деформацию и амплитуды, выраженные в относительных единицах.

 

Рассмотрим указанную назначенную наработку на конкретном примере: проектируется участок тепловой сети с максимальной температурой теплоносителя 130 °C; температура проектирования систем отопления принимается равной –30 °C; температура монтажа принята как 0 °C. 100% деформация для данной тепловой сети при расчете в ПО СТАРТ или ручном расчете будет совершаться при изменении температуры от 0 до 130 °C, т.е. перепад составит 130 °C. Так как компенсатор подбирается для диапазона температур от –30 до +130 °C, то для компенсатора при таком перепаде температур деформация составит 130/(130+30)=0,8125 или 81,25% от номинальной (см. рисунок). Аналогично и для других элементов назначенной наработки.

Приведенный пример наглядно показывает, что сравнение температурной истории трубопровода и назначенной наработки тепловой сети, выраженные в относительных единицах проводить недопустимо.

Заключение

Таким образом, назначенная наработка СК по эквивалентному разрушающему воздействию должна соответствовать реальной температурной истории трубопровода за срок его эксплуатации. Назначенная наработка СК для тепловых сетей за 30 лет эксплуатации должна соответствовать указанной в СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010. Расчет расстояния между неподвижными опорами для сильфонного компенсатора тепловой сети должен проводиться по 100% компенсирующей способности, указанной в назначенной наработке, в диапазоне температур от расчетной температуры проектирования систем отопления до максимальной температуры теплоносителя. Назначенная наработка по СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010 не означает, что компенсатор обязательно срабатывает с ходом 100% своей компенсирующей способности, а допускает такую работу при возникновении аварийной ситуации.

 

Кузин Е.В., Логунов В.В., Поляков В.Л., О назначенной наработке сильфонных компенсаторов

Источник: Журнал «Новости теплоснабжения» №3, 2011 г. , www.ntsn.ru/

 

Классификация трубопроводной арматуры

Классификация трубопроводной арматуры

К

лассификация трубопроводной арматуры осуществляется по различным признакам. По целевому назначению ТА подразделяется на следующие группы:

Читать далее

Расчет пропускной способности трубопровода

Такая характеристика, как пропускная способность трубы, является метрической. Она предоставляет возможность осуществить расчет соотношения максимального объема (например, жидкости) за определенную единицу времени через трубопровод. Пропускная способность трубы, таблица, формула, программа — все эти понятия имеют непосредственное отношение к осуществлению расчета.

Читать далее

Пример расчета компенсаторов в жилом доме

n2606 Дано: 24-х этажный жилой дом с двухтрубной системой отопления в г. Москве. Рабочее давление Р раб =10 атм. Высота этажа Н=3,2 м. Диаметр стояка 20 мм. Максимальная температура в системе отопления Т 11 = +95 °С.Решение: Примем, что на участке с 21 по 24 этажи температурное удлинение компенсируется за счет «плеча» изгиба подводок к радиаторам. Поэтому установим верхнюю концевую неподвижную опору на три этажа ниже, чем здание: 24 — 3= на 21 этаже.Установим нижнюю концевую неподвижную опору на 4 этаже (на участке с 1 по 4 этаж температурное удлинение компенсируем за счет «плеча» изгиба трубы в подвале).

Перед нами стоит задача: компенсировать температурное удлинение стояка между концевыми неподвижными опорами, т.е. между 4-21 этажами.

Расчет удлинения участка стального трубопровода производится по формуле:

L =0,012 x H x N x ( T 11 — T min ) x 1,10

где 0,012 мм/(м x °С) — коэффициент температурного удлинения для стальных труб; Н — высота этажа, м;
N – количество этажей между верхней и нижней концевыми опорами (между 4 — 21 этажами);
Т 11 – максимальная температура теплоносителя, °С; Т min – расчетная минимальная температура пятидневки при монтаже, °С;
1,10 – коэффициент запаса.

Находим удлинение участка между 4-21 этажами:L =0,012 x 3,2 x 17 x (95-(-28)) x 1,10=88,3мм

Методы компенсации трубопроводных систем теплоснабжения

Любая трубопроводная система в той или иной степени подвержена температурным воздействиям, перепадам давления и различного рода вибрациям, вследствие чего неизбежны деформации трубопровода. В одних случаях деформации незначительные и никаким образом не влияют на устойчивость и долговечность системы. В других случаях, деформации могут повлечь за собой разрушение трубопроводной системы.Для компенсации деформаций трубопроводов, вызванных перепадом давления или изменением температуры, применяются различные виды компенсаторов, среди которых стоит выделить основные: П-образные, линзовые, сальниковые и сильфонные (волнистые) компенсаторы. Рассмотрим данные виды компенсаторов более подробно.

Читать далее

Расчет необходимого сильфонного компенсатора

Расчет необходимого сильфонного компенсатора
Сильфонные компенсаторы должны устанавливаться только на прямолиней­ных участках трубопроводов, ограниченных неподвижными опорами. Между неподвижными опорами допускается размещать только один компенсатор. Расстояние от торца патрубка компенсатора до опоры должно быть не более 1,5 Ду.

Читать далее

Коррозия сильфонных компенсаторов

Коррозия — нежелательное химическое и электрохимическое разрушение металла, из которого изготовлен сильфонный компенсатор.

Коррозионностойкость нержавеющей стали зависит от сплава металла и оксидной пленки на его поверхности. Некоторые виды рабочей среды способны разрушать эту пленку и таким образом создавать предпосылки для образования коррозии. Такие типы коррозии, как коррозия, вызванная напряжением на металл, называются межкристаллитная и контактная коррозия, коррозионная усталость могут проявиться достаточно быстро и нанести ущерб конструкции сильфонного компенсатора.

Сильфоны, а иногда и иные детали сильфонных компенсаторов, конструируются и производятся из коррозионностойких материалов, способных противостоять коррозионной среде.

Компенсатор сильфонный подвергаются следующим видам коррозии:

Читать далее

О нас Каталог Прайсы Новости Контакты