На главную Обратная связь Карта сайта

Статьи по теплоизоляции

Обоснование уровня давления при летних гидравлических испытаниях теплопроводов
Журнальчик "Анонсы теплоснабжения", № 6 (10) июнь 2001, С. 22 – 27,
Ионин А.А. – доктор МГСУ (МИСИ), Фридман Я.Х. – старший научный сотрудник НПК “Вектор”
В данной статье создатели попробовали довести некие суждения связанные с выбором величины давления при проведении летних гидравлических испытаний. Нам представляется что величина давления обязана зависеть от величины номинального поперечника, марки стали, толщины стены и скорости коррозии.
Освещение вопросца и постановка задачки По «Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» и [1] тесты теплопроводов проводятся на пробное давление, малое значение которого составляет 1,25 от рабочего. Основное количество теплопроводов смонтировано из труб, рассчитанных на условное давление в 1,6 МПа. Следовательно, давление гидравлических испытаний обязано быть 2,0 МПа. В текущее время теплопроводы прессуют на завышенное давление в 2,4 – 2,6 МПа. Такое увеличение разъясняется рвением довести коррозионные повреждения до разрушения в период гидравлических испытаний с тем, чтоб избежать разрывов и раскрытия труб в течение отопительного сезона и понизить тем число отказов системы теплоснабжения в зимний период. Отменно, обоснование увеличения испытательного давления разумно, но, следует узнать влияние завышенных давлений на прочностные свойства труб и на течение коррозионных действий. Трубы на заводах изготовителях испытывают на пробное давление величиной в 1,5 раза больше условного (2,4 МПа). Для новейших труб испытательное давление является разрешающим для применение в тепловых сетях. Это давление включает запас по толщине, учитывающий понижение свойства труб в процессе эксплуатации.
С иной стороны коррозионные повреждения и повреждения сварных швов случайным образом размещаются по длине труб. Поиск таковых повреждений следует вести направленно, выявляя зоны активных коррозионных действий методом скопления и анализа адресной статистики повреждений, привлекая приборные методы контроля состояния теплопроводов.
Для тепловых сетей в большей степени используют железные прямошовные, спиральношовные, электросварные и бесшовные трубы, изготавливаемые из углеродистой стали на условное давление р
= 1,6 МПа и температуру воды до 200
С, имеющие последующие прочностные свойства, таблица 2:
Таблица 1.
Разглядим три вида железных труб, из всего спектра поперечников теплопроводов:
219 х 6; 530 х 8; 1220 х 11.
Рассчитаем напряжения в теле трубы при опрессовочных давлений равных соответственно 1,6 МПа; 2,0 МПа; 2,4 МПа, по формуле:
(1), где:
р – внутреннее давление воды в теплопроводе, МПа;
Dвн – внутренний поперечник теплопровода, мм;
j - коэффициент ослабления сварного шва, примем j = 0,9;
s – толщина стены теплопровода (малая), мм.
Результаты расчета сведены в таблицу 2.
Таблица 2. Напряжения в теле трубы, возникающие при разных опрессовочных давлениях.
С повышением поперечника тело трубы подвергается существенно огромным напряжениям, это разъясняется тем, что повышение поперечника существенно опережает изменение толщины стены.
Следовательно, при опрессовке тепловых сетей на давлении 2,4 МПа напряжение у труб огромных поперечников будут близки к максимально допустимым значениям. При уменьшении толщины стены трубы в итоге коррозии напряжения затмят допустимые.
Результаты представлены в таблице 3.
Таб. 3. Толщина стены трубы на пределе текучести сплава:
Следует отметить, что при указанных толщинах и наименее в стене трубы появляются пластические деформации. На поверхности сплава могут образовываться локальные коррозионные разрушения, в местах локальной их концентрации при действии на сплав растягивающих напряжений возможны появления трещин и коррозионной вялости. Таковым образом, с позиций долговечности металлической трубы создание значимых напряжений в ее теле в зоне протекающих активных коррозионных действий очень не лучше.
Отказы на тепловых сетях на сто процентов устранить нельзя, ибо постоянно остается, хотя и малая, но измеримая возможность совпадения неблагоприятных действий на теплопровод с зонами его ослабления с следующим разрушением конструкции. В итоге улучшения контроля состояния тепловых сетей можно ждать уменьшения частоты отказов, но нельзя избежать их на сто процентов. Ужесточение характеристик опрессовки теплопроводов ориентировано на то, чтоб назревающие коррозионные повреждения трубы открылись в период летних гидравлических испытаний, тем могли быть предотвращены отказы теплопроводов в зимний период. Таковым образом, для отыскания отдельных коррозионно покоробленных мест и приводят в завышенное напряженное состояние все трубы сети. При всем этом напряжение во почти всех участках тепловой сети попадает в зону текучести сплава, в нем происходят пластические деформации, меняется структура, что понижает прочностные характеристики и уменьшает коррозионную стойкость трубы, т.е. завышенные давления опрессовки могут понизить качество целых участков теплосети.
Статистика отказов при проведении опрессовок Интенсивность отказов трубопроводов характеризуется удельной величиной количества отказов на 1 км трубопровода за год, именуемой параметром потока отказов w [1/(км
.
год)]. Его определяют методом статистического анализа отказов, наблюдавшихся на трубах. Параметр потока отказов зависит от вида повреждений, продолжительности эксплуатации, свойства обслуживания и проводимых ремонтов, от температурного режима теплопроводов и температуры внешнего воздуха. По наблюдаемой нами статистике при низких внешних температурах общее число отказов растет, при чем число отказов на подающей полосы в больше, чем на обратной.
- повреждения сальниковых компенсаторов – 4,8%;
- повреждения задвижек – 7,2%
Толика повреждений на подающей трубе составляет приблизительно – 70% от общего количества.
С течением времени трубопроводы стареют и параметр потока отказов растет приблизительно на величину 0,021 [1/(км
.
год)] в год.
На основании анализа отказов на тепловых сетях Москвы за 1974 – 77 и 79 – 81 годы в МИСИ было получено расчетное значение w = 0,05 [1/(км
.
год)]. При учете всех повреждений на сетях приведено последующее значение параметра потока отказов за 1968 – 71 гг. w = 0,12 – 0,15 [1/(км
.
год)] [3].
Расхождение значений характеристик потока отказов приблизительно в 2,5 раза разъясняется тем, что для расчета надежности в МИСИ учитывались лишь те отказы, которые во-1-х, требовали немедленного отключения участка сети из работы, во-2-х, при эксплуатации этих участков, не было грубых нарушений, как к примеру, наполнение водой каналов, заиливание каналов либо отсутствие дренажа.
В 1993 – 94 годах были рассмотрены повреждения, имевшие место во время летних испытаний, и отказы, происшедшие опосля испытаний в течение отопительных периодов. Главные сведения о предприятиях МГП Мостеплоэнерго и повреждениях во время гидравлических испытаний сведены в таблицу 4.
Таблица 4. Количество повреждений на трубопроводах при гидравлических испытаниях
Толика повреждений на подающей трубе – 69,9 %.
Летние гидравлические тесты осуществляют по такому режиму. Испытываемую сеть ставят под давление, которое равномерно наращивают до первого повреждения. Давление повреждения фиксируют, покоробленный участок выключают, чинят и вновь включают в режим испытаний. Давление поднимают и оно вновь возрастает до последующего отказа. Такую функцию повторяют до 2,6 МПа (26 ати). Следовательно, не покоробленные участки не один раз подвергают перегрузкам, что естественно ослабляет прочностные свойства трубы. При больших давлениях появляются пластические деформации в стене трубы, нарушается структура сплава и сплошная коррозия может перейти в язвенную, что повысит возможность отказов во время отопительного сезона.
Разглядим связь меж количеством повреждений и давлением опрессовки при котором вышло разрушение трубы (раскрытие участка трубы, покоробленного коррозией). Используем данные опрессовок тепловых сетей Компаний № 1 и № 2 в 1993 году. Результаты из эксплуатационных журналов и их обработку сведем в таблицу 5.
Таблица 5. Данные опрессовок тепловых сетей Компаний № 1 и № 2 в 1993 г.
Ниже по приведенным данным построена зависимость количества повреждений (в % от общего числа) от опрессовочных давлений при гидравлических испытаниях.
Из рассмотрения приобретенных эмпирических законов распределения давлений при коррозионных повреждениях и недостатках сварных швов во время гидравлических испытаний следует, что значимая часть повреждений вскрывается при давлении опрессовки в 2,0 МПа и ниже. Для компании № 1 – 44,4 %, а для № 2 – 71,8 %. Но, крупная толика повреждений приходится на высочайшие давления – от 2,0 до 2,6 МПа.
Высочайшие давления опрессовки созданы для того, чтоб уменьшить число аварийных отказов в следующем опосля опрессовки отопительном сезоне. Разглядим статистику отказов Компаний «Мостеплоэнерго» при эксплуатации за 1993, 1994 и 1995 годы. Ниже в таблице 6 приведены отказы на тепловых сетях по компаниям в период эксплуатации, по годам и рассчитанные значения частот отказов.
Таблица 6. Статистика отказов на при эксплуатации трубопроводов на Предприятиях «Мостеплоэнерго» за 1993, 1994, 1995 гг.
Из таблицы 6 видно, что интенсивность отказов в период эксплуатации статистически сравнима с частотой отказов при опрессовках (таб.5).
Коррозионные процессы Разглядим возможность разрушения утонненной коррозией стены трубы в течение отопительного периода в зависимости от величины испытательного давления. Определим предельную минимальную толщину стены, считая, что напряжение в ней равно временному сопротивлению на разрыв. Такое состояние можно представить, предполагая равномерное утонение стены трубы в итоге протекания процесса равномерной коррозии либо средоточие неравномерной коррозии в определенной зоне поверхности трубы. В крайнем случае действительное напряженное состояние тела трубы будет описано приближенно. Временное сопротивление стены трубопровода примем равным s
= 400 МПа, поперечник трубы – 530 х 8, а коэффициент ослабления сварного шва j = 0,9. Рабочее давление в трубопроводе в течение отопительного сезона будет считать равным р
раб.
= 1,2 МПа. Малая толщина стены равна 0,88 мм. На рис.2 показана динамика конфигурации толщины стены в течении отопительного сезона. В процессе коррозионного утонения стены трубы в течение отопительного сезона, когда в трубопроводе поддерживается внутреннее давление 1,2 МПа, поперечные растягивающие напряжения в теле трубы растут. Когда размеры стены достигнут малой величины, напряжения станут равными временному сопротивлению, то покажется трещина в сплаве в направлении совпадающем с осью трубы в зоне меньшей толщины стены. С тем, чтоб этого не вышло, нужно сопоставить скорость коррозии с продолжительностью отопительного сезона. Нормальную скорость коррозии теплопроводов традиционно считают равной 0,02 мм/год. Наибольшая коррозия почти всегда не превосходит 1 мм/год. Средняя величина традиционно находится в районе V=0,5 мм/год. Примем среднюю величину. Время от гидравлических испытаний (1-ое сентября) до конца отопительного периода примем в 231 день либо 0,63 года, что типично для районов центральной Рф. (1 октября до 15 мая). Тогда средняя глубина проникания коррозии в тело трубы за отопительный сезон (t=0,63года) будет равна
.
t= 0,5 х 0,63 = 0,315 (мм). Будем считать, что при летних гидравлических испытаниях труба выдержала испытательное давление на пределе и напряжение в стене приблизилось к временному сопротивлению. Пробное давление примем равным р
= 1,25 х 1,6 = 2 МПа. Пробному давлению будет соответствовать толщина стены трубы в 1,47 мм (на грани разрушения). Она ограничивает зону разрушения трубопровода при испытаниях (см. рис2). Ежели оставшаяся толщина стены больше 1,47 мм, труба выдержит тесты. В рассматриваемом предельном случае толщина стены равна 1,47 мм, а испытательное давление равно 2 МПа. Стена проходит тесты на пределе. Опосля испытаний давление понижают до рабочего в 1,2 МПа. Начинается период эксплуатации. К концу отопительного сезона толщина стены миниатюризируется до 1,47 - 0,315 = 1,155 (мм), что больше малой толщины в 0,88 мм. Аварийного отказа не произойдет. Разрушение стены (не аварийное) произойдет при гидравлических испытаниях (опосля отопительного сезона), когда давление подымут с 1,2 до 2 МПа. Следовательно, при опрессовке теплопроводов на 2 МПа для предельной толщины стены трубы ее разрушения в следующий отопительный сезон не произойдет.
Ежели опрессовку создавать при давлении 2,4 МПа, тогда предельная толщина будет равна 1,76 мм и ежели испытуемая труба будет иметь также 1,76 мм тогда ее разрыв не произойдет. Не произойдет разрушения и в отопительный сезон, т.к. 1,76 – 0,315 = 1,445 (мм). Труба разрушится при последующих гидравлических испытаниях также опосля отопительного сезона, т.к. толщина ее стены станет равной 1,76 – 0,5 = 1,26 (мм).
Ежели толщина стены трубы будет от 1,47 до 1,76 мм, тогда давление 2,4 МПа будет разрушительным для трубы, а при давлении в 2 МПа труба не разрушится и прослужит очередной отопительный сезон. Результаты проведенных расчетов отображены на рис. 2. Разница в предельных толщинах стены при разных давлениях составляет 1,47 – 0,88 = 0,59 (мм), а глубина проникания коррозии 0,5 – 0,63 = 0,315 (мм), что гарантирует неразрушение трубы в течение года при рабочем давлении.
Графики-номограммы для определения давления опрессовок Ниже мы хотим предложить методику определения опрессовочного давления в зависимости от поперечника тубы, марки стали, толщины стены и скорости коррозии. В методике были рассмотрены режимы давлений, проникания коррозии и конфигурации толщины стены для соответствующего случаев труб 219 х 6, 530 х 8 и трубы 1220 х 11 мм.
На рис 3. представлены полосы равных напряжений – изострессы (предлагаемый термин: изос - равный; стресс – напряжение (греч.)). Эти полосы построены как раздельно для каждого номинального поперечника, так и для каждой марки стали в координатах:
испытательное давление – толщина стены.
= 0,63 мм/год). Откладывая соответственно от точек (A
,.A
,.A
, B
, B
которые соответствуют давлению разрушения при опрессовках.
К примеру для трубы теплопровода из Ст.2 и соответственных остаточных толщин стен (1мм, 1,1мм и 1.2 мм) получаем последующие давления опрессовок:
= 15,8 ати
= 11,3 ати
Давление имеет очевидно выраженную тенденцию к уменьшению при увеличении поперечника.
На рис. 4,5 показана структурная схема, и порядок действий, позволяющий определять испытательное давление при опрессовках по:
Предлагается последующая последовательность действий.
Действие № 1: На рис. 4 на оси ОV выбирается соответственная скорость коррозии (мм/год) и из начала координат (точка О
рис. 4) соединяется с данной точкой, при всем этом тангенс угла с вертикальной осью прямо пропорционален скорости коррозии.
(рис. 5) откладывается исходная толщина стены параллельно направлению определенному в п. 1 проводится ровная до пересечения с опорной прямой А.
Действие № 3: Через полученную точку пересечения проводится вертикальная ровная до пересечения с соответственной изострессой, построенной для соответственного D
и марки стали.
Ордината точки пересечения покажет наибольшее давление опрессовки.
4. Выводы
1. В итоге коррозионного утонения стены трубы растягивающее напряжение при опрессовках в ее теле может достигать пределы текучести, вызывая пластические деформации, ускоряя коррозионные процессы.
2. Из статистического анализа повреждений теплопровода в отопительный период и в период летних гидравлических испытаний следует, что значение частот отказов приблизительно схожи. Это значит, что процесс вскрытия повреждений во время прессовок приводит к сокращению отказов в отопительный период, компенсируется встречным действием активизации коррозии трубопровода.
3. Беря во внимание что в основном труба не подвержена коррозии, а повреждения сконцентрированы локально, не лучше подвергать весь теплопровод ужесточенным испытаниям, а рекомендуется выбирать давления опрессовки в зависимости от поперечника трубопровода.
4. Беря во внимание протекание 2-ух действий: уменьшение толщины стены трубы, обусловленное коррозией, и появление пластических деформаций в теле трубы при больших испытательных давлениях, которые понижают ее прочностные свойства, следует, что при давлении в 2.0 МПа и средней скорости продвижения коррозии (0,5 мм/год) пластические деформации появляются приблизительно через 10 лет службы, а при 2.4 МПа через 8 лет. Это приводит к сокращению времени до разрушения трубы.
5. Проведение летних испытаний на завышенное давление просит аккуратного подхода и лучше располагать хотя бы подготовительными оценками скорости коррозии.
Литература 1. Типовая аннотация по повторяющемуся техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации РД 153-34. 020.522-22 СПО ОРГРЭС М.; 2000
2. Физические величины. Справочник/ под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мелихова, М.; Энергоиздат, 1991. – 1232 с.
3. Н.К. Громов Городские теплофикационные системы, Энергия, 1974 г.
4. РАО ”ЕЭС РОССИИ” Типовая аннотация по повторяющемуся техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации. РД 153-34.0-20. 522-99
Рекомендуем еще поглядеть по теме .
      
Наши филиалы: Санкт-Петербург / Новосибирск / Екатеринбург / Нижний Новгород / Самара / Омск / Москва /