Главная » Книжные издания

1 ... 43 44 45 46 47 48 49 ... 51


Рис. 17.3. Типы опор трубопроводов 1 - трубопровод; 2 - трехсвязпая опора с ограпичеппой реакцией; 3 - трехсвязпая копцевая опора; 4 - двусвязпая шарпирпая опора; 5 - двухсвязная защемленная опора; 6 - двухсвязная опора с ограниченной реакцией

Наиболее экономичная в большинстве случаев балочная прокладка предполагает, как отмечалось, использование изгибной жесткости трубопровода максимального диаметра из всего пучка труб. Этот трубопровод обычно именуется ведущим. Возможность осуществления балочной прокладки определяется следующими условиями: в поперечном сечении пучка труб должна бьггь труба, способная самостоятельно воспринимать усилия в пролете между опорами; сопутствующие трубы должны быть расположены так, чтобы можно бьшо прикрепить их к основной трубе; генеральный план и подземные коммуникации должны позволять установку опор на расстоянии, определяемом несущей способностью ведущей трубы.

Одной из главных задач рационального конструктивного решения трубопроводной системы при балочной прокладке является выбор конфигурации трассы в плане и пространстве. Нри этом трасса должна иметь наименьшую длину, а напряжения в трубопроводе и усилия, передаваемые на опоры от внешних нагрузок и от температурных перемещений, должны быть минимальными. В рационально спроектированной системе усилия, передаваемые трубопроводом на оборудование, не должны превосходить значений, определяемых его техническими данными, а усилия, передаваемые на фундаменты опор, значений, обеспечивающих возможность их выполнения.

Напряжения и усилия, вызванные внешними нагрузками, эффективно регламентируются путем рационально сконструированных и расставленных опор. Усилия от температурных воздействий в значительной степени определяются возможностью системы сопротивляться температурным деформациям. Такая возможность характеризуется степенью жесткости системы. Поэтому один из способов уменьшения усилий и температурных деформаций - создание схемы, состоящей из отдельных участков трубопровода разных направлений и имеющей малую жесткость. Такие системы могут полностью или в большей степени компенсировать температурные удлинения, не передавая при этом значительных усилий на опоры. Однако при проектировании трасс большой протяженности, насыщенных технологическим оборудованием, создать полностью самокомпенсирующуюся схему сложно. В большинстве случаев этому препятствуют условия генерального плана, что имеет особое значение при прокладке трасс по заводским территориям, и дополнительные затраты, связанные с увеличением длины трассы.

Если невозможно создать схемы, имеющие низкую жесткость и компенсирующие температурные удлинения, то одним из способов уменьшения усилий может быть искусственное понижение жесткости систем введением гибких или подвиж-



ных соединений отдельных участков трубопровода. Такими соединениями служат компенсаторы - устройства, снижающие общую жесткость системы и воспринимающие ее деформапий вследствие изменения своей длины или за счет поворота. В некоторых случаях в самокомпенсирующих системах дополнительно следует устанавливать компенсаторы для уменьшения усилий на опорах или в примыкающем оборудовании. В пелом установка компенсаторов рекомендуется в следующих случаях:

когда по условиям генерального плана невозможно скомпоновать систему с достаточно низким показателем жесткости;

когда расчет системы на самокомпенсапию показал наличие чрезмерно больших усилий на опорах и напряжений в трубопроводе;

если применение системы с компенсаторами эффективно экономически;

при реконструкпии или изменении схемы действующих систем.

В зависимости от выбранной схемы, а также от количества компенсаторов и мест их установки трубопроводные системы могут обладать разной жесткостью. По степени жесткости их можно классифипировать следующим образом.

Гибкие - системы с весьма низкой жесткостью, способные самостоятельно полностью компенсировать температурные удлинения в результате изгиба и поворота. Температурные напряжения здесь могут бьггь уменьшены только рапиональной расстановкой опор, уменьшением их жесткости, сокращением ограничений на конпевых и промежуточных опорах. Такие системы не требуют дополнительного снижения жесткости путем установки компенсаторов.

Шарнирные - системы, в которые уменьшение температурных напряжений достигается установкой компенсаторов, работающих на изгиб.

Продольно-подвижные - системы, в которых температурные удлинения полностью воспринимаются компенсаторами, способными изменять свою длину по направлению перемещения трубопровода. Неподвижные опоры в таких системах и примыкающее оборудование воспринимают лишь усилия распора компенсатора.

Из трубопроводных систем, работающих при низком давлении, наиболее распространены гибкие и продольно-подвижные. Насыщенность близко расположенного оборудования, простые конструкпии компенсаторов низкого давления создают благоприятные условия для их применения. Продольно-подвижные системы широко применяют также при реконструкпии и удлинении трубопроводных систем.

В некоторых случаях весьма эффективно применение схем с шарнирными устройствами - шарнирными компенсаторами. Преимущество таких компенсаторов -малая величина усилий, передаваемых на неподвижные опоры. Усилия, вызываемые распором от внутреннего давления, полностью воспринимаются соединительными связями. Компенсирующая способность системы в этом случае зависит от допустимого угла раскрытия линзы компенсатора. Однако схемы трубопроводов с шарнирными компенсаторами пока не нашли широкого применения в системах промышленных трубопроводов большого диаметра. В значительной степени это объясняется пространственной конфигурапией систем, что требует большого количества шарниров и значительно усложняет их установку.

Компоновочную схему трассы выбирают, исходя из следующих положений. Места изменения направлений трассы рапионально использовать для самокомпен-сапии. Прямолинейные участки разбивают неподвижными опорами на температурные блоки, длину которых io определяют, исходя из компенсирующей способности установленных компенсаторов по табл. 17.2 с учетом количества волн п. Ус-



ловный перепад температуры здесь принят = 100°С. При ином перепаде температуры А?1 максимальные расстояния между концевыми опорами определяются умножением данных табл. 17.2 на коэффициент K=Kti/Kt. Длина температурного блока определяется по формуле

L = L,K.

Таблица 17.2. Максимальные расстояния между неподвижными опорами на прямолинейных участках трубопровода

Диаметр трубы, мм

Расстояние,

м, при количестве волн компенсаторов

при толщине стенки компенсатора, мм

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

2020

2220

2420

2520

2620

2820

3020

3220

3520

Внутри температурного блока устанавливают промежуточные опоры, расстояние между которыми определяется несущей способностью ведущего трубопровода, нагрузкой, типом опор и их способностью обеспечить восприятие температурных перемещений. Па рис. 17.4 приведены примеры компоновочных схем разных трасс. В общем случае расстояние между неподвижными опорами может определяться по формуле:

~ аЛ?

где Х - полезная компенсирующая способность одной волны дискового компенсатора (см.п. 17.3.4) см; п - число волн компенсатора; А? - расчетный температурный перепад; а - коэффициент линейного расширения материала ведущего трубопровода.

В зависимости от компоновки поперечного сечения трубопроводных систем могут выбираться различные варианты их построения. Па рис. 17.5 показаны поперечные сечения характерных типов, к которым может бьггь сведено большинство встречающихся в практике поперечных сечений трубопроводных систем.



i 1 (\

г

а

д

, 1

4 12

а

а

4 1(

4 1

г

J 1

9, 1

2 1

2 5 1



ttH- -

4#-1-Й-

Рис.17.4. Компоновочные схемы трасс 1 - плоская опора; 2 - неподвижная опора: 3 - скользящая опора; 4 - маятниковая опора;

5 - компенсатор

4- 4-

Рис.17.5. Типы (I-VI) поперечных сечений трубопроводных систем

Тип I. При благоприятных условиях генерального плана система решается способом балочной прокладки с установкой компенсаторов на прямолинейных участках (рис. 17.6). Компенсаторы располагают, как правило, между двумя близко расположенными промежуточными плоскими опорами. Допускается установка компенсатора по оси пространственной опоры. При этом опирание трубопровода на одну ветвь должно бьггь неподвижным, а на другую - подвиж-



ным. Расстояние между промежуточными опорами определяется несущей способностью ведущего трубопровода. Если этот пролет оказывается недопустимым для второй трубы, то применяют дополнительные подвески. Верхний ряд технологических трубопроводов опирается на систему кронштейнов, прикрепленных к ведущему трубопроводу. Опирание труб на кронштейны может бьггь подвижным (скользящим или на катках) или неподвижным.

Ось компенсатора 7 / 3


Рис. 17.6. Конструктивная схема нри нонеречном сечении тин / 1 - сонугствующие трубопроводы; 2 - трубопровод верхнего яруса (ведущий); 3 - трубопровод нижнего яруса; 4 - плоские опоры сопугствующих трубопроводов; 5 - неподвижная опора сопуг-ствующих трубопроводов; 6, 7 - соответственно неподвижная и промежуточные опоры системы

Тип П. Система решается также по балочной схеме с устройством дополнительных опор для трубопроводов нижнего яруса. Эти опоры выполняют в виде плоских качающихся рам при одном ярусе труб и пространственных или плоских закрепленных рам при числе ярусов более одного (рис. 17.7). В связи с возможностью односторонней перегрузки рам их вертикальные элементы выполняют жесткими.

Ось компенсатора

- г

i---

-

1

L 6 \Л

1-1 е

Рис. 17.7. Конструктивная схема при поперечном сечении тип 1,7, 8- сонугствующие трубопроводы; 2 - ведупщй трубопровод; 3 - неподвижная плоская подвеска; 4, 5 - соответственно промежугочные и неподвижные опоры системы; 6 - подвеска в виде рамы



Тип III. Здесь следует различать два случая: все трубы эксплуатируются только одповремеппо и имеют одинаковый температурный режим; трубы могут эксплуатироваться неодновременно или иметь разные температурные режимы. В первом случае система решается аналогично поперечному сечению типа I. Во втором случае такое решение может привести к перекосам, закручивающим промежуточные опоры. Во избежание этого можно рекомендовать несколько решений. Первое - постановка по всей трассе пространственных опор с подвижным опиранием труб. Такая схема в связи со значительными горизонтальными нагрузками от трения приводит к утяжелению опор и фундаментов. Второе - использование одной трубы для закрепления ее за промежуточные плоские опоры. Остальные трубы подвешивают к спепиальной надстройке (рис. 17.8) либо опирают через подвижные опорные части. При прокладке двух труб можно принять схему, показанную на рис. 17.8. Одна труба используется для закрепления ветвей опор, вторая опирается подвижно.

Ось компенсатора


e-yfr-y-x-H л -L-

2-2 вариант I

2-2 вариант II


Рис. 17.8. Конструктивная схема при поперечном сечении тип / 1 - трубопровод-распорка; 2 - подкос; 3, 4 - соответственно промежуточные и неподвижная опоры; а - при осевом положении ведущей трубы; б - при боковом положении



Тип JF отличается от типа III наличием второго яруса труб большого диаметра. Системы с одинаковыми температурными режимами всех труб встречаются редко. Поэтому по всей трассе целесообразно применение пространственных опор с подвижным опиранием труб. Возможно также аналогичное принятому решение для типа III с подвесками.

Тип V. Поперечное сечение с большим числом труб небольшого диаметра предполагает применение эстакадной прокладки с устройством специальных пролетных строений и подвижных опирании труб.

Тип VI. Конструктивная сложность закрепления всех сопутствующих трубопроводов к основной трубе вызывает необходимость устройства пролетных строений с расположением по их верху трубопроводов большого диаметра.

Тип VII. Небольшие диаметры трубопроводов предполагают устройство облегченных пролетных строений, основным назначением которых является ограничение прогибов для создания непрерывного одностороннего уклона.

Технологические сопутствующие трубопроводы создают значительные нагрузки на систему, величина которых зависит от взаимного расположения основных опор, опор сопутствующих трубопроводов и компенсаторов. Поэтому, рационально располагая эти элементы систем, можно в достаточно широком диапазоне изменять нагрузки на опоры.

17.1.3. Материалы конструкций. Выбор марки стали для трубопроводов осуществляют в зависимости от района строительства и внутреннего давления газовой среды. Трубопроводы, как правило, изготовляют из малоуглеродистой стали по ГОСТ 27772-88*; для трубопроводов с внутренним давлением до 100 кНа применяют сталь марки ВСтЗпсб, а более 100 кНа - сталь марок ВСтЗспЗ и ВСтЗГпсЗ. Стали повышенной прочности типа 09Г2С, 14Г2, 14Г2АФ, 15Г2АФДпс целесообразно использовать только при технико-экономическом обосновании. Весьма эффективно применение для трубопроводов, работающих в корродирующей атмосферной среде металлургических предприятий, стали марки ЮХНДП, стойкой против атмосферных воздействий.

Выбор марки стали конструкций трубопроводных систем при их температуре до 200°С следует производить по рекомендациям СНиП 11-23-81* в соответствии с их классификацией по табл. 17.3.

Таблица 17.3. Рекомендуемые марки стали по СНиП 11-23-81*

Наименование конструкций

Группа ПО табл.50* СНиП 11-28-81*

Газовоздухонроводы с давлением 70 кПа и выше

То же с давлением 20-70 кПа

То же с давлением до 20 кПа и воздухопроводы с давлением 10-20 кПа

Воздухопроводы с давлением до 10 кПа

Опоры трубопроводных систем высотой более 15 м

То же ДО 15 м

Пролетные строения эстакад

Связи, обслуживающие площадки, лестницы

Кольцевые ребра жесткости, заглушки

Особое внимание следует уделить выбору материала для трубопроводов, работающих под воздействием температуры более 200°С.

Не все стали ведут себя одинаково при повышенных температурах, однако общим для них является падение механических характеристик за пределом температуры 150°С. Начиная с этой температуры, значение предела текучести начинает



снижаться. Для малоуглеродистых сталей нри этом характерно некоторое новыше-ние предела прочности с достижением максимума при 200-300°С и резким снижением его при дальнейшем повышении температуры. Поэтому для трубопроводов, эксплуатапия которых возможна при высоких температурах, марка стали должна выбираться с учетом этих условий.

6x1990 = 11940


Рис.17.9. Монтажная марка трубопровода

17.2. Конструктивные решения

17.2.1. Трубопроводы в зависимости от требуемых диаметров и толщины стенок, могут быть выполнены как из готовых (катаных или сварных) труб заводского изготовления, так и из труб, свальпованных из отдельных обечаек. Рекомендуемая минимальная толщина стенки газопровода 5 мм, вентиляпионных воздуховодов -3 мм. При надежной защите от коррозии толщина стенки газопроводов может бьггь уменьшена до 4 мм, а для приточных вентиляпионных воздуховодов - до 2 мм. Газовоздуховоды диаметром до 1620 мм, изготовляют из пельносварных труб. Применение электросварных труб со спиральным швом не допускается.

Царги труб диаметром 630 - 820 мм рекомендуется изготовлять из одного листа длиной 6000 мм с одним продольным швом, а парги труб диаметром 2020 -3500 мм - из двух листов с двумя продольными швами (рис. 17.9). Обечайки криволинейных частей трубопроводов вырезают из пельно-сварной или ранее свальпо-ванной и сваренной трубы (рис. 17.10) независимо от расположения ее швов.

Стыковые швы труб следует выполнять равнопрочными основному металлу и обеспечивающими плотность соединений. Максимальную длину отправочной марки трубопровода принимают, исходя из условий транспортировки и длины платформы (не более 11,8 м).

Собирают трубопроводы с помощью полубандажей, заранее приваренных на заводе к концам отправочных марок (рис. 17.11). Это позволяет контролировать и устранять неточности изготовления конструкций, разбивки опор. При устройстве стыков на криволинейных участках, при наличии патрубков и в других случаях, требующих пространственной рихтовки участков газовоздухопровода, верхний полубандаж следует приваривать только на монтаже к обеим отправочным маркам. Бандажи приваривают угловыми


Рис. 17.10. Раскрой угловых элементов труб


Рис.17.11. Монтажный стык трубопровода 1 - трубопровод; 2 - полубандаж



швами снаружи и изнутри. Толщина бандажа и высота углового шва принимаются равными толщине стенки трубы. В трубах малого диаметра (до 800 мм) в особых случаях, допускается приваривать бандажи только снаружи. При этом толщина бандажа и высота углового шва должны приниматься равными 1,2 толщины стенки.

Монтажные стыки трубопроводов располагают, как правило, в местах наименьших усилий, возможно ближе к опорам и с учетом требований монтажа.

Геометрические размеры сварных колен назначают, исходя из минимальной ширины детали Х>200мм (рис. 17.10) и размещения бандажа на конце колена. Радиус кривизны сварного колена принимают не менее диаметра трубопровода. В трубопроводах диаметром менее 1220 мм для обеспечения ширины детали К>200 мм радиус изгиба оси обычно больше диаметра трубы.

Если возможно образование конденсата, газовоздухопроводы выполняют с уклоном. Удаляют конденсат через водоотводчики, расстояние между которыми, как и величину уклона, определяют в зависимости от конкретных условий прокладки. Для обеспечения неизменяемости контура поперечного кольцевого сечения трубопровода по его длине над опорами и в местах приложения сосредоточенных нагрузок устанавливают кольцевые ребра жесткости (шпангоуты), которые приваривают на заводе металлоконструкций сплошным угловым швом с обеих сторон. Исключение составляют трубопроводы, которые с учетом размеров ребер превышают габарит перевозки.

Трубопроводы наружным диаметром более 3250 мм нельзя транспортировать по железной дороге, а при диаметре до 3600 мм они становятся негабаритными. Пегабарит-ные трубопроводы диаметром более 3600 мм можно отправлять в виде рулонной заготовки с последующим разворотом ее при монтаже и заваркой продольного шва. Колена таких труб изготовляют по схеме (рис. 17.10) после разворота и сварки рулона. Па заводе-изготовителе рулонную заготовку предварительно размечают. Па рис. 17.12 показаны наиболее часто встречающиеся пересечения и переходы трубопроводов.

17.2.2. Технологическое оборудование. Трубопроводные системы снабжены большим количеством технологического оборудования, предназначенного для измерения и регулирования параметров газовой среды - температуры, давления, влажности и др., а также для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации (задвижки, измерительные диафрагмы, дроссельные клапаны, трубы Вентури, компенсаторы и т.п.). Расстановка технологического оборудования определяется эксплуатационными требованиями к трубопроводной системе и Рис.17.12. Пересечения и переходы трубопроводов

должна быть увязана с общи- РУ: одного диаметра под прямым углом; б - трубы разных диаметров под прямым углом; в - переход ми конструктивными реше- ,руб разньк диаметров; г - тройник; а - примыкание ПИЯМИ. урлом; 1 - рекомендуемый угол а = 10°




4 5

J< X

< л

Т> X с X

< i

< X

300-500

Технологическое оборудование соединяют с трубопроводами с помощь фланпев и бандажей (рис. 17.13) или приваркой встык. Фланцы прикрепляют к газовоздухопроводам двумя угловыми швами. В местах установки оборудования, присоединяемого на фланцах, предусматривают дополнительные монтажные стыки на бандажах на расстоянии 300 - 500 мм от фланца. Участки патрубков длиной 300 - 500 мм изготовляют на заводе металлоконструкций с незаваренным продольным швом. При монтаже незамкнутый патрубок вставляют во фланец, выверяют и приваривают к нему. После этого заваривают продольный шов патрубка и стык на полубандажах. Для смены технологического оборудования на газовоздухопроводе устанавливают упоры для домкратов, с помощью которых газовоздухопровод разжимают (рис. 17.14).

Рис.17.13. Установка технологического оборудования 1 - оборудование; 2 - трубопровод; 3 - ответный фланец; 4 - патрубок; 5 - полубандаж

Ось домкрата

1 - \

1-1


. :\

II :

: II

II :

: II

II ;

; II

80

и I U

5030

~ Ось домкрата

Рис.17.14. Установка разжимных домкратов 1 - домкрат; 2 - упоры; 3 - оборудование; 4 - распределительные ребра

Падежное отключение газа обеспечивается полным перекрытием сечения газопровода металлическим листом - заглушкой, что гарантирует от проникания газа в отключенный участок газопровода. Такие заглушки могут бьггь постоянными и временными. Постоянные устанавливают на концах труб, если известно, что к этому концу в дальнейшем присоединении труб не будет. Временные устанавливают с целью отсечения участков газовоздухопроводов для их ревизии, пропарки, ремонта и испытания, а также в местах предполагаемого перспективного удлинения (рис. 17.15).

Размеры временных заглушек и соединительных элементов для трубопроводов с внутренним давлением до 20 кПа приведены в табл. 17.4.

Таблица 17.4. Размеры заглушек и соединительных элементов (при давлении до 20 кПа)

Диаметр трубы, мм

Заглушки

Болты

Размер ребер, мм

диаметр

количество

120x8

1070

120x8

1020

1140

1180

1270

120x8



1 ... 43 44 45 46 47 48 49 ... 51