Главная » Книжные издания

1 ... 46 47 48 49 50 51


Рис.17.31 и. Графики для подбора сечепия опорного ребра А - несущая способность опорного ребра; D - диаметр оболочки



X, кН

600 700


Рис.17.31 к. Графики для подбора сечепия опорного ребра - несущая способность опорного ребра; D - диаметр оболочки



Под максимальной компенсирующей способностью (осадкой) компенсатора понимают двустороннее изменение его длины, допустимое по условиям прочности компенсатора (под действием сжимающих или растягивающих сил) по сравнению с его длиной в ненапряженном состоянии. Компенсирующая способность одной волны линзового компенсатора определяется по формуле

Х = 0,075-1, см

Et

где Ry - расчетное сопротивление материала. Па; Е - модуль упругости. Па; D -диаметр трубопровода, см; t - толщина стенки компенсатора, см; - коэффициент, определяемый по табл. 17.9 и зависящий от отношения \\f = D/D, где -диаметр компенсатора.

Таблица 17.9. Данные для расчета дискового компенсатора

D, мм

/)к, мм

Расчетные формулы

1626

0,375

18,05

2,04

1720

0,412

12,17

1,65

820 920 1020

1820 1920 2020

0,444 0,474 0,500

9,75 7,57 6,04

1,39 1Д9 1,05

1-4/2 41п2(/

1-

(/2 1 - Ч/2

1120

2120

0,524

4,92

0,93

-Ч/)(1-ь2ч/) .

1220

2220

0,545

4,09

0,84

1320

2320

0,565

3,44

0,76

1420

2420

0,583

2,92

1520

2520

0,600

2,53

0,64

1620

2620

0,615

0,59

1720

2720

0,635

1,94

0,55

1820

2820

0,643

1,71

0,52

2020

3020

0,687

1,38

0,46

2220

3220

0,688

1,12

0,41

2420

3420

0,706

0,93

0,37

2520

3520

0,714

0,86

0,36

2620

3620

0,722

0,79

0,34

2820

3820

0,737

0,66

0,31

3020

4020

0,750

0,59

0,29

3220

4220

0,762

0,51

0,25

3500

4500

0,778

0,43

0,24

Компенсирующая способность многоволнового компенсатора определяется как сумма компенсирующих способностей всех волн.

Жесткость волны сварного дискового компенсатора (отпор одной волны при изменении ее длины на 1 см) определяется по формуле

Р/= 52,4-

(l-V)Z)

Температурный распор многоволнового компенсатора вычисляется по формуле

п

где у - коэффициент надежности по нагрузке; п - количество волн; А/ = aLAt -наибольшее по условиям работы изменение длины компенсатора по сравнению с его



длиной в ненапряженном состоянии в момент замыкания; L - расстояние между неподвижными опорами на участке, где установлен компенсатор; F - температурный перепад, определяемый: для компенсаторов, устанавливаемых без предварительной растяжки (обжатия), как нормативный технологический или сезонный перепад температур; для компенсаторов, устанавливаемых с предварительной растяжкой (обжатием), по формуле AF = (щах Wn)/2, где и j находятся по СНиП.

Количество волн компенсатора определяется по формуле п = А/Д' с округлением до пелого числа. Здесь X = ЖХ - полезная компенсирующая способность компенсатора, К= 1/2... 1/3.

Значение предварительной растяжки (+) или обжатия (-) компенсатора в зависимости от температуры замыкания должно быть указано в проекте. Значение распора компенсатора от внутреннего давления газовой среды не зависит от числа волн компенсатора и определяется по формуле

где р - расчетное давление газовой среды; со - коэффипиент, зависящий от \/ (находятся по табл. 17.9).

Оптимальным компенсатором минимального суммарного отпора является компенсатор с диаметром D = D + (0,7...0,9) м. В табл. 17.10 приведены расчетные параметры дисковых компенсаторов для трубопроводов с внутренним давлением до 20 кНа, где р^ - усилие давления на диск волны, р^ - давление на заглушку.

Таблица 17.10. Характеристика дисковых компенсаторов (внутреннее давление 20 кНа)

Z)j мм

Компенсирующая способность одной волны Хх, см

Усилие сжатия одной волны Pf, кН

Усилие давления на диск волны

Ръ, кН

Давление

на заглушку Рк, кН

при толщине стенки, мм

1,73

3,38

5,85

14,65

1,88

3,58

6,36

16,21

2,03

3,96

6,85

17,84

10,5

2,18

4,26

7,37

19,33

13,2

1020

2,33

4,55

7,87

20,94

1120

2,48

4,85

8,38

24,48

19,55

1220

2,62

5,13

8,86

24,13

23,22

1320

2,79

5,44

9,62

25,69

1420

2,95

5,75

9,94

27,24

31,5

1520

3,09

6,03

10,42

28,8

35,2

1620

3,24

6,33

10,94

30,41

1720

6,63

11,46

31,85

46,3

1820

3,56

6,96

12,03

33,50

51,9

2020

3,84

7,51

12,97

36,56

63,6

2220

4,18

8,17

14,11

39,69

2420

4,46

8,72

15,07

42,85

91,5

2520

8,98

15,51

44,5

2620

4,75

9,27

16,02

46,1

2820

5,17

10,09

17,43

49,08

3020

5,32

10,39

17,96

52,38

142,5

3220

5,65

11,04

19,07

55,5

3520

6,06

11,84

20,46

60,03

194,3



Расчетное значение отпора сальникового компенсатора при перемещениях трубопровода вычисляют по формуле

Р, = РРп^ ,

где F= nDc - площадь поверхности трения; с - длина сальника; - давление в набивке сальника, определяемое как среднее арифметическое между внутренним давлением газовой среды и усилием затяжки , не превышающим ЗР, т.е. Р^ = 2р; ц - коэффициент трения (т = 0,1 - при нормальной эксплуатации, ц = 0,5 - при нарушении режима эксплуатации: перекосе сальника, обмерзании набивки и т.п.).

17.3.5. Расчет трубопроводных систем на самокомпенсацию. Самокомпенсация достигается выбором для трубопровода такой трассы, при которой температурные удлинения отдельных участков его воспринимаются деформациями изгиба и кручения других участков, составляющих некоторый угол к данному участку. Трубопроводная система при расчете на самокомпенсацию рассматривается как плоская или пространственная статически неопределимая система. В результате расчета определяются усилия в элементах трубопровода и реакции опорных закреплений, являющиеся нагрузками на опоры. Для криволинейных (к = 0,3) участков нефуте-рованных трубопроводов (колен) следует учитывать коэффициенты уменьшения жесткости и увеличения напряжений да определяемые по формулам:

где Х= tl/r-; t - толщина стенки колена, см; г - средний радиус трубы, см; / - радиус изгиба колена, см.рис. 17.32.

Коэффициент учитывают по всей длине криволинейного участка трубопровода (рис. 17.32) между точками А и В. Длина криволинейного участка может бьггь принята /к = ф/, где ф - угол поворота, в рад.

Рис. 17.32. Участок колена нониженной жесткости

17.3.6. Расчетные схемы опор трубопроводных систем принимаются в соответствии с конструктивными решениями узлов их концевых закреплений, исходя из возможных перемещений этих сечений в продольном (вдоль трассы трубопровода) и поперечном направлениях. Вследствие температурных деформаций трубопровода верхние сечения опор испытывают воздействия в продольном направлении, вызывающие перемещения опор.

Как упоминалось ранее, пространственные опоры, представляющие собой четырехгранный составной стержень сквозного сечения, рассматриваются как не-смещаемые стержни, защемленные в основании в двух направлениях. Расчет их выполняется в соответствии с указаниями СНиП П-23-81*, относящимися к расчету решетчатых составных стержней.

Плоские опоры в направлении поперек трассы рассматриваются защемленными в основании и для этого случая принимается аналогичная пространственной опоре схема составного стержня сквозного сечения. Работа плоских опор в продольном направлении находится в непосредственной зависимости от перемещений трубопровода вдоль своей оси и их конструктивное решение существенно влияет на общее напряженно-деформированное состояние системы. В продольном направлении узлы опирания плоской опоры могут быть шарнирными или защемленными. Конструктивно узел опирания плоской опоры на фундамент решается с




помощью плоской опорной плиты и группы анкерных болтов, создающих защемление опоры. В определенных случаях в зависимости от конструктивного оформления узла и геометрических размеров защемление опоры может быть незначительным, что позволяет считать закрепление шарнирным. При конструировании узла опирания на фундамент с помощью пентрирующей прокладки практически исключается возможность защемления и создается полное соответствие шарнирному закреплению.

В верхнем сечении плоская опора, как видно из табл. 17.1 имеет линейную связь, действующую в продольном направлении и отражающую влияние трубопровода на свободу перемещения опоры. По отношению к повороту при конструктивном использовании опорного седла в качестве ригеля опоры это сечение можно рассматривать защемленным. Решение, при котором седло опирается на ригель опоры, допускает поворот сечения и дает возможность считать закрепление шарнирным.

При расчете по деформированной схеме можно предположить свободу перемещения верхнего сечения совместно с трубопроводом независимо от условий закрепления сечения от поворота. Это условие закрепления моделируется ползуном . Так как в опорах жесткость решетки из своей плоскости значительно меньше соответствующей жесткости ветвей, то деформапия плоской опоры вдоль оси трассы с приемлемой точностью описывается уравнениями изгиба ее ветвей, рассматриваемых как изолированные сплошностенчатые стержни.

Очевидно, что при достаточно высоких опорах и относительно небольших перемещениях трубопровода частичное защемление анкерными болтами нижнего коппа при соответствующей жесткости элементов опоры не оказывает существенного влияния на напряженно-деформированное состояние опоры, так как перемещения компенсируются деформативностью опоры. В этих случаях закрепление опоры к фундаменту с помощью опорного листа и анкерных болтов может рассматриваться как шарнирное.

При относительно коротких и жестких опорах и значительных перемещениях трубопровода защемление опорного узла анкерными болтами не может обеспечить достаточной податливости опоры, что требует рассматривать узел в этом случае защемленным. При необходимости обеспечения шарнирного опирания, как отмечалось, возможно конструктивное изменение узла путем устройства опорных пен-трирующих прокладок, приближающих узел к шарнирному.

Критериями для принятия решения по опорному узлу являются погонная жесткость опоры и расчетное перемещение трубопровода. Их количественное соотношение позволяет установить гранипы возможного применения жестких или шарнирных опорных узлов.

Предельное значение смещения 5 верхнего конца стержня, обусловленное соответствующей горизонтальной силой Н, не должно вызывать напряжений в наиболее опасном сечении, превышающих расчетное сопротивление материала, с учетом коэффипиента безопасности. Имея в виду сложность аналитических представлений, целесообразно осуществить поиск значений 5, реализовав его на ЭВМ. Если действительные смещения верхнего сечения от температурных деформаций будут меньше найденного значения 5, то при защемлении нижнего конца стержня наибольшие напряжения будут меньше, чем при шарнирном опирании. В этом случае нет необходимости принятия специальных мер по приближению конструкции опорного узла к шарнирной.

При фактическом смещении больше найденного значения 5, следует отдать предпочтение шарнирному варианту закрепления и решить узел, как указывалось



ранее с устройством центрирующих прокладок. Указанная схема выбора вида опорных закреплений и расчетной схемы распространяется также на маятниковые опоры, которые обычно конструируются в виде сплошностенчатых стержней постоянного сечения.

17.3.7. Определение нагрузок на опоры. Для нахождения вертикальных нагрузок на опоры за основное исходное значение принимают нормативную вертикальную нагрузку на 1 м длины трассы. Горизонтальные нагрузки вдоль трассы трубопровода передаются, как правило, на концевые неподвижные опоры и определяются в зависимости от принятой схемы компоновки трубопроводов, входящих в систему, и характера их опорных закреплений. При решении трубопроводной системы по балочной схеме горизонтальные нагрузки вычисляются прежде всего от усилий, вызванных температурными деформациями ведущего трубопровода. При схеме с компенсаторами эти усилия равны суммарной величине отпора компенсатора и усилию от неуравновешенного давления компенсатора.

При самокомпенсирующей схеме усилия, вызванные температурными деформациями ведущего трубопровода, определяются как реакции концевых опор на его удлинение. Участок трубопровода, ограниченный концевыми опорами, рассчитывают на действие температуры. При этом все опоры, входящие в рассматриваемый участок, принимают конкретной заданной жесткости (податливости), найденной по их геометрическим схемам и предполагаемым сечениям. Такие опоры накладывают на трубопровод упругоподатливые связи, характер которых должен соответствовать выбранному типу опор. Податливость опор определяется методами строительной механики как смещение опоры на уровне оси трубопровода от единичной силы, приложенной на этом же уровне.

При нахождении горизонтальных нагрузок вдоль трассы на опоры трубопроводной системы суммарная нагрузка определяется как разность соответствующих усилий трубопроводов, действующих в противоположные стороны с обеих сторон неподвижной опоры. Меньшая величина, входящая в разность, принимается с коэффициентом ц = 0,8. При равенстве указанных усилий нагрузку на опору принимают равной 0,2 одной из этих величин. Па полное усилие проверяют только элементы, прикрепляющие трубопровод.

Кроме определения нагрузок на опоры от температурных деформаций ведущего трубопровода необходимо учитывать усилия от температурных деформаций сопутствующих трубопроводов. Эти трубопроводы закреплены на ведущем и при их деформациях в системе возникают усилия, которые при расчете опор рассматривают как нагрузки на них. Суммарное усилие от этих деформаций, передающееся в виде нагрузки на неподвижную опору системы, определяют по формуле

Q = P + T,

где Р - нагрузка на опору от неуравновешенного распора компенсаторов сопутствующих трубопроводов; Т - нагрузка на опору от неуравновешенных сил трения в опорах сопутствующих трубопроводов.

Горизонтальные нагрузки поперек трассы передаются на все опоры, имеющие жесткость в направлении действия нагрузки. Они возникают от давления ветра и составляющих усилий от температурных деформаций ведущего трубопровода при самокомпенсирующей схеме.

Ветровую нагрузку вычисляют как реакции от всех трубопроводов, входящих в систему, от действия ветра. Коэффициенты лобового сопротивления принимают в зависимости от расположения труб по данным, приведенным в п. 17.3.1. При этом суммарную ветровую нагрузку определяют по сумме проекций диаметров трубо-



проводов переднего (относительно ветрового потока) ряда на плоскость, перпендикулярную этому потоку.

При прокладке трубопроводов по эстакадам принпип вычисления нагрузок не меняется. Разнипа состоит лишь в том, что горизонтальные нагрузки вдоль трассы воспринимаются системой продольных связей внутри температурного блока.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Казакевич М.И., Любин А.Е. Проектирование металлических конструкций надземных промышленных трубопроводов. - Киев.: Будивельник, 1989.

2. Лессиг Е.Н., Лилеев А.Ф., Соколов А.Г. Листовые металлические конструкции. - М.: Стройиздат, 1970.

3. Лизин В.Т., Пяткин В.А. Проектирование тонкостенных конструкций. - М.: Машиностроение, 1976.

4. Любин А.Е., Сафронков В.Ф. Зависимость предельных прогибов надземных трубопроводов от их уклонов Пром.стр-во. -1968. - № 12.

5. Любин А.Е. О предельном состоянии изгибаемых трубопроводов низкого давления Строит, механика и расчет сооружений. -1972. - № 2.

6. Любин А.Е. Исследование оптимального шага опор трубопроводов Стр-во трубопроводов. - 1972. - № 3.

7. Рекомендации по определению нагрузок на отдельно стоящие опоры и эстакады под трубопроводы ЦНИИСК. - М.: Стройиздат, 1973.



ГЛАВА 18 ДЫМОВЫЕ ТРУБЫ

18.1. Общие СВЕДЕНИЯ

Стальные дымовые трубы - высотные сооружения многих нромыпшенных нреднриятий и объектов энергетики городского хозяйства - возвод5ггся обычно на ограниченных территориях. В связи с этим дымовые трубы, как правило, проектируются свободно стоящими. Дымовые трубы предназначены для отвода в верхние слои атмосферы слабо агрессивных и сухих газов, исключающих возникновение конденсата, приводящего к ускоренной коррозии. Температура отводимых газов колеблется от 50° до 600°. Трубы могут бьггь футерованные и нефутерованные, с гасителями колебаний и без них, с наружной теплоизоляцией и без теплоизоляции, что должно устанавливаться технологическим заданием на проектирование.

Материалом для труб является листовая сталь марки СтЗпс, СтЗсп(С245), а для условий северной климатической зоны - 09Г2С (С345). Высота стальных свободно стоящих труб на практике обычно ограничивается 100 м, в исключительных случаях достигает 120 м. Наиболее распространенная высота свободно стоящих дымовых труб, в частности - труб котельных, колеблется от 30 до 60 м при диаметрах от 1 до 4 м. Нри малых диаметрах и больших высотах стальные трубы рекомендуется проектировать на оттяжках. Свободно стоящие дымовые трубы высотой более 120 м выполняются, как правило, железобетонными, внутри них при необходимости размещаются один или несколько стальных газоотводящих стволов. В данной главе рассматриваются только свободно стоящие дымовые трубы.

18.2. Схемы дымовых труб

Наиболее распространенным решением, является труба цилиндрической формы по всей высоте или цилиндрический ствол в сочетании с конической нижней частью (рис. 18.1). Трубы конической формы по всей высоте проектировать нецелесообразно по условиям изготовления и монтажа. Схема дымовой трубы устанавливается в зависимости от соотношения диаметра и высоты, которые определяются в технологическом задании на проектирование. Рекомендуемые соотношения диаметра к полной высоте цилиндрической части трубы приведены в табл. 18.1.

Таблица 18.1

Труба

Форма труб

нефутерованная

футерованная

без гасителей колебаний

с гасителями колебаний

Цилиндрическая

Высоту конической части трубы следует принимать в пределах 1/4 общей высоты трубы; отношение диаметра на нулевой отметке к общей высоте трубы для нефутерованных труб не должно превышать 1/10, для футерованных - 1/15.

Нрименение свободно стоящих стальных труб с соотношениями диаметра и высоты, отличающимися от указанных в табл. 18.1, должно бьггь обосновано расчетом и подкреплено соответствующими конструктивными решениями.

Рис.18.1. Свободно стоящие трубы а - цилиндрическая; б - цилиндрическая с нижней конической частью



18.3. Основные конструктивные решения

При проектировании свободно стоящих труб наиболее ответственными являются три основных узла: монтажный стык секций пилиндрической части, монтажный стык пилиндрической и конической частей, закрепление трубы на фундаменте.

Монтажные стыки секций цилиндрической части могут осуществляться, в основном, в двух вариантах: на сварке встык или фланцевый на болтах. Качество исполнения стыков секций имеет большое значение для обеспечения надежности эксплуатации труб. В связи с этим необходимо выполнять их с полным проваром и не допускать смещения верхней и нижней секций относительно друг друга более чем на 1/10 толщины соединяемых оболочек. Па площадку строительства трубы, свариваемые на монтаже встык, поставляются заводом-изготовителем в виде рулонных заготовок длиной 12 м. При диаметрах трубы, не превышающих транспортный габарит (не более 3200 мм), при соответствующем экономическом обосновании на площадку могут поставляться отдельные готовые секции длиной 12 м. Проектирование труб из отдельных обечаек нецелесообразно и редко применяется из-за весьма значительного увеличения трудоемкости монтажа. Нередко в целях упрощения компенсации неточностей изготовления цилиндрических секций монтажные организации применяют стыки на полубандажах. Такое решение снижает надежность стыкового соединения при динамическом воздействии ветровой нагрузки и не может быть рекомендовано.

Фланцевые стыки цилиндрических секций (только габаритного диаметра) рекомендуется осуществлять преимущественно при изготовлении на специализированных заводах и в тех случаях, когда сооружение возводится в районе с преобладанием низких отрицательных температур (северное исполнение) или при отсутствии высококвалифицированных сварщиков и технических возможностей для повышенного контроля качества монтажных сварных швов.

Для фланцев используется толстолистовая сталь, качество которой исключает возможность расслоения металла. Во фланцевом соединении применяются высокопрочные болты с предварительным натяжением, обеспечивающим большую надежность стыка при переменной величине усилия в болтах. Наиболее удачным конструктивным решением по условиям работы стыка является симметричное расположение фланца и, соответственно, болтов относительно стенки трубы (рис. 18.2а). Однако такое решение может быть допущено в исключительных случаях в связи с вероятной коррозией болтов внутри трубы и невозможностью контроля их состояния в процессе эксплуатации. Поэтому рекомендуется несимметричный фланец с расположением болтов только снаружи трубы (рис. 18.26). Для

уменьшения толщины фланца могут применяться короткие ребра, равномерно расположенные по периметру и приваренные соответственно к фланцу и стенке трубы. Количество ребер определяется расчетом. Так как постановка ребер увеличивает трудоемкость изготовления фланцев, а также создает дополнительные сварочные напряжения, целесообразно располагать ребра на расстоянии, не меньшем двух шагов болтов. Применение фланцевых стыков облегчает монтаж, но приводит к существенному по-Рис.18.2. Фланцевые стыки секций труб ышению трудоемкости при изготовлении, а - симметричный фланец; т.к. требует использования кондукторов и

6 - несимметричный фланец контрольной сборки.



1 ... 46 47 48 49 50 51