Значение слова «паропровод. Гидравлический расчет паропроводов Соединения паропровода
Потери энергии при движении жидкости по трубам определяются режимом движения и характером внутренней поверхности труб. Свойства жидкости или газа учитываются в расчете с помощью их параметров: плотности р и кинематической вязкости v. Сами же формулы, используемые для определения гидравлических потерь, как для жидкости, так и для пара являются одинаковыми.
Отличительная особенность гидравлического расчета паропровода заключается в необходимости учета при определении гидравлических потерь изменения плотности пара. При расчете газопроводов плотность газа определяют в зависимости от давления по уравнению состояния, написанному для идеальных газов, и лишь при высоких давлениях (больше примерно 1,5 МПа) вводят в уравнение поправочный коэффициент, учитывающий отклонение поведения реальных газов от поведения идеальных газов.
При использовании законов идеальных газов для расчета трубопроводов, по которым движется насыщенный пар, получаются значительные ошибки. Законы идеальных газов можно использовать лишь для сильно перегретого пара. При расчете паропроводов плотность пара определяют в зависимости от давления по таблицам. Так как давление пара в свою очередь зависит от гидравлических потерь, расчет паропроводов ведут методом последовательных приближений. Сначала задаются потерями давления на участке, по среднему давлению определяют плотность пара и далее рассчитывают действительные потери давления. Если ошибка оказывается недопустимой, производят пересчет.
При расчете паровых сетей заданными являются расходы пара, его начальное давление и необходимое давление перед установками, использующими пар. Методику расчета паропроводов рассмотрим на примере.
|
ТАБЛИЦА 7.6. РАСЧЕТ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ДЛИН (Аэ=0,0005 м)
|
6,61 кг/м3.
(3 шт.)................................... *........................................................ 2,8-3 = 8,4
Тройник при разделении потока (проход) . . ._________________ 1__________
Значение эквивалентной длины при 2£ = 1 при k3 = 0,0002 м для трубы диаметром 325X8 мм по табл. 7.2 /э=17,6 м, следовательно, суммарная эквивалентная длина для участка 1-2: /э = 9,9-17,6= 174 м.
Приведенная длина участка 1-2: /пр і-2=500+174=674 м.
Источником тепла называется комплекс оборудования и устройств, с помощью которых осуществляется преобразование природных и искусственных видов энергии в тепловую энергию с требуемыми для потребителей параметрами. Потенциальные запасы основных природных видов …
В результате гидравлического расчета тепловой сети определяют диаметры всех участков теплопроводов, оборудования и запорно-регули - рующей арматуры, а также потери давления теплоносителя на всех элементах сети. По полученным значениям потерь …
В системах теплоснабжения внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования приводит к сокращению срока их службы, авариям и зашламлению воды продуктами коррозии, поэтому необходимо предусматривать меры борьбы с ней. Сложнее обстоит дело …
1. Общее описание предприятия, основного и вспомогательного оборудования КВД-1
трубопровод котел пароперегреватель
Производственное объединение "Северное машиностроительное предприятие" - российское машиностроительное предприятие оборонного комплекса, расположенное в городе Северодвинске Архангельской области. Предприятие вело и ведёт успешное строительство российских военных кораблей и атомных подводных лодок, осуществляет ремонт крупных надводных кораблей для РФ и других стран (Индия, Китай, Вьетнам), активно участвует в проектах по созданию российской морской техники, российской нефтегазовой индустрии.
.1 Котельная высокого давления
Котельная высокого давления (КВД) включает в себя котлоагрегаты и все устройства необходимые для обеспечения нормальной работы котлов.
Для производства перегретого пара в котельной высокого давления установлены 3 водотрубных котла с естественной циркуляцией типа КВ-76. Перегретый пар транспортируется по паропроводам на набережную №1 "ПО "Севмаш".
1.2 Топливное хозяйство
Топливное хозяйство - это комплекс технологически связанных устройств, механизмов и сооружений, служащих для подготовки и подачи топлива в котельную. Комплекс выполняется в виде непрерывной технологической линии, началом которой является приемо-разгрузочное устройство, а концом - главное здание, куда подается подготовленное топливо. Подача топлива совмещается с различными этапами его подготовки, а также операциями складирования, взвешивания, отбора проб. Совокупность всех операций именуется переработкой топлива.
Для подачи и подготовки топлива к сжиганию предназначена топливная система парового котла с топочными устройствами и воздухоподводящей системой. Топливная и воздухоподводящая система парового котла показана на рисунке 1.
Рисунок 1 - Топливная и воздухоподводящая система парового котла
Топливная система включает в себя расходную цистерну 1, фильтры 2, 5 холодной и горячей очистки топлива, подогреватели топлива 4, 6, шестеренчатый насос 3, забирающий топливо из расходной цистерны и подающий его через фильтры, подогреватели к топочным устройствам (форсункам) 8. Необходимый для сгорания топлива воздух подается в топку котла котельным вентилятором 7. Образующиеся при сгорании топлива дымовые газы, отдав теплоту в поверхностях нагрева котла 9, удаляются через газоход 10 в дымовую трубу.
1.3 Котел типа КВ-76
Котел вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией воды, вертикальным двухколлекторным пароперегревателем, с дутьём непосредственно в топку, с водяным плавниковым экономайзером.
-Рабочее давление - 6,4 МПа
-Максимальная температура пара на выходе - 450 оС
-Производительность котла - 80 т/ч
Отопление котла двухстороннее, с форсунками механического распыливания. Котельный агрегат состоит из испарительной части (котла) и пароперегревателя, соединенных между собой пароперепускной трубой и с компонованных совместно с топочной камерой в общем обшивочном кожухе.
1.4 Устройство котла КВ-76
Водотрубный котел с естественной циркуляцией показан на рисунке 2
Рисунок 2 - Водотрубный котел с естественной циркуляцией
Пароводяной коллектор; 2 - опускные необогреваемые трубы; 3,7 - парообразующие трубы; 4 - топка котла; 5 - топочное устройство; 6 - водяной коллектор; 8 - трубопровод к потребителю; 9 - пучок труб пароперегревателя; 10 - направление движения газов в газоходе; 11 - трубопровод питательной воды; 12 - трубопровод экономайзера; 13 - трубки воздухоподогревателя; 14 - подвод воздуха к воздухоподогревателю; 15 - дымовая труба; 16 - подвод воздуха к топочному устройству; 17 - пароперепускная труба.
1.5 Принцип действия котла
При факельном сжигании топлива образуются продукты сгорания (дымовые газы), имеющие высокую температуру. В топке передача теплоты парообразующим трубам осуществляется в основном тепловым излучением от высокотемпературного факела, а в газоходе котла - тепловой конвекцией от движущихся через основную и дополнительную поверхности нагрева дымовых газов. Охлажденные дымовые газы поступают в дымовую трубу.
Питательная вода нагнетается питательным насосом по трубопроводу 11 в экономайзер, где подогревается по температуры на 20-30 оС ниже температуры кипения. Оттуда она направляется в водную часть коллектора 1, смешивается с котловой водой и по опускным трубам 2 движется к водяному коллектору 6, из которого поступает в парообразующие трубы 3, 7. Ряд труб 3, защищающих от облучения факелом опускные трубы 2, называется экраном. Первые ряды пучка 7 и экрана воспринимают теплоту излучения газов в топке, а поверхности труб 7, 9, 12, 13 - теплоту, передаваемую конвекцией от движущихся газов. Внутри труб 3 и 7 происходит процесс парообразования, появившаяся при этом пароводяная смесь поступает в коллектор 1. Образовавшийся в циркуляционном контуре пар, пройдя водяную часть коллектора 1, скапливается в его паровой зоне, откуда по перепускной трубе 17 направляется в верхний коллектор пароперегревателя 9, а вода, смешиваясь с питательной водой, вновь поступает по опускным трубам 2 к коллектору 6.
Вода и пароводяная смесь движутся по замкнутому контуру: пароводяной коллектор - опускные трубы - водяной коллектор - парообразующие трубы - пароводяной коллектор. Это движение происходит за счет разности веса воды и пароводяной смеси в трубах и называется естественной циркуляцией. Совокупность элементов котла, в которых осуществляется замкнутое движение воды и пароводяной смеси, называют контуром циркуляции. У котла, показанного на рисунке 2, только один контур циркуляции. Однако котлы могут иметь несколько таких контуров.
В пароводяном коллекторе 1 циркуляционного контура котла размещаются сепарирующие устройства, поэтому пар, направляемый в пароперегреватель, имеет степень сухости близкую к единице. В пароперегревателе 9 пар подсушивается и перегревается. Перегретый пар через главный стопорный клапан направляется к потребителю по трубопроводу 8.
1.6 Аварийная остановка котла
Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действием защит или персоналом в случаях, предусмотренных инструкцией, и в частности в случаях:
-обнаружения неисправности предохранительного клапана
-если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на 10%
-снижения уровня воды ниже низшего допустимого уровня
-повышения уровня воды выше допустимого уровня
-прекращения действия всех питательных насосов
-прекращения действия всех указателей уровня воды прямого действия
-если в основных элементах котла (барабане, коллекторе, пароперепускных и водоопускных трубах, паровых и питательных трубопроводах, трубной решетке, кожухе топки и т.д.) будут обнаружены трещины, выпучины, пропуски в их сварных швах
-погасания факелов в топке при камерном сжигании топлива
-повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла
-неисправности автоматики безопасности
-возникновения в котельной пожара, угрожающего обслуживающему персоналу
1.7 Пароперегреватели
Пароперегреватели служат для перегрева пара, т. е. для получения пара, температура которого превышает температуру насыщения при давлении в котле. Использование в энергетической установке перегретого пара вместо насыщенного увеличивает КПД на 10-15%, а с повышением температуры перегрева пара на 20-25 оС КПД установки возрастает на 1-1,5%. Поэтому пароперегреватели являются обязательной составной частью не только главных, но и вспомогательных котлов.
В пароперегревателе из пароводяного коллектора поступает влажный насыщенный пар, который, проходя внутри труб, омываемых дымовыми газами, сначала подсушивается, а затем перегревается. Для большего перегрева пара пароперегреватели размещают в высокотемпературной зоне газохода котла.
1.8 Водяные экономайзеры
Водяные экономайзеры предназначены для подогрева питательной воды, поступающей в котел, теплотой дымовых газов. Их устанавливают в низкотемпературной зоне котла. Подогрев воды в водяном экономайзере на один градус вызывает охлаждение газов на 2,5 - 3 оС, что способствует росту КПД котла. Кроме того, наличие водяного экономайзера способствует снижению размеров парообразующей поверхности нагрева котла, его массы и габаритов.
1.9 Воздухоподогреватели
Воздухоподогреватели применяют для подогрева, поступающего от котельного вентилятора. В качестве горячего теплоносителя используют дымовые газы, отработавший пар или воду. Подача в топку горячего воздуха улучшает топочный процесс, способствует повышению температуры газа в топке и газоходе котла. Использование воздухоподогревателей модет увеличить КПД котла на 3-5%. Схема газового трубчатого воздухоподогревателя изображена на рисунке 3.
Рисунок 3 - Конструктивная схема газового трубчатого воздухоподогревателя
Дымовые газы 1 омывают трубы 5 изнутри, а воздух (стрелка 4) движется в межтрубном пространстве и омывает трубы воздухоподогревателя снаружи. Трубы крепят к трубным решеткам 3 с помощью сварки. Для обеспечения перемещения труб при тепловом расширении предусмотрена установка компенсатора 2. При эксплуатации сажистые и золовые отложения в таких воздухоподогревателях появляются на внутренней поверхности труб, которую периодически очищают сажеобдувочными устройствами.
1.10 Опоры
Для установки и надежного закрепления котла служат фундаменты. На фундаменты котел устанавливают на опорах. Количество опор зависит от габаритов и массы котла. Одна опора делается неподвижной, остальные - подвижными. Они обеспечивают свободу температурных расширений котла.
2. Паропроводы
Водяной пар на судне предназначен для различных целей. Например, в главных паросиловых установках он необходим для работы главных тепловых двигателей - паровых турбин, а также для нагревания воды, топлива и других сред в различных теплообменных аппаратах. На судах с дизельными и газотурбинными установками пар нужен турбогенераторам, вырабатывающим электроэнергию. Водяной пар в паровом котле образуется в результате подвода теплоты к воде. Источником теплоты служат продукты сгорания органического топлива. Паропроводы обеспечивают подачу пара высокого давления для заказов на набережной № 1.
Технические данные паропроводов:
рабочее давление - 5,8 МПа
температура перегретого пара - до 440 оС
диаметр трубопроводов: Ду - 150, Ду - 250
2.1 Подготовка к пуску паропровода
Подготовка к пуску паропровода осуществляется после получения сообщения и подтверждения от сдаточного о готовности заказа к принятию пара.
До начала прогрева паропровода персонал обязан:
-проверить состояние и обеспечить полное открытие всей спускной арматуры (дренажи № 11 - 11г)
-проверить положение всех запорных органов (задвижек и вентилей) на подлежащих прогреву участках паропровода и привести их в состояние открытия или закрытия в соответствии с программой пуска паропровода
-задвижки № 1, 1А, 2, 2А, 3, 5, 6, 7, 8, 8А, 9, 9А, 10, 13, а также воздушники № 12А-12Е должны быть закрыты. Задвижка №4 должна быть открыта
-проверить наличие и исправность контрольно измерительных приборов: манометров и термометров.
2.2 Прогрев и пуск паропровода от КВД-1 до секции №17
Прогрев и пуск паропровода на всех этапах относится к опасным работам и должен производиться по наряду -допуску, выдаваемому мастером и в соответствии с данной инструкцией бригадой не менее 3-х человек, один из которых назначается исполнителем работ.
Паропровод прогревается в 3 этапа:
этап - участок паропровода внутри КВД-1 от котла КВ-76 (№1 или №3) до задвижки 5, расположенной перед выходом паропровода из котельной
этап - от задвижки 5 до задвижек 6, 7 узла УТ-2
этап - от задвижки 7 до задвижек 8, 10 подключательного пункта секции 17
После окончания прогрева всего паропровода сообщить мастеру о готовности паропровода к пуску в работу. Для поддержания заданной температуры пара на коллекторе подключательного пункта секции №9 включить в работу охладительную установку, открыв клапан 13 на КВД-1. После получения сообщения от сдаточного механика о готовности принять пар с берега на заказ, по команде мастера открыть полностью главную задвижку (10, 10-А) на секции №9 и пустить паропровод в работу.
.3 Отключение паропровода
Вывод паропровода из действия в плановом режиме производится по распоряжению мастера
Парапровод отключать в следующем порядке:
-закрыть главную паровую задвижку (1, 1-А) на КВД-1
-после естественного снижения в паропроводе давления до 0,1 МПа открыть все дренажные и байпасные вентили (16) конденсационных горшков
-все дренажные вентили (11 - 11Г) должны оставаться открытыми до следующего прогрева и пуска паропровода
-закрыть задвижку 10 или 10-А
Паропровод должен быть немедленно остановлен при обнаружении следующих неисправностей:
Гидроудары
-если давление в паропроводе поднялось выше допустимого и не снижается, несмотря на все принимаемые меры
-если возник дефект, угрожающий безопасности эксплуатации паропровода (разрывы, трещины, свищи, сход опор или защемление трубопровода в опорах)
-выход из строя арматуры
-неисправность манометров и невозможность определить давление по другим приборам
Категория трубопроводовГруппаРабочие параметры средыТемпература, оСДавление, МПа I1 2 3 4Более 560 520 - 560 450 - 520 Менее 450Не ограничено Не ограничено Не ограничено Более 8,0II1 2350 - 450 Менее 350До 8,0 4,0 - 8,0III1 2250 - 350 Менее 250До 4,0 1,6 - 4,0IV115 - 2500,07 - 1,6
Заключение
За время прохождения производственной практики мною были рассмотрены следующие вопросы:
-приготовление воды высокой чистоты
-приготовление сорбентов
-техническое обслуживание котла КВ-76
-подача пара на заказ
Также я освоил и изучил назначение, технические данные, принцип действия топливного хозяйства, цеха химводоочистки, котла КВ-76, вспомогательного оборудования котла, испарителя ИСМ - 120. Изучил правила безопасной эксплуатации паропроводов. Ознакомился с правилами техники безопасности при работе на КВД-1 и на набережной предприятия.
Список использованных источников
1 Волков Д. И., Сударев Б. В. Судовые паровые котлы: Учебник. - Л.: Судостроение, 1988, 136 с.
Госгортехнадзор России, Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, ПБ 10-573-03, 2003.
Теплотехнический справочник. Под общ. ред. Т 34 В. Н. Юренева и П.Д. Лебедева. В 2-х т. Т. 2. "Энергия" 1976.
Репетиторство
Нужна помощь по изучению какой-либы темы?
Наши специалисты проконсультируют или окажут репетиторские услуги по интересующей вас тематике.
Отправь заявку
с указанием темы прямо сейчас, чтобы узнать о возможности получения консультации.
МЕТОДИКА
расчета прочности стенки магистрального трубопровода по СНиП 2.05.06-85*
(составитель Ивлев Д.В.)
Расчет прочности (толщины) стенки магистрального трубопровода несложен, но при его выполнении впервые возникает ряд вопросов, откуда и какие берутся значения в формулах. Данный расчет прочности производится при условии воздействия на стенку трубопровода только одной нагрузки – внутреннего давления транспортируемого продукта. При учете воздействия других нагрузок должен проводиться проверочный расчет на устойчивость, который в данной методике не рассматривается.
Номинальная толщина стенки трубопровода определяется по формуле (12) СНиП 2.05.06-85*:
n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл.13* СНиП 2.05.06-85*:
| Характер нагрузки и воздействия | Способ прокладки трубопровода | Коэффициент надежности по нагрузке | ||
| подземный, наземный (в насыпи) | надземный | |||
| Временные длительные | Внутреннее давление для газопроводов | + | + | 1,10 |
| Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700-1200 мм с промежуточными НПО без подключения емкостей | + | + | 1,15 | |
| Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм | + | + | 1,10 |
р - рабочее давление в трубопроводе, в МПа;
D н - наружный диаметр трубопровода, в миллиметрах;
R 1 - расчетное сопротивление растяжению, в Н/мм 2 . Определяется по формуле (4) СНиП 2.05.06-85*:
Временное сопротивление разрыву на поперечных образцах, численно равное пределу прочности σ в металла трубопровода, в Н/мм 2 . Это значение определяется нормативными документами на сталь. Очень часто в исходный данных указывается только класс прочности металла. Это число примерно равно пределу прочности стали, переведенное в мегапаскали (пример: 412/9,81=42). Класс прочности конкретной марки стали определяется анализом в заводских условиях только для конкретной плавки (ковша) и указывается в сертификате на сталь. Класс прочности может в небольших пределах различаться от партии к партии (на пример, для стали 09Г2С – К52 или К54). Для справок можно пользоваться следующей таблицей:
m - коэффициент условий работы трубопровода в зависимости от категории участка трубопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85*:
Категория участка магистрального трубопровода определяется при проектировании согласно таблицы 3* СНиП 2.05.06-85*. При расчете труб, применяемых в условиях интенсивных вибраций, коэффициент m может быть принят равным 0,5.
k 1 - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по табл.9 СНиП 2.05.06-85*:
| Характеристика труб | Значение коэффициента надежности по материалу к 1 |
| 1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами | 1,34 |
| 2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100 %-ный контроль неразрушающими методами | 1,40 |
| 3. Сварные из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами | 1,47 |
| 4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электро-дуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы | 1,55 |
| Примечание. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,4 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухслойной сваркой под флюсам или электросваркой токами высокой частоты со стенками толщиной не болев 12 мм при использовании специальной технологии производства, позволяющей получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту к 1 |
Ориентировочно можно принимать коэффициент для стали К42 – 1,55, а для стали К60 – 1,34.
k н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл.11 СНиП 2.05.06-85*:
К получаемому по формуле (12) СНиП 2.05.06-85* значению толщины стенки бывает необходимо прибавить припуск на коррозионное поражение стенки за время эксплуатации трубопровода.
Расчетный срок эксплуатации магистрального трубопровода указывается в проекте и обычно составляет 25-30 лет.
Для учета наружного коррозионного поражения по трассе магистрального трубопровода проводится инженерно-геологическое обследование грунтов. Для учета внутреннего коррозионного поражения производится анализ перекачиваемой среды, наличия в нём агрессивных компонентов.
Для примера, природный газ, подготовленный к перекачке, относится к слабоагрессивной среде. Но наличие в нём сероводорода и (или) углекислого газа в присутствии паров воды может увеличит степень воздействия до среднеагрессивного или сильноагрессивного.
К получаемому по формуле (12) СНиП 2.05.06-85* значению толщины стенки прибавляем припуск на коррозионное поражение и получаем расчетное значение толщины стенки, которое необходимо округлить до ближайшего большего стандартного (смотреть, например, в ГОСТ 8732-78* «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент», в ГОСТ 10704-91 «Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент», или в технических условиях трубопрокатных предприятий).
2. Проверка выбранной толщины стенки по испытательному давлению
После строительства магистрального трубопровода производится испытания как самого трубопровода, так и отдельных его участков. Параметры испытаний (испытательное давление и время испытания) указаны в таблице 17 СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы». Проектировщику необходимо следить, что бы выбранные им трубы обеспечивали необходимую прочность при проведении испытаний.
На пример: производится гидравлическое испытание водой трубопровода Д1020х16,0 сталь К56. Заводское испытательное давление труб 11,4 МПа. Рабочее давление в трубопроводе 7,5 МПа. Геометрический перепад высот по трассе 35 метров.
Нормативное испытательное давление:
Давление от геометрического перепада высот:
Итого, давление в нижней точке трубопровода будет составлять , что больше заводского испытательного давления и целостность стенки не гарантируется .
Расчет испытательного давления трубы производится по формуле (66) СНиП 2.05.06 – 85*, идентичной формуле указанной в ГОСТ 3845-75* «Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением». Расчетная формула:
δ мин – минимальная толщина стенки трубы, равная разности номинальной толщины δ и минусового допуска δ ДМ, мм. Минусовой допуск – разрешенное изготовителю труб уменьшение номинальной толщины стенки трубы, которое не уменьшает общей прочности. Величина минусового допуска регламентируется нормативными документами. Для примера:
Определяем минусовой допуск толщины стенки трубы по формуле
,
Определяем минимальную толщину стенки трубопровода:
.
R – допускаемое напряжение разрыву, МПа. Порядок определения этой величины регламентируется нормативными документами. Для примера:
| Нормативный документ | Порядок определения допускаемого напряжения |
| ГОСТ 8731-74 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические условия» | Пункт 1.9. Трубы всех видов, работающие под давлением (условия работы труб оговариваются в заказе), должны выдерживать испытательное гидравлическое давление, вычисляемое по формуле, приведенной в ГОСТ 3845, где R - допускаемое напряжение, равное 40% временного сопротивления разрыву (нормативного предела прочности) для данной марки стали. |
| ГОСТ 10705-80 «Трубы стальные электросварные. Технические условия.» | Пункт 2.11. Трубы должны выдерживать испытательное гидравлическое давление. В зависимости от величины испытательного давления трубы подразделяют на два вида: I - трубы диаметром до 102 мм - испытательное давление 6,0 МПа (60 кгс/см 2) и трубы диаметром 102 мм и более - испытательное давление 3,0 МПа (30 кгс/см 2); II - трубы группы А и В, поставляемые по требованию потребителя с испытательным гидравлическим давлением, рассчитанным по ГОСТ 3845, при допускаемом напряжении, равном 90% от нормативного предела текучести для труб из данной марки стали, но не превышающее 20 МПа (200 кгс/см 2). |
| ТУ 1381-012-05757848-2005 на трубы DN500-DN1400 ОАО «Выксунский металлургический завод» | С испытательным гидравлическим давлением, рассчитанным по ГОСТ 3845, при допускаемом напряжении, равном 95% от нормативного предела текучести (согласно п. 8.2 СНиП 2.05.06-85*) |
D Р – расчетный диаметр трубы, мм. Для труб диаметром менее 530 мм, расчетный диаметр равен среднему диаметру трубы, т.е. разности номинального диаметра D и минимальной толщины стенки δ мин:
Для труб диаметром 530 мм и более, расчетный диаметр равен внутреннему диаметру трубы, т.е. разности номинального диаметра D и удвоенной минимальной толщины стенки δ мин:
Сварные соединения труб паропроводов диаметром 130 мм и более с толщиной стенок 15-60 мм выполняют чаще всего на подкладных кольцах (рис. 19), хотя в последнее время используют способ сварки без подкладных колеи с проплавлением корня шва.
Рис. 19. Схема контроля сварного соединения паропровода.
В настоящее время ультразвуковую дефектоскопию применяют как обязательный способ проверки качества этих соединений, а просвечивание проникающими излучениями - как дополнительный способ. Для контроля применяют дефектоскопы с рабочей частотой 1,8 МГц и призматические искатели с углом β=40°. При угле β=40° можно контролировать чувствительность по отражению от подкладного кольца и по положению на экране дефектоскопа легко отличать эти отражения от сигналов, связанных с дефектами.
Верхнюю часть сварного шва с толщиной стенки до 40 мм контролируют однократно отраженным лучом (рис. 19, положение Б), а нижнюю часть - двукратно отраженным лучом (положение В). Контроль производится в один прием, т е. верхняя и нижняя часть шва проверяются за одно движение искателя. Сварные швы толщиной более 40 мм контролируют в два приема: сначала проверяют корневую часть шва прямым лучом (положение А), а затем - верхнюю часть однократно отраженным лучом.
Настройка чувствительности производится по угловому отражателю площадью 5 мм 2 в тест-образце. Если проверка ведется за один проход искателя, отражатель выполняется только на внутренней стороне тест-образца, а если за два прохода, - то на внутренней и на внешней поверхностях. При поиске дефектов чувствительность увеличивается в 1,5 - 2 раза, а при исследовании дефектов чувствительность восстанавливается.
Сварные соединения, в которых не обнаружены дефекты с амплитудой эхо-сигнала больше, чем от отражателя площадью 5 мм 2 , считают годными и оценивают баллом 3. В дальнейшем учитывают дефекты только с сигналами большей амплитуды.
Сварные соединения бракуют (оценивают баллом 1) в следующих случаях:
· обнаружен хотя бы один дефект на расстоянии более 5 мм от поверхности сварного соединения Такие дефекты выявляются труднее дефектов, расположенных у поверхности;
· обнаружен дефект в корне шва, от которого амплитуда импульса или пробег его по экрану больше, чем от отражателя площадью 7 мм 2 ;
· в корне шва обнаружен одиночный дефект, условная протяженность которого превышает 10%, или ряд дефектов, суммарная условная протяженность которых превышает 20% от периметра шва.
Сварные соединения с дефектами в корне шва, амплитуда эxo-сигнала от которых больше чем от отражателя площадью 5 мм 2 , но допустимые с точки зрения изложенных выше требований, оцениваются баллом 2 и допускаются к эксплуатации, если характер отражения от них ее имеет типичных признаков отражений от трещин.
Аналогично проверяют кольцевые сварные соединения донышек с камерами коллекторов паровых котлов.
Многолетняя практика ультразвукового контроля сварных швов паропроводов и коллекторов показала надежное выявление опасных дефектов типа трещин и непроваров, поэтому контроль ведут без дублирования просвечиванием.
Ультразвуковой контроль без дублирования просвечиванием также применяют при оценке качества швов котлов паровозов при их ремонте. Прозвучиванию подвергают всю длину швов, имеющих иногда протяженность до 15 м. Внутреннюю часть шва толщиной 18 мм прозвучивают прямым лучом, а наружную часть - однократно отраженным, излучаемым искателем с углом призмы β=50°. Участки швов, в которых по данным ультразвукового контроля обнаружены дефекты с условной протяженностью 5 мм и более, подлежат вырубке, последующей заварке и контролю.
