ва. Методические указания для выполнения практических работ по мдк. 02. 01
 Скачать 6.14 Mb.
|
|
Тема: Расчет компенсаторов и опор технологических трубопроводов. Цель: Научиться производить расчет компенсаторов и опор технологических трубопроводов. Теоретическая часть: Опоры, подвески и опорные конструкции Опоры предназначены для крепления горизонтальных и вертикальных стальных трубопроводов к зданиям, сооружениям и оборудованию. По назначению и устройству их подразделяют на неподвижные и подвижные опоры; по способу крепления к трубе - на приварные и хомутовые. Неподвижные опоры (рисунок 1) должны жестко удерживать участок трубопровода и не допускать его перемещения относительно поддерживающих конструкций. Такие опоры воспринимают вертикальные нагрузки от веса трубопровода и продукта, осевые нагрузки от тепловых деформаций трубопровода и сил трения подвижных опор, а также нагрузки от гидравлических ударов, вибрации и пульсации. Корпуса неподвижных опор приваривают или прикрепляют болтами к несущим конструкциям трубопровода. При использовании хомутовых неподвижных опор, чтобы предотвратить проскальзывание трубы в опоре, к трубе приваривают специальные упоры. В зависимости от осевых сил, воспринимаемых опорой, упоры могут быть выполнены с одним или двумя хомутами или скобами. Рисунок 1 – Неподвижные опоры трубопроводов: а - приварная; б, в - однохомутовая; г - двуххомутовая; д – бескорпусная Подвижные опоры (рисунок 2) должны поддерживать трубопровод и обеспечивать свободное его перемещение под влиянием тепловых деформаций. Подвижные опоры подразделяют на скользящие, катковые, направляющие, пружинные, шариковые и другие. Наиболее широко применяют скользящие опоры, которые перемещаются вместе с трубой по поверхности несущих конструкций трубопровода. Чтобы уменьшить трение между пятой опоры и опорной поверхностью, используют катковые (роликовые) опоры, отличающиеся от скользящих наличием катков. Подвески служат для крепления горизонтальных (рисунок 3, а, б) и вертикальных (рисунок 3, в) линий трубопроводов к конструкциям зданий, сооружений и оборудованию или специальным конструкциям, длина тяги 4, регулируемая гайками или муфтами, устанавливается проектом, при этом ее рекомендуется принимать от 150 до 2000 мм с шагом 50 мм. Рисунок 2 – Подвижные опоры трубопроводов: а - скользящая приварная; б - скользящая хомутовая; в - скользящая для трубопроводов с хладоагентом; г – катковая хомутовая; д – бескорпусная Рисунок 3 – Подвески а - жесткая с одной тягой для горизонтальных трубопроводов, б - пружинная с одной тягой для горизонтальных трубопроводов, в - пружинная для вертикальных трубопроводов; 1 - хомут, 2 - серьга, 3 - ушко, 4 - тяга, 5 - блок пружин, 6 - диски, 7 - пружина, 8 – упор Определение расстояний между промежуточными опорами Вертикальная нarрузка Q складывается из веса трубопровода, арматуры, изоляции, снега, льда и веса воды, заполняющей трубопровод (при испытании). Расчетная нaгpузка на промежуточную опору равна: Q=k·q·l, uде k = 1,2 - коэффициент перегpузки; q - суммарная нагpузка на погонный метр трубы, кг/м; l - расстояние между опорами трубопровода, м. Для промежуточных опор со скользящими или катковыми опорными устройствами расчетное горизонтальное усилие вдоль оси трубопровода определяется по формуле (силы трения): N=μ·Q, где μ - коэффициент трения; при скользящих опорах; μ= 0,3 - при трении стали о сталь и стали о чугун; μ= 0,6 – при трении стали о бетон. Размеры опорных поверхностей определяются по следующим данным: - рабочая поверхность скользящей опоры, см 2 : - длина катка катковой опоры, см: где - допустимое давление на смятие. Величина его принимается для скользящих сталь- ных опор кг/см 2 и для роликовых опор кг/см 2 W - момент сопротивления сечения трубы изгибу, мм 3 : (2) D a - наружный диаметр трубы, мм; s- номинальная толщина стенки трубы, мм; Длина допускаемого пролета трубопровода из условия прочности определяется по формуле: где l – допускаемый пролет, м; R – расчетное сопротивление стали, R=3400 кг/см 2 ; – испытательное давление в трубопроводе, кг/см 2 ; D – диаметр трубопровода, см; W – момент сопротивления трубы, см 3 ; m – коэффициент условий работы, m=0,8; q – суммарная нагрузка на погонный метр трубы, кг/м. Компенсаторы Все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям (удлинению, укорочению). Вследствие теплового удлинения в трубопроводе возникают значительные продольные усилия, которые оказывают давление на конечные закрепленные точки (опоры), стремясь сдвинуть их с места. Эти усилия настолько значительны, что могут разрушить опоры, вызвать продольный изгиб трубопровода 2 или привести к нарушению фланцевых и сварных соединений. Для защиты трубопровода от дополнительных нагрузок, возникающих при изменении температуры, его проектируют и конструктивно выполняют так, чтобы он мог свободно удлиняться при нагревании и укорачиваться при охлаждении без перенапряжения материала к соединительных труб. Способность трубопровода к деформации под действием тепловых удлинений в пределах допускаемых напряжений в материале труб называется компенсацией тепловых удлинений Способность трубопровода компенсировать тепловые удлинения за счет конфигурации участка линии и упругих свойств металла без специальных устройств, встраиваемых в трубопровод, называется самокомпенсацией (рисунок 6, б). Самокомпенсация осуществляется благодаря тому, что в линии трубопровода 2, кроме прямых участков между неподвижными опорами 1. имеются повороты или изгибы /отводы/. Расположенный между двумя прямыми участками поворот или отвод обеспечивает компенсацию значительной части удлинения благодаря эластичности конструкции, а остальная часть компенсируется за счет упругих свойств металла прямого участка трубопровода. Рисунок 6 – Деформации трубопровода и их компенсация: а - трубопровода без компенсатора, б - самокомпенсация -Z-образного трубопровода, в - трубопровода с П-образным компенсатором; 1 - неподвижная опора, 2 - трубопровод, 3 - направляющая опора, 4 - пружинная подвеска, 5 - П-образный компенсатор В зависимости от конструкции, принципа работы компенсаторы делятся на П-образные, линзовые, волнистые и сальниковые. П-образные компенсаторы , обладающие большой компенсирующей способностью (до 700 мм), широко применяют при надземной прокладке технологических трубопроводов независимо от их диаметра. Преимущества таких компенсаторов - простота изготовления и удобство эксплуатации; недостатки - повышенное гидравлическое сопротивление, большой расход труб, значительные размеры и необходимость сооружения дополнительных опорных конструкций. П-образные компенсаторы изготовляют с применением гнутых (рисунок 7, а), крутоизогнутых (рисунок 7, б) и сварных (рисунок 7, в) отводов. П-образные компенсаторы в зависимости от соотношения длин прямого участка спинки Р и прямого участка имеют различную компенсирующую способность. Рисунок 7 – П-образные компенсаторы с отводами: а - гнутыми; б - крутоизогнутыми; в – сварными Линзовые компенсаторы /рис. З.8, а/ состоят из нескольких последовательно включенных в трубопровод линз. Линза сварной конструкции состоит из двух тонкостенных стальных штампованных полулинз 1 и благодаря своей форме легко сжимается. Компенсирующая способность каждой линзы сравнительно небольшая (5...8 мм). Число линз компенсатора выбирают в зависимости от его необходимой компенсирующей способности. Чаще всего применяют компенсаторы, состоящие из трех или четырех линз. Чтобы уменьшить сопротивление движению рабочей среды, внутри компенсатора помещают стаканы 3 (рисунок 8, б). Компенсаторы со стаканами используют на прямых участках трубопроводов для восприятия только осевых нагрузок, а компенсаторы без стаканов применяют в тех случаях, когда они работают в качестве шарниров. На горизонтальных участках трубопроводов компенсаторы устанавливают с дренажными штуцерами 2, которые вваривают в нижних точках каждой линзы. Для восприятия распорных усилий, возникающих в трубопроводах, приваривают стяжки 5 (рисунок. 3.8, в). Линзовые компенсаторы применяют на Ру до 2,5 МПа для трубопроводов Ду от 100 до 1600 мм, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные вещества. К трубопроводам линзовые компенсаторы присоединяют на сварке или на фланцах. Преимущества линзовых компенсаторов по сравнению с П-образными - небольшие размеры и масса; недостатки - небольшие допускаемые давления, малая компенсирующая способность и большие распорные усилия, передаваемые нанеподвижные опоры. Рисунок 8 – Линзовые компенсаторы: а - трехлинзовый без стакана, б - трехлинзовый со стаканом, в - сдвоенный со стяжкой; 1 - полулинза, 2 - штуцер, 3 - стакан, 4 - тяга, 5 – стяжка Волнистые компенсаторы - наиболее совершенные устройства, обладающие большой компенсирующей способностью и небольшими габаритами. Основная отличительная особенность волнистых компенсаторов по сравнению с линзовыми - гибкий элемент, представляющий собой эластичную и прочную гофрированную оболочку. Гибкий элемент в зависимости от направления нагрузки, прикладываемой к его концам, получает деформации различного характера (рисунок 9): сжатие, растяжение, изгиб, смещение оси. Рисунок 9 – Схемы деформации гибкого элемента волнистого компенсатора: а - начальное положение; б - сжатие по продольной оси; в - растяжение по продольной оси; г - изгиб под углом; д – смещение продольной оси при параллельности плоскостей В зависимости от назначения и условий эксплуатации волнистые компенсаторы изготовляют различных типов: осевые, угловые, шарнирные и т.д. Компенсаторам каждого основного типа соответствует определенный характер деформации гибкого элемента. Гибкий элемент осевых компенсаторов работает на сжатие и растяжение вдоль продольной оси на величину Δ/2 по отношению к его начальному положению. Волнистые компенсаторы предназначены для работы при температуре от -70 до +700 °С на Р до 6,3 МПа. Применение волнистых компенсаторов вместо П-образных сокращает расход труб и тепловой изоляции на 15...25 %, снижает гидравлическое сопротивление и уменьшает количество опор и опорных конструкций, поддерживающих трубопровод. По сравнению с линзовыми компенсаторами волнистые имеют более широкий диапазон допускаемых давлений, большую компенсирующую способность и значительно меньшие продольные усилия, передаваемые на неподвижные опоры. Сальниковые компенсаторы (рисунок 10) представляют собой трубу 1, вставленную в корпус 4. В зазоре между ними установлено уплотнительное кольцо 3 с грундбуксой 2. По конструкции сальниковые компенсаторы подразделяют на одно- и двусторонние. Компенсаторы соединяются с трубопроводом на сварке или на фланцах. Сальниковые компенсаторы изготовляют на Р до 1,6 МПа, температуру до 300 °С и Ду от 100 до 1000 мм. Сальниковые компенсаторы отличаются высокой компенсирующей способностью, небольшими размерами. Однако из-за трудности герметизации сальниковых уплотнений в технологических трубопроводах их применяют редко, а для трубопроводов горючих, токсичных и сжиженных газов их использование не допускается. Основные недостатки сальниковых компенсаторов – необходимость систематического наблюдения и ухода за ними в процессе эксплуатации, сравнительно быстрый износ сальниковой набивки и, как следствие, отсутствие надежной герметичности. Рисунок 10 – Сальниковый компенсатор 1 - труба; 2 - грундбукса; 3 - уплотнительное кольцо; 4 - корпус компенсатора. Учет влияния компенсаторов при расчете трубопровода Компенсаторы состоят из одного или нескольких гибких элементов и набора деталей, предназначенных для крепления гибких элементов, восприятия тех или иных нагрузок, присоединения к трубопроводу и т.д. По конструктивно-технологическому исполнению гибкого элемента различают следующие типы компенсаторов: линзовые компенсаторы с гибкими элементами, сваренными из двух полулинз; сильфонные компенсаторы с гибкими элементами, полученными методом гидроформовки; компенсаторы с омегообразными гофрами; резиновые компенсаторы; тканевые компенсаторы; сальниковые компенсаторы и некоторые другие. В зависимости от характера перемещений, которые необходимо компенсировать, применяют следующие типы компенсаторов: - осевые компенсаторы (рисунок 11, а-в); - угловые компенсаторы (рисунок 11, г); - сдвиговые компенсаторы (рисунок 12, а-в); - универсальные: сдвигово-поворотно-осевые, сдвигово-осевые, поворотно-осевые, сдвигово- поворотные. Рисунок 11 - Схема работы осевого и углового компенсаторов Рисунок 12 - Схемы работы сдвиговых компенсаторов Практическая часть: Рассчитать отдельно стоящую промежуточную скользящую опору под трубопровод наружным диаметром D=57 мм, с толщиной стенки δ=3,5 мм. Нагрузка на погонный метр трубопровода q=4,62 кг/м. Практическая работа №27 Тема: Определение вместимости резервуарного парка БСГ. Обоснование выбора резервуаров БСГ. Цель: Научиться производить расчет вместимости резервуарного парка БСГ при заданных параметрах хранения, определять приращения объема от термического и упругого расширения, рассчитывать коэффициент заполнения резервуара. Теоретическая часть: Сжиженные газы, состоящие в основном из пропана (С 3 Н 8 ) и бутана (С 4 Н 10 ), получают на газобензиновых и нефтеперерабатывающих заводах. Сжиженный газ широко используют для газоснабжения сельской местности и районов, не подключенных к магистральным газопроводам. Хранятся жидкие газы в баллонах и емкостях, а перевозятся в цистернах. В емкостях и баллонах жидкий газ всегда представляет собой двухфазную систему. В верхней зоне емкости или баллона находится паровая фаза пропан-бутановой смеси, а в нижней зоне жидкая фракция, которая испаряется по мере отбора потребителями паровой фазы. Паровая фракция всегда представляет собой насыщенную смесь из С 3 Н 8 и С 4 Н 10 . Упругость указанных газов (Р г ) зависит от температуры наружного воздуха (для баллонов) или температуры грунта (для подземных емкостей). В табл. показана зависимость упругости паров пропана и бутана от температуры. Упругость паров Рr, МПа Температура, °С Пропан С3H8 Бутан С4H10 Примечание -50 -12 0 +10 +50 0,1 0,325 0,48 0,65 1,70 0,00 0,1 0,16 0,23 0,70 При температуре -50 °С пропан не испаряется. При температуре меньше - 12 °С не испаряется также бутан. В настоящее время существует два способа хранения СУГ: наземное и подземное. При наземном способе хранения уровень хранимого в резервуаре продукта располагается выше уровня планировочных отметок площадки хранилища, а при подземном – ниже уровня планировочных отметок площадки емкости. Для наземного хранения СУГ применяют резервуары трех основных типов: 1. Работающие под высоким давлением; 2. Полуизотермические; 3. Изотермические. Металлические наземные резервуары, работающие под высоким давлением, обычно используются для хранения небольших количеств СУГ с упругостью паров, не превышающих 1,8– 2 МПа при температуре окружающей среды. При этом газ сжижают компримированием. В полуизотермических резервуарах режим хранения СУГ поддерживается с помощью регулирования двух параметров – температуры и давления: температура хранимого продукта определяется заданным давлением насыщения, которое выбирается несколько выше атмосферного. Полуизотермический способ используется также при транспортировании СУГ в автомобильных и железнодорожных цистернах, а также в танкерах. В изотермических резервуарах СУГ хранят под атмосферным давлением при температуре кипения. Сжижение газа, охлаждение его до температуры кипения и поддержание изотермического режима хранения достигается за счет холодильных установок. При выборе оптимальной технологии (способа) хранения СУГ важную роль играют два взаимосвязанных фактора: − объем хранилища; − скорость его заполнения продуктом. В каждом конкретном случае выбор того или иного вида хранилища СУГ определяется и другими факторами, среди которых важное место отводится обеспечению взрыво- и пожаробезопасности. Хранение сжиженных газов в стальных емкостях имеет свои специфические особенности, обусловленные значительными величинами давлений насыщенных паров, коэффициента объемного расширения и сжатия жидкостей. Количество сжиженного газа, помещаемого в емкость, строго ограничивается нормой наполнения, определяемой по формуле: V G где V - объем емкости; - плотность жидкого газа при максимально возможной температуре в условиях эксплуатации. Допустимое давление в емкости определяется давлением насыщенных паров сжиженного газа. Если сжиженного газа помещено в емкость больше нормы, то при нагревании до максимальной температуры, разрешаемой в условиях эксплуатации, это приведет к повышению давления больше допустимого. Для расчета давления в случае заполнения емкости жидкой фазой приходится учитывать упругое и термическое приращения ее объема. Пусть в емкость объемом V 1 помещен сжиженный газ. При температуре газа T 1 степень заполнения емкости k, а плотность загрузки ρ 1 определяются выражением: Здесь степень заполнения k – отношение объема жидкой фазы ко всему объему емкости V 1 , а и - плотности соответственно жидкой и паровой фаз при их равновесном состоянии. Если при нагревании сжиженного газа жидкая фаза заполнит весь объем, то давление в емкости p абс будет складываться из давления насыщенных паров p уt и давления сжатия жидкой фазы Δp сж : Давление Δp сж определяется через приращение объема жидкости в результате изотермического сжатия ее стенками емкости: где - коэффициент объемного сжатия; - плотность жидкой фазы при температуре T и давлении насыщенных паров p уt Объем емкости Vpt находится как сумма упругого ΔVp и термического ΔVt приращений и начального объема: Сопоставляя уравнения, найдем степень заполнения емкости Отсюда количество газа, которое может быть помещено в емкость при отсутствии угрозы повышения давления до критического, найдется по формуле: Приращение объема при термическом расширении ; Приращение объема при упругом расширении При изменении температуры в резервуаре установится давление Практическая часть: Для базы СУГ с резервуаром объемом 50 м 3 , наполненным пропаном, определить вместимость, рассчитать коэффициент заполняемости и прирост объема при повышении температуры с 273 до 323 К. Коэффициент формы резервуара с=1,4; диаметр резервуара D=2 м; толщина стенки δ=24 мм; плотность жидкой фазы газа кг/м 3 ; плотность жидкой фазы кг/м 3 ; плотность паровой фазы газа кг/м 3 ; давление насыщенных паров p y1 =4,67·10 5 Н/м 2 ; p yt =17,45·10 5 Н/м 2 ; коэффициент объемного сжатия пропана м 2 /Н. Коэффициент линейного расширения материала резервуара α=12·10 -6 1/ºС; модуль упругости стали Е=2·10 11 Н/м 2 Контрольные вопросы: 1. Какими параметрами характеризуются сжиженные газы? 2. Как определить плотность и вязкость сжиженных газов? 3. Как определить упругость паров сжиженного газа? 4. Что учитывается при расчете вместимости резервуарного парка БСГ? 5. Какие рекомендации учитываются при выборе резервуаров для СУГ? |