Буров В.Д. и др. Тепловые электрические станции

Подождите немного. Документ загружается.

7.3. Расчеты

паропроводов

на прочность

1а

Рис.

7.11. Преобразование реальной схемы пространственного неразветвленного трубопровода

в расчетную схему для определения моментов от весовой нагрузки по методу Д.П. Елизарова

(методу сил):

а — исходная пространственная трасса трубопровода с пружинными подвесками и дуговыми элемен-

тами (гибами); б — эквивалентная плоская схема трассы со спрямленными дуговыми элементами

и с заменой вертикальных участков сосредоточенными весовыми нагрузками qh{, в — расчетная пло-

ская схема трассы с окончательным обозначением всех реакций (например, 5

зб

= 5

qh^

— резуль-

тирующая расчетная реакция в месте расположения на исходной трассе вертикального участка

высотой й

)

самокомпенсацией

их

температурных

удлинений,

реакции опор и подвесок изменя-

ются

пропорционально вертикальным температурным перемещениям. Поэтому

расчеты

трубопроводов на совокупность нагружающих факторов должны выпол-

няться

с учетом податливости опор и подвесок.

Подобный

расчет с учетом всех этих факторов чрезвычайно трудоемок, и

выполнить

его без использования ЭВМ невозможно. Поэтому все трубопроводы

161

Глава

ТРУБОПРОВОДЫ

АРМАТУРА

НА ТЭС

Рис.

7.12. Пример эпюр изгибающих моментов от весовой нагрузки трубопровода свежего пара

теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250/300-240:

а — расчетная схема трассы; б — эпюры изгибающих моментов на втором участке трассы между

точками £ и В в направлении оси х; в — эпюры изгибающих моментов на участках между точками

А и Б и точками В и Г в направлении оси г; 1а, 16, 1в, ... — номера элементов трассы; S

, 5

1б

1в

... — реакции промежуточных подвесок и опор; 1 — холодное состояние трассы; 2 — горячее

рабочее состояние трассы

162

7.4.

Гидравлический

расчет

трубопроводов

ТЭС проектными и наладочными организациями России в настоящее время рас-

считываются с помощью ЭВМ по специальным программам. Эти программы

позволяют проводить расчеты трубопроводов на прочность и жесткость с выбором

опор и подвесок, с определением перемещений точек трассы и усилий, воздейст-

вующих на оборудование и опоры.

Внутренний диаметр, м, трубопровода определяется по принятой скорости дви-

жения среды исходя из максимально возможного ее расхода при эксплуатации:

где D — расход среды, кг/с; w — скорость движения потока среды, м/с; р — плот-

ность, кг/м

Скорость перегретого пара принимается в зависимости от его параметров в пре-

делах 30—70 м/с, скорость насыщенного пара — в пределах 20—40 м/с, в паропро-

водах к РОУ, БРОУ и предохранительным клапанам скорость должна составлять

80—100 м/с. Повысить скорость среды можно, уменьшив диаметр и число парал-

лельных ниток трубопровода, что приводит к снижению капиталовложений. Одно-

временно увеличиваются гидравлические потери в трубопроводе. Это снижает

тепловую экономичность установки и приводит к увеличению расхода топлива,

т.е.

к повышению эксплуатационных расходов. Чрезмерное повышение скорости

среды может вызвать быстрый износ уплотнительных поверхностей арматуры и

вибрацию трубопровода.

При небольших перепадах давления, когда отношение удельных объемов среды

в конце и начале трассы не превышает 1,2, потеря давления в трубопроводе опре-

деляется по формуле

где р

ср

— средняя плотность среды, кг/м

; / — длина участка трубопровода, м; X —

коэффициент трения прямых участков; %

— коэффициент местного сопротивле-

ния; для клапанов при полном открытии ^

= 3+5; для задвижек Ъ,

= 0,4+0,7; для

обратных затворов типа «захлопка» %

= 1,5+3; для гибов %

зависит от радиуса

гиба и угла поворота и составляет 0,06—0,1; для тройников в зависимости от на-

правления потока ^

= 0,144-0,6.

Коэффициент трения прямых участков X зависит от относительной шероховато-

сти внутренней поверхности трубы и от характера движения потока среды в трубе,

определяемого числом Рейнольдса

7.4. Гидравлический

расчет

трубопроводов

j4D/(nwp), (7.16)

(7.17)

Re = W„

/v.

163

Глава 7.

ТРУБОПРОВОДЫ

И АРМАТУРА НА ТЭС

При Re > 2300 поток является турбулентным и коэффициент трения рассчиты-

вается по формуле

= [l,14 +

21g(J

/A)]-

(7.18)

Здесь А — эквивалентная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы,

которую для стальных бесшовных труб можно принять равной 0,18—0,22 мм

(булыпие значения принимаются для труб со сваркой с подкладными кольцами).

При скорости среды более 130 м/с и при больших перепадах давления в трубо-

проводе, когда отношение удельных объемов среды в конце и начале трассы пре-

вышает 1,2, применяются специальные методы расчета.

7.5.

Тепловые

потери

и тепловая

изоляция

трубопроводов

ДЛЯ

уменьшения потерь теплоты в окружающую среду и обеспечения безопас-

ности труда обслуживающего персонала все трубопроводы, имеющие температуру

среды выше 45 (для расположенных внутри помещений) и 60 °С (для расположен-

ных вне помещений), должны защищаться тепловой изоляцией. Потери теплоты,

Вт/м, через изоляцию трубопровода длиной 1 м могут быть определены

по формуле

n(t,-t

)

d , '

(7Л9)

2Х

т ^нар

где t

— температура протекающей среды, °С; t

— температура окружающего воз-

духа, принимаемая для помещений равной 25—30 °С; а

— коэффициент теплоот-

дачи от поверхности изоляции к воздуху, Вт/(м

•

К);

Hap

и d

— наружные диа-

метры трубы и поверхности теплоизоляции, м;

из

— теплопроводность материала

изоляции, Вт/(м

•

К).

В качестве теплоизоляционных материалов для трубопроводов наиболее часто

используются минераловатные прошивные в проволочной обертке маты, имеющие

плотность 100—200 кг/м

, Х

= 0,046—0,058 Вт/(м

•

К) и применяемые при темпе-

ратуре ниже 600 °С; совелитовые изделия с плотностью 350—400 кг/м

и А.

из

= 0,089+0,093 Вт/(м

•

К) с предельной рабочей температурой 500 °С; асбомагнези-

альный шнур с А.

из

= 0,11 Вт/(м

•

К) и предельной температурой 400 °С.

В формуле (7.19) не учитываются тепловые сопротивления стенки трубы и погра-

ничного слоя между средой и стенкой, имеющие малые значения. Потери теплоты,

Вт/м, через изоляцию трубы длиной 1 м связаны уравнением теплоотдачи с темпе-

ратурой наружной поверхности изоляции г

из

, которая не должна превышать 50 °С:

= Сиз - 'сМв

(

°)

где г

— температура стенки трубы.

Совместное решение уравнений (7.19) и (7.20) позволяет определить необходи-

мую толщину слоя теплоизоляции.

164

7.6. Дренирование паропроводов

Для определения коэффициента теплоотдачи

от

поверхности теплоизоляции

к окружающему воздуху

при

свободном турбулентном

его

движении можно реко-

мендовать формулу

^(Gr

)«(Pr

/Pr

)0-25,

(7.21)

где

//A.

—

число Нуссельта;

gpV„

/Vv

—

число Грасгофа;

Рг =

via —

число Прандтля;

—

теплопроводность воздуха,

Вт/(м

•

К); |3

—

темпе-

ратурный коэффициент объемного расширения воздуха,

-1

; g = 9,81 м/с

—

уско-

рение свободного падения;

v —

кинематическая вязкость воздуха,

/с; а —

температуропроводность воздуха,

/с;

индекс

«в»

относится

параметрам воздуха

за пределами движущегося слоя, индекс

«с» — к

параметрам наружной поверхно-

сти слоя изоляции.

Развитое турбулентное движение наступает

при

> 6

•

. В

качестве

определяющего размера

/, м, для

вертикальных участков паропроводов принимается

высота участка,

для

горизонтальных

—

наружный диаметр изоляции.

Для

верти-

кальных участков

А = 0,15, п = 0,33, для

горизонтальных

А = 0,5, п = 0,25.

Для уменьшения теплопотерь излучением теплоизоляцию трубопроводов

закрывают снаружи листовым алюминием.

7.6.

Дренирование паропроводов

Образующийся

во

время работы

и при

прогреве паропроводов конденсат необ-

ходимо удалять,

не

допуская

его

скопления

во

избежание гидравлических ударов.

Особенно тщательно должен быть удален конденсат

из

главного паропровода,

так

как вода представляет большую опасность

для

турбин. Многие аварии

на

паропро-

водах

турбинах были вызваны гидравлическими ударами, происходившими

вследствие неправильного устройства

или

недостаточной пропускной способности

дренажной системы.

Во время эксплуатационных пусков котлов

турбин дренажная система паро-

проводов должна обеспечивать открытый слив конденсата.

В начальный период пуска

прогрева паропроводов конденсат образуется весьма

интенсивно, причем

он

загрязнен оксидами железа. Давление

паропроводе

в это

время невелико^

конденсат сливают через открытые воронки

сбросной цирку-

ляционный водовод, чтобы иметь возможность визуально контролировать

его

сток

и загрязненность. После появления светлого конденсата

воронке открытый слив

его прекращают

(рис. 7.13) и

включают «прямую» продувку через расширитель

в дренажные баки, вместе

продувочной водой удаляются конденсат

и пар.

Этим

«пролетным» паром производится окончательный прогрев паропровода.

По мере повышения давления

паропроводе расход «пролетного» пара возрас-

тает. После завершения прогрева

включения паропровода

работу «прямая»

продувка прекращается

включается автоматический дренаж.

Он

производится

через шайбы, конденсатоотводчики, петли

другие приспособления, через кото-

рые удаляется конденсат

минимальными потерями теплоты

пара. Автоматиче-

ский

или

непрерывный дренаж осуществляется

из

нижних точек паропровода,

где

возможно скопление конденсата

при

работе. Продувка

слив предусматриваются

165

Глава 7.

ТРУБОПРОВОДЫ

И АРМАТУРА НА ТЭС

От котла

Рис. 7.13. Схема присоединения дренажных линий некоторого участка главного паропровода

неблочной структуры:

1 — паровая магистраль; 2 — слив в сбросной циркуляционный водовод; 3 — продувочная магист-

раль; 4 — дренажная магистраль; 5 — барботер; 6 — расширитель дренажей; 7 — дренажный бак;

5 — дренажный насос; 9 — деаэратор; 10 — конденсатоотводчик; 11 — открытый слив через воронку

из всех точек, где конденсат может задерживаться во время стоянки и прогрева.

Отводы паропроводов от магистралей желательно делать сверху или сбоку, чтобы

скапливающийся перед запорным органом конденсат не увлекался паром.

Паропроводы на горизонтальных участках надо прокладывать с уклоном

0,002—0,006 в сторону точки отвода дренажа. Место отвода дренажа надо выби-

рать так, чтобы поток пара увлекал за собой конденсат к точке дренирования.

Запорные клапаны на дренажных линиях должны устанавливаться непосредственно

у точек отвода конденсата из паропровода во избежание скопления перед ними

конденсата. При продувке паропровода они должны быть полностью открыты.

После запорных клапанов по ходу дренажа устанавливаются клапаны для регули-

ровки его расхода. Включение линий «прямой» продувки и автоматического дрена-

жа в магистраль следует производить через обратный клапан во избежание заброса

воды в паропровод из дренажной линии в случае повышения в ней давления при

одновременном сбросе в нее дренажей из других паропроводов.

Методы расчета площадей проходных сечений дренажных трубопроводов изло-

жены в специальной литературе. Площадь сечения общей дренажной магистрали

должна быть равна сумме площадей проходных сечений труб, выходящих из

отдельных дренажных точек, или больше нее.

166

7.7.

Трубопроводная

арматура

Не следует объединять дренажи паропроводов с различными давлениями в одну

магистраль, так как вследствие подпора дренажи низкого давления работать не будут.

Для использования теплоты пара и конденсата продувки дренажи подают в рас-

ширитель, соединенный по пару с отбором турбины, а по воде с дренажным баком.

Пар используется в регенеративной системе, а конденсат перекачивается в деаэратор.

Важным элементом дренажной системы является конденсатоотводчик. Различают

конденсатоотводчики непрерывного и периодического действий. Отвод дренажа

через конденсатоотводчики обязателен для паропроводов насыщенного пара и для

тупиковых участков паропроводов перегретого пара. Максимальная пропускная

способность конденсатоотводчика должна приблизительно в 4 раза превышать

средний расход конденсата.

7.7. Трубопроводная

арматура

Энергетическая трубопроводная арматура по назначению подразделяется на

запорную, регулирующую и защитную. Запорная арматура может иметь ручной или

электрический привод, может работать с управлением по месту или дистанционно.

Регулирующая арматура может управляться с помощью ручного, электрического,

гидравлического или пневматического привода по месту, дистанционно или автома-

тически с импульсом от регуляторов в зависимости от отклонений параметров от

нормы. Защитная арматура действует, как правило, автоматически, получив импульс

при достижении параметром предельно допустимого значения, с использованием ме-

ханического, электрического, электромагнитного или гидравлического привода.

Трубопроводная арматура выбирается по условному давлению р

и условному

диаметру d

По конструктивному оформлению различают арматуру с фланцевыми

крышками и бесфланцевую с самоуплотняющимся соединением корпуса с крыш-

кой. При давлении более 1,3 МПа и температуре выше 300 °С применяется арма-

тура с литыми или коваными корпусами и крышками из углеродистой или легиро-

ванной теплоустойчивой стали. При высоких и сверхкритических параметрах ар-

матура присоединяется к трубопроводам преимущественно сваркой.

Крупнейшим поставщиком и ведущим предприятием по выпуску трубопровод-

ной арматуры на высокие и сверхвысокие параметры для ТЭС и АЭС является

ОАО «Чеховский завод энергетического машиностроения» (ЧЗЭМ).

Запорная арматура служит для герметичного перекрытия трубопроводов воды

и пара и представляет собой клапаны и задвижки.

Запорные клапаны выпускаются для трубопроводов с d

< 150 мм, поскольку

с увеличением проходного сечения прогрессивно увеличивается усилие, действую-

щее на их шпиндель. Эти клапаны применяются в основном на вспомогательных

паровых и водяных линиях, где требуется большое число отключений (продувоч-

ные линии, дренажные отводы, воздушники и др.). Не разрешается их использова-

ние в качестве регулирующих органов, поскольку в условиях эксплуатации они

допускают лишь два положения: полностью закрыт либо полностью открыт.

На рис. 7.14 изображен запорный клапан с ручным приводом в виде рукоятки.

Такие запорные клапаны на высокое и сверхкритическое давление выпускаются

ЧЗЭМ только для трубопроводов с d

= 10 и 20 мм. Запорные клапаны для трубопро-

167

Глава

ТРУБОПРОВОДЫ

АРМАТУРА

НА ТЭС

Рис. 7.14.

Запорный

клапан

ЧЗЭМ

рукояткой

= 10 и 20 мм):

1 —

корпус;

2 —

сальниковая

набивка;

3 —

шток;

4 —

рукоятка;

5 —

шпиндель;

6 —

сальниковая

букса;

7 —

золотник;

8 —

седло

водов с d

= 20+65 мм могут иметь местное

ручное управление от маховика, насажен-

ного на шпиндель, а также дистанционное

ручное управление или управление от ко-

лонкового электропривода, соединяемого

с клапаном через шарнирные муфты. Запор-

ный орган клапана состоит из золотника,

штока и наплавленного на корпус седла.

Уплотнительные поверхности золотника

и седла имеют коническую форму. В качест-

ве материала для сальникового уплотнения

штока применяют асбестовый шнур для

воды или асбографитовые кольца для пара.

На рис. 7.15 представлен запорный кла-

пан со встроенным электроприводом. Для

ручного управления здесь имеется маховик,

расположенный на валике электропривода.

Запорные клапаны могут устанавливаться как на горизонтальных, так и на вер-

тикальных участках трубопроводов с направлением потока среды в любую сторону

и при любом положении шпинделя. Исключение представляют лишь клапаны

со встроенным электроприводом, которые могут устанавливаться только на гори-

зонтальных участках трубопроводов в положении шпинделем вверх.

Запорные задвижки выпускаются для трубопроводов с d

= 100+600 мм.

Гидравлическое сопротивление задвижек меньше, чем запорных клапанов, но они

менее удобны при ремонте и не обеспечивают такую же герметичность, как запор-

ные клапаны.

Запорный орган задвижки выполняется в виде клинового затвора обычно с дву-

мя самоустанавливающимися дисками (тарелками) и двух седел, вваренных в тело

корпуса. Тарелки закрепляются в обойме с помощью держателей.

Задвижки могут устанавливаться как на горизонтальных, так и на вертикальных

участках трубопроводов с направлением потока среды в любую сторону и при

любом положении шпинделя (рис. 7.16). Большинство задвижек имеет байонетное

соединение тарелок с обоймой. Тарелки фиксируются в определенном положении

относительно обоймы с помощью двух подпружиненных штифтов. Для компенса-

ции неточностей изготовления деталей затвора и установки седел в корпусе между

распорным кольцом и одной из тарелок предусматривается компенсирующая про-

кладка. Для регулирования линейных размеров затвора допускается установка

дополнительной регулирующей прокладки.

168

7.7. Трубопроводная

арматура

Рис. 7.15.

Запорный

клапан

ЧЗЭМ

со

встроенным

электроприводом

20+65

мм):

1 —

корпус;

2 —

сальниковая

букса;

3 —

шток;

4 —

электродвигатель

привода;

5 —

редуктор;

6 —

коробка

концевых

ограничителей;

7 —

маховик

ручного

управления

Первоначальное прижатие тарелок к седлам (уплощение затвора) производится

с помощью распорного кольца, устанавливаемого между тарелками и выполняемого

в форме клина, окончательное уплотнение обеспечивается за счет перепада давлений

рабочей среды.

В некоторых типах задвижек тарелки распираются специальным грибком,

имеющим с одной стороны сферическую, а с другой — плоскую поверхность.

Соединение корпуса с крышкой у большинства задвижек на высокие параметры

среды — самоуплотняющееся бесфланцевое с сальниковой набивкой. Для его

уплотнения применяют шнуровую асбестовую набивку с прослойками из тигель-

ного чешуйчатого графита между смежными кольцами. В некоторых типах задви-

жек на средние и высокие параметры среды корпус с крышкой соединяются

на фланцах с гребенчатой прокладкой из малоуглеродистой мягкой стали.

Регулирующая арматура предназначена для поддержания в трубопроводе,

резервуаре или системе заданных параметров среды или ее расхода и включает

169

Рис. 7.16. Задвижка запорная ЧЗЭМ (d

= 100+300 мм) с приводной головкой и цилиндрической

зубчатой передачей при бесфланцевом соединении корпуса с крышкой:

1 — корпус; 2 — шток; 3 — цилиндрическая зубчатая передача; 4 — штурвал; 5 — шарнирная муфта

для дистанционного привода; 6 — сальниковая набивка штока; 7 — набивка уплотнения крышки;

8— бесфланцевая крышка; 9 — клиновой затвор; 10 — седло

170