9. ПОЛНАЯ ИЛИ РАЗВЕРНУТАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА

 И ТРУБОПРОВОДЫ ТЭС

9.1. Назначение и содержание развернутой тепловой схемы ТЭС

Развернутая тепловая схема (РТС) включает все оборудование ТЭС: основное, вспомогательное, резервное, трубопро­воды, арматуру, параллельные и обводные трубопроводы, в соответствии с последовательностью технологического процесса рабочего тела.

РТС позволяет оценить надёжность выполнения основного технологичес­кого процесса, экономичность прокладки системы трубопроводов, воз­можные режимы включения и выключения оборудования при изменении нагрузки и остановке оборудования, служит основой для компоновки главного корпуса ТЭС.

РТС составляется на основе выполненного выбора оборудования и показывает тип и число агрегатов ТЭС, способы соединения оборудо­вания трубопроводами, тип и расстановку арматуры. В спецификации РТС указывается тип, число, основные характеристики оборудования. Для каждой очереди или секции разрабатывается своя РТС, но могут указываться и общие для ТЭС трубопроводы пара, химочищенной воды и др. При блочной компоновке оборудования РТС даётся для одного блока (при одинаковых блоках), а при различных блоках – для каждого типа блока. В этом случае схема должна включать общестанционные вспомогательные линии. На РТС представляют (указывают) следующее оборудование и трубопроводы:

1) турбины с электрогенераторами и конденсаторами;

2) парогенераторы. Для прямоточных парогенераторов указывается включение экономайзеров, испарительных и пароперегревательных поверхностей, встроенных сепараторов, насосов рециркуляции, арматуры и т.д;

З) теплообменные аппараты – регенеративные и сетевые подогреватели, испари­тели, паропреобразователи, деаэраторы с баками, вспомогательные подогреватели, охладители пара, масло- и газоохладители и другие теплообменники;

4. насосы – питательные, конденсатные, сетевых подогревателей, бустерные, дренажные, испарителей, паропреобразователей;

5) вспомогательные приводные турбины;

6) пиковые водогрейные котлы;

7) баки чистого и загрязнённого конденсата, добавочной обессолен­ной воды, дренажные, сливные;

8) установки химического обессоливания;

9) трубопроводы свежего пара и промежуточного перегрева пара, питательные, конденсатные, регенерации, собственных нужд, дренажные, добавочной воды, цирку­ляционные. Для ТЭЦ, кроме того, указывают трубопроводы подачи пара на сетевые подогреватели, обратного конденсата, прямой и обратной сетевой воды;

10) пусковые устройства: БРОУ, РОУ, сепараторы, растопочные расшири­тели, насосы рециркуляции и соответствующую арматуру;

11) арматуру – запорную, регулирующую, защитную, дросселирующую, обводную и др.

На РТС для главных трубопроводов указываются наружный диаметр и толщина стенки.

9.2. Схемы главных паропроводов ТЭС

На  ТЭС Российской Федерации применяются две основные схемы прокладки паропроводов: секционная схема с поперечными связями для ТЭЦ и блочная схема для КЭС.

Для секционной схемы характерно то, что турбина и парогенератор образуют секцию и могут работать независимо от остального участка паропровода (рис. 9.1). Каждая секция имеет отвод к переключательной магистрали, и это создает на станции общий котельный резерв. При её применении производительность парогенератора и расход пара на турбину должны соответствовать.

При нормальной работе ТЭЦ задвижки  трубопроводов отводов закрыты, и движение пара через переключающую магистраль отсутствует. При переходе турбины для работы со своего парогенератора на резервный используется переключающая магистраль при этом режим работы остальных секций (котлов и турбин) не меняется. Переключающая магистраль прогрета и находится под давлением. Обычно в секцию входит по одной турбине и одному парогенератору.

Количество запорной арматуры должно быть минимальным, однако повреж­дение одной задвижки не должно вызвать аварийную остановку станции со сбросом нагрузки до нуля. Для безопасности и надёжности отключения оборудования, например, с целью вывода в ремонт при давлении пара более 6 МПа устанавливаются последовательно две задвижки. Оперативные задвижки на паропроводах имеют электропривод.

        На КЭС применяется блочная компоновка главных паропроводов (рис. 9.2). Для неё характерна простота, более низкая стоимость, меньшее количество запорной арматуры и не распространяется правило установки двух последовательных задвижек. Такая схема применяется для агрегатов большой мощности с газовым проме­жуточным перегревом и при работе с базовой нагрузкой. В этом случае надёжность работы парогене­раторов должна соответствовать надёж­ности турбин, т.к. котельный резерв отсутствует.

Блочная компоновка выполняется в виде моноблоков (рис. 9.2 а) и дубль-блоков (рис. 9.2 б). Дубль–блоки имеют дополнительную запорную арматуру для отключения одного из парогенераторов, их надёжность по сравнению с моноблоком выше.

При установке на ТЭС разнотипных тур­бин и парогенераторов применяется схе­ма главных паропроводов с одиночной главной магистралью для сбора пара (рис. 9.3). Она служит для уравнивания потока пара. Возможен общий котельный резерв. По сравнению с секционной схемой прокладки паропроводов применение сборной магистрали менее удобно. Для обеспечения надёжности на сборной магистрали устанавливаются последовательно две секционирующие задвижки.

9.3. Типы станционных трубопроводов

В систему трубопроводов входят трубы, соединительные и фасонные части, компенсаторы тепловых удлинений; отключающая, регулирующая и предохранительная арматура с приводными устройствами; подвижные и неподвижные крепления, подвески; тепловая изоляция и покрытия.

По виду транспортируемой среды трубопроводы подразделяют на: паропроводы; водопроводы; воздуховоды; газопроводы и газоходы; мазутопроводы; маслопроводы; пылепроводы.

Паропроводы можно разделить на "горячие" и "холодные". К "горячим"  паропроводам относят – трубопроводы от парогенераторов к турбинам, из отборов к регенеративным подогревателям, на вспомогательные механизмы, РОУ, на мазутное хозяйство и др. По "холодным" паропроводам производят подачу пара из турбин на вторичный перегрев, после РОУ и др.

К водопроводам относят питательные линии парогенераторов, испарителей и  теплообменников и др., конденсатные линии основного оборудования и вспомогательных установок, циркуляционные, дренажные, сливные трубопроводы и другие линии.

Наиболее ответственными являются "главные" трубопроводы подачи пара на турбоагрегаты и промежуточного перегрева пара; питательной воды и конденсата; пара и горячей воды на внешнее потребление.

По виду и параметрам транспортируемой среды по нормам Гостехнадзора трубопроводы делятся на четыре категории.

1. Трубопроводы перегретого пара давлением 4 МПа и выше при температуре 425 °С и выше и трубопроводы насыщенного пара и воды давлением 8 МПа и выше. Трубопроводы первой категории выполняются из качественных и высококачественных сталей по специаль­ным техническим условиям.

2. Трубопроводы перегретого пара при давлении 2,9÷3,9 МПа и температуре до 424 °С и трубопроводы насыщенного пара и питательной воды давлением до 8 МПа.

3. Трубопроводы перегретого пара давлением до 2,8 МПа при температуре до 350 °С, трубопроводы горячей воды и насыщенного пара с давлением от 1,6 до 3,9 МПа.

4. Трубопроводы перегретого и насыщенного пара с давлением 0,07÷1,6 МПа при тем­пературе до 250 °С и трубопроводы горячей воды с давлением до 3,9 МПа и температурой выше 115 °С.

В зависимости от категории для изготовления трубопроводов применяются аустенитовые высоколегированные (хромоникелевые) стали; ферритно-перлитные хромистые стали; перлитные низколегированные (хромомолибденовые, хромомолибденованадиевые) стали; углеродистые стали марок Ст. 10 и Ст. 20. Количество легирующих добавок в аустенитовых сталях до 30 %, в хромистых - 10÷12 %, в перлитных - 2÷4 %.

Трубы и арматура изготавливаются для определённых значений давления и температуры. При увеличении температуры рабочего тела нужно снижать давление. Условное давление – это давление, на которое рассчитан трубопровод при температуре 200 °С. Допустимое понижение давления при повышении температуры определяется маркой стали.

Испытание трубопроводов производят при пробном давлении

р_пр=1,25р_раб.                                                       (9.1)

При монтаже трубопроводов ТЭС используются различные марки сталей и при сопряжении элементов трубопроводов нужно учитывать различие в температурном удлинении, теплопроводности и т.д.

Сечение (или диаметр) трубопровода определяется в зависимости от расхода теплоносителя. Условный диаметр трубы  d_y – округлённое значение внутреннего диаметра, которое используется при предварительном подборе проходного сечения трубы. Условные проходы для труб диаметром от 10 до 25 мм кратны 5; от 40 до 80–10; от 100 до 375–25; от 400 до 1400 мм – 100; применяются условные проходы 32 и 450 мм.

Трубы изготовляют по сортаменту с определённым наружным диаметром

d_н = d_в + 2S.                                                           (9.2)

Здесь S  – толщина стенки трубы;  d_в – внутренний диаметр трубы.

Способы изготовления труб: для пара высоких параметров с толщиною стенки до 40 мм применяются трубы горячекатанные из кованой заготовки; при толщине стенки 40÷70 мм трубы изготавливают горячей прокаткой из кованной или сверленой заготовки.

Трубы из слаболегированных и углеродистых сталей выпускают длиной 3÷12 м; а из высоколегированных сталей – 3÷9 м.

На ТЭС применяется сварное соединение труб, труб и арматуры, как исключение допускаются на отдельных узлах, например, при установке расходомеров и др. фланцевые соединения. Сварное соединение снижает потерю теплоносителя, упрощает и снижает стоимость ремонта и мон­тажа, повышает надёжность трубопроводов.

9.4. Арматура и защитные устройства трубопроводов

Арматура - важный элемент трубопровода. По конструкции и назна­чению арматура выполняется запорной, регулирующей, предохранительно-защитной. Её развитие происходит в направлении упрощения монтажа, повышения пропускной способности и надёжности, снижения гидравлического сопротивления.

Запорная арматура (задвижки, вентили, краны с местным или дистанционным управлением, приводами различного типа) предназначена для отключения отдельных участков трубопроводов и прекращения движения теплоносителя.

Регулирующая арматура позволяет изменять расход и параметры теплоносителя за счёт изменения проходного сечения трубопровода (вентили, клапаны, краны и т.д.). Привод автоматический, реже ручной.

Предохранительно–защитная арматура служит для защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого повышения давления, обратного движения среды, бросков воды в турбину. Предохранительные клапаны устанавливаются на паропроводах высокого давления, регулируемых отборов и т.д. Обратные клапаны устанавливаются на напорной линии насосов при их параллельной работе, на линиях отбора пара из турбин и т.д.

Отсечно-защитные клапаны устанавливают перед регулирующей арматурой на  линии подачи пара на турбину, после промперегрева, чтобы исключить разнос турбины при сбросе нагрузки, для защиты турбины при включении обводной линии ПВД.

Контрольная арматура (краны, вентили и др.) используется для отбора проб среды и контроля уровня.

Арматура при условном диаметре 50 мм и выше и при температуре свыше 120 °С выполняется только стальной, применение чугунной не допускается. Трубопроводы устанавливаются на опорах и покрываются антикоррозионной и тепловой изоляцией.

9.5. Опоры, подвески и тепловая изоляция трубопроводов

При монтаже трубопроводов применяются неподвижные (“мёртвые”) и подвижные опоры. Неподвижные опоры обеспечивают жёсткое закрепление трубопроводов и прочное восприятие действующих во всех направлениях опорных реакций и скручивающих моментов.

Подвижные опоры допускают продольное или поперечное перемещение трубопровода. Подвижные опоры могут выполняться, например, шарнирными. Шарнирные опоры препятствуют продольному перемещению трубопроводов, но допускают его поворот в одной или двух плоскостях. Подвижные пружинные опоры и подвески обеспечивают поддерживание веса и поворот трубопровода в любом направлении, а также его подъём при тепловом удлинении вертикальных участков, расположенных вблизи вертикальных опор.

Максимальное расстояние между опорами трубопроводов определяют, рассматривая трубопроводы как балки, расположенные на двух опорах и находящиеся под действием равномерно распределённой нагрузки – вес трубы, изоляции и теплоносителя. Расстояние между опорами зависит от условного диаметра (100÷1200 мм) и составляет от 3,5 м до 7 м. При установке арматуры, отводов и т.д. для разгрузки опор они имеют самостоятельные разгрузочные опоры. Опоры не должны находиться под сварными соединениями.

Тепловая изоляция главных паропроводов выполняется известково-кремнеземистыми сегментами и оклеивается стеклотканью, внутри здания закрывается алюминиевым листом толщиною 0,8 мм, снаружи – оцинкованной сталью той же толщины. Тепловая изоляция может выполняться и из минераловатных прошивных матрасов (матов) с оболочкой из металлической сетки. Тепловая изоляция применяется для трубопроводов, имеющих температуру стенок свыше 45 °С, она должна обеспечить на поверх­ности температуру не выше 45 °С в местах доступных для обслуживания.

Если теплоноситель имеет температуру выше 50 °С внутри помещения и выше 60 °С вне помещения, то трубопроводы, аппаратура и оборудова­ние покрываются тепловой изоляцией. В помещении при температуре наружного воздуха +25 °С и ниже наружная температура изоляции должна быть 45÷48 °С, при расположении оборудования на открытом воздухе эта температура должна быть не выше 60 °С. При выполнении периодического контроля за арматурой и трубопроводами изоляция должна быть съём­ной. Изоляция основных трубопроводов и их участков вблизи масло- и мазутопроводов, изоляция фланцев, циклонов, сепараторов, баков запас­ного конденсата, деаэраторов установленных снаружи выполняют с метал­лическим или пластмассовым не горючим покрытием. При давлении пара 14 МПа и выше трубопроводы покрываются коррозионно-стойким метал­лом.

Окраска трубопроводов зависит от вида теплоносителя: преобладающая жидкость и газ – черный; вода – зеленый; пар – розовый; воздух – голубой; азот – темно-желтый; кислород – синий; инертные газы – фиолетовый; аммиак – серый; кислота – оливковый; щелочь – серо-коричневый; масло – коричневый; жидкое топливо – желтый; горючие газы – оранжевый; противопожарный трубопровод – красный; вакуум – светло-серый. Кроме того, на трубопроводах наносят кольца различного цвета, характеризующие параметры среды и её свойства, буквенные обозначения, стрелки и т.д.

Трубопроводы, работающие при повышенном давлении и температуре, регистрируются и контролируются Госгортехнадзором, и на них ведётся соответствующая документация.

Трубопроводы, работающие при повышенных параметрах теплоносителя и значительной протяжённости на прямолинейных участках, имеют значительные температурные удлинения и для их компенсации устанавливают специальные компенсаторы: лирообразные, П-образные, сальниковые, линзовые. Наибольшее распространение получили компенсаторы, выполненные из труб: лиро- и П-образные. Они надёжны и имеют большую компенсирующую способность. Их недостаток – большие габариты и гидравлическое сопротив­ление.

Сальниковые компенсаторы применяются при небольших давлениях. Они имеют небольшие габариты и компенсируют значительные удлинения. Недостаток – постоянное, тщательное наблюдение и частая смена набивки. Применяются при давлении до 1,6 МПа.

Линзовые компенсаторы конструктивно выполнены в виде последовательно включённых в трубопровод волн, их компенсирующая способность невелика, они соз­дают большие нагрузки на опоры, требуют отвода дренажа от каждой волны. Применяются при давлении до 0,7 МПа и диаметрах труб не более 150 мм.

Наиболее надёжны гнутые компенсаторы, а также естественные изгибы трубопроводов (самокомпенсация).

9.6. Koнструкция и эксплуатация трубопроводов ТЭС

В состав трубопроводов ТЭС входят линейные участки, арматура, компенсаторы, опоры, изоляция и т.д.

Горизонтальные паропроводы должны выполняться с уклоном по направлению движения теплоносителя не менее 0,002 и снабжаться спуск­ными штуцерами и запорной арматурой. В верхних точках трубопроводов должны быть устройства для спуска воздуха, в нижних точках – для продувки.

Отводы, компенсаторы должны иметь радиус гиба не менее 3,5 номи­нального (наружного) диаметра трубы. Более крутые колена имеют радиус не менее диаметра (наружного) трубы и изготавливаются горячей протяжкой, гибкой на специальном оборудовании.

Для снятия напряжений, возникающих при сварке, гибке и т.д. и улучшения пластических свойств металла в местах гиба и сварки при­меняется термическая обработка металла (обязательно выполняется при δ_ст>36 мм): отжиг, отпуск, нормализация, аустенизация и т.п. При этом нужно принять меры устраняющие деформацию при нагреве металла.

Для снятия температурных удлинений помимо установки, компенсато­ров применяется и самокомпенсация. Холодный натяг трубопроводов предусматривается проектом и выполняется после сварки и термической обработки сварных соединений.

Смонтированные трубопроводы проходят гидравлические испытания для проверки на прочность и герметичность. Гидравлические испытания проводят водой при температуре не ниже +5 °С и продолжением не менее 5 минут. При испытании паропроводов работающих при давлении более 10 МПа стенка трубы при испытании должна иметь температуру не ниже 10 °С. Паропроводы с диаметром (внутренним) 150 мм и более и температурой пара выше 300 °С имеют указатели перемещений для контроля за рас­ширением трубопроводов и работы опор.

Качество сварных швов проверяется внешним осмотром и контролем, предусматриваемым проектом и нормами испытаний. Питательные трубо­проводы проверяются ещё и на внутреннюю коррозию в процессе периодического осмотра.

Остаточные деформации паропроводов из-за ползучести контролируются периодическим осмотром: при их изготовлении из углеродистой стали при температуре 450 °С и выше, для хромомолибденовых сталей при t=500 °С и выше, а для высоколегированных теплоустойчивых сталей при  t=540 °С.

9.7. Расчет трубопроводов ТЭС

По заданным величинам расхода теплоносителя, его давлению, темпе­ратуре и спроектированной трассе выполняется гидравлический и механический расчет трубопроводов. В результате расчёта определяют внутренний и наружный диаметры, толщину стенки S, марку и класс стали, проверяют допустимые напряжения, вызванные давлением и термическими расширениями. 

9.7.1. Гидравлический расчет трубопроводов

На основании уравнения неразрывности

f· = D ·,                                                        (9.3)

определяется сечение трубопровода f, м²

,                                                  (9.4)

где V – объемный расход среды, м³/с  ;       D – массовый расход среды, кг/с;

       – удельный объём среды, м³/кг;        – скорость движения среды, м/с.

Тогда "расчётный" внутренний диаметр d_р, м, равен

 ,                                           (9.5)

Если массовый расход D выражен в кг/ч, то

;                                 (9.6)

Для случая, когда D выражен в т/ч, имеем

 

.                                  (9.7)

При изготовлении трубопровода заданного наружного диаметра расчётный внутренний диаметр d_p определяется с учётом положительных Δ₁>0 и отрицательных Δ₂<0 допусков (в %) к толщине  S стенки:

.                                          (9.8)

Катаные, сверленные и сварные трубы имеют одинаковые абсолютные значения допусков

Δ₁+Δ₂ = 0,                                                (9.9)

и тогда расчётный и внутренний диаметры совпадают:

.                                      (9.10)

При определении диаметра трубопровода по экономическим и техни­ческим соображениям выбирают следующие значения скоростей движения теплоносителей: для пара =20÷100 м/с; для воды - 0,5÷6 м/с; для воздуха – 10÷20 м/с;  для нефтепродуктов  – 1÷3 м/с.

При необходимости определения возможности пропуска теплоносителя через существующий трубопровод при заданном значении внутреннего диаметра трубопровода d_в  определяется скорость , м/с, движения среды по формуле

.                                 (9.11)

Здесь массовый расход D теплоносителя выражен в т/ч.

Тогда массовый расход D,  т/ч, теплоносителя равен

.                                                     (9.12)

Гидравлическое сопротивление трубопроводов зависит от скорости  движения среды, длины линейного участка L , расчётного диаметра трубопровода d_p, коэффициентов местного ξ_м и линейного сопротивления ξ_тр и определяется потерей давления Δр, МПа:

.                                  (9.13)

9.7.2. Расчет трубопроводов на прочность

Толщина стенки S, мм, трубы зависит от давления теплоносителя р, МПа, допускаемого металлом трубопровода напряжения σ_доп, МПа; наружного диаметра d_н, мм, трубопровода; коэффициента прочности φ, учитыва­ющего класс, марку стали, наличие и вида сварных соединений, прибавки с, мм, к расчётной толщине стенки:

.                                   (9.14)

Допускаемое напряжение определяется по формуле

σ_доп = η·σ*_доп.                                                (9.15)

где σ*_доп – номинальное допускаемое напряжение при наивысшей темпе­ратуре транспортируемого теплоносителя;

       η=1 для трубопроводов и η=0,9 для обогреваемых барабанов и камер парогенераторов.

Коэффициент прочности φ для бесшовных, труб с поперечным сварным швом и для труб из углеродистой, низколегированной хромомолибденовой, марганцовистой и аустенитовой стали равен 1; для труб из хромомолибденованадиевой и высокохромистой стали – 0,8; для стыковых сварных соединений из углеродистой и низколегированной стали - 0,7÷0,85.

Значение прибавки с для прямых труб в первом приближении принимают

c = 0,1·S.                                                        (9.16)

Для гнутых труб  с зависит от радиуса изгиба трубы. При

                                                    (9.17)

 значение с должно быть не менее 0,5 мм.

Давление теплоносителя на стенки создаёт внутреннее или "приведённое" напряжение σ_пр, которое зависит от давления среды р, наружного диаметра трубопровода d_н, толщины стенки S, коэффициентов с и φ.

 – от внутреннего давления;

На трубопровод действует продольная растягивающая или сжимающая сила P_вн, вызывающая напряжения  σ_р растяжения или сжатия

 – от растягивающей или сжимающей внешней силы.

Здесь F – площадь кольцевого сечения стенки трубы, м².

Внешний изгибающий момент пары сил , действует вдоль цилиндрической оси  трубопровода и создаёт напряжения σ_и, МПа:

.                                                     (9.18)

Здесь W – момент сопротивления поперечного сечения трубы, м³; φ_и – коэффициент прочности сварного шва при изгибе,  φ_и=0,6÷0,9 (зависит от состава стали и способа изготовления труб).

;                                                          (9.19)

 

Осевой момент инерции J, м⁴, поперечного сечения трубопровода рассчитывают по формуле

.                                               (9.20)

Для пространственных трубопроводов характерны дополнительные напряжения на кручение. Эти напряжения τ, МПа, вызываются внешним крутящим моментом . Крутящий момент совпадает с изгибающим моментом, но действует в плоскости перпендикулярной продольной оси трубопровода.

.                                                  (9.21)

Таким образом, результирующее «эквивалентное» напряжение , МПа, в трубопроводе вызвано осевой силой Р_вн, изгибающим моментом  и крутящим моментом  

.                                 (9.22)

Напряжения в трубопроводах, вызванные самокомпенсацией, определя­ются по тем же формулам и проверяются соотношением

.                              (9.23)

При не выполнении этого условия проект трубопровода меняется: изменяют трассу, размещение опор, марку стали.

Величины допускаемых напряжений σ_доп определяются в зависимости от температуры металла. При высоких температурах металла σ_доп определяется длительной прочностью , при повышенных температурах - пределом текучести  и при комнатной температуре временным сопротивлением разрыву . Запасы прочности соответственно принимают равными: n_д.п=n_т=1,5 и n_в=2,6. Тогда для до­пускаемых напряжений выбирают наименьшие из значений

                                                 (9.24)

9.7.3. Расчет самокомпенсации трубопроводов

Температура металла трубопровода меняется в зависимости от изменения  температуры теплоносителя до 250 °С для питательных трубопроводов, до 550 °С для паропроводов. Повышение температуры металла трубопровода на 100 °С вызывает его удлинение на 1,1÷1,9 мм/м, на каждые 20 м длины трубопровода удлинение составит 22÷38 мм. Кроме того, величина удлинения зависит от класса и марки стали. Усилие Р, МН, передаваемое неподвижной опоре, при термическом, упругом удлинении трубопровода рассчитывают по формуле

,                                        (9.25)

где  – напряжение, возникающее в металле трубопровода, МПа;

             L – длина трубопровода, м;

  – удлинение трубопровода, м;

– поперечное кольцевое сечение металла (тела) трубопровода, м²;

S – толщина стенки трубопровода, м;

E – модуль упругости стали, МПа.

Механические напряжения в металле трубопровода можно снизить, придав ему гибкую форму, что способствует его свободному удлинению. Аналогичную задачу выполняет введение в трубопровод гибких элементов – компенсаторов, воспринимающих удлинение трубопровода. Самокомпенсация – это способность трубопровода компенсировать тепловые удлинения без установки специальных конденсаторов. Расчёт самокомпенсации трубопроводов сводится к расчёту тепловых   удлинений   гибкого   трубопровода,   механических   напряжений   в   его

металле, возникающих за счёт удлинений, и усилий в опорах.

Тепловые удлинения отдельных участков гибкого пространственного трубопровода вызывают изгиб и кручение смежных участков, с которыми обычно они образуют прямой угол. Эти деформации вызваны изгибающим моментом M_И и крутящим моментами М_К, МН·м. Потенциальная энергия деформации трубопровода рассчитывается по формуле

,                                      (9.26)

где  – осевой момент инерции поперечного сечения трубы относительно нейтральной оси, м⁴;

J_p = 2·J – полярный момент инерции поперечного сечения трубы относительно центра тяжести, м⁴;

 – модуль упругости при сдвиге, МПа;

μ  – коэффициент Пуассона (для стали  μ = 0,3).

Рассчитывается пространственный трубопровод как плоский, полученный проектированием на соответствующие плоскости координат. Расчётные значения перемещений трубопроводов определяют как сумму перемещений концов трубопровода за счёт температурных удлинений, предварительной растяжки трубопроводов и заданных перемещений концов. Растяжка вы­полняется на половину температурного удлинения трубопровода.

При расчёте пространственного трубопровода изгибающие моменты, действующие во взаимно перпендикулярных плоскостях, складываются геометрически.

9.8. Выбор числа параллельных линий паропроводов

 и оценка их надёжности

Главный паропровод состоит из 2÷4 (иногда больше) параллельных паропроводов, питательные паропроводы прокладываются в  1- 2 нитки.

Увеличение числа параллельных линий трубопроводов уменьшает их диаметр и толщину стенки, увеличивает гибкость, повышает самокомпенсацию, уменьшает термические напряжения, но при этом увеличивается гидравлическое сопротивление. При выборе числа линий трубопровода учитывают следующие параметры: внутренний и наружный диаметр трубопровода соответственно  d_в и  d_н; толщину стенки ; длину трубопровода L; число параллельных линий n; плотность металла ρ,  кольцевое сечение трубопровода f.

.             (9.27)

Масса металла М₁ одного трубопровода и масса металла   М_n n трубопроводов равны:

.                         (9.28)

Потеря давления Δр,  МПа, при расчётном диаметре

.                                        (9.29)

Скорость движения жидкости  υ, м/с, при n параллельных трубопроводах 

,                                                  (9.30)

где D - массовый расход среды, кг/с;  - удельный объём среды, м³/кг.

Отношение массы трубопровода, состоящего из n параллельных ветвей и из одной ветви,

.                               (9.31)

Расчёты показывают, что соотношения массы трубопро­водов, выполненных из одной и n линий соответственно составляют:

две линии - 1,16;           четыре линии - 1,37;

три  -          1,29;                     шесть линий - 1,51.

В общем случае соотношение массы трубопроводов при различном количестве линий можно определить по формуле

.                                                 (9.32)

Надёжность трубопровода оценивается по показателю вероятности выхода из работы наиболее слабых участков трубопровода и соответ­ствующей потере мощности. Такими участками являются в первую очередь запорная арматура. Считается, что выход из работы одной задвижки при­водит к остановке одного или нескольких агрегатов и потери мощности ΔN. Если на ТЭС таких задвижек K, то общая потеря мощности от рабочей мощности станции N_раб составит

.                                                 (9.33)

Здесь ω отношение потери мощности и рабочей мощности

.                                                       (9.34)

При установке задвижек на различных участках трубопровода одно­временная или разновременная потеря мощности определяется коэффи­циентом отключаемой мощности Ω. При числе задвижек m на различных участках трубопровода коэффициент отключаемой мощности равен

                                                   (9.35)