В настоящее время трубопроводы используют везде, даже в самом небольшом населенном пункте. Ведь все: вода, газ, тепло или канализация и поступает, и отводится из зданий по трубам. И наверняка все согласятся с тем, что все это требует постоянного контроля. Ведь никому не понравится, если в квартире будет постоянно бежать вода. Правда, этот вопрос может урегулировать хороший смеситель, а вот что делать с перекрытием системы трубопровода ? Именно для таких ситуаций и применяется запорная арматура общепромышленного назначения.
Виды запорной арматуры:
1. Вид запорной арматуры, регулирующий и запирающий элемент которой движется перпендикулярно оси потока рабочей среды – это задвижка
2. Клапан или вентиль – это вид, где регулирующий и запирающий элемент движется параллельно оси потока
3. Вид запорной арматуры, где регулирующий и запирающий элемент имеет форму тела вращения или какой-то его части, движется вокруг собственной оси, а по отношению к потоку среды располагается произвольно, называется краном
4. Вид запорной арматуры, где регулирующий и запирающий элемент имеет форму диска, который вращается вокруг своей оси, а по отношению к потоку рабочей среды находится перпендикулярно или под углом, называется дисковым затвором (заслонка, поворотный затвор, герметический клапан, гермоклапан)
Для того, чтобы было проще разобраться в классификации, стоит разобраться в возможностях присоединения запорной арматуры. Варианты такие: фланцевые, резьбовые или муфтовые и сварные. К муфтовым соединениям относятся шаровые краны и вентиля. Все данные виды имеют фланцевые крепежи, а затвор – межфланцевое присоединение. Ну и сварное крепление имеют шаровые краны и иногда затворы.
Для того, чтобы лучше разобраться во фланцевом варианте крепления, нужно понять, что такое фланец. Фланцем (от нем. Flansch) называют диск или плоское кольцо с находящимися равномерно отверстиями для шпилек и болтов, которые нужны для герметичного, прочного соединения трубопроводной арматуры и труб. Для соединения их с аппаратами и емкостями, машинами, для присоединения валов или каких-либо других элементов вращения. Фланцы классифицируются по габаритам, вариантам крепления (плоские и воротниковые) и типу уплотнительной поверхности. Фланцы являются или деталями труб, фитинга, вала, или корпусной детали и других. Фланцы, как самостоятельные элементы в основном привинчиваются или привариваются к концам соединяемых элементов.
А сейчас решим, какие запорные арматуры будут более выгодными и рациональны в использовании.
Арт. 2102 Задвижка с обрезиненным клином
1. Материал корпуса Чугун GGG-40
2. Клин покрыт EPDM
3. Фланцы в соответствии с DIN 2501 PN 10
4. Фланцевое соединение согласно нормам DIN 2501 PN16
5. Сфера применения: вода
6. Рабочая температура 80° С
7. Покрытие корпуса — эпоксидная смола
8. Рабочее давление PN 16
9. DN 200
10. Цена 14500 руб.
Арт. 2035 – Кран шаровый цельносварной под приварку
1. Кран шаровый монокорпусный с редуцированным проходом
2. Патрубки под приварку согласно стандарту EN 12627
3. Выполнен из углеродистой стали класса DIN St-37
4. Уплотнение седла шара из карбонизированного тефлона
5. Уплотнение штока FPM (VITON)
6. Шар — нержавеющая сталь AISI 304.
7. Шток — нержавеющая сталь AISI 303
8. Максимальное рабочее давление 25/40 бар
9. Рабочая температура от -30° С до +200° С
10. Кран не требует обслуживания: регулировки, смазки
11. Размеры 8″, 10″, 12″ — с ручным редуктором (2035G)
12. DN 200
13. PN 25
1. Дисковый поворотный затвор
2. Корпус чугунный GG 20 разрешен для установки во фланцы по DIN PN 10/16
3. Затворный диск изготовлен из чугуна с шаровидным графитом GGG-40
4. Установка привода в соответствии с ISO 5211-DIN 3337
5. Окрашен эпоксидной смолой
6. Максимальная рабочая температура 120° С
7. Рабочее давление PN 16
8. DN 200
9. Цена 3435 руб.
Первым делом нужно решить, что выбрать: задвижку или шаровой кран. Так как данные приспособления очень близки друг с другом по всем параметрам. Они оба могут быть разработаны для работы под высоким давлением и температурой. Но различаются по качеству, весу и функциям. Даже то, что задвижки были созданы намного раньше шаровых кранов, это никак не сказалось на качестве. Итак, наверняка при использовании традиционных задвижек, многие сталкивались с подобными проблемами:
1. ежегодное обследование
2. плохая непроницаемость
3. не очень большой срок эксплуатации без аварий
4. при возникновении аварийной ситуации, непросто перекрыть водопровод
5. довольно большие размеры и вес
Возможно, основным и, пожалуй, единственным достоинством задвижек до настоящего времени, остается небольшая цена относительно шарового крана. Но подумайте, если прибавить к цене еще и траты на обслуживание, то останется ли она такой низкой ?
Уже достаточно долго в системах водоснабжения, отопления и газоснабжения применяются шаровые краны из цветных металлов. Сравнительно недавно начали использовать шаровые краны из стали. В настоящее время именно они находят массовое применение. Их главным достоинством является то, что они не требуют постоянного контроля и обслуживания, их размеры и вес не очень велики. Они имеют несколько вариантов крепления, довольно большой срок отличной работы и хорошую скорость перекрытия.
Разница в ценах на задвижки и шаровые краны также обусловлена тем, что рабочее давление задвижки – 16Кг/см кв, температура до 80 градусов, когда, как шаровый кран имеет рабочее давление 25/40 Кг/см кв и температуру от -30 до 200 градусов. Ну, естественно. Задвижку с такими же свойствами, как и у шарового крана, легко можно подобрать, но так разница в цене станет совершенно незначительной. А так, если учесть остальные качества данных устройств, шаровый кран будет предпочтительнее.
Если мы рассматриваем такие рабочие условия: невысокая температура и давление (до 120 градусов), то появляется дополнительный вариант – дисковый затвор. При данных условиях это наиболее оптимальный вариант. Затвор имеет небольшие размеры и вес, а также невысокую цену. Его можно применять и как регулятор. Температура, при которой работает затвор, определяется материалом уплотнения, то есть этилен-пропиленовый каучук (EPDM). Но можно применять и другие – тефлоновое уплотнение, корпус из нержавеющей стали и многое другое.
Итак, можно подвести итоги:
1. Для того, чтобы регулировать поток с небольшой температурой (до 120 градусов) и давлением до 16 Кг/см кв самым подходящим вариантом будет затвор.
2. Для работы в условиях с более высокими температурами и давлением подойдет шаровый кран. Кстати, шаровые краны в обычном виде, не так привередливы к рабочей среде потока, как любые другие виды запорной арматуры.
Очистка водоподогревателей систем горячего водоснабжения и отопления
Д.т.н. Д. И. Кучеренко, генеральный директор ООО «Кондивод» В. П. Фролов, генеральный директор ГУП «Мосгортепло»
ГУП «Мосгортепло» — крупнейшая теплоснабжающая организация Москвы, обеспечивает теплом и горячей водой более 70% столицы, более 22000 зданий и сооружений, около 5300 ЦТП.
Обследование ЦТП по всей Москве позволило получить объективные данные и показало, что в процессе эксплуатации водоподогревателей на поверхностях теплообмена с обеих сторон образуются отложения. В системах горячего водоснабжения со стороны нагреваемой воды образуются отложения, представленные двумя компонентами — карбонатом кальция и продуктами коррозии стали (наносные отложения продуктов коррозии трубопроводов). Со стороны теплоносителя отложения представлены исключительно наносными продуктами коррозии.
В системах отопления отложения на обеих поверхностях теплообмена представлены в основном наносными отложениями продуктов коррозии. Толщина отложений составляет обычно десятые доли мм, но встречаются случаи, когда слой отложений достигает 1 мм и более.
В результате образования отложений толщиной 0,7-1,0 мм коэффициент теплопередачи снижается на 42-56%, что приводит к соответствующему снижению эффективности систем горячего водоснабжения и повышению энергетических потерь, снижение общего коэффициента теплопередачи водоподогревателей за 1 год эксплуатации составляет 5-7%, за два года — до 30%, за три года — 50% и более. Кроме того, образование отложений в трубках водоподогревателей вызывает значительное повышение их гидравлического сопротивления, которое достигает 18-20 м.в.ст.
Для очистки водоподогревателей, как и других теплообменных аппаратов, нередко прибегают к механическим способам, что связано с трудоемкими работами по разборке этих аппаратов и индивидуальной очистке каждой трубки. Следует отметить, к тому же, что при характерных для водоподогревателей очень прочных отложениях карбоната кальция толщиной в десятые доли мм механические способы не обеспечивают эффективной очистки. Особенно это относится к пластинчатым водоподогревателям с рифлеными поверхностями теплообмена.
Известен целый ряд способов химической очистки теплообменных аппаратов с применением сильных минеральных и органических кислот, комплексонов и других соединений. Химические способы в основном обеспечивают достаточно эффективную очистку теплообменных аппаратов от солевых отложений, однако нередко имеют и свои существенные недостатки:
■ многие из них в той или иной мере вызывают повреждение конструкционных материалов теплообменных аппаратов, в результате чего после нескольких химических чисток их приходится менять;
■ отработанные технологические растворы необходимо нейтрализовать или обезвреживать до кондиций, разрешенных к сбросу в канализацию;
■ при осуществлении многих химических методов очистки, как отечественных, так и зарубежных, приходится оперировать с очень большими количествами реагентов — с десятками и даже с сотнями килограммов, что приводило к тому, что от применения этих способов в конце концов отказывались даже на тех предприятиях, где они применялись, в течение длительного периода времени. Головным институтом страны в области производственного водоснабжения — ВНИИВОДГЕО, а в последствии и созданной на его основе фирмой «КОНДИВОД» в течение многих лет проводились исследования различных методов очистки теплообменных аппаратов от отложений и обрастаний, в том числе и химических с применением отечественных и зарубежных реагентов. В результате этих работ разработана технология, при которой очистка теплообменных аппаратов от карбонатных отложений осуществляется посредством естественных процессов, обратных тем, которые происходят при их образовании. Реагенты являются экологически чистыми, допускаемыми для использования в системах питьевого водоснабжения. Расход реагентов незначителен.
Реагенты не вызывают повреждения конструкционных материалов теплообменных аппаратов, что чрезвычайно важно.
Отработана технология поэтапной очистки теплообменных аппаратов, которая дает возможность управлять процессами очистки и контролировать их по количеству отмываемых отложений, определяемых анализом воды, циркулирующей в замкнутом контуре. В процессе производственных исследований выявлены интересные специфические особенности данного метода очистки и характерные для него закономерности. Установлено, в частности, что жесткость воды, циркулирующей в замкнутом контуре, быстро возрастает в самом начале цикла, затем рост ее замедляется и, наконец, полностью прекращается — величина жесткости циркуляционной воды, равно как и щелочности, устанавливается на определенном уровне, зависящем от исходного загрязнения теплообменников карбонатными отложениями. По достижении указанного стабильного состояния цикл заканчивается, система промывается водопроводной водой и начинается новый цикл. Количество удаляемых отложений постепенно снижается, наконец, наступает такой момент, когда количество удаленных за цикл отложений не превышает 0,1-0,2 мг-экв/л, что свидетельствует о том, что очистка данной группы теплообменников заканчивается. Например, величины повышения жесткости раствора в отдельных циклах (мг-экв/л) группы теплообменников ЦТП № 0308/034: 1,1; 0,9; 0,4; 0,4; 0,2; 0,2.
Указанная технология применяется на ЦТП, находящихся в ведении ГУП «Мосгортепло» с 1996 г., к настоящему времени произведена очистка более 2000 ЦТП, в каждом из которых установлено от 10 до 20 секций водоподогревателей.
Таким образом, данная технология дает возможность достигать полной очистки теплообменных аппаратов от карбонатных отложений независимо от степени первоначальной загрязненности и расходовать на очистку каждой группы теплообменников только такое количество реагентов, которое необходимо и соответствует количеству образовавшихся карбонатных отложений.
Что же касается продуктов электрохимической коррозии, образующихся в местах контакта латунных трубок со стальной трубной доской, то для их удаления данным методом требуется достаточно большое время, которое не всегда может быть предоставлено.
Учитывая указанное выше снижение коэффициента теплопередачи и повышение гидравлического сопротивления водоподогревателей, обусловленное образованием отложений, работы по их очистке следует производить периодически не реже чем раз в два года.
Литература
1. Кучеренко Д. Н. Система для очистки трубок. – Бюллетень изобретений № 11, 1976.
2. Кучеренко Д. И. Методы очистки теплообменных аппаратовот отложений и обрастаний. — Труды института ВОДГЕО1977, выпуск 66.
3. Чистяков Н.Н., Грудзинский М.М. и др. Повышение эффективности работ систем горячего водоснабжения. -Москва: Стройиздат, 1988.
4. Кучеренко Д. И. Устройства для очистки теплообменных аппаратов. — Бюллетень изобретений № 14, 1983.
Легенды и мифы современной теплотехники
или пластинчатые и кожухотрубные теплообменные аппараты
к.т.н Барон В.Г., директор ООО «Теплообмен», г.Севастополь
В настоящей статье предпринята очередная попытка осуществить объективное, без передергиваний и эмоциональной окраски, сравнение двух наиболее известных типов теплообменных аппаратов – пластинчатых и кожухотрубных. За последнее десятилетие благодаря массированной, причем зачастую необективной, рекламе пластинчатых аппаратов, в среде сотрудников, работающих в сфере теплотехники, в т.ч. коммунальной, сформировалось ложное мнение об абсолютном превосходстве пластинчатых теплообменников над кожухотрубными. Впрочем этому не стоит удивляться, т.к. рекламная кампания пластинчатых аппаратов осуществлялась по всем правилам воздействия – она была обширнейшей, постоянной и либо бездоказательной, на уровне заклинаний (например, встречались статьи с названием «Пластинчатые теплообменники – альтернативы нет»), либо псевдодоказательной, рассчитанной в этом случае на недостаток узкоспециальных знаний у специалистов-теплотехников широкого профиля. Настоящим предпринимается попытка восполнить пробел в доказательном ряду сравнений пластинчатых и кожухотрубных теплообменников.
Перечисляя преимущества пластинчатых аппаратов, их апологеты, как правило, выделяют следующие преимущества: небольшой вес, небольшой габаритный объем, тонкостенность теплопередающих пластин и высокий коэффициент теплопередачи, повышенный срок службы, легкость технического обслуживания. О цене предпочитают умалчивать, т.к. она, как правило, в несколько раз превышает цену кожухотрубных аппаратов (здесь и далее речь идет о разборных пластинчатых теплообменниках, т.к. неразборные в условиях СНГ, как правило, предпочитают не применять и, кроме того, они, имея меньшую стоимость, одновременно теряют ряд преимуществ разборных аппаратов – прим. авт.). Итак,
легенда №1 – небольшой вес
Тезис о незначительном весе пластинчатых теплообменников сформировался в начале 90-х годов прошлого столетия, когда западноевропейские фирмы, придя на рынок стран СНГ, в массовом порядке столкнулись с кожухотрубными аппаратами, использовавшимися в коммунальном хозяйстве Советского Союза и разработанными более полувека тому назад. Грешно было не использовать такой козырь. Но продолжать эксплуатировать эту легенду в настоящее время представляется просто непорядочным (ведь нельзя всерьез предположить, что абсолютно все представители фирм-поставщиков пластинчатых теплообменников совершенно не следят за событиями, происходящими на соответствующем сегменте научно-технического рынка). А в настоящее время на рынке есть кожухотрубные теплообменники фирмы САТЭКС [1], сравнение с которыми по весу уже не дает столь ошеломляющих преимуществ пластинчатым аппаратам, есть также теплообменники, разработанные ЦКТИ [2, 3], по сравнению с которыми выигрыш по массе у пластинчатых аппаратов становится еще более скромным, и, наконец, есть аппараты ТТАИ предприятия «Теплообмен» [4, 5], сравнивать с которыми пластинчатые аппараты по массе никогда не возьмется ни один представитель фирм-поставщиков пластинчатых теплообменников, т.к. вес пластинчатых аппаратов будет выглядеть просто пугающе большим.
Для примера приведем конкретные данные по одному из объектов, для комплектации которого были даны предложения по западноевропейским пластинчатым теплообменникам и аппаратам ТТАИ предприятия «Теплообмен».
Для нагрева воды в бассейне требовался теплообменник. Заказчик, выбирая наиболее устаивающий его вариант, выдал исходные данные различным поставщикам (в обоих случаях предусматривалось титановое исполнение): требуется нагревать морскую воду с расходом 9,4 т/ч от 4 оС до 27 оС пресной водой с расходом 10,8 т/ч и температурой на входе в теплообменник 70 оС. Предложенный для решения этой задачи пластинчатый теплообменник имел сухой вес, равный 120 кг, а теплообменник ТТАИ имел вес, равный 5 кг. Комментарии, наверное, излишни.
Таким образом становится очевидным, что малый вес пластинчатых аппаратов по сравнению с кожухотрубными не более, чем легенда.
Легенда №2 – небольшой габаритный объем
Рекламируя преимущества пластинчатых теплообменников, почти всегда подчеркивают такое их достоинство, как небольшой габаритный объем, что позволяет радикальным образом экономить площади, необходимые для размещения теплообменного оборудования и высвобождать их для использования по другому назначению. Для крупных городов, где каждый квадратный метр офисной или торговой площади в центре города стоит немалых денег, это действительно важное качество. Но всегда ли слово «пластинчатый» обеспечивает преимущество по этому показателю по сравнению со словом «кожухотрубный»? Или честнее было бы писать «современный пластинчатый по сравнению с устаревшим, без малого вековой давности разработки, кожухотрубным». Представляется, что последняя формулировка была бы намного точнее. Впрочем, читатель может судить сам на основании нижеприведенных данных.
Требуется осуществить 2-х ступенчатый нагрев воды горячего водоснабжения, при этом расход нагреваемой воды 8,4 т/ч, температуры нагреваемой воды (последовательно по ступеням) – 5 оС, 43 оС и 55 оС. По греющей среде были заданы следующие параметры: расход через 2-ю и 1-ю ступени соответственно 5,6 т/ч и 15,2 т/ч, температуры греющей среды на входе во 2-ю и 1-ю ступени соответственно – 70 оС и 52 оС.
Для решения стоящей задачи был предложен пластинчатый теплообменник одной из западноевропейских фирм, имеющий габаритный объем, равный 0,19 м3. Решение этой же задачи (при тех же потерях напора) с помощью теплообменников ТТАИ потребовало применения для 1-й ступени аппарата с габаритным объемом 0,03 м3, а для 2-й – 0,007 м3. Как видно, суммарный габаритный объем двух аппаратов ТТАИ в 5,1 раза меньше габаритного объема одного пластинчатого аппарата. Следует обратить внимание на то обстоятельство, что в данном случае осуществлено заведомо невыигрышное сравнение для аппаратов ТТАИ, т.к. 2-х ступенчатый нагрев конструктивно может быть выполнен в одном пластинчатом аппарате, но на данный момент требует двух аппаратов ТТАИ (сейчас разрабатывается модификация, позволяющая выполнять 2-х ступенчатый нагрев в одном корпусе теплообменника ТТАИ). В тех случаях, где не требуется 2-х ступенчатого нагрева, выигрыш по габаритному объему в случае применения кожухотрубных теплообменников ТТАИ достигает 10 и более раз. И при этом надо еще учесть, что аппараты типа ТТАИ зачастую удобнее компонуются в помещении, что также создает выигрыш по производственным площадям.
Совсем недавно удалось выделить дополнительно 63 м2 торговых площадей в одном из крупнейших торговых центров Киева только благодаря переходу к теплообменникам ТТАИ от предварительно предполагавшихся к установке пластинчатых аппаратов.
Исключительно малый габаритный объем аппаратов ТТАИ, т.е. их псевдоодномерность, открывает неожиданные возможности по радикальной экономии производственных площадей при создании индивидуальных теплопунктов (ИТП). Использование аппаратов ТТАИ позволило применить принципиально новую идеологию создания ИТП, т.н. «планшетные» ИТП. Такие ИТП вообще не занимают места в плане, а распределены по ограждающим конструкциям. Такая идеология по определению недоступна при использовании даже самых современных пластинчатых теплообменников. Для примера на фото 1 показан ИТП Киевской областной дирекции Укрсоцбанка, а на фото 2 – ИТП одного из промышленных объектов в Воронеже.
Приведенные цифровые и визуальные данные подтверждают, что небольшой габаритный объем пластинчатых аппаратов тоже относится к области пусть красивых, но все же легенд.
Описывая положительные потребительские свойства пластинчатых аппаратов, практически всегда отмечают их более высокий коэффициент теплопередачи, обосновывая это развитой турбулизацией потока и тонкостеностью теплопередающих пластин.
Здесь мы вообще сталкиваемся с подменой понятий. Действительно, какое дело потребителю до того, за счет чего необходимый ему предмет (в данном случае теплообменник) имеет те или иные выдающиеся свойства. Ведь покупая автомобиль, мы не интересуемся, например, степенью сжатия рабочей смеси в цилиндре двигателя. Нам важно, чтобы двигатель имел необходимую мощность, потреблял меньше горючего, был более экологически чистым и т.д. и т.п. А за счет чего этого удалось добиться, нас не интересует. Зачем же навязывать потребителю теплообменников информацию о том, за счет чего удалось добиться столь малых массо-габаритных характеристик пластинчатых теплообменников? Не для создания ли псевдонаучного обоснования недосягаемости этих аппаратов другими типами теплообменников?
Впрочем, раз уж тема обозначена и активно обыгрывается, есть необходимость осуществить предметный ее анализ. Итак, главный технический (подчеркнем еще раз – не потребительский) показатель – коэффициент теплопередачи. Сопоставительный анализ этого показателя для современных пластинчатых аппаратов и современных же кожухотрубных аппаратов, выпускаемых различными производителями (кроме аппаратов ТТАИ), уже не дает основания излишне оптимистично оценивать соответствующие значения для пластинчатых аппаратов [6]. Они, как правило, у пластинчатых аппаратов больше, но не настолько, чтобы придавать этому столь большое звучание. Но если же провести сравнение этого показателя пластинчатых теплообменников с теплообменниками ТТАИ, то ситуация и вовсе меняется на противоположную – коэффициенты теплопередачи пластинчатых аппаратов оказываются заметно меньше соответствующих величин аппаратов ТТАИ. Для наполнения этого утверждения конкретикой, приведем в качестве примера коэффициенты теплопередачи, характеризующие теплообменные аппараты для первого описанного в данной статье случая – с подогревом морской воды). Предложенный пластинчатый теплообменник имел значение 5854 Вт/(м2.оС), а аппарат ТТАИ имел значение 8397 Вт/(м2.оС). Превышение почти в 1,5 раза у аппаратов ТТАИ не оставляет никакого морального права говорить о более высоких коэффициентах теплопередачи пластинчатых теплообменников.
Что касается рассуждений о высокой степени турбулизации и малой толщине пластин, то это совсем уж очевидно искусственный прием набора положительных качеств. Во-первых, это еще более узкоспециальные вопросы, чем даже коэффициент теплопередачи, и поэтому никак не долженствующие выходить на уровень потребителя. Во-вторых, специалистам известно, что на сегодня методы турбулизации для труб разработаны не хуже, а даже лучше чем для пластин. Поэтому, в частности, в теплообменниках ТТАИ осуществляется оптимальная турбулизация потока, не уступающая турбулизации в современных пластинчатых аппаратах.
Говорить же об исключительно малой толщине пластин (к слову сказать, почти не влияющей в абсолютном большинстве случаев на коэффициент теплопередачи), достигающей 0,5 мм и даже, в пределе, 0,4 мм [7], тут же упоминая о достаточно высоких давлениях рабочих сред (на уровне 1,6 МПа), представляется даже не достаточно профессиональным. Ведь известно, что цилиндрическая оболочка лучше противостоит избыточным давлениям, чем плоская стенка. И действительно, аппараты ТТАИ уже более 10-ти лет выпускаются с трубками, имеющими толщину стенки 0,3 мм. Очевидно, что это меньше, чем 0,5 мм и даже чем 0,4 мм.
Таким образом, становится ясно, что мнение о высоком коэффициенте теплопередачи пластинчатых теплообменников и об исключительно малых толщинах пластин вероятнее всего осознанно формировалось, как научно-техническая легенда.
Легенда №4 – повышенный срок службы
К существенным преимуществам пластинчатых теплообменников относят их повышенный срок службы. В качестве аргументации используются в основном ссылки на то, что, во-первых, пластины изготавливают из специальной нержавеющей стали, благодаря чему они не корродируют, во-вторых, пластины имеют соответствующий профиль, турбулизирующий поток, что предотвращает образование отложений, и, в-третьих, аппараты снабжаются резиновыми уплотнительными прокладками из резины EPDM , способной выдерживать достаточно высокие температуры [8]. Но предприятием «Теплообмен», как было отмечено выше, уже более 10 лет выпускаются кожухотрубные теплообменники ТТАИ, в которых, во-первых, трубки изготавливаются тоже из нержавеющей стали, причем точно тех же марок, что и пластины в пластинчатых аппаратах, во-вторых, трубки имеют специальный профиль, обеспечивающий такой же эффект турбулизации и предотвращение образования отложений и, в-третьих, для уплотнения используется идентичная по составу силиконовая резина, работоспособная в том же температурном диапазоне. Информация об этом уже много лет дается на многочисленных выставках, семинарах, конференциях и т.д., где принимают участие представители ООО «Теплообмен», а также публикуется в научно-технической периодике [9,10,11].
Следовательно, активно распространяемая информация о повышенном сроке службы пластинчатых аппаратов по сравнению с кожухотрубными тоже не более чем легенда.
Легенда №5 – легкость технического обслуживания
В качестве одного из существенных преимуществ пластинчатых теплообменников выделяется такое его свойство, как легкость технического обслуживания. Это действительно важный показатель назначения теплообменников, т.к. не существует техники, которую не требовалось бы обслуживать, а обслуживание на месте эксплуатации, в условиях котельной или энергетического цеха, всегда создает дополнительные сложности. Поэтому возможность разобрать пластинчатый теплообменник и доставить пластины, например, в мастерскую, чтобы их там очистить или заменить, дает этим аппаратам преимущество по сравнению с кожухотрубными, но опять же необходимо подчеркнуть, более полувековой давности, аппаратами. Если не лукавить и осуществлять сравнение с современными кожухотрубными теплообменниками, в частности с аппаратами ТТАИ (кстати, тоже разборными вплоть до извлечения трубного пучка из корпуса [12]), то это преимущество пластинчатых аппаратов также из разряда конкретных переходит в разряд легенд. Дело в том, что при разборке и сборке пластинчатых теплообменников, что приходится выполнять на месте их эксплуатации, зачастую (а применительно к варианту использования клеевых уплотнительных прокладок – всегда) страдают многочисленные резиновые уплотнительные прокладки, имеющие сложную форму, и их требуется заменять. Однако стоимость комплекта таких прокладок сопоставима с ценой нового теплообменника (составляет порядка 30% полной стоимости нового пластинчатого теплообменника). В то же время в теплообменниках ТТАИ резиновые прокладки имеют исключительно простую кольцевую формы, их всего две штуки, да и менять их (если в этом возникнет необходимость) придется не на месте эксплуатации, а в приспособленном для техобслуживания помещении. Обеспечивается это тем, что, как отмечалось выше, теплообменники ТТАИ в среднем в 10 раз легче современных пластинчатых аппаратов. Поэтому всегда, когда возникает необходимость выполнить техобслуживание аппарата, имеется легко реализуемая возможность теплообменник ТТАИ целиком, не разбирая на месте, доставить в специально приспособленное для этого помещение (мастерскую, ремонтный участок и пр.). В соответствующих условиях осуществить необходимые работы и вернуть аппарат на место. Ведь самый тяжелый теплообменник ТТАИ, используемый уже не в ИТП, а в крупных ЦТП, весит порядка 60 кг. Очевидно, что такой теплообменник легко демонтирует и доставит к месту обслуживания бригада из 3-х и даже 2-х человек. Чего уж никак не скажешь про пластинчатый теплообменник весом более полутонны. Значит, его придется все же разбирать, а главное, потом собирать на месте. Это удается успешно сделать далеко не всегда даже специалистам, а штатному персоналу котельных тем более.
Таким образом, информация о легкости выполнения технического обслуживания пластинчатых теплообменников на поверку является тоже легендой.
Эпилог
Вышеперечисленные и ряд не названных, менее популярных легенд, активно пропагандируемых в течение последнего десятилетия, создали миф о выдающихся свойствах зарубежных пластинчатых теплообменников, породивший, с одной стороны, мнение о необходимости применения только таких аппаратов, а с другой стороны, вызвавший к жизни бум по организации сборочных или даже почти полномасштабных производств таких аппаратов. На самом же деле это действительно высокоэффективные и высококачественные теплообменные аппараты, но они не являются панацеей. В ряде случаев их применение оправдано и на сегодня является наиболее оптимальным. Но в большинстве случаев им есть достойная альтернатива и даже больше, зачастую современные кожухотрубные аппараты, превосходят современные пластинчатые теплообменники по всему комплексу потребительских свойств. Десятилетний опыт эксплуатации в условиях СНГ почти двух тыс. теплообменников ТТАИ, выпущенных за это время, позволяет с уверенностью сказать, что утверждение о безальтернативности пластинчатых аппаратов (такие пассажи доводилось встречать в научно-технической периодике) не более чем миф.
Располагая достоверной информацией о состоянии дел в этой области, хочется подчеркнуть, что если бы за минувшее десятилетие хотя бы 10% финансовых средств, ушедших в адрес западноевропейских фирм в оплату за пластинчатые аппараты, были адресованы фирмам, работающим в этом направлении и использующим задел еще советских научных исследований оборонного комплекса, то, может быть, и не родился бы тот миф, развенчанию которого посвящена настоящая статья и на сегодня применялись бы и высокоэффективные пластинчатые, и массово применялись бы не менее высокоэффективные кожухотрубные аппараты отечественной разработки Впрочем, еще не все потеряно.
Литература
1. «К вопросу выбора типа водо-водяных подогревателей для систем теплоснабжения», Пермяков В.А. и др., «Промышленная энергетика», М., 2000г., №4,стр. 37-44.
2. «Результаты испытаний головных образцов водо-водяных подогревателей для систем теплоснабжения», Балуев Б.Ф. и др., Труды НПО ЦКТИ, Санкт-Петербург, 2002г., стр. 163-175.
3. «Теплообменные аппараты ОПТО для систем снабжения теплом и горячей водой», Пермяков В.А. и др., Труды НПО ЦКТИ, Санкт-Петербург, 2002г., стр. 147-162.
5. «Тонкостенные теплообменные аппараты интенсифицированные (ТТАИ). Общий анализ ситуации», Барон В.Г., «Энергосбережение», Донецк, 2002г.,№7, стр. 20-22.
6. «О некоторых проблемах создания высокоэффективных трубчатых теплообменных аппаратов», Дрейцер Г.А., Труды международного симпозиума по тепло-массообмену, Минск, 2004.
7. «Пластинчатые теплообменники Альфа Лаваль. Есть ли предел совершенству?», «Теплоэнергоэффективные технологии», Санкт-Петербург, 2003г., №1, стр.40-44.
9. «Кожухотрубные теплообменные аппараты конца ХХ века», Барон В.Г., «Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии», Одесса, 2000г., №2(5), стр. 34-36.
10. «Теплообменные аппараты типа ТТАИ и специфические особенности индивидуальных тепловых пунктов», Барон В.Г., «Новости теплоснабжения», М., 2000 г., октябрь, стр. 24-27.
Исследование процессов тепло-и массообмена в поверхностных теплообменниках при глубоком охлаждении влажных продуктов сгорания
Д.т.н. А.П. Баскаков, д.т.н. В.А. Мунц., к.т.н. Н.Ф. Филипповский, Р.Н. Галимулин, аспирант, И. С. Пальчиков, аспирант, Уральский Государственный Технический университет — УПИ, кафедра ПТЭ
Увеличение стоимости газообразного топлива и лимитирование газоснабжающими организациями объемов его потребления делает выгодным более глубокое охлаждение продуктов сгорания в отопительных и энергетических котлах. Конденсация водяных паров, содержащихся в уходящих газах, на охлаждающих поверхностях интенсифицирует теплообмен, увеличивает теплосъем с поверхностей нагрева и при определенных параметрах охлаждающей среды позволяет осушить продукты сгорания, исключив выпадение росы на внутренних поверхностях газоходов и дымовой трубы.
В настоящее время газы выбрасываются из котлов с температурой 120 — 200 ОС (в некоторых случаях и выше), что приводит к повышенным ненормативным расходам топлива на выработку тепловой энергии. Между тем, при сжигании природного газа экономически целесообразно и технически возможно снижение температуры уходящих газов до 50 — 90 ОС в зависимости от конкретных условий.
Охладитель дымовых газов из стальных трубок с алюминиевым оребрением
Для снижения температуры уходящих газов за паровым котлом ШБ-А7 в котельной УГТУ-УПИ, использующей в качестве топлива природный газ, был установлен ребристый теплообменник, с габаритными размерами 1857x1575x180 мм.
Его поверхность теплообмена (с учетом ребер) составляет 91,8 м2.
Охладитель установлен в специально смонтированном обводном горизонтальном газоходе между воздухоподогревателем и дымососом. Для регулирования расхода уходящих газов через охладитель за последним установлен шибер. Максимальное количество газов, проходящих через охладитель, составляло 40% от общего количества уходящих из котла газов. Для отвода конденсата из газохода в его нижней части, за охладителем, врезан слив.
Целью проведения исследований было определение теплотехнических показателей охладителя при различных нагрузках котла, а также отработка практических аспектов глубокого охлаждения продуктов сгорания, прежде всего — предотвращение коррозии и забивания элементов охладителя при длительной эксплуатации.
Во время экспериментов производились замеры следующих параметров: температуры уходящих газов на входе и выходе из охладителя и перед дымососом (после смешения), расход воды через охладитель, температуры воды на входе и выходе из охладителя, количество водяных паров, сконденсировавшихся из уходящих газов (рис. 1).
На рис. 2 представлена полученная экспериментально зависимость коэффициента теплопередачи (отнесенного на оребренную поверхность) от температуры стенки охладителя и скорости дымовых газов (нагрузки котла).
Для сравнения, при испытаниях аналогичного теплообменного аппарата [1] при средней скорости газов 1,83 м/с и средней температуре стенки ~11 ОС коэффициент теплопередачи составил 48,9 Вт/м2 К при значительно большей скорости воды в трубках (в три раза), что сопоставимо с результатами наших исследований.
Результаты осмотра охладителя
После остановки котла 12.05.1999 г. на ремонт визуальный осмотр ребер и внутренних поверхностей (после вскрытия) распределительно-сборных коллекторов и трубок охладителя выявил следующее:
1. Как на входе газов в охладитель, так и на выходе газов из охладителя алюминий покрылся белым твердым налетом. Центральная часть труб (площадью около 0,25 м2) на входе выглядела как новая. Вероятно, это связано с завихрениями газового потока перед охладителем.
2. В местах стыка алюминия со стальными трубками следов подтеков и течей не наблюдалось.
3. На входе горячих газов в охладитель в первом и втором (по ходу газов) рядах труб наблюдались незначительные следы подтеков воды в местах сварки стальных труб с трубной доской. Места подтеков находились в нижней части охладителя (1÷8 ряд трубок), куда подавалась холодная вода.
4. Внутренняя поверхность распределительно-сборных коллекторов и труб была покрыта железо-окисными отложениями. Сплошные отложения внешне бугристые (1÷5 мм), прочносцепленные с поверхностью металла; нижний слой черный, верхний — коричневый. В составе таких отложений содержание окислов железа обычно достигает 80 ÷ 90 %.
Химические параметры водопроводной (недеаэрированной) воды, используемой в качестве теплоносителя в охладителе, следующие: общая жесткость ЖО= 1500 мкг-экв/л; общая щелочность ЩО =1,0 мг-экв/л; содержание хлоридов СГ = 11 ÷12 мг-экв/л.
Для предотвращения быстрого забивания охладителя возможны следующие варианты:
1. Использование теплопередающих трубок из нержавеющей стали, латуни, меди либо титана.
2. Применение трубок большего диаметра(хотя бы 0 16 мм вместо использованной нами в теплообменнике первого поколения 12×1,5 мм).
3. Использование воды лучшего качества, например сетевой.
Капитальные затраты на реализацию проекта на декабрь 1998 г. составили 70 тыс. руб. Установка теплообменника окупается за 4 мес. эксплуатации за счет получения дополнительной тепловой энергии на нужды отопления.
Теплофикационный экономайзер
В 2000 г. вместо описанного был установлен и успешно работает до настоящего времени теплофикационный экономайзер второго поколения. В теплообменнике подогревается обратная сетевая вода. Внутренней коррозии не наблюдалось, так как сетевая вода деаэрируется и обрабатывается антинакипином СК-110. Поскольку температура воды превышает температуру точки росы в продуктах сгорания (55 ОС), конденсации водяных паров из продуктов горения не происходило.
Охладитель из нержавеющей стали с алюминиевым оребрением на трубках
В настоящее время спроектирован и готовится к монтажу охладитель третьего поколения — с алюминиевым оребрением на трубках из нержавеющей стали. Такой выбор материалов позволяет охлаждать дымовые газы «сырой» водопроводной водой с температурой значительно ниже температуры точки росы (5-15 ОС) без опасения коррозии внутренних поверхностей нагрева. Конденсат собирается в нижней части газохода в специальный карман и после декарбонизации и деаэрации используется в качестве питательной воды для котлов. Разработанная нами специальная схема включения теплообменника позволяет охладить уходящие газы до 70 ОС, одновременно осушая их (температура точки росы снижается до 30 ОС).
Установка такого теплообменника позволяет повысить КПД котла до 106 % (по низшей теплоте сгорания) и окупается по расчету за 2 мес. эксплуатации за счет выработки дополнительного тепла.
Эксперимент по тепло- и массообмену
Параллельно с экспериментами с охладителем исследовался теплообмен между продуктами сгорания природного газа на выходе из котла ШБ-А7 и поперечно обтекаемой водоохлаждаемой трубкой.
Целью исследования было нахождение зависимости коэффициента теплоотдачи от глубины переохлаждения стенки трубки ниже температуры точки росы и сравнение расчетных данных с экспериментом. Поскольку разность концентраций водяных паров в объеме и у стенки трубки невелика и теплофизические параметры газа меняются по толщине пограничного слоя несущественно, для оценки интенсивности массообмена допустимо использование аналогии процессов с тепло- и массообмена [2]. Приведенный (с учетом теплоты конденсации водяных паров) коэффициент теплоотдачи увеличивается с уменьшением температуры стенки по мере увеличения количества конденсирующегося на ней пара. При постоянной температуре стенки и концентрации водяных паров в дымовых газах доля конденсационной составляющей в приведенном коэффициенте теплоотдачи не зависит ни от скорости газов, ни от диаметра трубки.
Среднеквадратичная ошибка эксперимента составила ± 8,25% (рис. 3).
Выводы
1. Коэффициент теплоотдачи от влажных продуктов сгорания природного газа к охлаждающей стенке трубы существенно увеличивается по мере снижения температуры стенки до 30 ОС.
2. Использование аналогии процессов тепло- и массообмена для расчета суммарного теплового потока дает достаточно надежные результаты, совпадающие с данными экспериментов.
3. Применение ребристых биметаллических экономайзеров, включаемых в поток по разработанной нами схеме, позволяет эффективно снизить температуру уходящих газов до 70 ОС и ниже с конденсацией большей части содержащихся в продуктах сгорания водяных паров.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кудинов А.А., Антонов В.А., Алексеев Ю.М. Анализ эффективности применения конденсационного теплоутилизатора за паровым котлом ДЕ-10- 14ГМ // Промышленная энергетика. 1987, № 8. С. 47 — 49.
2. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент:Справочник/ Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. — М.: Энергоиздат, 1982. 512 с.
Новое направление в системах очистки теплообменного оборудования от отложений
А.Ф.Молочко, директор, А.В.Трич, заведующий лабораторией, БЕЛТЭИ, Минск
При прохождении воды в межполюсном пространстве магнитного аппарата в воде образуются зародыши центров кристаллизации, которые вызывают объемную кристаллизацию солей жидкости. В результате вместо накипи образуется тонкодисперсная взвесь, частицы которой, достигнув определенного размера, образуют шлам.
Анализ существующих способов очистки
В настоящее время в теплоэнергетике основным теплоносителем является пресная вода, получаемая из природных источников, и содержащая большое количество различных примесей — от растворенных минеральных солей до органических соединений. При работе теплообменного оборудования примеси выделяются в твердую фазу как в виде накипи (отложения непосредственно на поверхности), так и в виде шлама. Отложения вызывают ухудшение теплопередачи, что приводит к снижению эффективности работы оборудования (перерасходу топлива, перегреву металла и т.д.).
Для предотвращения образования отложений проводят предварительную химическую обработку воды используемой в качестве теплоносителя, но данные мероприятия не обеспечивают 100% защиты от отложений. Поэтому в теплообменном оборудовании постоянно происходит образование различных отложений ухудшающих его работу и требующих периодической очистки.
Фактически существует два принципиальных метода очистки теплообменного оборудования — физический и химический. Обязательными требованиями для всех применяемых методов является полное удаление отложений из очищаемого оборудования и сохранение целостности его конструкций. Эти требования должны выполняться в условиях безопасности для персонала, в приемлемые сроки, с минимальным воздействием на окружающую среду.
В настоящее время используются преимущественно химические методы — химические промывки. В частности, практически на всех котельных широкое применение для очистки поверхностей нагрева получил метод кислотной химической очистки ингибированной соляной кислотой с последующим щелочением. Но при этом необходимо учитывать, что соляная кислота хорошо и быстро растворяет только карбонатные отложения. Если в отложениях присутствуют сульфатные и силикатные соли, которые фактически не растворимы соляной кислотой, то для проведения химочистки в соляную кислоту необходимо добавлять фтористые соединения ( NH 4 F , NaF , HF ). Как известно, фтористые соединения токсичны и, следовательно, возникают проблемы со сточными водами.
Кроме того, образование накипных отложений по периметру труб не равномерно. Обычно с «огневой» стороны их толщина в 2-3 раза больше. Следовательно, при проведении химической очистки кислотой часть поверхности труб очистится раньше и кислота будет реагировать с чистым металлом, подвергая его коррозии. Коррозионные процессы протекают более активно в заклёпочных соединениях (в клёпанных барабанах), вальцованных соединениях, сварных швах и т.д.
Иногда в экранных трубах конвективного пучка возникают, так называемые, «глухие пробки» из накипи длинною от 200 мм и более. При кислотной очистке наличие таких пробок приводит к необходимости замены труб.
Необходимо помнить, что проведение химических очисток теплоэнергетического оборудования требует строгого соблюдения техники безопасности, т.к. все применяемые реагенты в той или иной степени ядовиты, при работе могут вызвать химические ожоги, а при подогреве раствора — дополнительные тепловые. Необходимо также помнить, что при взаимодействии моющих растворов с отложениями и металлом оборудования выделяется водород, который в смеси с кислородом воздуха может привести к образованию легковоспламеняющейся и взрывоопасной «гремучей» смеси.
Около 30 лет назад был предложен способ борьбы с отложениями с помощью комплексонов, содержащих фосфоновые группировки — РО(ОН)2 и коплексонатов, производных от комплексонов. Данный химически метод основан на образовании прочных комплексных соединений с кальцием, магнием, железом и некоторыми другими соединениями в результате постоянного ввода в теплоноситель комплексона. При нагревании до определенной температуры эти комплексы остаются в растворенном состоянии и поэтому соединения кальция и магния не откладываются на поверхностях нагрева в виде накипи. Но необходимо учитывать, что в жесткой воде при температуре 120-125 °С комплексы распадаются.
Таким образом, несмотря на столь широкое распространение методов химических очисток теплообменных поверхностей, нельзя не отметить присущих им серьезных недостатков:
* необходимость останова оборудования, сбора специальных промывочных схем с трубопроводами, арматурой, насосами и емкостями;
* расход дорогостоящих реагентов и воды для собственно промывок и последующих отмывок поверхностей нагрева;
* невозможность эффективной очистки оборудования из-за неравномерного распределения накипи по поверхности нагрева, как следствие — неполное удаление накипи;
* необходимость пассивации металлических поверхностей после химочистки;
* износ металла вследствие коррозионных процессов после трех-четырех химочисток;
* образование большого объема сточных вод, зачастую содержащих токсичные вещества.
Кроме того, с первого же дня эксплуатации оборудования после химической очистки накипь начинает образовываться снова.
В последнее время все большее внимание уделяется физическим методам очистки и защиты теплообменного оборудования и в частности с использованием ультразвуковых генераторов, электрогидроимпульсных аппаратов, магнитных устройств. Среди названных методов магнитная обработка обладает следующими преимуществами:
q простое и удобное обслуживание магнитных аппаратов;
* небольшие габаритные размеры установки;
* практически исключается загрязнение окружающей среды, за счет исключения использования химических реагентов;
* накипеобразование не только предотвращается, но и удаляется старая накипь;
* за счет образования тонкого слоя магнетита снижается скорость коррозии металла.
Магнитный способ очистки
Обработка воды магнитным способом заключается в воздействии магнитных полей на поток воды. При прохождении воды в межполюсном пространстве магнитного аппарата при наличии ферромагнетиков (например, частиц железа – прим. ред.) в пересыщенном по накипеобразователю растворе (воде) образуются зародыши центров кристаллизации, которые начинают расти, вызывая объемную кристаллизацию солей жидкости. В результате вместо накипи образуется тонкодисперсная взвесь, частицы которой, достигнув определенного размера, образуют шлам.
Источниками магнитного поля в аппаратах магнитной обработки воды могут быть как постоянные магниты, так и электромагниты. Собственно аппараты подразделяются на две группы:
* с постоянными магнитами — для обработки подпиточной воды паровых котлов низкого и среднего давления;
* с электромагнитами на постоянном и переменном токе — для обработки воды водогрейных котлов, теплосетей, систем оборотного охлаждения.
Противонакипной эффект, получаемый при наложении магнитного поля, определяется как параметрами аппарата (магнитная индукция, скорость потока обрабатываемой воды, время воздействия и т.п.), так и во многом показателями качества обрабатываемой воды.
Метод магнитной обработки воды и предотвращения образования накипи на поверхностях нагрева теплообменных аппаратов получил свое продолжение в методе магнитоимпульсной очистки реализованный в электромагнитных пульсаторах ПЭ (ТУ РБ 99009425.001-99) разработанных Пронским Г.К. Суть метода состоит в воздействии на очищаемые поверхности переменного магнитного поля определенных оптимальных параметров по амплитуде, частоте, скорости нарастания и убывания, закона изменения во времени. Электронный блок формирует импульсный ток, поступающий на электромагнитные преобразователи. Переменное магнитное поле, создаваемое преобразователями, вызывает на поверхностях нагрева магнитострикционные колебания сдвига на межатомном уровне, приводящие к отслоению отложений. В результате происходит отслаивание, дробление, частичное превращение в сметанообразную массу солей накипи и частичное растворение ее намагниченной водой, что позволяет удалять ее из теплообменного оборудования в процессе продувок и дренирования.
Система защиты от отложений на базе ПЭ устанавливается на работающем оборудовании на весь период эксплуатации и предназначены для магнитной обработки воды с целью разрыхления накипи и шлама и препятствия в дальнейшем ее образования на поверхностях нагрева теплоэнергетического и теплообменного оборудования (водогрейные и паровые котлы, теплообменники и др.).
Напряжение питания – 36 В. Максимальная мощность – 15 Вт. Напряженность магнитного поля не более – 150 Эрстед. Применяя несколько электромагнитных пульсаторов ПЭ можно защитить все теплообменное и теплоэнергетическое оборудование одной котельной, ЦТП и т.п. По результатам актов испытаний в промышленных условиях начало разрушения и отслаивания отложений от стенок теплообменного и теплоэнергетического оборудования начинает наблюдаться после десяти суток работы электромагнитных пульсаторов ПЭ. В дальнейшем накипь опадает или превращается в сметанообразную массу, смываемую проточной водой.
Эффективность разрушения и отслаивания накипи на поверхностях нагрева теплообменного и теплоэнергетического оборудования с малым теплонапряжением — до 95% за первый месяц работы.
Применение электромагнитных пульсаторов ПЭ позволяет эксплуатировать теплообменное и теплоэнергетическое оборудование с поддержанием его технико-экономических показателей в нормативных пределах.
В настоящее время в Белорусском теплоэнергетическом институте завершаются исследования по выбору и оптимальным условиям использования названных систем защиты для различных типов теплообменного оборудования и различны параметров.
ГОСТ Р 51571-2000 Компенсаторы и уплотнения сильфонные металлические. Общие технические требования
Наименование английское: GOST R 51571-2000 Metal bellows expansion joints and seals. General technical requirements
Статус: Действует
Введен: 01.01.2001
Объем: 8 стр.
Коды КГС: П04 Детали и узлы общего применения в приборостроении
Коды ОКС: 23.040.80 Уплотнения для труб и рукавов в сборе
Документ принят: Утвержден Приказом № 45-ст от 22.02.2000
Управление Госстандарта: 220 — Управление стандартизации и сертификации в машиностроении
Страна-разработчик:
Организация-разработчик: СКТБ «Компенсатор»; ВНИИстандарт
Область применения: Настоящий стандарт распространяется на сильфонные металлические компенсаторы, предназначенные для герметичного соединения перемещающихся элементов механизмов, устройств, трубопроводов, и сильфонные металлические уплотнения, предназначенные для разделения объемов жидкостей и газов, ограниченных перемещающимися конструкциями. Стандарт не распространяется на компенсаторы и уплотнения, предназначенные для бестуннельной подземной прокладки, и специальные компенсаторы и уплотнения, изготовляемые по прямым заказам Министерства обороны России
История изменений: Оригинал Дата регистрации 22.02.2000
Результаты расчётов обычно даются в виде средних значений и величин различной вероятности их повторений.
Задачи, решаемые в процессе гидрлогических расчётов, можно разделить на следующие основные группы:
расчёты стока воды, в том числе нормы годового стока, максимальных расходов половодий и паводков, внутригодового распределения стока, минимальных расходов воды, продолжительности бессточного периода (перемерзания и пересыхания рек), гидрографов половодий и паводков;
расчёты гидрометеорологических характеристик водных объектов, в том числе испарения с поверхности воды и суши, атмосферных осадков;
расчёты водного баланса отдельных водных объектов;
расчёты стока наносов, переформирования берегов и заиления водохранилищ;
расчёты динамики водных масс, в том числе элементов ветрового волнения, сгонно-нагонных денивеляций, течений;
расчёты характеристик термического режима, в том числе сроков замерзания и вскрытия водоёмов, толщины льда и снега, температуры воды;
расчёты гидрохимических характеристик, в частности минерализации воды водоёмов и содержания в ней отдельных компонентов.
Решение всех этих задач достигается несколькими методами, основными из которых являются балансовый и метод математической статистики.
Все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям. Линейное удлинение 1м трубопровода при его нагревании на 1оС называют коэффициентом линейного удлинения.
Поскольку трубопроводы имеют большую протяженность, то суммарное их удлинение может достичь больших величин.
Тепловое удлинение участка трубопровода ?l определяют по формуле:
?l (t — tВ)
?l = мм
100
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 (рис.1,а) 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 имел возможность свободно удлиняться при нагревании и укорачиваться при охлаждении без перенапряжения материала и соединений 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 эластичности конструкции участка линии и упругих свойств металла, без специальных устройств, встраиваемых в трубопровод, называется самокомпенсацией
Самокомпенсация осуществляется благодаря тому, что в линии трубопровода, кроме прямых участков, между неподвижными опорами 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.
Когда при проектировании и монтаже нельзя использовать самокомпенсацию трубопроводов или ее недостаточно для защиты трубопровода от усилий, возникающих под действием тепловых удлинении, устанавливают специальные устройства, называемые компенсаторами.
В зависимоти от конструкции, принципа работы компенсаторы делятся на четыре основные группы: П-образные, линзовые, волнистые и сальниковые.
П-образные компенсаторы обладают большой компенсационной способностью (до 600-700мм) и применяются в трубопроводах для широкого диапазона давлений и температур. П-образные компенсаторы получили наибольшее применение в технологических трубопроводах ввиду сравнительной простоты их изготовления в эксплуатации. Их недостатки — большой расход труб, большие габаритные размеры и необходимость сооружения специальных опорных конструкций.
П-образные компенсаторы особенно неэкономичны для трубопроводов больших диаметров, так как значительно удорожают стоимость строительства и увеличивают расход труб.
П-образные компенсаторы изготовляют полностью гнутыми из одной трубы или сварными с применением гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов. Компенсаторы гнутые и сварные с крутоизогнутыми отводами можно устанавливать на трубопроводов для любых давлений и температур. При этом компенсационная способность трубопроводов с крутоизогнутыми отводами выше, чем гнутых, за счёт более длинных прямых участков.
П-образные компенсаторы из сварных отводов используют для трубопроводов условным диаметром не более 500мм. Для трубопроводов пара и горячей воды такие компенсаторы можно применять на трубопроводах III и IV категорий на условное давление до 64кгс/см2.
П-образные компенсаторы, как правило, устанавливают в горизонтальном положении, соблюдая необходимый уклон газопровода. При ограниченной площади компенсаторы можно устанавливать в вертикальном и наклонном положении петлей вверх или вниз, при этом они должны быть снабжены дренажными устройствами и воздушниками.
Для трубопроводов, требующих разборки для очистки, П-образные компенсаторы изготовляют с присоединительными концами на фланцах.
Конструкция П-образных компенсаторов и их размеры должны быть указаны в проекте.
Линзовые компенсаторы состоят из ряда последовательно включённых в трубопровод линз. Линза сварной конструкции состоит из двух тонкостенных стальных штампованных полулинз, и благодаря своей форме легко сжимается. Компенсирующая способность каждой линзы сравнительно небольшая (10 — 16мм). Число линз компенсатора выбирают в зависимости от необходимой компенсирующей способности. Для уменьшения сопротивления движению продукта внутри компенсатора устанавливают стаканы. Для спуска конденсата в нижних точках каждой линзы вварены дренажные штуцера. Линзовые компенсаторы применяют на уловное давление до 6кгс/см2 при температуре до +450оС. Устанавливают их на газопроводах и паропроводах диаметром от 100 до 1600мм.
Преимущество линзовых компенсаторов по сравнению с П-образными это небольшие размеры и масса; недостатки — небольшие допускаемые давления, малая компенсирующая способность и большие продольные усилия, передаваемые на неподвижные опоры.
Волнистые компенсаторы — наиболее совершенные компенсаторные устройства. Они имеют большую компенсационную способность, небольшие габариты и могут применяться при сравнительно высоких давлениях и температурах.
Отличительной особенностью волнистых компенсаторов по сравнению с линзовыми является то, что гибкий элемент представляет собой тонкостенную стальную гофрированную высокопрочную и эластичную оболочку. Профиль волны имеет омегообразную или U-образную форму, благодаря чему гибкий элемент может сокращаться или увеличиваться в длину, а также изгибаться при приложении нагрузки. В основу технологии изготовления гибкого элемента компенсатора положен принцип гидравлической вытяжки (формовки) волн в цилиндрической обечайке с осадкой её по высоте (для этой цели применяют специальные гидравлические прессы).
Волнистые осевые компенсаторы КВО-2 устанавливают на прямых участках трубопроводов и на повороте.
Волнистые универсальные шарнирные компенсаторы КВУ-2 и КВУ-3 устанавливают в П-образных, Z-образных и угловых шарнирных системах трубопроводов по 2-3 в каждой системе.
Шарнирные сдвоенные компенсаторы КВШ устанавливают в угловых, Z-образных и П-образных системах и на ответвлениях.
Компенсаторы КВУ и КВШ устанавливают на участках трубопроводов при значительных температурных перепадах или при больших расстояниях между жёсткими опорами, на которые передаются сравнительно небольшие усилия.
Волнистые компенсаторы предназначены для работы при температуре от -40 до +450оС.
Техническая характеристика волнистых компенсаторов приведена в таблице 1.
Сальниковый компенсатор представляет собой два патрубка, вставленных один в другой. В зазоре между патрубками установлено сальниковое уплотнение с грундбуксой.
Сальниковые компенсаторы имеют высокую компенсирующую способность, небольшие габариты, но из-за трудности герметизации сальниковых уплотнений в технологических трубопроводах применяются редко, а для трубопрводов горючих, токсичных и сжиженных газов их применять нельзя.
Основные недостатки сальниковых компенсаторов следующие: необходимость систематического наблюдения и ухода за ними в процессе эксплуатации, сравнительно быстрый износ сальниковой набивки и, как следствие, отсутствие надёжной герметичности.
Сальниковые компенсаторы утсанавливают на водо-, паро- и теплопроводах, а также на трубопроводах, транспортирующих негорючие жидкости. Вследствие малых габаритов они легко размещаются в камерах и проходных туннелях. Стальные сальниковые компенсаторы применяют на условное давление до 16кгс/см2, а чугунные (из серого чугуна марки не ниже Сч 15-32) — до 13 кгс/см2 при температуре не выше 300оС. По конструкции сальниковые компенсаторы делятся на односторонние и двухсторонние, разгруженные (не создающие большого осевого усилия на неподвижные опоры) и неразгруженные. Компенсаторы соединяют с трубопроводом сваркой или на фланцах.
1.2. монтаж компенсаторов.
Перед установкой компенсаторов в проектное положение необходимо произвести их конроль внешним осмотром. Как правило, все компенсаторы пред окончательным присоединением к трубопроводу должны быть предварительно растянуты или сжаты на величину, указанную в проекте, и установлены на труюопроводы вместе с распорным (или сжимающим) приспособлением, которое снимают лишь после окончательного закрепления трубпорводов на неподвижных опорах. Величина предварительной растяжки компенсатора указывается в чертжах.
Растяжку применяют для “горячих” линий трубопровода, а сжатие — для “холодных”. Операция растяжки или сжатия называется холодным наятгом трубпорвода и производится для того, чтобы уменьшить напряжение в металле при тепловом удлинении трубопровода.
На растяжку компенсаторов независимо от способа её выполнения составляют акт, в котором указывают строительные длины компенсаторов до и после растяжки.
П-образные компесаторы, как правило, устанавливают в горизонтальном положении и лишь как исключение верикально или наклонно. При установке таких компенсаторов ветрикально или наклонно в нижних точках с обоих сторон компенсаторов необходимо поместить дренажные штуцера для отвода конденсата, а в верхней части — воздухоотводчики.
Для обеспечения нормальной работы П-образный компенсатор устанавливают не менее чем на трёх подвижных опорах (рис.5). Две опоры располагают на прямых участках трубопровода, присоединяемых к компенсатору (при этом край опоры должен отстоять от сварного стыка не менее чем на 500мм), третью опору ставят под спинку компенсатора, обычно на специльной колонне.
Для предварительной растяжки П-образного компенсатора применяют винтовое приспособление, состоящее из двух хомутов, между которыми установлены винт и распорка с натяжной гайкой.
Перед растяжкой замеряют длину компенсатора в свободном состоянии, а затем путём вращения гайки разводят его на необходимую величину. Распорное приспособление устанавливают параллельно спинке компенсатора. Стык, у которого будет произведена растяжка компенсатора, указывают в проекте. Если указания нет, то во избежание перекоса для растяжки нельзя использовать стык. Непосредственно прилегающий к компенсатору. Для этой цели нужно оставлять зазор в соседнем стыке.
При подъёме компенсаторы следует захватывать в трёх точках и ни в коем случае за распорное приспособление. Лишь после прихватки стыков и заркепления компенсатор отсоединяют от грузо-подъёмных средств. Необходимо также проверить надёжность установки распорного приспособления.
П-образные компенсаторы устанавливают в проектное положение с помощью одного или двух кранов.
При групповом расположении П-образных компенсаторов параллельных трубопроводов (один внутри другого) и в некоторых других случаях предварительную растяжку компенсаторов заменяют натяжением трубопровода в холодном состоянии. В этом случае при установке компенсаторов трубопровод собирают обычным способом, но в одном из стыков (сварном или фланцевом) оставляют зазор, равный заданной величине растяжки компенсатора.
Перед растяжкой следует убедиться в том, что все сварные стыки на данном участке трубопровода заварены, окончательно закреплены неподвижные опоры.
При установке компенсаторов без предварительной растяжки для удобства монтажа трубопровода в стык, намеченный для растяжки, вставляют патрубок длиной, равной величине расятжки, и прихватывают электросваркой к обеим кромкам трубопровода. Иногда на концах стыкуемых труб наплавляют кольцевые валики и устанавливают временные хомуты из уголков . Через отверстия в них пропускают удлинённые стяжные шпильки и, затягивая гайки, зажимают временное прокладочное вставное кольцо, установленное между торцами стыка. После сварки стыка хомуты удаляют.
Фланцевый стык, оставленный для растяжки, сременно (без постоянных прокладок) стягивают удлинёнными шпильками, устанавлива их через одну и оставляя отверстия для постоянных болтов. Диаметр и количество шпилек для натяжения трубопроводов в холодном состоянии указывается в проекте.
После установки компенсаторов в проектное положение, сварки всех стыков(кроме одного) и закрепления трубопровода на всех неподвижных опорах по обе стороны компенсатора удаляют временное прокладочное кольцо и стягивают стяк для сварки путём затяжки гаек на удлинённых шпильках. При фланцевом соединении перед окончательной затяжкой устанавливают прокладку, предусмотренную проектом. После затяжки фланцевого соединения постоянными болтами удлинённые шпильки вынимают, и на их место устанавливают постоянные болты или шпильки.
При установке линзовых компенсаторов необходимо следить за тем, чтобы дренажные штцера (если они имеются) находились в нижнем положении, а направляющий стакан компенсатора был вварен по направлению движения продукта.
Линзовые компенсаторы рекомендуется устанавливать на трубах, узлах или блоках до подъёма в проектное положение. Собранный узел или блок с линзовыми компенсаторами необходимо на время транспортирования, подъёма и установки предохранять от деформаций и повреждений. Для этого применяют дополнителные жесткости на компенсаторах. После установки узлов на опоры и закрепления временные жёсткости удаляют.
При монтаже вертикальных участков трубопроводов необходимо принимать меры, исключаюище возможность сжатия и дефомации компенсаторов под действием силы тяжести трубопроводов. Дял этого параллельно компенсаторам на трубопровдах приваривают по три скобы, которые срезают по окончании монтажа трубопровода.
Линзовые компенсаторы растягивают на половину их компенсирующей способности.
Линзовый компенсатор растягивают при монтаже после его сварки или окончательного соединения на фланцах с трубпороводом, а также после установки всех опор и подвесок трубопроводов и закрепления трубопроводов в неподвижных опорах.
В этом случае растяжку компенсатора произодят за счёт стягивания ближайшего от компенсатора монтажного стыка, у которого специально оставляют соответствующий дополнительный зазор.
Сжатие компенсатора осуществляют после окончательного соединения с трубопроводом, но до закрепления на неподвижных опорах. Для сжатия или растяжки линзового компенсатора применяют приспособление, состоящее из двух стяжных хомутов, закрепляемых на трубопрооде по обе стороны от компенсатора, и удлинённых стяжных шпилек с гайками.
При установке на линии трубопровода нескольких линзовых компенсаторов в проекте должны быть предусмотрены неподвижные опоры за каждым компенсатором, чтобы исключить возможность прогиба трубопровода, находящегося в сжатом состоянии, и обеспечить более равномерную деформацию всех компенсаторов, установленных на трубопроводе, так как действительная жёсткость всех компенсаторов может быть неодинаковой.
У волнистых компенсаторов перед установкой проверяют строительную длину; с помощью проставок и шпилек устанавливают зазор, соответствующий предварительной растяжке.
Осевые компенсаторы монтируют в такой последовательности. Сначала их приваривают одним концом к трубопроводу. Между вторым концом и привариваемой трубой проверяют зазор, равный величине предварительной растяжки, производят растяжку компенсатора с помощью имеющихся на нем гаек со шпильками, приваривают второй конец компенсатора к трубопроводу, после чего удаляют шпильки и гайки.
При установке шарнирных или универсальных компенсаторов их приваривают к трубопроводу обоими концами в соответствии с монтадной схемой, не снимая болтов, скрепляющих щеки шарниров и предохраняющих компенсатор от изгиба.
Далее проверяют зазор между фланцами на трубопроводе, после чего снимают болты и производят растяжку шарнирной схемы, стягивая фланцы шпильками.
Сальниковые компенсаторы при монтаже необходимо устанавливать строго сооно с трубопроводом, без перекосов во избежание заедания подвижных частей и повреждения набивки компенсатора. Направляющие устройства трубопроводов в местах подсоединения к сальниковым компенсаторам должны плотно обжимать трубы пригнанными к ним роликами и центрировать трубу в горизонтальной и вертикальной поверхностях, не создавая больших продольных усилий трения.
Сальниковые компенсаторы не подвергаются растяжке после установки, так как при приварке компенсатора к трубопроводу его раздвигают на величину,указанную в проекте и определяемую по расстоянию между рисками, нанесёнными на его корпусе и стакане. При этом между упорными кольцами на патрубке и в корпусе компенсатора должен быть оставлен зазор на случай понижения температуры по сравнению с температурой воздуха в момент монтажа. Минимальная велиина зазора при длине участка трубопровода 100мм должна составлять при температуре наружного воздуха в момент монтжа ниже -5оС — 30мм, от -5оС до +20оС — 50мм, свыше +20оС — 60мм. При установке необходимо предусмотреть, чтобы в случае срыва неподвижных опор движущаяся часть трубы не вырывалась из корпуса компенсатора. В большинстве случаев для этого на скользящую часть трубы приваривают ободок так, чтобы он не мешал работе компенсатора.
В этом разделе приведены примеры наиболее распространенных теплообменников, показывающие, как на практике решаются указанные выше проблемы. Рассмотрены теплообменники хладоагента с воздухом, водой и, наконец, хладоагентом.
Отличительная особенность всех теплообменников с воздушным охлаждением состоит в максимальном развитии поверхности со стороны воздуха. Причина в том, что коэффициент теплоотдачи со стороны воздуха в 5—10 раз ниже, чем со стороны хладоагента, и это надо компенсировать увеличением площади.
Иногда оребрение осуществляется поперек всех витков, причем трубки вставлены в пластины, играющие роль ребер, а иногда оре-бряется каждая трубка. Для прокачки воздуха через теплообменник требуется вентилятор, и поэтому характер оребрения определяется многими факторами: расходом и давлением хладоагента, технологией производства, совместимостью материалов, разностью температур, стоимостью и т. п. Подробнее оребренные конструкции описаны в [9].
На рис. 3.20 показан подвод жидкого хладоагента к испарителю от дросселя. Прямоточный теплообменник такого типа применяют в тех случаях, когда перепад давления по хладоагенту достаточен, чтобы вызвать заметный перепад температуры при испарении. Последний ряд трубок перед входом в компрессор размещен в начале течения с целью получения максимального перегрева. Такая схема чаще применяется для низкотемпературных приложений, а для высокотемпературных больше распространен прямоток. Необходима правильная установка конструкции по отношению к вертикали.
Нарис. 3.20 показаны теплообменники хладоагент — вода. Вода протекает снаружи пучка трубок по зигзагообразному каналу между сегментными перегородками, многократно пересекая трубки.
Это делается для повышения теплоотдачи к воде и достигается ценой увеличения потерь давления. Следует отметить, что внешний кожух, показанный на нижнем образце рис. 3.21, окружен слоем теплоизоляции, что объясняет разницу в диаметрах между двумя образцами. Изоляция необходима при охлаждении воды, когда температура в испарителе значительно ниже окружающей. В теплонасосном варианте это не всегда так и теплоизоляция зачастую не требуется.
Рис. 3.20. Схема испарителя с хладоаген-том внутри трубок.
Теплообменники, показанные на рис. 3.21, называются кожухотрубными. В них хладоагент может быть как внутри трубок, так и снаружи, при этом ось кожуха может быть вертикальной или горизонтальной. Вертикальная установка облегчает отвод жидкости от кондесатора, но не всегда повышает теплообмен при конденсации. Этот теплообмен зависит от толщины жидкой пленки хладоагента на стенке трубки. Если трубка горизонтальная, жидкость покрывает только один сектор периметра, а при вертикальной установке вся поверхность может быть покрыта жидкостью.
Разновидностей кожухотрубных теплообменников довольно много, две нз них с оребрением трубок показаны на рис. 3.22. Теплообменники с U-образными трубками называют также двухходовыми. Они имеют большое преимущество в том, что различное термическое расширение трубок, например медных, и кожуха, который может быть стальным, не имеет значения, так как на другом конце теплообменника нет уплотнений. Одноходовой теплообменник имеет либо скользящие уплотнения, либо одинаковые металлы, либо компенсаторы расширения.
Кожухотрубные теплообменники наиболее широко применяются в случае теплообмена между хладоагентом и водой. Конструкция теплообменников очень проста, она содержит различные запатентованные усовершенствования для повышения коэффициента теплоотдачи.
Два типа трубок для испарителей показаны на рис. 3.23. Одна из трубок медная и содержит внутри алюминиевую вставку, увели-* чивающую поверхность и повышающую теплообмен. Другая трубка имеет внутреннюю поверхность, покрытую пористым слоем, создающим множество очагов для образования пузырьков при кипении хладоагента. Это ведет к снижению разности температур при заданном тепловом потоке, что очень важно для теплового насоса. С той же целью иногда применяют фитили из мелкой металлической сетки.
Разновидностью таких теплообменников является теплообменник труба в трубе, где обеспечиваются настоящие условия противотока, однако размеры при этом возрастают.
Более компактны теплообменники с витыми трубками внутри кожуха (рис 3.24). Здесь достигается высокий коэффициент теплообмена как внутри, так и снаружи труб в результате турбулентности, вызванной формой течения. Они применяются реже по сравнению с прямыми трубками из-за повышенной стоимости.
Промежуточный теплообменник, называемый также переохладителем или пароперегревателем, обеспечивает теплообмен между хладоагентом в парообразном и жидком состоянии. Он устанавливается на всасывающей линии между испарителем и компрессором и должен создавать возможно меньшее сопротивление потоку пара. Поэтому со стороны пара проходное сечение велико, а поверхность теплообмена увеличивается оребрением (рис. 3.25). Для мелких тепловых насосов подобный теплообменник можно выполнять из концентрических труб или в виде сборки из паяных трубок.
Изменение режима работы в период с 28.03.2020 по 05.04.2020г.
В целях соблюдения указа Президента РФ об объявлении не рабочей недели в период с 28 марта 2020г. по 5 апреля в связи с ситуацией по распространению новой коронавирусной инфекции COVID-19, сообщаем, что вынуждены перейти на удаленную работу.
Промышленная группа Империя произвела отгрузку скважинного уровнемера модели УСК-ТЭ-100 (диапазон измерений от 0 до 100 метров) в Нижегородскую область. Уровнемер УСК-ТЭ-100 и другие скважинные уровнемеры в период с 01.03.2018 г. по 09.05.2018 г., предлагаются со скидкой -10% от стандартной стоимости прайс-листа. Успевайте сделать заказ!
Проточный воздухосборник А1И является важным элементом системы отопления, необходимым для удаления воздуха из теплоносителя. Вы можете приобрести воздухосборники проточные серии 5.903-2 и 5.903-20 по выгодной цене от 3350 рублей.
Измерение уровня подземных вод как основа экологического мониторинга
В сфере гидрогеологии для произведения экологического мониторинга прежде всего необходимо измерить уровень подземных вод. Незаменимым помощником в осуществлении этого является скважинный уровнемер. Уровнемер скважинный представляет собой трос необходимой длины с метками, намотанный на катушку.
Установка абонентских грязевиков системы отопления: необходимость или излишество
Абонентский грязевик применяется для очистки теплоносителя от посторонних частиц грязи, ржавчины и прочих примесей. Нельзя недооценивать, важность применения грязевиков в системах отопления. Их значимость доказала свою эффективность в сложных системах, имеющих в составе большое количество регулирующей арматуры.
Уровнемеры скважинные из наличия со склада в Екатеринбурге
Прмышленная группа «Империя» является поставщиком гидрогеологического оборудования: уровнемеры скважинные, рулетки гидрогеологические, термометры. Продукция реализуется из наличия со склада в Екатеринбурге. Вы также можете заказать изготовление партии в срок от 7 до 15 дней (срок зависит от количества).
