Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Зорин В.М. Атомные электростанции

.pdf
Скачиваний:
1296
Добавлен:
26.05.2021
Размер:
15.83 Mб
Скачать

Таблица 20.2

 

 

 

 

Технические характеристики питательных насосов энергоблоков АЭС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Типоразмер насоса* (тип реактора)

 

 

 

 

Характерис-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тика

 

ПЭА-850-65

ПЭА-65-50

ПТА-3750-75

ПТА-3800-20

БН-3800-20

ПЭН-1650-75

ПЭА-250-75

ПЭ-380-200

АПЭН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(ВВЭР-440)

(ВВЭР-440)

(ВВЭР-1000)

(ВВЭР-1000)

(ВВЭР-1000)

(РБМК-1000)

(РБМК-1000)

(БН-600)

(БН-600)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Назначение

 

Основной

Аварийный

 

Основной

Бустерный

Бустерный

Основной

Аварийный

Основной

Аварийный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

850

65

 

3750

3800

3800

1650

250

380

130

 

Подача, м /ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Напор, м

 

714

580

 

810

215

215

830

830

18,5**

6,0**

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допускаемый

 

9

6

 

17

17

15

9

 

кавитацион-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ный запас, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Давление на

 

0,88

2,35

 

2,65

0,76

0,89

0,88

0,88

 

входе, МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота враще-

 

2973

2970

 

3500

1800

1800

2983

2975

2900

2980

 

ния, об/мин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность, кВт

 

2500

144

 

9130

2450

2378

4100

680

370

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КПД, %

 

80

65

 

82

82

84,5

82

75

77

70

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность

 

2500

200

 

11825

11825

11825

5000

800

2500

 

привода***,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

кВт

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Масса

 

5,35

1,56

 

20,2

7,15

6,8

10,23

2,82

 

насоса, т

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

 

* ПЭА (ПТА) — питательный электронасос (турбонасос) для АЭС; первое число в типоразмере — подача, м /ч, второе — давление

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

насоса, кгс/см .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

** Давление в напорном патрубке, МПа.

 

 

 

 

 

 

 

401

*** Привод насосов для энергоблока с ВВЭР-1000 — конденсационная турбина с давлением пара на входе 1,15 МПа, одна для основного и

бустерного насосов; привод остальных насосов — асинхронные электродвигатели на напряжение 6000 В.

 

 

402

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 20.3

 

 

Технические характеристики конденсатных насосов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип ПТУ / типоразмер насоса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

К-220-4,3

К-1000-5,9/50

К-500-6,4/50

К-210-12,8

Характеристика

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КсА-1500-240-2

 

 

 

КсВА-500-220

КсВА-1500-120

КсВА-1000-220

КсВА-1500-120

 

КсВ-500-85

КсВ-320-160

 

 

 

 

 

(ЦН-1500-240)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

500

1850

1000

1500

1500

500

320

Подача, м /ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Напор, м

220

95

220

120

240

85

160

 

 

 

 

 

 

 

 

Допускаемый кавита-

2,5

2,8

3,5

2,3

2,2

1,6

2,0

ционный запас, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота вращения,

1480

740

1480

740

2975

1000

1500

об/мин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность, кВт

375

585

759

559

1141

154

186

 

 

 

 

 

 

 

 

КПД, %

75

80

79

80

84

75

75

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность приводного

500

1000

1000

1000

1600

электродвигателя, кВт

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Масса насоса, т

4,03

13,13

7,3

13,13

3,44

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 20.4

Технические характеристики сливных (дренажных) насосов системы регенерации ПТУ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип ПТУ / типоразмер насоса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Характеристика

 

К-220-4,3

К-1000-5,9/50

К-1000-5,9/25

К-210-12,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КсВА 200-220

КсД 230-115/3

КсВА 630-125

КГТН* 850-400

КсВА 360-160

КсВА 630-125

Кс 80-155

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подогреватель, дренаж

ПНД2

 

ПНД4

ПНД4, СС**

КС***

ПНД1

ПНД3

ПНД2

которого закачивается

 

 

 

 

 

 

 

 

 

насосом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

200

 

230

630

850

360

630

80

 

Подача, м /ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Напор, м

220

 

115

125

400

160

125

155

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допускаемый кавитацион-

2,0

 

1,0

2,9

2,7

2,9

1,6

 

ный запас, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота вращения, об/мин

1480

 

980

1480

5200

1480

1480

3000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность, кВт

154

 

118

263

196

263

52

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КПД, %

73

 

61

76

75

76

65

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность приводного

250

 

160

500

250

500

электродвигателя, кВт

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Масса насоса, т

3

 

2,55

3,87

2,41

3,87

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

*Конденсатный гидротурбонасос.

**Сепаратосборник.

***Конденсатосборник дренажа паро-парового промежуточного перегревателя.

403

404

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 20.5

 

Технические характеристики насосов вспомогательных систем реакторных установок

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип реактора / типоразмер насоса

 

 

 

 

Характеристика

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЭР-1000

 

 

ВВЭР-440

 

 

 

РБМК-1000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЦН 60-180

АХ 90/49

ДХ 750-240

ДХ 700-140

ЦН 50-135

 

Х280/72

Д630-90К

ЦНСК 300-120

 

ЦНР 500-115

ЦНСА 800-90

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

60

90

750

700

50

 

280

85

300

 

500

800

Подача, м /ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Напор, м

1750

49

240

140

1320

 

72

800

120

 

100

90

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Допускаемый

5

4

12

12

5

 

6

5—8

4

 

17

3,5

кавитационный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

запас, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота вращения,

8900

1450

2970

2970

8990

 

1450

1450

1475

 

2970

1470

об/мин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность, кВт

595

37

703

426

392

 

90

200

 

177

245

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КПД, %

48

46

72

63

45

 

68

78

 

77

80

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность

800

55

800

500

500

 

200

250

160

 

500

привода, кВт

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Масса насоса, т

1,35

2,48

2,48

1,35

 

 

1,95

1,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание. Назначение насосов в порядке расположения их для каждого типа реактора — подпитки, расхолаживания, спринклерный; насос АХ 90/49 используется как предвключенный к основному насосу подпитки первого контура ЦН 60-180; указаны типоразмеры насосов, установленных на АЭС.

ния 750, 600, 500 и 375 об/мин (чем больше подача, тем меньше частота вращения), напор 25—90 м и допустимый кавитационный запас

3

3

6—15 м. Насосы с подачей 5,3—8,7 м /с (19—31 тыс. м /ч) и напором 25—28 м выполняют с частотой вращения 250—300 об/мин и допус-

тимым кавитационным запасом 8—9 м; КПД насосов η = 78…90 %.

e

В системах циркуляционного водоснабжения применяются также насосы типов ОПВ и ДПВ — осевые и диагональные, с поворотными лопастями рабочего колеса, вертикального исполнения. Их технические характеристики изменяются в достаточно широком диапа-

3

зоне: подача 10—160 тыс. м /ч, напор 8—24 м, допустимый кавитационный запас 6—15 м, частота вращения 250—730 об/мин (большие значения для насосов с меньшей подачей), КПД в пределах 80—88 % [11].

Контрольные вопросы и задания

1.Поясните назначение насосов в тепловой схеме электростанции.

2.Что такое подача и давление насоса?

3.Что такое гидравлическая сеть, на которую работает насос?

4.Объясните понятия «кавитация» и «кавитационный запас».

5.Почему питательные насосы, как правило, выполняют на бóльшую частоту вращения по сравнению с конденсатными (см. табл. 20.2 и 20.3)?

6.Рассчитайте допустимую высоту установки бака, из которого вода, имеющая температуру насыщения, поступает на всас насоса, для двух вариантов конструктивного выполнения насоса: с предвключенным колесом и без него. Требуемый

3

расход воды — 1650 м /ч, частота вращения вала насоса — 2980 об/мин; гидравлическое сопротивление трубопровода, соединяющего бак с насосом, — 15 кПа.

7. Определите необходимое давление нагнетания насоса, подающего воду

3

расходом 3750 м /ч на высоту 30 м в парогенератор, давление в котором равно 6,4 МПа. При заданном расходе сопротивления элементов гидравлической сети насоса равны: трубопровода — 0,5 МПа, блока регулирующих клапанов — 1,5 МПа, теплообменников — 1,0 МПа.

8. Определите повышение энтальпии воды в конденсатном насосе второго подъема, его напор и мощность приводного электродвигателя, если известно: давление на всасе, равное 0,2 МПа, обеспечивается работой конденсатного

3

насоса первого подъема; насос подает воду расходом 1000 м /ч в деаэратор с давлением 0,69 МПа на высоту 15 м, преодолевая гидравлическое сопротивление трубопровода и элементов оборудования, равное 2,0 МПа. Необходимые для расчета значения КПД принять.

9.Для чего в процессе эксплуатации бывает необходимо изменить частоту вращения насоса?

10.Что такое напорная характеристика насоса?

11.Каковы основные требования к главным циркуляционным насосам первого контура АЭС?

12.Поясните особенности работы конденсатных насосов и основные требования к ним.

405

Глава 21

ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА

Если трубопроводы можно сравнить с транспортными коммуникациями, то арматура — это устройства, обеспечивающие движение транспортных потоков согласно разрешенным в данный момент направлению и интенсивности (скорости). Без них невозможна организация технологического процесса на электростанции, невозможно выполнение ею своего предназначения. Протяженность трубопроводов мощной АЭС измеряется километрами. Для ТЭС масса трубопроводов оценивается примерно в 10 % массы тепломеханического оборудования, а их стоимость составляет примерно 15 % стоимости оборудования. Для АЭС эти значения, скорее всего, еще выше. Количество единиц установленной арматуры — тысячи.

21.1. Трубопроводы

Трубопроводы — это технологические связи между элементами оборудования тепловой схемы электростанции, по которым передаются теплоносители паропроизводительной и рабочее тело паротурбинной установок.

Все трубопроводы различают по назначению, например трубопроводы главного циркуляционного контура (основного контура охлаждения реактора), вспомогательные трубопроводы реакторной установки, питательные, конденсатные, свежего и отборного пара, дренажные и др.

Различают также трубопроводы по параметрам (давлению, температуре), уровню радиоактивности протекающей в них среды, периодичности работы.

При предварительном выборе проходных сечений труб используется приближенное стандартизированное (ГОСТ 8732—78) округленное

значение внутреннего диаметра D , называемого условным прохо-

у

дом. Условное давление р — это наибольшее избыточное давление

у

транспортируемой среды (из ряда, установленного ГОСТ 356—80), при котором допускается длительная работа деталей трубопровода и арматуры, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах.

Для трубопроводов с нерадиоактивными и коррозионно-неагрес- сивными средами при температурах до 250 °С используются углеро-

406

дистые стали 10 и 20, в интервале температур 250—530 °С — стали перлитного класса, легированные хромом (0,5—2 %), молибденом (0,3—1 %) и ванадием (0,2—4 %). Наиболее распространены низколегированные стали 12Х1МФ, 15Х1М1Ф. Для более высоких температур (до 620 °С) применяют нержавеющие мартенситно-ферритные стали с высоким содержанием хрома, например ЭП756 (11 % Cr, 2 % W, 0,7 % Mo, 0,2 % V).

Для трубопроводов первого контура используются хромоникелевые стали аустенитного класса с высокой коррозионной стойкостью, например 1Х18Н10Т. Применение таких сталей существенно увеличивает капиталовложения в электростанцию, но обеспечивает поддержание низких концентраций продуктов коррозии в теплоносителе и предотвращает образование опасных отложений в активной зоне реактора, в частности на твэлах. Для трубопроводов больших диаметров в целях снижения их стоимости используют перлитные стали с плакировкой изнутри нержавеющей сталью. Таким образом решается задача защиты перлитной стали от эрозии при течении теплоносителей со значительными скоростями. Например, главный циркуляционный трубопровод реакторной установки ВВЭР-1000 собран из трубных блоков наружным диаметром 990 мм, изготовленных бесшовным способом из низколегированной углеродистой стали перлитного класса 10ГН2МФА с плакировкой внутренней поверхности нержавеющей сталью 08Х18Н10Т2Б. Внутренний диаметр равен 850 мм; толщина стенки основного материала трубы 65 мм и плакирующего слоя 5 мм.

Для трубопроводов, транспортирующих водяной пар и горячую

воду, правилами Госгортехнадзора России* установлены требования к проектированию, конструкции, материалам, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации.

*

В 2002 г. Госдума РФ приняла закон «О техническом регулировании» № 184-ФЗ, в соот-

ветствии с которым заморожены все прежние нормативные и нормативно-правовые доку-

менты: свыше 25 тыс. ГОСТов и ОСТов и 170 тыс. нормативно-технических документов,

действовавших в Советском Союзе. Новые стандарты и технические регламенты должны

были появиться к 2010 г., после которого прежняя нормативно-техническая документация

утратила бы силу. По поводу этого закона экс-премьер М. Фрадков на заседании Правитель-

ства Российской Федерации в апреле 2006 г. заявил: «… нам предстоит разобраться, кто вверг

нас в эту пучину с такой степенью некомпетентности. К 2010 году, когда будут разработаны

какие-то технические регламенты, наши конкуренты со своими стандартами будут на Луне».

А в 2009 г. три бывших руководителя Госстандарта (в 1984—2001 гг.; сейчас — Ростехрегу-

лирование) предложили Президенту России Д.А. Медведеву вернуться к советской системе

ГОСТов и отменить закон «О техническом регулировании». Свое письмо они направили Пре-

зиденту после его критики, когда он, в частности, отметил, что не выполнена ни одна из пяти

правительственных программ по разработке техрегламентов (http://vesti.kz;02.12.2009).

407

По этим правилам все трубопроводы делятся на четыре категории (табл. 21.1). Трубопроводы I—III категорий дополнительно подразделяются на группы, которые в табл. 21.1 не указаны.

Металл и сварные швы трубопроводов, важных для обеспечения радиоактивной безопасности АЭС, подвергаются особому контролю при монтаже и в период эксплуатации. От надежности трубопроводов, как и других элементов оборудования, непосредственно связанных с реактором, в решающей мере зависит безопасность реакторной установки и АЭС в целом.

Скорости теплоносителей в трубопроводах ориентировочно могут приниматься на основе опыта проектирования и эксплуатации АЭС (табл. 21.2)

В трубопроводах, подающих воду к насосам из резервуара (во всасывающих трубопроводах), скорость принимается равной 0,6— 1,5 м/с в целях обеспечения кавитационного запаса.

Оптимальное значение скорости среды в трубопроводе есть результат технико-экономической оптимизации: при увеличении скорости уменьшаются диаметр и металлоемкость трубопровода, но возрастают его гидравлическое сопротивление, что увеличивает расход энергии на прокачку теплоносителя, и эрозионный износ.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 21.1

 

 

 

Разделение трубопроводов по категориям

 

 

 

 

 

 

 

 

Категория

 

 

Максимально возможные параметры рабочего тела

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

трубопровода

 

Температура, °С

 

Давление, МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

I

 

До 560 и выше

 

Более 8,0 (верхний предел не ограничен)

 

 

 

 

 

 

 

II

 

 

До 450

 

4,0—8,0

 

 

 

 

 

 

 

 

III

 

 

До 350

 

1,6—4,0

 

 

 

 

 

 

 

 

IV

 

115—250

 

0,07—1,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 21.2

Скорости различных теплоносителей в трубопроводах

 

 

 

 

 

Теплоноситель

 

Материал трубопровода

Скорость, м/с

 

 

 

 

Вода под давлением

 

Углеродистые стали

2—4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Аустенитные нержавеющие стали

8—12

 

 

 

 

Пароводяная смесь

 

Аустенитные нержавеющие стали

10—15

 

 

 

 

Свежий пар

 

Углеродистые или низколегированные

45—50

 

 

 

 

стали перлитного класса

 

 

 

 

Пар низкого давления

Углеродистые или низколегированные

50—70

 

 

 

 

стали перлитного класса

 

 

 

 

 

Газ, воздух

 

Углеродистые низколегированные и

10—20

 

 

 

 

нержавеющие хромоникелевые стали

 

 

 

 

 

Жидкие металлы

 

Аустенитные нержавеющие стали

1—5

 

 

 

 

 

 

 

 

408

Гидравлическое сопротивление трубопровода обычно опреде-

ляют по формуле

 

 

 

 

 

 

 

l

 

w2

ρ

 

 

pтр = λ

-------

+ ξм

---------

,

(21.1)

тр d

2

 

вн

где ρ — средняя плотность среды, кг/м3; w — скорость среды, м/с;

l — длина рассчитываемого участка трубопровода, м; d =

вн

= 4G ⁄ (πwρ) — внутренний диаметр, м; G — расход среды, кг/с;

λ— коэффициент сопротивления трения, для турбулентного тече-

тр

ния (Re ≥ 2300) рассчитываемый в зависимости от эквивалентной

шероховатости внутренней

поверхности

стенки

трубы : λ

=

 

 

 

 

 

 

 

 

тр

 

 

68

 

0,25

 

 

 

 

= 0,11

------- + ------

 

, для

стальных труб

можно

принимать

=

d

Re

 

 

 

 

 

 

вн

= 0,18÷ 0,22 мм; ξм — сумма коэффициентов местных сопротивле-

ний трубопровода, в число которых входят гибы, изменяющие

направления движения среды (ξ = 0,06…0,1 в зависимости от ради-

м

уса гиба и угла поворота), разветвления и смешения потоков (ξ =

м

= 0,14…0,06 в зависимости от направления потоков), сужения и расширения, определяемые, в частности, конструктивными особенностями установленной на трубопроводе арматуры (для некоторых видов арматуры коэффициенты местных сопротивлений даны в § 21.2).

Трубопроводы с температурой наружной поверхности более 50 °С должны иметь тепловую изоляцию. При температуре наружного воз-

духа t = 25 °С температура поверхности изоляции составляет

н.в

45—48 °С в помещении и 60 °С на открытом воздухе. Теплоизоляция основных трубопроводов, а также трубопроводов с диаметром более 100 мм и температурой теплоносителя более 100 °С должна иметь металлическое или другие водонепроницаемые покрытия.

Трубопроводы АЭС с жидкометаллическим теплоносителем имеют систему обнаружения утечки, систему электрообогрева, необходимую при пуске и останове, и вследствие этого — достаточно сложную систему теплоизоляции.

Горизонтальные трубопроводы главного циркуляционного контура (ГЦК) прокладываются с уклоном 0,001 в сторону реактора (или выпуска из них дренажа). Остальные горизонтальные трубопроводы должны иметь уклон не менее 0,004 в сторону движения транспортируемой среды. Трассировка трубопроводов должна исключать возможность образования в них застойных участков (в том числе после дренирования).

409

Все трубопроводы как первого, так и второго контура в своих верхних точках имеют воздушники для удаления воздуха при их заполнении теплоносителем.

При прогреве паропроводов образуется значительное количество конденсата. Для его отвода организуются дренажи, пусковой и постоянный. Применяют следующие способы отвода конденсата:

• свободный слив конденсата (через открытые воронки) —

вначальный период прогрева трубопровода;

продувка трубопровода через расширитель в дренажные баки —

восновной период прогрева;

автоматический дренаж через дроссельные устройства, конденсатоотводчики и другие приспособления, через которые удаляется конденсат с минимальными потерями теплоты и рабочего тела — после завершения прогрева, в период нормальной эксплуатации.

Трубопроводы и их детали в условиях эксплуатации подвергаются воздействию комплекса различных нагрузок. Основная из них — внутреннее давление среды, по которому рассчитывается толщина

стенки. Формула для расчета толщины стенки δ цилиндрической

ст

обечайки, нагруженной внутренним избыточным давлением p, в общем случае имеет вид

pd

нар

δ= -------------------------- ,

ст 2ϕ[σ] + p

где d — наружный диаметр; ϕ — коэффициент прочности, имею-

нар

щий значение менее единицы при наличии отверстий в стенке или сварного шва вдоль трубы и в других случаях снижения прочности; [σ] — допускаемое напряжение, зависящее от вида материала и температуры.

Дополнительные напряжения в металле возникают под действием веса самого трубопровода, его изоляции и находящейся в нем среды, а также при изменении температуры.

Трубопроводы работают в режимах нормальной эксплуатации (стационарных и переходных), пуска и останова. Для того чтобы в условиях переменных температур напряжения в металле не превысили допускаемые, скорости изменения температуры ограничивают: 3—10 °С/мин в зависимости от режима (прогрев или охлаждение), диаметра и толщины стенки.

Изменение температуры требует также обеспечения возможности изменения длины трубопровода. Последнее, как и восприятие весовой нагрузки, реализуется с помощью опор (неподвижных и подвижных или направляющих).

Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами при заданной его трассировке рассчитывается на самокомпенсацию

410