Das Öl und GasVariable Federunterstützungmuss fünf Hauptbedingungen erfüllen: Auswahl, Designbedingungen, Last- und Verschiebungsleistung, Material- und Korrosionsschutz, Herstellungstests, Installations- und Nutzungsspezifikationen sowie anwendbare Standards: ASME B31.3, MSS SP-58/SP-69, SH/T3073, HG/T20644 (allgemein für Öl- und Gaspetrochemie)
Auswahlkriterien (harte Schwellenwerte für die Designauswahl)
Lastwechselrate ≤ 25 % (ASME-Pflichtanforderung)
Bei Kalt- und Warmlastwechseln von mehr als 25 % sind variable Federn verboten und stattdessen sollten feste Kraftstützen verwendet werden; Für Pumpen-/Kompressor-Rohrauslässe (API610-Einheiten) ist eine strenge Kontrolle der Lastschwankungen erforderlich. Eventuelle Abweichungen müssen durch feste Stützen ersetzt werden.
Vertikaler thermischer Verschiebungsanpassungshub
Die vertikale Verschiebung der Rohrleitung im kalten und heißen Zustand muss innerhalb des effektiven Hubbereichs der Feder liegen (Markierung C kalt bis Markierung H heiß) und darf die oberen und unteren Grenzhübe der Feder nicht überschreiten; Bei einer herkömmlichen Einzelserie beträgt der maximale Hub ≤ 250 mm, und für einen übermäßigen Hub ist eine Feder mit konstanter Kraft erforderlich.
Werte laden
Ausgewählte Last = Rohreigengewicht + Mediumgewicht + Isolationsgewicht + Eigengewicht des Stütz- und Hängerkörpers; In erdbebengefährdeten Gebieten überlagern sich zusätzliche Windlasten und seismische Belastungen (Erdbebenbestimmungen ASME B31.3).
Grenzen der Anwendungsbedingung
Temperatur: Normal - 30℃ bis +200℃; Für Hochtemperatur-Öl- und Gasleitungen (>250℃) verwenden Sie hochtemperaturbeständige Legierungsfedern. Verwenden Sie für Niedertemperatur-LNG-Pipelines (-196℃) spezielle Tieftemperatur-Federmaterialien;
Anwendbar: Nur vertikale Wärmeverdrängungsrohre. Zur seitlichen Erweiterung sollte eine Führungsstütze vorhanden sein; Die Feder trägt keine horizontalen Belastungen.
Leistungsindexbedingungen (obligatorische Parameter für die Werksinspektion)
Lastgenauigkeit: Die Abweichung zwischen der gemessenen Solllast und der Nennlast beträgt ≤ ±5 % (allgemeine Petrochemie- und Ölstandards) und bei High-End-LNG-Projekten ≤ ±3 %.
Federsteifigkeit: Die Steifigkeitstoleranz entspricht den Federspezifikationen GB/T23934/ASME und die Last-Verschiebung-Kurve im gesamten Bereich folgt linear dem Hookeschen Gesetz.
Festigkeitssicherheit: Die maximale Drucktragfähigkeit beträgt das Doppelte der Nennlast; unter dem 1,5-fachen der statischen Nennlast bleibt der Druck ohne plastische Verformung oder Bruch erhalten; Die Spannung des Bauteils beträgt ≤ 0,8-fache der Materialstreckgrenze.
Ermüdungslebensdauer: Für kontinuierliche Öl- und Gasbetriebsbedingungen, ≥ 2000 Kalt-Warm-Zyklustests; Die Feder weist keine Risse auf und die Steifigkeit lässt nicht nach.
Identifikationskonfiguration: Auf dem Gehäuse müssen die Skalen C (Kaltposition), H (Heißposition), Modell, Nennlast und Hubwert eingraviert sein.
Standard-Verriegelungsvorrichtung: Werksseitig mit Transportsicherungsstiften/Verriegelungsblöcken ausgestattet, im Werk im kalten Zustand vorverriegelt und die Verriegelungskomponenten werden entfernt, bevor die Rohrleitung erhitzt und in Betrieb genommen wird.
Materialien und Korrosionsbedingungen (speziell für Öl- und Gaskorrosionsumgebungen)
1. Federkörper
Konventionelles Öl und Gas: legierter Federstahl 65 Mn, 50 CrVA, wärmebehandelt auf HRC 45–50;
Saure Öl- und Gasquellen, die H₂S enthalten: Legierungsfeder, beständig gegen Wasserstoffversprödung; Offshore-Plattformen im Meer: Edelstahlfeder resistent gegen Salznebel.
Kompatibel mit Rohrleitungsmaterialien: Kohlenstoffstahl mit Kohlenstoffstahlklemmen, Edelstahlrohrleitungen mit Edelstahlklemmen, um elektrochemische Korrosion zwischen verschiedenen Metallen zu vermeiden; Hochtemperaturrohrleitungen mit Wärmedämmhalterungen.
Herstellungs- und Werksprüfbedingungen
Die Rohstoffe werden mit Materialqualitätsgarantiezertifikaten (MTR) geliefert und es wird eine erneute spektrale Eingangsprüfung durchgeführt;
Probenahme: 10 % der Produkte werden einer Überlastfestigkeitsprüfung unterzogen (1,5-fache Nennlast), bei Offshore-Projekten wird eine 100 %-Volllastprüfung durchgeführt;
Installations- und Inbetriebnahmebedingungen vor Ort
Positionierung im kalten Zustand: Während der Installation bezieht es sich auf die Ausrichtung auf die C-Skala für den kalten Zustand, wobei sich die Feder im vorkomprimierten verriegelten Zustand befindet; Entfernen Sie nach Abschluss der Wasserdruckprüfung der Rohrleitung und vor dem Aufheizen des Systems die Transportsicherungsstifte.
Überprüfung des heißen Zustands: Nachdem das Gerät mit Volllast betrieben wurde, sollte der Zeiger in den H-Hot-State-Skalenbereich fallen, um als qualifiziert zu gelten. Wenn der Bereich überschritten wird, muss die Federspezifikation ersetzt werden.
Vibrationsleitungen: Installieren Sie für die Einlass- und Auslassleitungen des Öl- und Gaskompressors sowie die Einlass- und Auslassleitungen der Pumpe Vibrationsbegrenzer, um zu verhindern, dass die Feder durch Hochfrequenzermüdung beschädigt wird (ASME B31.3-Vibrationsklausel);
Verbot: Üben Sie keine seitliche Kraft auf die Feder aus, schweißen oder schneiden Sie die Schale nicht und schleifen Sie die Feder nicht willkürlich ab.
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