Обслуживание трубопроводов в аварийных режимах.

2.3.1. В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, трубопроводов конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений паровой котел должен быть отключен и немедленно остановлен.

2.3.2.При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом мастера смены. Мастер смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное, с аварийным участком, должно быть остановлено.

2.3.3.При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено.

2.3.4.При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено мастеру смены. Мастер смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры, указанные в п.2.3.2. Течь или парение не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

2.3.5. При наличии свищей, трещин в питательных трубопроводах, паропроводах свежего пара, а также в их арматуре, аварийный участок должен быть немедленно отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование связанное с этим участком, должно быть остановлено.

2.3.6.При значительных опасных вибрациях трубопроводов должны быть приняты меры к укреплению трубопроводов специальными опорными конструкциями.

2.4.1. Отключение трубопроводов производится путем закрытия запорной арматуры, дренирования отключенного участка и открытия воздушников. При этом дренажи закрытого типа, после дренирования отключенного участка, должны быть закрыты, а дренажи открытого типа направленные в атмосферу остаются открытыми.

2.4.2. При отключении оборудования необходимо исключить вероятность попадания воды от впрыскивающих устройств на горячие паропроводы, при достижении параметров соответствующих точке насыщения, все дренажи должны быть открыты полностью.

2.4.3. После расхолаживания паропроводов необходимо провести внешний осмотр, системы его крепления, указателей температурных перемещений, и зафиксировать выявленные дефекты.

2.4.4. Подлежащий ремонту участок трубопровода во избежание попадания в него пара или горячей воды должен быть отключен со стороны как смежных трубопроводов и оборудования, так со стороны дренажных и обводных линий. Дренажные линии и воздушники, сообщающиеся непосредственно с атмосферой, должны быть открыты.

2.4.5.Отключать теплообменные аппараты (трубопроводы) необходимо двумя последовательно установленными задвижками. Между ними должно быть дренажное устройство, соединенное непосредственно с атмосферой.

РД 34.39.503-89

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Срок действия с 01.01.90
до 01.01.95*
_______________________
* См. ярлык "Примечания".

РАЗРАБОТАНО Предприятием "Сибтехэнерго" Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Союзтехэнерго"

ИСПОЛНИТЕЛИ А.Е.Ковалева, Ф.Г.Лейер

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 12.04.89 г.

Заместитель начальника А.П.Берсенев

СОГЛАСОВАНО с Главным производственным управлением энергетики и электрификации 09.09.88 г.

Главный инженер Г.Г.Яковлев

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ


Настоящая Типовая инструкция устанавливает требования по подготовительным и пусковым операциям, наблюдению за техническим состоянием трубопроводов, выводу трубопроводов в ремонт и организации ремонта, действиям оперативного персонала в аварийных ситуациях, эксплуатационному контролю в период приемки из монтажа и ремонта трубопроводов тепловых электростанций.

Типовая инструкция распространяется на трубопроводы, транспортирующие пар с рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см) или воды о температурой более 115 °С.

Типовая инструкция обязательна для оперативного персонала тепловых электростанций и работников, выполняющих контроль за монтажом, наладкой, приемкой и наблюдение за работой трубопроводов, а также для персонала научно-исследовательских, проектных, конструкторских, строительно-монтажных, ремонтных и наладочных организаций, выполняющих работы на тепловых электростанциях.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Администрация предприятия, эксплуатирующего трубопровод, обязана обеспечить исправное состояние и безопасность эксплуатации путем организации приемки из монтажа и ремонта и надзора за обслуживанием трубопровода.

1.2. Начальник котлотурбинного цеха должен определить из числа персонала список лиц, ответственных за эксплуатацию трубопроводов.

1.3. При эксплуатации трубопроводов персоналом котлотурбинного цеха должны выполняться:

контроль за тепловыми перемещениями в соответствии с "Методическими указаниями по контролю за перемещениями паропроводов тепловых электростанций: РД 34.39.301-87 ";

наблюдение за состоянием трубопроводов (см. разд.6);

контроль за температурными режимами работы металла трубопровода при пусках и остановах (см. разд.3, 4; местные инструкции по пуску оборудования);

контроль за работами при монтаже (приложение 1) и ремонте трубопроводов.

1.4. Сдача трубопроводов в ремонт осуществляется в соответствии с разд.7 и ОСТ 34-38-567-82* "Порядок сдачи в ремонт и выдача из ремонта".

________________

ссылке

1.5. Лицо, ответственное за эксплуатацию трубопроводов, в соответствии с требованиями нормативно-технических документов (НТД) контролирует сроки и объемы контроля металла, выполняемого лабораторией металлов.

1.6. На основании данной Типовой инструкции на каждой тепловой электростанции должны быть разработаны местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данной электростанции. Начальники котлотурбинного цеха и лаборатории металла должны определить список лиц, для которых обязательно знание этой инструкции.

1.7. На каждом предприятии (участке, цехе) должны иметься площадки для ремонта трубопроводов и арматуры, а на табличках должны быть указаны допустимые для них нагрузки. Площадки обслуживания должны быть также в местах установки индикаторов тепловых перемещений и местах врезки КИП.

2. MEРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

2.1. При выполнении монтажных работ необходимо соблюдать меры безопасности, изложенные в "Инструкции по монтажу трубопроводов пара и воды на тепловых электростанциях" (М.: Информэнерго, 1976). При выполнении ремонтных и наладочных работ, а также при наблюдениях за техническим состоянием трубопроводов в процессе эксплуатации необходимо руководствоваться "Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей" (М.: Энергоатомиздат, 1985).

Дополнительные требования к мерам безопасности изложены ниже.

2.2. При тарировке или фиксации установочной высоты персонал должен принять меры по соответствующей защите (применять легкие защитные кожухи). При тарировке пружин или сборке их в блоки следует пользоваться устройством, исключающим выскальзывание пружин при сжатии.

2.3. На период срезки стяжек все прочие работы на этом трубопроводе должны быть прекращены. Работающие на соседнем оборудовании должны быть предупреждены о возможности сотрясения трубопровода и о недопустимости нахождения на трубопроводе, под ним или соприкосновения с ним во время срезки стяжек.

2.4. Срезку стяжек необходимо производить с площадок обслуживания трубопроводов, монтаж и сварка которых полностью закончены в соответствии с проектом, или со специально сооруженных лесов. Леса должны быть приняты мастером по монтажу или ремонту трубопроводов с записью в журнале приемки и осмотра лесов и подмостей. Запрещается выполнять срезку стяжек с лесов, лестниц, подмостей, связанных с трубопроводом. Срезка стяжек может выполняться с люлек, соседнего трубопровода или оборудования с применением предохранительных поясов. Нахождение на трубопроводе, на подвесках которого срезаются стяжки, и крепление карабином предохранительного пояса к деталям этих подвесок не допускается. Выполняющий срезку стяжек должен находиться сбоку на расстоянии вытянутой руки от места реза. Места возможного падения срезанных стяжек должны быть ограждены.

2.5. Для снижения динамического воздействия на трубопровод при срезке приварных монтажных стяжек с блоков пружин, установочная затяжка которых отличается от затяжки для холодного состояния более чем на 20%, должны применяться упрощенные резьбовые стяжки, разгрузочные устройства или грузоподъемные механизмы.

2.6. Перед сборкой блоков пружин, блоков опор и подвесок или регулировкой высоты пружин необходимо проверить резьбу тяг и гаек. При наличии ржавчины следует промыть керосином и восстановить консервирующее покрытие.

2.7. При регулировке высоты пружин в опорных блоках необходимо применить ограничивающие скобы.

2.8. При регулировке высот опорных пружин с допускаемой нагрузкой более 2 т и блоков пружин, имеющих траверсы с допускаемой нагрузкой более 3 т, необходимо применение тали или другого грузоподъемного механизма.

2.9. Пружины необходимо затягивать или расслаблять основной гайкой; для предохранения от срыва при срезании резьбы на конце тяги следует навернуть контргайку.

2.11. Разметку мест крепления опорных конструкций и их установку, а также монтаж трубопроводов необходимо вести с лесов, подмостей или вышек, выполненных в соответствии с требованиями об устройстве лесов.

2.12. При пробивке отверстий в стенах и перекрытиях для проводки труб или для крепления опор и подвесок следует пользоваться защитными очками. В случае необходимости рабочее место ограждается защитными экранами. В места пробивки отверстий необходимо прекратить доступ посторонних лиц.

2.13. Установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок, а также все работы по устранению дефектов должны выполняться на отключенном и опорожненном трубопроводе по наряду-допуску при открытом на атмосферу дренаже. При закрытии нарядов следует убедиться в том, что в районе проведения работ устранены временные опоры и подвески, сняты фиксирующие стяжки с блоков пружин, проемы очищены от посторонних предметов.

2.14. При выполнении работ, требующих кратковременного пребывания на работающем паропроводе, обязательна страховка-крепление предохранительного пояса к неподвижным конструкциям, так как возможны толчки паропровода при срабатывании клапанов.

2.15. В местных инструкциях должны быть указаны мероприятия по ликвидации аварийных ситуаций в соответствии с "Типовой инструкцией по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях: ТИ 34-66-061-87*" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

________________

* Документ не приводится. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке . - Примечание изготовителя базы данных.

3. ПОДГОТОВКА ТРУБОПРОВОДОВ К ПУСКУ

3.1. Особенности подготовки и наблюдения при пробных пусках и комплексном опробования приведены в приложении 1. В настоящем разделе рассматриваются вопросы подготовки к пуску в процессе эксплуатации.

3.2. До начала каждого пуска должны быть устранены все дефекты и замечания по работе трубопроводов, записанные в ремонтном журнале (или журнале дефектов), закончены все работы, связанные с ремонтом или гидроиспытаниями трубопроводов, работы по осмотру технического состояния (ревизии) и ремонту основной и дренажной арматуры предохранительных клапанов, арматуры пуско-сбросных устройств, ремонту вспомогательных трубопроводов, подключенных к основным магистралям (дренажей, воздушников, линий КИП, отборов проб). Наряды-допуски на производство работ должны быть закрыты.

3.3. После капитального и среднего ремонтов или резерва продолжительностью более 10 сут, а также после ремонтов, связанных с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и подвесок и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть осмотрены: тепловая изоляция, указатели перемещений, неподвижные и скользящие опоры, пружинные подвески, места вероятных защемлений трубопроводов и элементов опорно-подвесной системы, дренажей, воздушников, соединительных (импульсных) линий КИП, арматуры. Все выявленные дефекты необходимо устранить до начала пусковых операций.

3.4. Перед пуском необходимо проверить запорную, регулирующую и предохранительную арматуру в соответствии с местной инструкцией.

4. ПУСК ТРУБОПРОВОДОВ В РАБОТУ. СКОРОСТИ ПРОГРЕВА (РАСХОЛАЖИВАНИЯ). ОСТАНОВ

4.1. Для каждого трубопровода при включении в работу или отключении разность температур по периметру сечения не должна превышать 50 °С, а скорость прогрева (расхолаживания) не должна превышать значений, указанных в таблице.

Наименование	Интервал температур, °С	Скорость, °С/мин
		прогрева	расхолаживания
Паропроводы среднего давления (до 5 МПа)
	Более 500
Паропроводы высокого давления (св. 5 до 22 МПа)
	Более 500
Паропроводы сверхкритического давления (более 22 МПа)
	Более 500
Паросборные камеры свежего пара давлением более 22 МПа, корпуса ГПЗ и клапанов
	Более 500

Увеличение разности температур и скорости прогрева (расхолаживания) может быть разрешено местной инструкцией на основании расчетов в соответствии с "Методическими указаниями по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергетических блоков: МУ 34-70-030-81" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

4.2. Прогрев участков паропроводов, входящих в пускосбросную схему котла, определяется требованиями технологии пуска и допустимыми скоростями прогрева выходных камер пароперегревателя.

Контроль следует осуществлять по штатным регистрирующим приборам.

4.3. Прогрев отдельных участков трубопроводов, секционированных задвижками, контролируется штатными термопарами.

4.4. Скорости прогрева вспомогательных трубопроводов (отборов, собственных нужд и др.) должны контролироваться штатными регистрирующими приборами.

Прогрев вспомогательных трубопроводов (дренажных, продувочных, сбросных), не подведомственных Госгортехнадзору СССР и не имеющих приборов контроля температуры, должен регулироваться степенью открытия дренажной арматуры. Скорость открытия арматуры должна быть определена в местных инструкциях (в зависимости от пусковой схемы оборудования).

4.5. Перед прогревом паропроводов необходимо убедиться в их полном опорожнении по линии слива (над воронкой должна отсутствовать струя воды). При прогреве паропровода сначала следует открывать дренажи, потом медленно и осторожно байпасы (паровые вентили) и прогревать дросселированным паром.

4.6. В случае возникновения гидравлических ударов прогрев необходимо прекратить и принять меры к устранению причин, вызвавших эти удары.

4.7. После выравнивания температуры металла по длине трубопровода и подключения потребителя (турбины, РОУ и т.д.) сбросные дренажи должны быть закрыты.

4.8. При заполнении трубопровода водой и включении его в работу необходимо тщательно удалить воздух из "воздушных мешков", образующихся в верхних точках трассы.

4.9. В процессе прогрева паропровода должны осуществляться контроль за исправностью опор и подвесок, указателей перемещений и проверка соответствия перемещений фактической температуре металла.

4.10. При останове необходимо не допускать превышение допустимых скоростей расхолаживания, указанных в таблице. При отключении энергооборудования необходимо исключить вероятность попадания воды от впрыскивающих устройств на горячие паропроводы. При достижении параметров, соответствующих точке насыщения, все дренажи должны быть открыты полностью.

4.11. После расхолаживания необходимо провести внешний осмотр трубопровода, системы его крепления, указателей температурных перемещений и зафиксировать в ремонтном журнале (журнале дефектов) выявленные дефекты.

5. АВАРИЙНЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводов основного конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений энергоблок (котел, турбина) должен быть отключен и немедленно остановлен.

5.2. При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом начальника смены цеха. Начальник смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции с уведомлением дежурного инженера энергосистемы.

5.3. При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции по согласованию с дежурным инженером энергосистемы.

5.4. При выявлении повреждений трубопровода или его крепления необходим тщательный анализ причин повреждений и разработка эффективных мер по повышению надежности (см. п.8.6).

5.5. При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры, указанные в п.5.2. Течь или парение, не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

6. НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

6.1. Лицо, ответственное за эксплуатацию трубопроводов, после каждого пуска и останова обязано проанализировать диаграммные ленты приборов, регистрирующих температуру металла паропроводов в переходных режимах.

6.2. Во всех случаях превышения допустимых скоростей прогрева, расхолаживания, допустимой разности температур, а также в случаях превышения температуры металла трубопровода над номинальной должны быть выявлены причины и приняты все меры по предотвращению указанных нарушений.

6.3. Во время работы обходчик один раз в смену должен производить осмотр трубопроводов. При осмотре следует обращать внимание на состояние системы крепления, изоляции, указателей перемещений, на появление повышенной вибрации, появление течи и парения в арматуре или из-под изоляции осматриваемого трубопровода, а также на течи другого оборудования, вызывающие попадание на трубопровод воды, щелочи, кислот, масел, мазута. При выявлении повреждений трубопроводов следует руководствоваться рекомендациями, изложенными в разд.5.

6.4. При проведении каких-либо работ вблизи трубопроводов должно быть исключено появление защемлений на трубопроводах за счет прокладки временных балок, подставок, подпорок и др.

6.5. Случаи повреждения опор и подвесок, пружин, указателей перемещений, нарушения изоляции по трассе и возникновения прочих дефектов должны фиксироваться в ремонтных журналах и своевременно устраняться.

6.6. Обследование условий эксплуатации, техническое освидетельствование, организация технадзора должны выполняться в соответствии с требованиями "Методических указаний по обследованию и техническому освидетельствованию объектов котлонадзора" (М.: Металлургия, 1979), "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" (М.: Недра, 1973), а также "Типовой инструкции по осмотру питательных трубопроводов паровых котлов при техническом обслуживании: ТИ 34-70-067-87" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

6.7. При назначении обследования трубопроводов до останова оборудования необходимо наметить места сооружения лесов для обследования и участки трубопровода, на которых необходимо снять изоляцию для осмотра состояния опор и подвесок, а из ремонтных журналов выписать все выявленные дефекты.

6.8. Эксплуатационное обследование трубопроводов специализированной наладочной организацией, специализированной службой при энергоуправлениях или персоналом электростанции должно проводиться в целях проверки:

соответствия фактического исполнения проекту;

отсутствия защемлений;

состояния системы крепления и ее работоспособности;

условий дренирования;

состояния тепловой изоляции;

состояния указателей перемещений;

предохранения системы крепления от перегрузок при гидроиспытаниях или промывках.

6.9. При первичном обследовании после монтажа должны проводиться все вышеперечисленные работы. В дальнейшем работы по обследованию проводятся:

по определению соответствия фактического исполнения проекту:

после реконструкции трубопровода или системы крепления;

при выявлении отклонений от проекта во время любого осмотра или обследования;

по определению отсутствия защемлений, состояния и работоспособности системы крепления, а также тепловой изоляции до и после каждого капитального ремонта основного оборудования;

по определению условий дренирования в случаях:

обнаружения признаков стояночной коррозии;

появления гидравлических ударов и вибрации;

замедления темпов предтолчкового прогрева по сравнению с соседними (идентичными) трубопроводами;

обнаружения усталостных трещин по результатам УЗД сварных соединений;

повреждения трубопровода или системы крепления, приведших к прогибу его оси;

замены более 20% длины участка трубопровода, заключенного между неподвижными опорами;

одновременной переварки более 20% сварных соединений трубопровода;

по проверке предохранения системы крепления от перегрузок перед каждым заполнением паропроводов водой перед гидроиспытанием или промывкой при соответствующих указаниях в паспорте.

Наиболее характерные недостатки в работе трубопроводов и системы крепления и способы их устранения приведены в приложениях 2-5.

6.10. Соответствие трубопроводов проекту должно определяться по результатам измерения элементов трассы, расстояний между опорами, арматурой, а также привязочных размеров неподвижных опор к колоннам здания и перекрытию.

6.11. Возможные защемления трубопроводов выявляются осмотром трассы. Между трубопроводами и расположенным рядом оборудованием или строительными конструкциями должны быть зазоры, обеспечивающие беспрепятственное перемещение трубопроводов на значение, не меньшее расчетного.

6.12. Тип установленных в креплениях пружин должен определяться сопоставлением диаметра прутка, наружного диаметра и числа витков пружин с данными, приведенными в нормалях или отраслевых стандартах. Сортамент установленных пружин проверяется при несоответствии фактических и расчетных реакций пружин.

6.13. Фактическая высота пружины должна измеряться в двух диаметрально противоположных точках между плоскостями оснований, прилегающих к пружине. Ось измерительного средства должна быть параллельна оси пружины.

6.14. В холодном состоянии для всех трубопроводов измерения высот пружин производятся перед:

комплексным опробованием;

каждым пуском из капитального ремонта;

пуском из ремонта, в процессе которого:

заменены более 20% длины участка трубопровода между неподвижными опорами или при переварке более 20% сварных соединений;

устранялась деформация оси трубопровода из-за его повреждения;

имело место смещение оси трубопровода более 10 мм при ремонте креплений.

До измерения высот пружин в холодном состоянии перед пуском должны быть закончены все монтажные (ремонтные) работы на трубопроводе и его системе крепления, изоляционные работы, сняты временные крепления и устранены все дефекты, выявленные при обследовании. Перед измерением высот пружин в холодном состоянии паропроводы должны быть полностью дренированы, а трубопроводы, транспортирующие воду, заполнены водой.

6.15. В рабочем состоянии трубопроводов измерения высот пружин проводятся:

во время комплексного опробования;

перед выводом трубопровода в капитальный ремонт;

после пуска трубопровода из холодного состояния после ремонта, при котором проводилась замена элементов трубопровода или регулировка высот пружин.

Измерение высот пружин в рабочем состоянии должно производиться при номинальных параметрах в течение всего времени измерения. Оценка соответствия фактических и расчетных реакций пружинных креплений должна проводиться по "Инструкции по монтажу и регулировке пружинных креплений паропроводов" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974). Допускается не проводить измерения высот пружин в рабочем состоянии для отдельных труднодоступных подвесок, если удовлетворительны измерения высот в холодном состоянии и показания указателей перемещений (или высоты пружин в рабочем состоянии для соседних подвесок).

6.16. Результаты измерения высот пружин необходимо занести в эксплуатационный формуляр проверки рабочих нагрузок в опорно-подвесной системе трубопровода (приложение 6) и сопоставить с проектными (расчетными) данными. В случае значительных отклонений высот пружин от проектных данных (более 25%) во время ближайшего останова должна проводиться подрегулировка затяжек пружин, а если понадобится, и переделка опор. Допускается в случае значительных отклонений нагрузок опор от проектных данных не проводить подрегулировку пружин и переделку опор, если выполнялись поверочные расчеты трубопровода на прочность и самокомпенсацию по фактическому состоянию опорно-подвесной системы и фактическим весовым характеристикам установленной теплоизоляции и результаты расчетов показали допустимость этого.

6.17. Объем и последовательность работ при проверке условий дренирования определяются "Методическими указаниями по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации" (М.: Союзтехэнерго, 1981).

6.18. При проверке состояния тепловой изоляции выборочно проверяется соответствие температуры наружной поверхности изоляционного покрытия требованиям ПТЭ. При изменении линейной плотности трубопровода более чем на 5% вследствие замены изоляционного покрытия (изменена толщина изоляции или весовые характеристики изоляционного материала) следует оценить изменение нагрузок на опоры и подвески (в том числе и при гидроиспытаниях) и при необходимости провести регулировку пружин или реконструкцию системы крепления.

6.19. Увеличение рабочей температуры трубопровода должно быть обосновано поверочным расчетом на прочность.

6.20. При подключении к эксплуатируемому трубопроводу дополнительного ответвления должен быть проведен поверочный расчет на прочность объединенной трубопроводной системы.

7. ВЫВОД ТРУБОПРОВОДОВ В РЕМОНТ. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА

7.1. Трубопроводы должны сдаваться в ремонт по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации и в большинстве случаев ремонтироваться одновременно с основным оборудованием. Сдача в ремонт трубопровода до истечения планового межремонтного периода необходима при аварийном повреждении или аварийном состоянии, подтвержденном актом с указанием причин, характера и размеров повреждения или износа. Дефекты трубопроводов, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, должны устраняться при любом ближайшем останове.

7.2. Паропроводы, работающие при температуре 450 °С и более, до капитального ремонта должны быть обследованы.

7.3. При сдаче в ремонт заказчик должен передать исполнителю конструкторско-ремонтную документацию, в которой содержатся сведения о состоянии трубопровода и его составных частей, о дефектах и повреждениях. Документация должна быть подготовлена в соответствия с ГОСТ 2.602-68*. После ремонта эта документация должна быть возвращена заказчику.

________________

* Действует ГОСТ 2.602-95 . - Примечание "КОДЕКС".

7.4. В соответствии с Правилами организации, технического обслуживания и ремонта оборудования (РДПр 34-38-030-84) при капитальном ремонте котла и станционных трубопроводов в номенклатуру должны включаться следующие работы:

проверка технического состояния паропроводов;

проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс;

проверка затяжек пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор;

контроль сварных швов и металла (см. п.7.6);

переварка дефектных стыков, замена дефектных элементов трубопровода или системы крепления;

осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отборов проб;

ремонт тепловой изоляции.

7.5. При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания, выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты. При дефектации фланцевых соединений следует проверять состояние уплотнительных поверхностей и крепежных деталей. При дефектации опор и подвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация в пружинах.

7.6. Порядок и объем контроля за металлом трубопроводов определяется НТД. Контроль проводится под техническим руководством лаборатории металлов.

7.7. Заказчик вправе вмешиваться в производство работ подрядчика, если последний:

допустил дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами;

не выполняет технологические и нормативные требования технической документации.

7.8. При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажом блоков пружин или деталей трубопроводов, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов трубопроводов и предотвращение падения его демонтируемых частей.

7.9. Перед разборкой неподвижной опоры или разрезкой трубопровода при переварке сварных стыков по заключениям дефектоскопистов или при замене каких-либо элементов трубопровода пружины на ближайших двух подвесках с каждой стороны ремонтируемого участка должны быть зафиксированы резьбовыми приварными стяжками. На расстоянии не более 1 м в обе стороны от места разгрузки трубопровода (или разборки неподвижной опоры) следует установить временные опоры (раскрепления). Эти опоры должны обеспечивать смещение трубопроводов вдоль оси, требуемое при сварке, и фиксацию трубопровода в проектном положении. Крепление этих концов к соседним трубопроводам, опорам или подвескам не допускается.

7.10. По обе стороны от ремонтируемого участка должно быть сделано кернение на трубах, расстояние между точками кернения должно быть зафиксировано в акте. При восстановлении трубопровода должна выполняться холодная растяжка с таким расчетом, чтобы отклонение расстояния между точками кернения не превышало 10 мм.

7.11. После демонтажа участка или элемента трубопровода свободные концы оставшихся труб должны быть закрыты заглушками.

7.12. При разрезке трубопровода в нескольких точках необходимо в каждом случае выполнять операции, перечисленные в п.7.9.

7.13. При любой разрезке трубопровода после заварки замыкающего стыка необходимо составление акта с занесением его в шнуровую книгу.

7.14. После окончания ремонтных работ, связанных с разрезкой трубопровода или заменой деталей его опор, необходимо проверить уклоны трубопровода.

7.15. При замене дефектной пружины заменяющая пружина должна быть подобрана по соответствующей допускаемой нагрузке, предварительно оттарирована и сжата до расчетной для холодного состояния высоты. После установки в блок подвески и снятия фиксирующих стяжек следует проверить высоту пружины и при необходимости выполнить подрегулировку. При приварке стяжек недопустимо соприкосновение витков пружин с электрической дугой, а при срезке - с пламенем горелки, что может вызвать повреждение пружин.

7.16. При замене пружины в опоре из-за ее повреждения или несоответствия расчетным нагрузкам следует:

проложить пластины под блок пружины (если заменяющий блок имеет меньшую высоту, чем у замененного);

разобрать опорную тумбу и уменьшить ее высоту (если заменяющий блок имеет большую высоту, чем замененный).

7.17. При изменении высот пружин в пружинной опоре необходимо вынуть регулируемый блок, на тарировочном устройстве изменить его высоту и в соответствии с п.7.16 установить в опору.

7.18. После завершения работ по регулировке высот пружин в эксплуатационных формулярах должны быть зафиксированы высоты пружин после регулировки (см. приложение 6), а на указателях перемещений уточнены положения трубопровода в холодном состоянии.

7.19. Вое изменения в конструкции трубопровода, произведенные в период его ремонта и согласованные с проектной организацией, необходимо отразить в паспорте или шнуровой книге данного трубопровода. При замене поврежденных деталей трубопровода или деталей, отработавших свой ресурс, в шнуровой книге должны быть зафиксированы соответствующие характеристики новых деталей.

7.20. После окончания ремонтных и наладочных работ в ремонтном журнале должна быть сделана соответствующая запись (см. п.8.3) и составлен акт сдачи в эксплуатацию с занесением в шнуровую книгу.

8. ТРЕБОВАНИЯ К ДОКУМЕНТАЦИИ

8.1. При эксплуатации трубопроводов используется следующая документация:

технические паспорта на арматуру, трубопроводы и их детали;

монтажно-сборочные чертежи трубопроводов, рабочие чертежи опор и подвесок, деталей трубопроводов;

расчетные схемы, схемы установки указателей температурных перемещений, схемы дренажей, воздушников;

акты приемки скрытых работ по трубопроводам (о холодной растяжке, о фиксации монтажной оси, о разрезках трубопроводов при ремонте или замене деталей, продувок, химических очисток и гидроиспытаний);

формуляры по затяжке пружин, контроле перемещений;

акты приемки в эксплуатацию, заключения по расследованию повреждений трубопроводов, протоколы по расследованию причин недопустимых скоростей прогрева, расхолаживания трубопроводов или превышения рабочей температуры над расчетной.

Проектная и заводская документация должна храниться в архиве электростанции. Шнуровая книга (см. приложение 1) должна храниться у лица, ответственного за эксплуатацию трубопроводов. Документация по входному и эксплуатационному контролю металла должна храниться в лаборатории металлов.

8.2. На блочном или местном щите управления должны быть вывешены схемы трубопроводов, выполненные в условных цветах.
[email protected]

Если процедура оплаты на сайте платежной системы не была завершена, денежные
средства с вашего счета списаны НЕ будут и подтверждения оплаты мы не получим.
В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа.

Произошла ошибка

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

Обустраивают трубопроводы пара и горячей воды для теплоснабжения жилых строений, зданий производственного назначения и складских построек. Чаще всего для прокладки этого вида коммуникаций используют продукцию, изготовленную из стали, но применяют и другие материалы, из которых создают подобные системы.

Трубопроводы относят к специальным сооружениям, предназначаемым для транспортировки жидких, твердых и газообразных веществ из одного места в другое. Их подразделяют на разные виды и категории, имеющие определенные технические параметры.

Трубопроводы для теплосетей

По водяным и паровым системам перемещают среду, обычно имеющую температуру свыше 115 °C. Избыточное давление в трубопроводе может достигать 1,6 МПа. Выпускают трубную продукцию для таких конструкций в основном из стали. Изделия из нее характеризуются высочайшими показателями прочности и отличаются надежностью в эксплуатации.

Стальные трубы с целью улучшения технических характеристик в отдельных случаях подвергают термической обработке. Благодаря этой технологии, удается успешно справляться с гидроударами в теплоснабжающей системе. В сопроводительной документации производитель труб из стали должен указывать, какой из режимов термообработки был использован при их изготовлении.

Но особая обработка проводится не всегда, она отсутствует:

1. Если при выпуске трубной продукции были достигнуты необходимые характеристики.
2. Когда изделия уже подвергались термической обработке в процессе изготовления способом горячей формовки.

При производстве труб для прокладки теплосетей важно добиваться определенных технических характеристик, которые исключат вероятность появления гидроудара (прочитайте: " "). Дело в том, что возникновение аварийной ситуации вызовет разгерметизацию конструкции и как следствие, утечку транспортируемого вещества.

Кроме стали для обустройства теплоснабжающих трубопроводов применяют трубы, произведенные из:

• цветных сплавов;
• чугуна.

Правила, утвержденные Гостехнадзором, не распространяются на инженерные коммуникации, относящиеся:

• к I категории, если их наружный диаметр не превышает 51 миллиметра;
• к системам II, III, IV категорий с величиной внешнего диаметра менее 76 миллиметров.

ПУБЭ трубопроводов пара и горячей воды не относятся к участкам систем, расположенным до места нахождения задвижки парового агрегата, и к временно обустроенным магистралям, которые прокладывают на срок не более одного года.

Разделение трубопроводов согласно категории

Согласно основным рабочим характеристикам транспортируемой среды коммуникации подразделяются на 4 категории.

Параметрами, согласно которым определяются категории, являются:

1. Для систем, которые транспортируют пар от котлов - величина его давления и температуры в месте выхода.
2. Для паровых трубопроводов, функционирующих от турбин – наибольший показатель температуры и противодавления при работе на холостом ходу.
3. Для конструкций нерегулируемого или регулируемого типа отбирающих пар – самое большое значение давления и температуры в отборе.
4. Для коммуникаций, перемещающих среду от редукционно-охладительных и редукционных установок – наивысшая отметка давления и температуры.
5. Для конструкций, перемещающих воду после диаэраторов - номинальное давление с учетом показателей системы.
6. Для подающих и обратных коммуникаций горячего снабжения – наиболее высокий показатель температурного режима и давления с учетом насосных сооружений и рельефа местности. Читайте также: " ".

Обычно категорию теплосети, определяемой в зависимости от рабочих параметров среды в месте входа в нее, указывают в техдокументации. Это касается всей протяженности инженерной коммуникации.

В ряде случаев допустимо несоблюдение вышеописанной классификации, но при этом должно быть четкое основание, почему требуется отступление от правил эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Всю необходимую документацию передают в госорганы на рассмотрение и утверждение.

Виды теплосетей для пара и горячей воды

Конструкции подачи пара и горячей жидкости подразделяются с учетом следующих факторов:

• источника тепловой энергии;
• вида транспортируемой среды;
• способа прокладки;
• проектируемой схемы.

В зависимости от источника тепла различают теплосети:

• централизованные – энергия вырабатывается на тепловых или атомных станциях;
• децентрализованные – тепло поступает от автономно работающих котельных.

Согласно виду перемещаемой среды, трубопроводы бывают:

• водными;
• паровыми.

Системы, по которым передвигается нагретая жидкость, имеют четное число трубопроводов. Они должны не только доставлять нагретый теплоноситель, но и иметь отвод.

Паровые трубопроводы отличает более сложное конструкционное устройство. Объясняется это тем, что температура пара в них превышает данный показатель у воды. Если при обустройстве такой конструкции были допущены ошибки, то в результате сильного нагрева трубы могут быть деформированы. Также на стенках трубопровода образуется конденсат.

Теплосети в зависимости от способа прокладки делают:

• надземными (их еще называют открытыми);
• подземными (скрытыми) – канальными и бесканальными.

Конструкции открытого типа прокладывают, когда требуется обеспечить целостность трубопровода на местности с подвижными грунтами или прокладка выполняется в густонаселенном районе с разветвленной сетью коммуникаций, находящихся под землей.

Согласно ПБ трубопроводы пара и горячей воды обустраивают на основании СНиП. Их монтируют на прочные металлические опоры, способные зафиксировать коммуникации над поверхностью земли.

Скрытые системы выполняют канальным или бесканальным способом. Первый из них предусматривает укладку трубопроводов в бетонные каналы, благодаря чему конструкция защищена от коррозии и температурных воздействий, от перемещения подземных грунтов.

В зависимости от конструкционных решений все каналы разделяют на:

• монолитные;
• лотковые.

Бесканальный монтаж используют чаще всего по причине экономической целесообразности. В данном случае трубы из полиэтилена, поливинилхлорида и т.д. укладывают в заранее подготовленные траншеи.

Различие трубопроводов согласно схемам проектирования

В зависимости от схемы классификация трубопроводов пара и горячей воды выглядит следующим образом:

• магистральные сети;
• распределительные системы;
• ответвления.

Еще различают квартальный подвид, который является промежуточным отрезком коммуникаций между распределительной системой и потребителями тепловой энергии.

Магистральные конструкции относятся к транзитным трубопроводам, у них не имеются ответвления. По ним пар и вода перемещаются от источника до распределительной системы. Температура в них может находиться в пределе от 90 до 150 градусов при сечении труб 525 –1020 миллиметров.

В свою очередь распределительные системы предназначаются для перемещения тепла от магистральных конструкций к потребителям, а именно в квартиры и дома. Величина диаметров этих трубопроводов не превышает 525 миллиметров, а допустимая температура для них составляет 85 – 110 градусов.

Ответвления представляют собой участки теплосетей, обеспечивающих стыковку теплового пункта с магистралью, или жилого здания с распределительной системой.

Проектирование прокладки трубопроводов

Проектную документацию для обустройства трубопроводов, по которым перемещают пар, газ или горячую воду, должны выполнять исключительно компетентные органы на основании определенных норм, указанных в СНиП.

При проведении расчетов непременно учитывают ряд параметров:

• температурный режим;
• расширение материалов, из которых сделаны коммуникации, под действием высоких температур;
• величина максимального или рабочего давления;
• масса конструкции.

Специалисты на основании предоставленных данных определяют эксплуатационный срок трубопровода и вписывают его в паспорт коммуникации. Конструкцию нужно проектировать так, чтобы было удобно выполнять профосмотры и осуществлять контроль. Стыковку элементов трубопроводов выполняют с применением сварки.

Резьбовые и фланцевые соединения используют в том случае, когда у деталей трубопровода имеются фланцы. Тогда задействуют трубы из чугуна сечением не больше 100 миллиметров, относящиеся к IV категории. Выполнение соединений с применением тройников допустимо, если система принадлежит к III - IV категориям.

Элементы трубопровода должны быть обеспечены защитой от коррозийных процессов. При этом все участки коммуникаций, которые работают с температурой среды более 55 градусов и открыты специалистам для доступа, необходимо качественно теплоизолировать.

Скрытый вариант монтажа

Исходя из требований СНиП, совместное обустройство трубопроводов в грунте недопустимо, если хотя бы один из них принадлежит к I категории. При прокладке системы в полупроходной траншее следует знать, что ее высота не может быть менее 150 сантиметров, а минимальное расстояние между изолированными трубами должно составлять 60 сантиметров.

Участки, на которых устанавливается запорная арматура, нужно располагать в утолщенных местах тоннеля, чтобы без усилий периодически производить осмотр и ремонт трубопроводов пара и горячей воды.

При осуществлении монтажа в траншеях проходного типа промежуток между изолированными элементами должен составлять минимум 70 сантиметров при наименьшей высоте тоннеля, равной 2 метрам.

Наземный способ прокладки коммуникаций

Если требуется выполнить открытую установку трубопровода, по которому предстоит перемещать пар или горячую жидкость, следует соблюдать положения, прописанные в СНиП. Наземное обустройство в отличие от скрытого варианта допускает совместную прокладку коммуникаций разных категорий.

Открытый способ обычно ограничивается планом капитальной застройки населенного пункта, его используют реже. Наземную проводку чаще всего можно встретить на территории промпредприятий – ее обычно задействуют, когда скрытый вариант невозможен по ряду причин.

Монтаж открытого трубопровода обязателен, если наблюдается:

• высокий уровень застоя грунтовых вод;
• сейсмическая активность;
• территория вечной мерзлоты.

Немаловажным моментом является обустройство коммуникаций, проложенных наземным способом, качественной теплоизоляцией. На утеплитель, расположенный на открытом трубопроводе, не оказывает давление слой почвы, он не подвергается воздействию влаги и химически активных компонентов, что оказывает влияние на продолжительность эксплуатации и условия функционирования конструкции. Одним из преимуществ открытого монтажа является стоимость прокладки, при которой экономия денежных средств составляет около 40%.

Арматура и прочие элементы трубопроводов

Согласно нормативной документации все коммуникации, относящиеся к теплосетям, следует оснащать запорной и регулирующей арматурой и необходимыми измерительными устройствами.

При этом их настройка должна соответствовать требуемым параметрам. К примеру, уровень давления в защитном устройстве не может превышать расчетную величину более, чем на 10%. В случае функционирования трубопровода на пониженном давлении нужно настраивать предохранительные приборы в соответствии с условиями эксплуатации объекта.

Важным моментом является оснащение защитных клапанов отводящими элементами, чтобы имелась возможность при срабатывании защиты перенаправлять среду. Отводящие коммуникации необходимо изолировать на случай сильных морозов и оснастить конструкцией для слива конденсата. На корпусах всей арматуры должны присутствовать соответствующие обозначения.

Маркировка содержит:

• товарный знак компании-производителя;
• размер диаметра (Ду) условного прохода;
• нормативную величину давления и температуры перемещаемой среды;
• направление передвижения пара или воды;
• марку стали.

Особенности подбора манометра

К покупке манометра для трубопроводной конструкции следует подходить с максимальной ответственностью, поскольку прибор предназначается для осуществления контроля над показателями давления пара и воды в системе. Устройство подает информацию относительно возникновения аварийной ситуации.

В зависимости от точности прибор может относиться к определенному классу:

• 2,5 - если давление среды не более 2,5 МПа;
• 1,5 – когда величина давления превышает 2,5 МПа;
• 1,0 - при давлении среды выше, чем 14 МПа.

На шкале устройства имеется красная черта, указывающая величину допустимого давления в трубопроводе. Монтаж манометра производится на участке конструкции, находящемся в доступной зоне. Его устанавливают либо строго вертикально, либо с небольшим (до 30 градусов) уклоном вперед.

Трубопроводы, по которым движется пар и горячая жидкость, относятся к особому типу конструкций – их необходимо проектировать и эксплуатировать в полном соответствии с нормативами, прописанными в СНиП. Такие коммуникации прокладывают из трубной продукции, имеющей необходимые технические параметры.

Основными причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.

I. На ТЭЦ произошел разрыв нижнего отвода главного паропровода котла типа ПК-10-2, работающего с параметрами пара

110 кгс/см2 и 540° С. Разрушение произошло в зоне нейтральной образующей гиба. При разрыве часть трубы оказалась отогнутой, в связи с чем нельзя было определить форму сечения трубы в гибе. На участке, прилегающем к этому сечению, овальность оказалась равной 17%, что более чем в два раза превышает допустимую.

Исследования металла поврежденной трубы показали, что его химический состав, механические свойства и микроструктура соответствуют требованиям технических условий поставки (МРТУ 14-4-21-67).

Известно, что разрушения гибов вызываются комплексом причин как технологического, так и эксплуатационного характера. И в данном случае состояние металла и характер повреждения позволили установить, что напряжения в металле гиба на участке разрушения существенно превышали расчетные не только из-за дополнительных усилий, связанных с неравномерным распределением напряжений от внутреннего давления по периметру овального сечения, но также и из-за значительных компенсационных напряжений.

Трасса паропровода была выполнена с отступлением от проекта, в результате чего число гибов на участке поврежденного паропровода уменьшилось с трех до двух и компенсационная нагрузка на оставшиеся гибы возросла по сравнению с расчетной. Отступления от проекта были допущены также при выполнении системы крепления этого участка паропровода и ее регулировке.

При демонтаже поврежденного участка паропровода было выявлено, что он состоял из труб двух сортаментов - 325X26 и 325Х Х32 мм. Разорвавшийся нижний гиб был изготовлен из трубы с меньшей толщиной стенки. Сравнение моментов инерции сечения трубы в нижнем и верхнем гибах без учета искажения формы сечения при гибке показали, что компенсационные напряжения в нижнем гибе были на */з выше напряжений, которые были бы при гибах равной податливости.

(Из экспресс-информации СЦНТИ ОРГРЭС, 1972).

2. На ТЭЦ автомобильного завода произошел разрыв компенсатора питательного трубопровода диаметром 219 мм при давлении 150 кгс/см2 и температуре воды 150° С.

Находившиеся на дежурстве рабочие услышали сильный стук от удара, затем последовало резкое уменьшение давления питательной воды и снижение уровня воды в четырех действующих котлах.

Включились звуковые сигнализаторы предельных положений уровня воды и световые табло, показывающие, что котлы находятся в опасном положении.

Машинистам котельной объявили по радио об аварийном положении в котельной и одновременно включили резервные питательные насосы общей подачей 580 т/ч. Так как уровень воды в барабанах котлов продолжал снижаться, все котлы были остановлены. После обнаружения места повреждения дефектный трубопровод был от-йлючен и через час котлы вновь включили в работу. При осмотре в Месте гиба компенсатора была обнаружена сквозная трещина длиной 560 мм с максимальным раскрытием 85 мм. На внутренней поверхности трубы в зоне разрыва отчетливо были видны сплошные коррозионные разъедания и продольные трещины. Глубина трещин составляла от 0,1 мм до сквозных на всю толщину стенки. Механические Испытания металла трубы дали удовлетворительные результаты.

По заключению лаборатории металловедения автозавода разрыв трубы произошел в результате коррозионной усталости металла. Ко-миссия не согласилась с указанным заключением, мотивируя свое несогласие тем, что коррозионная усталость возможна лишь при переменных тепловых напряжениях металла, а питательный трубопровод работал с постоянным режимом. В связи с этим материалы расследования аварии были переданы в другую лабораторию металлов.

В этой лаборатории подвергли металлографическому исследованию серию образцов, взятых из неповрежденного участка трубы после нагрева при температурах 600, 700, 850 и 950° С и установили условия, при которых в металле появляется видманштеттова структура. На этом основании лаборатория дала заключение, что причиной аварии явился перегрев металла, допущенный при изготовлении компенсатора.

Центральный котлотурбинпый институт (ЦКТИ), к которому обратилась комиссия, получив два разноречивых заключения, подтвердил мнение лаборатории автозавода.

Расчет компенсации температурного расширения трубы в ЦКТИ показал, что наибольшие компенсационные напряжения возникали на участке возле разорвавшегося колена. Весьма вероятно, чго в колене была овальность выше допустимой, вызывавшая значительные дополнительные напряжения на наружной части трубы, по которой произошло разрушение гиба. При высоких суммарных статических напряжениях от внутреннего давления и температурного расширения в условиях коррозионной активности среды даже сравнительно небольшие циклические изменения какого-либо из действующих напряжений (например, компенсационных вследствие колебания температуры воды) могли привести через соответствующий срок к усталостному разрушению металла.

3. В паропроводе, работающем с давлением пара 20 кгс/см*" и температурой 270° С, в период эксплуатации были выявлены дефект ы на двух участках - расслоение металла труб. Дефектные участки удалили и заменили новыми.

После ремонта паропровод ввели в эксплуатацию вопреки требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, предусматривающих предъявление трубопровода инспектору котлонадзора после ремонта, связанного со сваркой стыков, для наружного осмотра и гидравлического испытания.

Через несколько дней после пуска паропровода в эксплуатацию вследствие гидравлического удара произошло сотрясение эстакады, по которой был проложен паропровод, а через час после этого произошел его разрыв. Компенсатор и часть паропровода длиной 40 м упали с эстакады на землю, а другая часть длиной 30 м была заброшена на верх эстакады.

Разрыв паропровода произошел по сварному стыку замененного участка трубы, неудовлетворительно выполненного сварщиками. После ремонта качество сварных швов не проверялось.

4. На одной из ТЭЦ разорвало паропровод котла, работающего под давлением 32 кгс/см2 при температуре пара 400° С. Разрыв паропровода произошел в коническом переходе от трубы диаметром 219/200 мм к трубе диаметром 273/255 мм, изготовленном из шести лепестков, обжатых до диаметра 219/200 мм и сваренных электродуговой сваркой продольными швами встык.

Причиной разрыва конического перехода были сплошные глубокие непровары в вершинах продольных швов по всей длине. При разрыве произошло раскрытие на 140-180° трех лепестков и небольшое раскрытие по швам остальных лепестков, Глубина непровара

продольных и кольцевого швов составила до 80% от толщины стенки трубы. Смещение кромок отдельных швов составило 40% от толщины стенки трубы при норме не более 10%.

Проверкой установлено, что после ремонта паропровода с применением сварки его не предъявляли инспектору котлонадзора для технического освидетельствования. Шнуровые книги паропроводов велись неудовлетворительно: отсутствовали необходимые записи о произведенных ремонтах, данные о сварке, сертификаты на трубы и необходимые схемы паропроводов. Не производилось гидравлическое испытание паропроводов после их ремонта.

5. В процессе эксплуатации энергоблока, работавшего с давлением 100 кгс/см2 и температурой пара 540° С, машинист заметил образование свинца в одной из ниток главного паропровода. Примерно через 3 мин после этого произошел разрыв трубопровода. Немедленно были приняты меры по разгрузке ТЭЦ и прекращению работы котлов.

При осмотре на поврежденном участке паропровода был обнаружен разрыв трубы на длине 1,25 м с характерными признаками ползучести металла у места разрыва. Неразорвавшаяся часть трубы имела раздутие до 365 мм по диаметру против первоначального диаметра 325 мм. У одного сварного стыка труба оторвана по всей окружности от соседнего участка. Оставшийся целый участок трубопровода отогнут в сторону турбины.

Разрыв трубы произошел из-за того, что работники монтажного участка вместо трубы из стали марки 12ХМФ установили трубу из стали 20, предназначенную для питательного трубопровода. Установка деталей трубопровода производилась без сверки с чертежами.

После монтажа паропровода производилось стилоскопирование. Из-за небрежности стилоскописта сварочной лаборатории монтажного треста труба из стали 20 не была выявлена и по всем деталям трубопровода было дано положительное заключение.

6. На ГРЭС во время капитального ремонта котла был вырезан патрубок из контрольной трубы паропровода, изготовленной из стали 12Х1МФ, для проведения исследований структуры и механических свойств металла, предусмотренных «Инструкцией по наблюдению и контролю за металлом трубопроводов и котлов». На место этого патрубка была вварена вставка (катушка). Сертификатные данные металла трубы, из которой была вырезана катушка, не были проверены. И только в процессе эксплуатации выяснилось, что вставка была из углеродистой стали.

Согласно п. IV-8 указанной инструкции для вварки контрольных участков взамен вырезанных патрубков должны применяться запасные трубы, оставленные при монтаже паропроводов и переданные на ответственное хранение. Заказ таких труб предусматривается при поставке паропроводов. Эти трубы должны быть предварительно исследованы в исходном состоянии в полном объеме требований, предъявляемых к контрольным трубам.

Однако на ГРЭС врезка вставок (катушек) производилась из имевшейся в наличии трубы, не прошедшей необходимых исследований структуры и механических свойств метала.

Ошибка, допущенная при вварке вставки, могла вызвать аварию с тяжелыми последствиями.

Главтехуправление Минэнерго СССР главным инженерам электростанций, на которых имеются энергоустановки с температурой рабочей среды 450° С и выше, предложило:

Проверить наличие на электростанции запасных труб, их состояние и условия хранения, а также соответствие сертификатных данных запасных труб требованиям технических условий МРТУ 14-4-21-67;

Обеспечить строгое соблюдение требований «Инструкции по наблюдению ц контролю за металлом трубопроводов и котлов» при проведении контроля и наблюдения за паропроводами.

(Эксплуатационный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР № Т-4/73)

7. В феврале 1977 г. на одном из котлов ТГМ-96 паропроизводительностью 480 т/ч с параметрами среды 140 кгс/см2 и 570° С произошел разрыв трубы диаметром 133 мм обводной линии питания котла на прямом участке, расположенном за регулирующим клапаном. Трубопровод работал при давлении 230 кгс/см2 и температуре среды 230° С.

Котел ТГМ-96 однобарабанный с естественной циркуляцией выполнен по П-образной схеме. Топочная камера с уравновешенной тягой полностью экранирована. Котел снабжен радиационноконвективным пароперегревателем, водяным экономайзером и регенеративными вращающимися воздухоподогревателями. Процессы питания котла, регулирования температуры перегретого пара и горения автоматизированы, предусмотрены необходимые средства тепловой защиты.

Сниженный узел питания котла, где произошел разрыв трубопровода, расположен перед фронтом котла на расстоянии 10 м от блочного щита управления и предназначен для питания котла в растопочном и эксплуатационном режиме. Он состоит из участка основного питательного трубопровода диаметром 325 мм и двух обводных линий диаметрами 133 мм и 76 мм.

При растопке котла с блочного щита управления дистанционно через регулирующий клапан включается трубопровод диаметром 76 мм. По достижении в котле давления 50 кгс/см2 дистанционно включается трубопровод диаметром 133 мм, а затем после подключения котла к станционным трубопроводам он переводится на автоматическое управление. Основной питательный трубопровод диаметром 325 мм включается в работу (сначала дистанционно, затем переводится на автоматическое управление) при достижении на котле нагрузки 70% от номинальной. Во время работы основного питательного трубопровода обводной трубопровод диаметром 133 мм является резервным и используется на 30-40% в автоматическом режиме при работе котла на сниженных нагрузках.

В момент аварии регулирующий питательный клапан на трубопроводе диаметром 325 мм был открыт на 75-85% и находился на автоматическом управлении. Регулирующий клапан на трубопроводе диаметром 133 мм был открыт частично и работал на дистанционном управлении, запорная арматура на трубопроводах диаметрами 325 и 133 мм открыта полностью, а на трубопроводе диаметром 76 мм закрыта. В результате разрыва часть трубопровода диаметром 133 мм отброшена от сниженного узла питания на 10,5 м к фронту котла, а другая его часть упала на основной питательный трубопровод. Обводной трубопровод диаметром 76 мм оторван в месте примыкания к трубопроводу диаметром 133 мм.

Установлено, что причиной разрыва явился эрозионный износ трубы на расстоянии 100мм от корпуса клапана походу воды. Износ произошел по всему периметру трубы с максимальным утонением

стенки по нижней образующей до 1,2 мм при исходной толщине стенки 10 мм. Эрозионный износ обнаружен также в аналогичной зоне питательного трубопровода.

На трубопроводе ранее был установлен регулирующий клапан шиберного типа. При малых расходах и неполном открытии шибера с профильным окном в виде прямоугольной щели поток среды направлен в верхнюю образующую трубопровода, что вызывает местную эрозию стенки трубы. Для предупреждения подобных явлений клапан шиберного типа был заменен клапаном с уплотнительной поверхностью в виде распределительной решетки с рядом цилиндрических отверстий, направляющих поток среды вдоль оси трубопровода. Однако эта замена в данном случае оказалась недостаточной для обеспечения надежной работы трубопровода.

Следует отметить, что интенсивность эрозионного износа трубопровода возрастает с увеличением перепада давления среды до регулирующего клапана и после него.

В связи с этой аварией Главтехуправление Минэнерго СССР предложило главным инженерам тепловых электростанций (циркулярное письмо № 1/77) проверить соблюдение требований «Инструкции по эксплуатационному осмотру питательных трубопроводов паровых котлов». Если при проверке будут обнаружены отклонения от требований инструкции, то необходимо при ближайшем останове оборудования, но не позднее июня 1977 г., провести внеочередную проверку состояния выходных патрубков регулирующей и дросселирующей арматуры и прилегающих к ним участков трубопроводов по всему периметру на длине не менее чем десять внутренних диаметров трубы по ходу движения среды. Проверке подлежат все узлы установки регулирующей и дросселирующей арматуры (питание, впрыски, встроенные пусковые узлы прямоточных котлов и др.). При проведении этих работ следует руководствоваться «Инструкцией по эксплуатационному осмотру питательных трубопроводов паровых котлов» и противоаварийным циркуляром № Т-4/72.

«Тест по курсу «Персонал, обслуживающий трубопроводы пара и горячей воды» Условные обозначения: + правильный ответ - неправильный ответ 1. На...»

Тест по курсу

«Персонал, обслуживающий трубопроводы пара и горячей воды»

Условные обозначения:

Правильный ответ

Неправильный ответ

На какую величину рассчитываются и регулируются предохранительные клапаны

(ПБ 10-573-03 п.2.8.2.):

На 5% выше разрешенного

На 10 % выше разрешенного

На 15 % выше разрешенного

На 25% выше разрешенного

Шкала манометра выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в (ПБ 10-573-03 п.2.8.6.):

Средней трети шкалы манометра

Первой трети шкалы манометра

Последней трети шкалы

Требования не устанавливаются.

Кто даёт распоряжение на включение трубопровода в работу (ПБ 10-573-03 п.5.3.2.):

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов пара и горячей воды

Главный энергетик предприятия;

Старший по смене;

Любой главный специалист предприятия;

Какие данные после регистрации трубопровода вносятся в специальную табличку (ПБ 10-573-03 п.5.3.3.):

Регистрационный номер, температура среды;

Регистрационный номер, разрешенное давление, температура среды, дата следующего НО,

Дата следующего наружного осмотра,

Разрешённое давление и температура среды;

Каковы размеры специальной таблички, вывешиваемой на трубопроводе после его регистрации (ПБ 10-573-03 п.5.3.3.):

Исправность предохранительных клапанов проверяется (ПБ 10-573-03 п.6.2.8.):

Внешним осмотром;

+ «подрывом»;

Проверка не обязательна;

Метод проверки определяется ответственным лицом;

Ремонт трубопровода должен выполняться (ПБ 10-573-03 п.6.3.2.):

Только по приказу старшего по смене;

Только по приказу гл. энергетика;

Только по наряду-допуску, выдаваемому в установленном порядке;

При эксплуатации трубопровода своевременный текущий ремонт выполняется (ПБ 10-573-03 п.6.3.1.):

По распоряжению ответственного лица;

По утверждённому графику ППР

В зависимости от технического состояния трубопровода;

Не реже 1 раза в 6 месяц;

При каком давлении трубопровод с рабочим давлением 1,0 МПа(10 кгс\см2) должен быть немедленно остановлен (ПБ 10-573-03 п.2.8.2.):

Если давление поднялось до 1.03 МПа (10,3 кгс\см2)

Если давление поднялось до 1.05 МПа (10,5 кгс\см2)

Если давление поднялось до 1.1 МПа (11 кгс\см2) + если давление поднялось выше 1.1 МПа (11 кгс\см2) 10.

Для обеспечения безопасных условий и расчётных режимов эксплуатации каждый трубопровод должен быть оснащен (ПБ 10-573-03 п.2.8.1.):

Приборами для измерения давления и температуры рабочей среды;

Редукционными и предохранительными устройствами, + запорной и регулирующей арматурой, приборами безопасности;

Все пункты;

Класс точности манометров при рабочем давлении 2,5 МПа (25 кгс\см2)должен быть не ниже (ПБ 10-573-03 п.2.8.5.):

Не нормируется 12.

Периодическая проверка знаний персонала должна проводиться не реже 1 раза (ПБ 10-573-03 п.6.2.2.):

В 12 месяцев;

В 6 месяцев;

В 9 месяцев;

В 3 месяца 13.

Порядок аварийной остановки трубопровода должен быть указан в (ПБ 10-573п.6.1.):

Сменном журнале;

Производственной инструкции оператора котельной;

Паспорте котла;

Ремонтном журнале;

Причины аварийной остановки трубопровода персонал записывает в (ПБ 10-573-03 п.6.1.):

Паспорт трубопровода;

Сменный журнал;

Суточную ведомость;;

Ремонтный журнал;

Проверка исправности действия манометра, предохранительных клапанов на трубопроводе давлением до 1,4 МПа проводится в следующие сроки (ПБ 10-573-03 п.6.2.5.):

Не реже одного раза в сутки, + не реже одного раза в смену;

По распоряжению главного инженера предприятия;

Манометр не допускается к применению, если (ПБ 10-573-03 п.6.2.7.):

Истёк срок поверки манометра

Манометр установлен с наклоном в 30 градусов;

Манометр не достаточно освещён;

По решению старшего оператора;

На вентили, задвижки и приводы к ним должны наноситься следующие надписи (ПБ 10-573-03 п.7.5.):

Номер или условное обозначение запорного органа, соответствующие эксплуатационной схеме или инструкции;

Указатель направления вращения в сторону закрытия и в сторону открытия + номер или условное обозначение запорного органа, соответствующие эксплуатационной схеме или инструкции и указатель направления вращения в сторону закрытия и в сторону открытия;

Завод-изготовитель 18.

Если давление в трубопроводе поднялось выше разрешённого на 10 % и продолжает расти, то персонал должен (Производственная инструкция для персонала):

Немедленно отключить трубопровод;

Доложить ответственному лицу и ждать его распоряжений;

Выполнить продувку манометра;

Внеочередная проверка знаний персонала проводится (РД 10-319-99):

При нарушении персоналом производственной инструкции;

При перерыве в работе более 1 месяца;

При перерыве в работе более 3 месяцев;

В какой цвет должен быть окрашен трубопровод насыщенного пара (ПБ 10-573-03 п.7.1.):

Красный с жёлтыми кольцами;

Жёлтый с красными кольцами;

Зелёный без колец;

Чёрный без колец;

В какой цвет должен быть окрашен трубопровод питательной воды (ПБ 10-573-03 п.7.1.):

Красный с жёлтыми кольцами;

Жёлтый с красными кольцами;

Зелёный без колец;

Чёрный без колец;

В какой цвет должен быть окрашен трубопровод технической воды (ПБ 10-573-03 п.7.1.):

Красный с жёлтыми кольцами;

Жёлтый с красными кольцами;

Зелёный без колец;

Чёрный без колец;

Какова ширина цветного кольца, если диаметр трубопровода равен 150 мм. (ПБ 10п.7.1.):

30 мм +50 мм

Для облегчения открытия задвижек и вентилей, а также для прогрева паропроводов они должны быть оснащены (ПБ 10-573-03 п.2.8.15.):

Байпасами;

Дренажами;

Воздушниками;

Диаметр прохода (условный) рычажно-грузовых и пружинных клапанов должен быть не менее (ПБ 10-574-03 п.6.2.4.):

Тип, характеристика, количество и схема включения питательных устройств должны выбираться (ПБ 10-574-03 п.6.8.6.):

Специализированной организацией по проектированию котельной

Комиссией организации, эксплуатирующей котлы;

Территориальным органом Ростехнадзора;

При покрытии поверхности изоляции трубопровода металлической обшивкой (ПБ 10-573-03 п.7.4.):

Окраска обшивки по всей длине может не производиться;

Окраска обшивки по всей длине должна производиться;

Число надписей на одном трубопроводе (ПБ 10-573-03 п.7.3.):

Не нормируется;

Нормируется;

Периодичность проверки рабочих манометров с помощью контрольного (ПБ 10п.6.2.6.):

Не реже одного раза в неделю;

Не реже одного раза в месяц;

Не реже одного раза в квартал;

Не реже одного раза в 6 месяцев;

Какая информация указывается на хвостовиках заглушек, устанавливаемых на трубопроводе (ПБ 10-573-03 п.6.3.4.):

Давление газа;

Материал, из которого изготовлен трубопровод;

Диаметр трубопровода;

Давление газа, диаметр трубопровода;

По диаметру;

По давлению;

По температуре;

По давлению и температуре;

Трубопровод с температурой среды 145 ? и давлением 13 кгс\см2 относится к (ПБ 10-573-03 п.1.1.3.):

Допускается ли отбор среды из патрубка, на котором установлено предохранительной устройство (ПБ 10-573-03 п.2.8.3.):

Допускается;

Не допускается;

Красная черта на шкале манометра должна указывать (ПБ 10-573-03 п.2.8.7.):

Расчетное давление в трубопроводе;

Допустимое давление в трубопроводе;

Пробное давление в трубопроводе;

Сифонная трубка перед манометром должна быть диаметром (ПБ 10-573-03 п.2.8.8.):

Не менее 5мм;

Не менее 10 мм;

Не менее 8 мм;

Открытие арматуры должно производиться движением маховика (ПБ 10-573-03 п.2.8.12.):

Против часовой маховика;

По часовой стрелке;

Горизонтальные участки трубопровода должны иметь уклон (ПБ 10-573-03 п.2.4.7.):

Не менее 0,004;

Не менее 0,008;

Уклон не обязателен;

Температура наружной поверхности, с которой может соприкасаться персонал должна быть (ПБ 10-573-03 п.2.1.8.):

Не более 70 градусов С + не более 55 градусов С

Не более 80градусов С 39.

Площадки и ступени лестниц в котельной выполняются (ПБ 10-574-03 п.7.4.):

Гладкими;

Из прутковой (круглой) стали;

Из рифлёной листовой стали 40.

Лестницы должны иметь следующие размеры (ПБ 10-574-03 п.7.4.3.):

Ширину не менее 600 мм; высоту между ступенями не более 200мм; ширину ступеней не менее 80мм.

Ширину не менее 500 мм; высоту между ступенями не более 200мм; ширину ступеней не менее 60мм.

Ширину не менее 600 мм; высоту между ступенями не более 300мм; ширину ступеней не менее 80мм.

Гидравлическое испытание трубопроводов должно проводиться водой (ПБ 10-573п.4.12.5.):

Температурой не ниже 5 и не выше 40 градусов С

Температурой 10 градусов С

Комнатной температурой

Температура не нормируется 42.

Гидравлическое испытание трубопровода должно проводиться (ПБ 10-573-03 п.4.12.5.):

Сжатым воздухом

Инертным газом

Паром 43.

Время выдержки под пробным давлением парогенератора должно быть не (ПБ 10п.4.12.7.):

Менее 10 минут

Менее 20 минут

Менее 5 минут

Менее 3 минут.

Давление при гидравлическом испытании должно контролироваться (ПБ 10-573-03 п.4.12.7.):

Одним манометром;

Двумя манометрами;

Тремя манометрами;

Минимальная величина пробного давления при ГИ трубопровода (ПБ 10-573-03 п.4.12.3.):

1,1 рабочего давления

1.2 рабочего давления + 1,25 рабочего давления

1.5 рабочего давления 46.

Каким видам технического освидетельствования подвергаются трубопроводы перед пуском в работу (ПБ 10-573-03 п.5.2.1.):

Наружному осмотру;

Наружному осмотру и гидравлическому испытанию;

Только гидравлическому испытанию;

Зарегистрированные в органах Ростехнадзора трубопроводы подвергаются наружному осмотру (ПБ 10-573-03 п.5.2.3.):

Не реже одного раза в 2 года + не реже одного раза в 3 года

Не реже одного раза в 4 года 48.

Кем выполняются проекты трубопроводов (ПБ 10-573-03 п.2.1.1.):

Наладочными организациями;

Специализированными организациями;

Владельцем трубопровода;

Соединение деталей и элементов трубопроводов должно производиться (ПБ 10-573п.2.1.5.):

Сваркой;

Вальцовкой;

Резьбой;

Участки паропровода давлением свыше 22 кгс\см2, которые могут быть отключены запорными органам, для возможности их прогрева и продувки снабжаются (ПБ 10-573-03 п.2.7.2.):

Штуцером и двумя вентилями; (запорным и регулирующим);

Штуцером с вентилем;

Только штуцером;

Подземная прокладка трубопроводов I категории в одном канале совместно с другими технологическими трубопроводами (ПБ 10-573-03 п.2.4.1.):

Запрещается;

Разрешается;

Разрешается по приказу главного инженера предприятия;

При прокладке трубопроводов в проходных тоннелях высота тоннеля должна быть (ПБ 10-573-03 п.2.4.3.):

Не менее 1 м;

Не менее 1.5 м;

Не менее 2 м;

Ширина прохода между изолированными трубопроводами в проходных тоннелях не менее (ПБ 10-573-03 п.2.4.3.):

Не менее 0,5 м;

Не менее 0.6 м;

Не менее 0,7 м;

Трубопроводы и их элементы, приобретаемые за границей должны удовлетворять требованиям (ПБ 10-573-03 п.2.8.2.):

Монтажных организаций;

Проектных организаций;

В проектной документации;

В инструкции завода-изготовителя;

На каких паропроводах устанавливаются указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов (ПБ 10-573-03 п.2.5.2.):

С внутренним диаметром 100мм и температурой пара 200 градусов С;

С внутренним диаметром 130мм и температурой пара 250 градусов С;

С внутренним диаметром 150мм и температурой пара 300 градусов С;