Правила пристрою та безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води. Посібник. Типовий посібник з експлуатації трубопроводів пари та гарячої води ТЕС

04.06.2019

(Затверджено Держгіртехнаглядом СРСР 1 лютого 1957 р.)

I. Загальні положення

1. Ці Правила визначають вимоги до влаштування, виготовлення, монтажу, утримання та огляду стаціонарних трубопроводів та трубопроводів пересувних електростанцій, що транспортують водяну пару з тиском понад 2 атм або гарячу воду з температурою понад 120°. Судини, що входять до системи трубопроводу (колектори, водоохолоджувачі тощо), повинні відповідати вимогам «Правил устрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском».
2. Ці Правила не поширюються на: а) трубопроводи, прокладені на паровозах та залізничних вагонах, морських та річкових судах та інших плавучих спорудах; б) тимчасові трубопроводи із терміном служби до одного року; в) трубопроводи 1-ї категорії із зовнішнім діаметром менше 51 мм та трубопроводи інших категорій із зовнішнім діаметром менше 76 мм; г) трубопроводи, розташовані в межах парового котла, до засувки на котлі; д) трубопроводи зливні, продувні та вихлопні.
3. Усі трубопроводи, що підлягають дії цих Правил, поділяються на чотири категорії.
У разі відсутності поєднання параметрів при визначенні категорії трубопроводу слід керуватися параметром середовища даного трубопроводу (температурою або тиском), що вимагає віднесення його до вищої категорії.

ІІ. Матеріали трубопроводів

4. Труби, арматура, фланці, кріпильні та інші матеріали, що застосовуються для виготовлення, монтажу та ремонту трубопроводів, повинні відповідати вимогам цих Правил, ГОСТ та Технічних умов.
5. Якість матеріалів і їх характеристики повинні бути підтверджені заводом - постачальником матеріалів відповідними сертифікатами або паспортами.
Матеріали, що не мають паспортів та сертифікатів, можуть застосовуватись лише після випробування їх відповідно до ГОСТ, ТУ та цих Правил.
6. Застосування для виготовлення трубопроводів матеріалів, що не передбачені цими Правилами, а також застосування в окремих випадках матеріалів при робочих параметрах, що виходять за межі, встановлені для них цими Правилами, має бути погоджено в установленому порядку з Держгіртехнаглядом СРСР або відповідними органами Котлоннагляду за належністю.
ІІІ. Конструктивні вимоги до трубопроводів

Загальні вимоги

36. За вибір схеми трубопроводу, за вільність і доцільність конструкції, правильність розрахунку на міцність та компенсацію теплових подовжень, за вибір системи прокладання, дренажу, а також загалом за проект та відповідність його вимогам цих Правил відповідає організація, яка розробила проект трубопроводу.
37. Усі зміни проекту, які можуть виникнути в процесі виготовлення або монтажу трубопроводу, повинні бути узгоджені між організацією, що розробила проект, та організацією, яка вимагала зміни проекту.
38. Розрахунок на міцність трубопроводів пари та гарячої водиповинен проводитися за "Нормами розрахунку елементів парових котлів на міцність", затвердженим Держгіртехнаглядом СРСР.
39. З'єднання частин трубопроводів може здійснюватися за допомогою зварювання та фланців. Допускається приєднання повітряників і т. п. проводити за допомогою різьбових з'єднань.
40. Радіус згину труб, компенсаторів, відводів та інших аналогічних елементів трубопроводів повинен бути не меншим за наступні величини:
а) при загинанні труби з попереднім набиванням піском та нагріванням – не менше 3,5 зовнішніх діаметрів труби;
б) при загинанні труби на спеціальному верстаті без набивання піском, у холодному стані – не менше 4 зовнішніх діаметрів труби;
в) при загинанні труби з напіврифленими складками (з одного боку) без набивання піском, з нагріванням газовим пальником – не менше 2,5 зовнішніх діаметрів труби.
Напіврифлені згини не допускаються для трубопроводів 1-ї категорії;
г) для крутозагнутих колін, виготовлених методом гарячої протяжки та штампування, - не менше зовнішнього діаметра труби. Установка крутозагнутих колін дозволяється на трубопроводах категорії 2а, 3 та 4. Допускається загинання труб радіусом менш зазначених у пп. "а", "б" і "в", якщо спосіб загину гарантує потонання стінки не більше, ніж на 15% від товщини, що потрібна з розрахунку.
41. За наявності на трубопроводах згинів відстань від найближчого поперечного зварного шва до початку закруглення повинна бути не меншою за зовнішній діаметр труби і не менше 100 мм.
При установці круто загнутих колін (ст. 40 п. «г») допускається розташування зварних швів на початку закруглення.
Довжина прямої ділянки між зварними швами двох сусідніх згинів або крутозагнутих колін, а також між зварними швами при вварюванні вставок повинна бути не менше 200 мм при умовному проході труби 150 мм і вище і не менше 100 мм при умовному проході до 150 мм. Допускається зварювання колін без прямої ділянки між ними.
Для трубопроводів категорій 2-ї п. «а», 3-ї та 4-ї, коли за конструкцією трубопроводу та умовами монтажу не є можливим здійснити мінімальні радіуси згинання труб, зазначені у ст. 40, а також для трубопроводів тих же категорій діаметром більше 400 мм дозволяється застосовувати коліна, відводи тощо, зварені з окремих секторів з труб та з листової сталі, а для трубопроводів категорій 3-ї та 4-ї допускається також виготовлення зварних хрестовин, розвилок та інших фасонних частин.
Труби, що застосовуються при виготовленні зазначених фасонних частин, та листовий матеріал повинні відповідати вимогам статей 7-11 цих Правил.
42. Лита та кована арматура та фасонні частини з легованої сталі, призначені для вварювання в трубопровід, повинні мати приварені до них у заводських умовах відрізки труб довжиною не менше 100 мм при умовному проході труби до 150 мм і не менше 200 мм при умовному проході. понад 150 мм.
43. Зварювання штуцерів на прямих ділянках трубопроводів з відношенням зовнішнього діаметра штуцера до зовнішнього діаметра труби, рівним до 1, а також застосування зварених трійників із труб з тим самим відношенням діаметрів дозволяється для всіх категорій трубопроводів.
Конструкція зварених трійників, а також вварювання у трубопровід штуцерів повинні передбачатися проектом та перевірятися проектною організацією розрахунком на міцність.
44. Не допускається вварювання штуцерів, бобишок, дренажних трубтощо у зварні шви трубопроводу.
45. Арматура повинна встановлюватися в місцях, зручних для обслуговування та ремонту. В необхідних випадкахповинні бути влаштовані сходи та майданчики.
46. Засувки та вентилі, що вимагають для відкриття великих зусиль, повинні бути забезпечені байпасами та механічними або електричними приводами.

Прокладання трубопроводів

47. Відстань від зовнішньої поверхні ізольованої труби до нерухомих елементів (стін, колон, обладнання тощо) повинна вибиратися з урахуванням можливого зміщення труб від теплового подовження, а також умов монтажу, ремонту та обслуговування та не повинна бути меншою за 25 мм.
48. При прокладанні трубопроводів у прохідних каналах (тунелях) ширина проходу в чистоті повинна бути не менше ніж 500 мм, рахуючи від зовнішньої поверхні ізоляції труб; висота проходу має бути не менше 1800 мм. У місцях розташування арматури ширина каналу повинна бути достатньою для її зручного обслуговування. У разі прокладання в прохідних каналах кількох трубопроводів їхнє взаємне розміщення має забезпечувати зручне проведення ремонту та зміни окремих частин.
49. Камери непрохідних каналів повинні мати достатні розміри для обслуговування компенсаторів, засувок та іншої арматури. Мінімальна ширина бічних проходів має бути не менше 500 мм. Висота камери має бути не менше 1800 мм.
50. Прохідні канали повинні забезпечуватись люками. Відстань між люками має бути не більше 300 м. У кожного люка, усередині каналу, мають бути встановлені сходи або скоби.
51. Спільно з трубопроводами 2-ї, 3-ї та 4-ї категорій допускається прокладання інших трубопроводів (нафтопроводів, повітропроводів тощо), за винятком трубопроводів з хімічно їдкими, отруйними та легкозаймистими летючими речовинами.
Спільне прокладання паропроводів 1-ї категорії з продуктопроводами забороняється.
52. При підземному прокладанні трубопроводів у проїжджих місцях глибина закладання від поверхні землі до верху конструкції каналу повинна прийматися не менше 0,5 м. У необхідних випадках допускається закладання каналів на глибину менше 0,5 м за умови посилення їхньої конструкції.
53. У разі використання для природної компенсації поворотів трубопроводів при безканальній прокладці їх необхідно на відповідних ділянках траси (біля поворотів) влаштовувати непрохідні канали.
54. Камери для обслуговування підземних трубопроводів категорій 1-ї, 2-ї та 3-ї повинні мати не менше двох люків зі сходами або скобами. У камерах трубопроводів внутрішньою площею до 2,5 м2, а також у камерах трубопроводів 4-ї категорії допускається влаштування одного люка.
При встановленні на трубопроводах чавунної арматури або чавунних компенсаторів діаметром більше 150 мм камери для їх обслуговування повинні бути забезпечені не менше ніж двома люками, незалежно від площі камери.
55. При повітряному прокладанні трубопроводів через вулиці та проїзні дороги висота розташування трубопроводів від рівня землі до зовнішньої поверхні ізоляції повинна бути не менше 4,5 м, крім випадків прокладання через залізничне полотно, коли відстань від головки рейки до зовнішньої поверхні ізоляції має бути не меншою 6м.
56. У всіх випадках, коли відстань від нижньої точки ізоляції трубопроводів до рівня землі менша за 1,8 м, для проходу людей повинні бути влаштовані спеціальні підходи та перехідні сходи.
57. Горизонтальні ділянки паропроводів повинні бути покладені з ухилом не менше 0,001 з влаштуванням дренажу.

Компенсація теплових подовжень під час прокладання трубопроводів

58. Кожна ділянка трубопроводу між нерухомими опорами має бути розрахована на компенсацію теплових подовжень.
Компенсація теплових подовжень може здійснюватися як з допомогою самокомпенсації, і шляхом встановлення компенсаторів.
59. Допускається застосування таких типів компенсаторів:
а) гнутих П-подібних, ліроподібних та ін. з труб для будь-яких тисків та температур середовища;
б) для трубопроводів категорій 2-ї, 3-ї та 4-ї допускається застосування П-подібних компенсаторів зі звареними із секторів колінами, а також з крутозагнутими відводами з труб тієї ж якості, що й прямі ділянки;
в) сальникових сталевих спеціальної конструкції для тисків до 16 атм;
г) лінзових – до тиску 7 ати;
д) сальникових чавунних.
60. Компенсатори повинні бути під час встановлення розтягнуті на величину, зазначену в проекті.
61. П-подібні та ліроподібні компенсатори повинні встановлюватись у горизонтальному положенні. За відсутності необхідної площі для такої установки допускається встановлення компенсаторів у вертикальному або похилому положенні з розташуванням петлі вгору або вниз, з установкою дренажних штуцерів.
62. Чавунна арматура, що встановлюється, повинна бути захищена від згинальних напруг.

Кріплення трубопроводів

63. Конструкції опор та підвісок трубопроводів (крім власне пружин) повинні бути розраховані на вертикальне навантаження від ваги трубопроводу, наповненого водою та покритого ізоляцією, та, додатково, для нерухомих опор на зусилля, що виникають при термічній деформації трубопроводів.
64. Опори трубопроводів можуть розраховуватись без урахування ваги води. У цьому випадку має бути передбачено застосування спеціальних запобіжних пристроїв для розвантаження опор під час гідравлічного випробування.
65. Нерухливі опори необхідно розташовувати виходячи з умов самокомпенсації трубопроводів і розраховувати на зусилля, що передаються на них у разі найбільш несприятливого випадку навантаження.

Дренажі трубопроводів

66. Спорожнення трубопроводів повинно проводитися в нижніх точках кожної ділянки трубопроводів, що відключається засувками, через спускні штуцери. Для відведення повітря у верхніх точках трубопроводів необхідно встановити повітряники.
67. Усі ділянки паропроводів, які можуть бути відключеними запірними органами, для можливості прогріву та продування їх повинні бути забезпечені в кінцевих точках штуцером з вентилем, а при тиску понад 22 ати штуцером та двома послідовно розташованими вентилями - запірним та регулювальним (дренажним). Паропроводи на умовний тиск Ру 200 і вище повинні забезпечуватися штуцерами з послідовно розташованими запірним вентилем, регулюючим (дренажним) вентилем та дросельною шайбою. У випадках прогрівання ділянки паропроводу в обох напрямках продування має бути передбачене з обох кінців ділянки.
Влаштування дренажів має передбачати можливість контролю за їх роботою під час прогрівання трубопроводу.
68. Нижні кінцеві точки паропроводів та нижні точки їх згинів повинні забезпечуватися пристроєм для продування.
69. Розташування дренажних точок на горизонтальних ділянках паропроводів, а також конструкція дренажних пристроїв трубопроводів встановлюється проектною організацією.
70. Безперервне відведення конденсату за допомогою конденсаційних горщиків або інших пристроїв обов'язкове для паропроводів насиченої пари та для тупикових ділянок паропроводів перегрітої пари.
Для теплових мереж безперервне відведення конденсату, незалежно від стану пари, у нижніх точках траси обов'язкове.

IV. Виготовлення та монтаж трубопроводів

71. Виготовлення трубопроводів повинно проводитись у повній відповідності до проекту та цих Правил. Відступи від проекту мають узгоджуватися з проектною організацією, яка розробила проект трубопроводів.
72. Монтажна організація зобов'язана перевіряти наявність сертифікатів, клейм та маркування у всіх труб, що надходять на монтажний майданчик, та інших матеріалів, що застосовуються для виготовлення трубопроводів.
73. Зварні стики трубопроводів повинні бути розташовані на відстані не менше ніж 50мм від краю опори.
74. Забороняється проводити гарячу підгинання труб з вуглецевої сталі при температурі нижче 700° і проводити нагрівання вище 1000°, та якщо з легованої сталі - при температурі нижче 800°. Термообробка легованих труб після підгинання є обов'язковою.
75. Рухливі опори та підвіски трубопроводів мають бути зібрані з урахуванням теплового розширення трубопроводу.
76. Хомути підвісок трубопроводів повинні бути зсунуті проти прямовисного становища тяги на половину величини теплового розширення трубопроводу у бік, обернену до переміщення його при тепловому подовженні.
77. Пружини при встановленні їх на опорах та підвісках трубопроводу повинні бути затягнуті відповідно до вказівки на кресленні. На час монтажу та гідравлічного випробування трубопроводу пружини повинні бути розвантажені розпірними пристроями.
78. При встановленні приводу до арматури трубопроводу слід передбачати, щоб: а) маховики для ручного керування відкривали арматуру рухом проти годинникової стрілки та закривали за годинниковою стрілкою; б) проріз, у якому рухається покажчик відкриття арматури, не обмежувала його рух у крайніх положеннях. На шкалі покажчика крайні положення відкриття арматури повинні бути відзначені написами, що нестираються.
79. Холодний натяг трубопроводу, якщо він передбачений проектом, може виконуватись лише після: а) остаточного закріплення нерухомих опор по кінцях тієї ділянки, на якій необхідно зробити холодний натяг; б) остаточного встановлення всіх опор між зазначеними нерухомими опорами; в) зварювання та термообробки зварних стикоп (у разі потреби її проведення) на ділянці між нерухомими опорами.

V. Зварювання трубопроводів

Загальні вимоги

80. При виготовленні та монтажі трубопроводів та їх елементів допускається застосування всіх промислових методів зварювання, які забезпечують якість зварних з'єднань відповідно до вимог цих Правил.
Технологічний процес зварювання та порядок контролю, а також режими та способи термообробки зварних стиків (у разі потреби її проведення) повинні встановлюватись відповідними виробничими інструкціями, розробленими заводом-виробником або монтажною організацією.
81. До зварювальних робіт з виготовлення та монтажу трубопроводів допускаються зварювальники, що витримали випробування відповідно до Правил випробування електрозварювальників та газозварювальників, затвердженими Держгіртехнаглядом СРСР.

Контроль зварних з'єднань

100. Організація контролю зварювання повинна забезпечувати систематичну перевірку якості зварних з'єднань відповідно до вимог цих Правил, ГОСТ та виробничих інструкцій.
101. Крім міжопераційного контролю в процесі виготовлення та монтажу трубопроводу, контроль якості зварних з'єднань повинен здійснюватися нижченаведеними методами, відповідно до ГОСТ 3242-54, 6996-54, 7512-55 та інструкцією Міністерства будівництва електростанцій з ультразвукового контролю якості зварних стиків: а) зовнішнім оглядом усіх зварних з'єднань виробів; б) механічними випробуваннями зразків, що вирізані з контрольних стиків або зварних з'єднань виробів; в) металографічними дослідженнями зразків, що вирізані з контрольних стиків або зварних з'єднань виробів; г) ультразвуковою дефектоскопією; д) просвічуванням зварних стиків виробів рентгенівськими променями або гамма-променями; е) гідравлічним випробуванням виробів.
102. Кожен зварний стик трубопроводу, виконаний у заводських або монтажних умовах, повинен мати тавро зварювальника.
Усі види контрольних випробувань підлягають оформленню відповідною документацією.

Зовнішній огляд зварних швів

103. Зовнішній огляд зварних швів проводиться для виявлення наступних зовнішніх дефектів: непроварів, напливів, пропалів, незаварених кратерів, підрізів, тріщин у швах або в зонах термічного впливу, пористості, зміщення зварюваних елементів, перелому осі труби в місці розташування правильності форми та розмірів зварних швів та їх відповідності кресленням, нормалям, технічним умовам або стандартам на зварний виріб.
104. Огляд зварних швів проводиться відповідно до ГОСТ 3242-54 із застосуванням нормального та спеціального вимірювального інструменту.
Перед оглядом зварний шов та прилегла до нього поверхня основного металу на ширину не менше 200 мм по обидва боки шва повинні бути очищені від шлаку та інших забруднень, що ускладнюють огляд.
105. Оцінка якості зварного шва на зовнішній огляд повинна проводитись відповідно до вимог цих Правил, технічних умов або виробничих інструкцій.

Механічні випробування зварних з'єднань

106. Механічні випробування зварних з'єднань проводяться для визначення їх міцності та пластичності.
107. Обов'язковими видами механічних випробувань є: а) випробування на розтяг; б) випробування на загин; в) випробування на ударну в'язкість.
Випробування на ударну в'язкість обов'язково при зварюванні трубопроводів категорій 1-ї та 2-ї «б» при товщині стінки елементів 12 мм і вище.
108. Для контролю якості зварних з'єднань трубопроводу та його деталей одночасно зі зварюванням трубопроводу кожен зварник зобов'язаний зварити контрольні стики у кількості 1% для вуглецевих та низьколегованих марок сталей та 2% для аустенітних марок сталей від загальної кількості зварених ним однотипних стиків або фланців трубопроводів, але не менше одного контрольного стику.

Металографічні дослідження

122. Металографічне дослідження має на меті контроль фізичної суцільності швів, виявлення тріщин, пір, раковин, непроварів, шлакових включень, а також встановлення структурної характеристики металу за основними зонами (перехідний, термічний вплив). Металографічні дослідження обов'язкові для трубопроводів, що належать до категорії 1-ї та 2-ї «б».
Рентгено- та гаммаграфування та ультразвукова дефектоскопія

129. Просвічування гамма-променями або рентгенівськими променями підлягають:
а) зварні стики трубопроводів категорій 1-ї та 2-ї «б» у кількості 5% від загальної кількості зварених кожним зварником виробничих стиків труб зовнішнім діаметром понад 108 мм, але не менше одного стику для кожного зварника;
б) стикові зварні шви фасонних частин, виготовлених відповідно до ст. 43 цих Правил, для трубопроводів категорій 1-й "в", "г" та 2-й "б" зовнішнім діаметром понад 108 мм. У цьому випадку шви підлягають просвічуванню по всій їхній протяжності;
в) шви вварювання штуцерів у трубопроводи категорій 1-ї "в", "г" і 2-й "б" зовнішнім діаметром понад 108 мм при співвідношенні їх зовнішніх діаметрів, що перевищує 0,6.
Замість просвічування зварних стикових швів трубопроводів, виготовлених з вуглецевої та низьколегованих сталей перлітового класу, товщиною стінки 15 мм та більше допускається проведення ультразвукової дефектоскопії.
130. Стикові зварні шви бракуються, якщо при просвічуванні їх рентгенівськими або гамма-променями будуть виявлені такі дефекти:
а) тріщини будь-яких розмірів та напрямків;
б) непровари з перерізу шва;
в) непровари у вершині шва в з'єднаннях, доступних для зварювання тільки з одного боку, без підкладки, глибиною понад 15% від товщини стінки, якщо вона не перевищує 20мм, і понад 3 мм – при товщині стінки понад 20 мм.
г) шлакові включення або раковини за гр. А та В ГОСТ 7512-55 розміром по глибині шва більше 10% від товщини стінки, якщо вона не перевищує 20 мм і більше 3 мм при товщині стінки понад 20 мм;
д) шлакові включення, розташовані ланцюжком або суцільною лінією вздовж шва, за групою ГОСТ 7512-55 при сумарній їх довжині більше 200 мм на 1 м шва;
е) газові пори, розташовані у вигляді суцільної сітки;
ж) накопичення газових пор в окремих ділянках шва по групі В ГОСТ 7512-55 понад 5 шт. на 1 см2 площі шва.
131. При отриманні незадовільних результатів просвічування провадиться просвічування подвоєної кількості стиків. Якщо при додатковому просвічуванні будуть виявлені неприпустимі дефекти, то просвічуються всі стики трубопроводу, зварені цим зварювальником.

Гідравлічне випробування зварних елементів трубопроводу

132. Гідравлічне випробування зварних елементів трубопроводу проводиться з метою перевірки міцності та щільності зварних з'єднань.
133. Блокові вузли трубопроводів та окремі зварні елементи повинні піддаватися гідравлічному випробуваннюпробним тиском:
а) блокові вузли паропроводів та трубопроводів гарячої води – 1,25 робочого тиску;
б) зварні елементи трубопроводів (компенсатори, коліна та інші фасонні частини) – тиском відповідно до ГОСТ 356-52.

Технічний огляд трубопроводів

143. Трубопроводи, що підлягають дії цих Правил, перед пуском в експлуатацію та в процесі експлуатації повинні піддаватися технічному огляду: зовнішньому огляду та гідравлічному випробуванню.
Поживні трубопроводи парових котлів електростанцій, крім зазначених видів огляду, повинні бути піддані в процесі експлуатації внутрішньому огляду.
144. Технічний огляд трубопроводів повинен проводитися технічною адміністрацією підприємства в наступні терміни:
а) зовнішній огляд трубопроводів всіх категорій – не рідше одного разу на рік;
б) зовнішній огляд і гідравлічне випробування трубопроводів, що не підлягають реєстрації, - перед пуском в експлуатацію після монтажу, після ремонту, пов'язаного зі зварюванням стиків, а також при пуску цих трубопроводів після знаходження їх у стані консервації тривалістю понад два роки;
в) внутрішній огляд не підлягають реєстрації поживних трубопроводів парових котлів електростанцій – не рідше одного разу на три роки.
145. Зареєстровані трубопроводи, крім технічного огляду, проведеного технічною адміністрацією, повинні бути піддані технічному огляду інженером-контролером (інспектором) у наступні строки:
а) зовнішньому огляду не рідше одного разу на три роки;
б) зовнішньому огляду та гідравлічному випробуванню перед пуском знову змонтованого трубопроводу в роботу;
в) зовнішньому огляду та гідравлічному випробуванню після ремонту, пов'язаного із зварюванням стиків, а також при пуску трубопроводу після знаходження його у стані консервації тривалістю понад два роки;
г) внутрішньому огляду живильні трубопроводи парових котлів електростанцій, крім зазначених у ст. 144 п. «в», - не рідше одного разу на три роки.
146. Зовнішній огляд трубопроводів, прокладених відкритим способом або у прохідних каналах, може проводитись без зняття ізоляції.
Зовнішній огляд трубопроводів під час прокладання в непрохідних каналах або при безканальній прокладці проводиться шляхом розтину ґрунту окремих ділянок та зняття ізоляції не рідше, ніж через кожні два кілометри довжини трубопроводу
Інженер-контролер (інспектор) за наявності сумнівів у стані стінок або зварних швів трубопроводу може вимагати часткового або повного видалення ізоляції.
147. Знову змонтовані трубопроводи піддаються зовнішньому огляду та гідравлічному випробуванню до накладання ізоляції. Для безшовних труб дозволяється проводити зовнішній огляд та гідравлічне випробування з накладеною ізоляцією; при цьому зварні стики та фланцеві з'єднання повинні бути не ізольовані та доступні для огляду.
148. Гідравлічне випробування трубопроводів може проводитися лише після закінчення всіх зварювальних робіт, включаючи термообробку, а також після встановлення та остаточного закріплення опор та підвісок.
149. Гідравлічне випробування трубопроводів у зібраному вигляді має проводитися пробним тиском рівним 1,25 робочого тиску. Судини, що є невід'ємною частиною трубопроводу, відчуваються тим самим тиском, що й трубопроводи.
150. Для живильних трубопроводів за робочий тиск приймається тиск, який можуть розвинути живильні насоси при закритих засувках.
151. Пробний тиск при гідравлічному випробуванні трубопроводів повинен триматися протягом 5 хв., після чого тиск повинен бути знижений до робочого. При робочому тиску проводиться огляд трубопроводу та обстукування зварних швів молотком вагою не більше 1,5 кг.
Результати гідравлічного випробування вважаються задовільними, якщо під час випробування немає падіння тиску по манометру; у зварних швах, трубах, корпусах арматури тощо не виявлено ознак розриву, течі та запотівання.
152. Гідравлічне випробування при контролі якості з'єднувального зварного стику паропроводу або поживного трубопроводу з діючою магістраллю, у разі наявності між ними тільки однієї відключаючої засувки, поставленої на зварюванні, може бути замінене просвічуванням цього стику рентгенівськими променями або гамма.
153. Гідравлічне випробування трубопроводів повинно проводитись за позитивної температури навколишнього повітря. При негативній температурі навколишнього повітря дозволяється замінювати гідравлічне випробування пневматичним таким самим пробним тиском, як і при гідровипробуванні.
При пневматичному випробуванніповинні вживатися запобіжні заходи.
Обстукування трубопроводу під тиском під час пневматичного випробування забороняється.
154. Внутрішній огляд поживних трубопроводів з фланцевими з'єднаннями, що має на меті перевірку стану внутрішньої їх поверхні, проводиться вибірково, в місцях, найбільш схильних до корозії (ділянка поживного трубопроводу між головною засувкою і зворотним клапаном, тупикові ділянки, фасонні частини тощо). роз'єднання фланцевих з'єднаньта огляду внутрішньої поверхні за допомогою лампи та дзеркала. При кожному внутрішньому огляді поживних трубопроводів адміністрацією повинна проводитись ревізія арматури та кріплення.
Зварні поживні трубопроводи, що не мають фланцевих з'єднань, повинні перевірятися шляхом засвердлівання труб на окремих ділянках за вказівкою особи, яка робила огляд, просвічуванням гамма-променями, перевіркою ультразвуком тощо.

Нагляд та обслуговування трубопроводів

160. Адміністрація підприємства, якому належить трубопровід, зобов'язана утримувати трубопровід відповідно до вимог цих Правил, забезпечуючи безпеку обслуговування та надійність роботи його.
161. Для ведення нагляду за станом трубопроводу та безпекою його обслуговування керівництво підприємства має призначити наказом на підприємстві відповідальну особу, яка має відповідну технічну кваліфікацію та практичний досвід. Прізвище, ім'я та по батькові відповідальної особи та її розпис мають бути у паспорті трубопроводу.
162. Обслуговування трубопроводів має бути доручено особам, навченим за програмою техмінімуму та знаючим схему трубопроводу. Знання обслуговуючого персоналу мають бути перевірені адміністрацією підприємства.
163. Введення трубопроводу в роботу та догляд за ним має здійснюватися за інструкцією, затвердженою керівництвом підприємства.
164. У котельних та інших приміщеннях, що мають трубопроводи, на видному місці повинні бути вивішені схеми трубопроводів в умовних кольорах та інструкції з пуску та обслуговування трубопроводів. На запірних вентилях і засувках повинні бути нанесені чітко видимі стрілки, що вказують напрямок обертання маховика запірного пристосування (у бік закриття «3», у бік відкриття «Про») та напрямки руху середовища.
165. З метою запобігання аваріям, пов'язаним із проникненням пального газу в канали та камери тепломереж, а також з метою усунення нещасних випадків з персоналом необхідно:
а) на загазованих ділянках теплових мереж забезпечити можливість вентиляції каналів та камер;
б) перед входом у камери та канали, де можлива поява газу, вентилювати їх;
в) обхід камер проводити не менше ніж двом особам;
г) при експлуатації газонебезпечних мереж для освітлення камер застосовувати лише безпечні джерела світла;
д) при необхідності терміново увійти в камеру, до видалення з неї газу, кожен спускається повинен одягнути шланговий протигаз, один кінець якого повинен бути виведений назовні; користування фільтруючими протигазами забороняється.
166. Для запобігання аваріям паропроводів, що працюють при температурі 450° і вище, через залишкові деформації, що виникають внаслідок повзучості металу труб, а також внаслідок нестабільності структури, власник паропроводу зобов'язаний встановити ретельне та систематичне спостереження за зростанням залишкових деформацій та зміною структури металу.
Спостереження, контрольні виміри та вирізки повинні проводитись за інструкцією Міністерства електростанцій зі спостереження за повзучістю та структурними змінами металу паропроводів та пароперегрівачів.

4. Влаштування трубопроводів

Трубопровід є сукупністю деталей та пристроїв, призначеної для транспортування технологічного середовища. Він включає прямолінійні ділянки, криволінійні ділянки, фасонні елементи (трійники, перехідники з одного діаметра на інший, компенсатори), пристрої та арматуру різного призначення, а також допоміжні технологічні лінії для заповнення, спорожнення, прогріву та видалення повітря.

До складу трубопроводу входять також ОПС, що забезпечує збереження заданої трасування трубопроводу та його проектних переміщень при монтажі та в умовах експлуатації, теплова ізоляція, а також засоби контролю та захисту.

Засоби контролю та захисту, що встановлюються на трубопроводах, повинні забезпечувати надійне та безпечне функціонування не лише самого трубопроводу, а й підключеного до нього технологічного обладнання.

4.1. Труби

4.1.1. Труби характеризуються основними розмірами: внутрішнім або зовнішнім діаметром, товщиною стінки, радіусом вигину криволінійних ділянок. Крім того, для них повинен бути зазначений матеріал та стандарт (технічні умови) на виготовлення та умовний прохід ( d v), приблизно дорівнює внутрішньому діаметру труби, вираженому в міліметрах.

У технічній документації для умовних проходів не вказуються одиниці виміру. Відповідно до ГОСТ 28338-89 умовні проходи труб з внутрішнім діаметромвід 10 до 25 мм кратні 5; від 40 до 80 мм кратні – 10; від 100 до 375 кратні 25; від 400 до 1400 мм кратні 100. Як виняток застосовуються умовні проходи 32 і 450.

Вибір основних розмірів труб - внутрішнього діаметра та товщини стінки визначається міцністю та конструкторським розрахунками трубопроводу. Товщина стінки труб і деталей трубопроводів повинна визначатися розрахунком на міцність залежно від розрахункових параметрів, корозійних та ерозійних властивостей транспортованого середовища відповідно до діючої НТД та стосовно діючого сортаменту труб. При виборі товщини стінки труб та деталей трубопроводів повинні враховуватись особливості технології їх виготовлення. Повнота виконання розрахунків має відповідати вимогам.

4.1.2. Можливість зміни в умовах експлуатації трубопроводу тиску, чи робочої температури, чи типорозмірів його елементів має бути обґрунтована результатами міцнісних перевірочних розрахунків, можливостями встановлених запобіжних пристроїв та теплової автоматики та погоджена зі спеціалізованою проектною організацією.

4.1.3 Труби повинні мати маркування з позначенням організації-виробника, тавра відділу технічного контролю, марки сталі, номери партії, а також сертифікати, що засвідчують типорозмір, якість труб, склад металу та його властивості відповідно до вимог нормативних документів.

За відсутності маркування або неповноти відомостей про труби, зазначені в сертифікатах, організація, що проводить монтаж або ремонт трубопроводу, повинна організувати необхідні випробування (контроль труб) з оформленням результатів протоколами та (або) висновками спеціалізованих організацій.

4.1.4. Якість складання трубопроводу та вимоги до його зварних з'єднань регламентуються у .

4.2. Прокладання трубопроводів

4.2.1. Конфігурація з'єднання трубних елементів в єдину конструкцію повинна забезпечувати:

Виконання для кожного елемента трубопроводу умов міцності при впливі внутрішнього тиску, власної маси, маси середовища, що транспортується, і реакцій опорних елементів;

Виконання умов міцності металу елементів трубопроводів при дії зусиль, що розвиваються при нагріванні та розширенні ділянок трубопроводів (забезпечення умов самокомпенсації температурних розширень);

Безперешкодне видалення конденсату, води та повітря;

Керований прогрів та охолодження трубопроводу;

Вилучення непроектних обмежень температурним розширенням ділянок трубопроводу, покритого тепловою ізоляцією, з боку будівельних конструкцій, майданчиків обслуговування та інших трубопроводів;

Зручність монтажу, обслуговування, контролю та ремонту всіх його елементів.

4.2.2. Прокладання ділянок трубопроводів має бути виконане з передбаченим проектом нахилом труби по відношенню до горизонталі (ухилом) для того, щоб мимовільний рух конденсату або води було направлено до вузлів евакуації (штуцерів дренажних ліній).

4.2.3. Відповідно до величини ухилу при прогріві, охолодженні або випорожненні повинна бути не менше 4 мм на 1 метр довжини трубопроводу.

Для трубопроводів пари зазначена величина ухилу повинна зберігатися до температури, яка відповідає насичення при робочому тиску середовища. Початкові ухили монтажного та холодного станів горизонтальних ділянок трубопроводу мають бути визначені проектними розрахунками та зазначені у його документації.

4.2.4. Напрямок ухилів має співпадати з напрямом руху робочого середовища. У разі підйомного руху робочого середовища трубопроводом пари, допускається зустрічний напрямок потоків пари і конденсату.

4.2.5. Наявність ділянок недренованих («мішків конденсату») на трубопроводах не допускається. При виявленні таких ділянок на трубопроводі повинні бути вжиті заходи щодо їх усунення або організації додаткових точок дренування.

4.3. Арматура трубопроводів

Термін «арматура трубопроводів» - відображає сукупність технічних пристроїв, основне призначення яких:

У відключенні трубопроводів від інших приєднаних до нього трубопроводів або обладнання (запірна арматура);

У регулюванні параметрів середовища, що транспортується: витрати, тиску, температури (регулююча арматура);

У запобіганні трубопроводів або підключеного до них обладнання від пошкоджень (захисна арматура або запобіжні пристрої).

Вимоги до арматури трубопроводів ТЕС встановлюються у .

За способом приєднання до трубопроводу арматура поділяється на фланцеву та з кінцями, обробленими під зварювання. За способом управління - на ручну, електрифіковану з керуванням за місцем та електрифіковану з дистанційним керуванням.

4.3.1. Арматура для трубопроводів вибирається за найбільшим можливим тиском і температурою, умовним проходом, а також за фізико-хімічними властивостями транспортованого середовища.

4.3.2. Для забезпечення можливості регулювання швидкості прогріву відповідальних трубопроводів, а також для зниження перепаду тиску на робочих органах запірної або регулюючої арматури, паралельно їй, як правило, повинні встановлюватися байпаси (обвідні лінії), забезпечені послідовно встановленими по ходу середовища запірною арматурою і вентилем. Можлива також установка послідовно двох вентилів, один з яких (перший по ходу середовища) використовується як запірна, а друга - регулююча арматура.

Прохідний переріз байпасів має визначатися під час проектування трубопроводу. Прокладання ліній байпасів має забезпечувати відсутність можливості накопичення в них конденсату під час експлуатації трубопроводу.

4.3.3. Арматура з умовним проходом ( d y) великим або рівним 50 повинен мати паспорт підприємства-виробника, в якому повинні бути зазначені повні відомості, що містяться в ТУ на виготовлення відповідальних елементів: її корпусу, кришки, шпинделя, затвора та деталей кріплення.

4.3.4. Арматура має бути розрахована на міцність з урахуванням максимально допустимих навантажень від трубопроводів. Забороняється використовувати арматуру як опору для трубопроводу.

4.3.5. Робочі органи запірної, запірно-регулюючої та регулюючої електроприводної арматури, призначеної для роботи на воді та парі, при зникненні електроживлення не повинні змінювати свого положення.

4.3.6. Арматура відповідно до повинна мати чітке маркування на корпусі, в якому має бути зазначено:

Назва або товарний знак підприємства-виробника;

Умовний прохід;

Умовний або робочий тиск та температура середовища;

Марка сталі;

Напрямок потоку середовища, що транспортується (для певних конструкцій арматури).

4.3.7. Запірна арматура повинна забезпечувати в закритому стані відсутність протоки через неї середовища (тобто щільність), а також мінімальну гідравлічний опірдля транспортованого середовища у відкритому стані. Обидва ці показники для запірної арматури є нормованими. Запірна арматура має бути розрахована на повний перепад тисків на запірному органі.

4.3.8. Неповне відкриття або закриття запірної арматуриведе до дроселювання транспортованого середовища та прискореного ерозійного зношування робочих поверхонь затвора. У робочому стані трубопроводу запірна арматура повинна бути повністю відкрита, або закрита. Використання запірної арматури як регулюючу забороняється.

4.3.9. Сила притискання робочих поверхонь затвора арматури залежить від температури шпинделя. Тому при переході трубопроводу з одного теплового стану до іншого сила притискання повинна коригуватися. Зокрема, для арматури з електроприводом, у якої сила струму відключення електродвигуна приводу (у положеннях «відкрито» та «закрито») встановлюється в холодному стані трубопроводу, доцільно коригувати цей показник для робочого стану трубопроводу.

4.3.10. Регулююча арматура призначена для плавної зміни параметрів середовища в процесі експлуатації трубопроводу (тиску, витрати і температури). До регулюючої арматури відносяться: регулюючі та дросельні клапани, вентилі.

4.3.11. Умови використання та характеристики регулюючої арматури повинні відповідати її паспортним даним. Використання регулюючої арматури поза сферою застосування, зазначеної в паспортних даних, не допускається.

4.3.12. Якщо на корпусі арматури є стрілка, що вказує напрямок потоку транспортованого середовища, то установка арматури по потоку повинна виконуватись відповідно до напрямку цієї стрілки.

4.3.13. На арматурі повинен бути встановлений електричний привід з місцевим та/або дистанційним керуванням, якщо:

Ручні зусилля щодо управління арматурою великі;

Цього потребує швидкість виконання технологічних операцій;

Обслуговування арматури утруднене або пов'язане з небезпекою обслуговуючого персоналу.

4.3.14. На арматурі мають бути таблички з назвами та номерами, що відповідають номерам на технологічних (робочих) схемах трубопроводів, а також напрямки обертання штурвала у бік відкриття «Про» та закриття «З». Регулюючі клапани мають бути забезпечені покажчиками ступеня відкриття регулюючого органу, а запірна арматура - вказівниками «Відкрито» та «Закрито».

4.3.15. Запобіжні пристрої та захисна арматура є складовими частинами технологічного комплексу, що забезпечує безпеку як трубопроводів, так і підключеного до них обладнання. Запобіжні пристрої повинні забезпечувати неможливість підвищення тиску у трубопроводі та підключеному до нього обладнанні вище встановленого рівня. До запобіжних пристроїв відносяться запобіжні клапани, БРОУ (в режимах пуску та зупинки), а також зворотні клапани.

4.3.16. Розміщення запобіжних пристроїв та їх утримання регламентуються вимогами. Налаштування запобіжних пристроїв та захисної арматури повинно виконуватись відповідно до інструкцій підприємств-виробників.

4.3.17. Відбір середовища від патрубка, у якому встановлено запобіжний пристрій, не допускається. Запобіжні клапани повинні мати трубопроводи, що відводять, що оберігають персонал від опіків при спрацьовуванні клапанів. Ці трубопроводи повинні бути захищені від замерзання та обладнані дренажними лініями (з рекомендованим значенням d y не менше 50). Установка запірних органів цих дренажних лініях не допускається. Також забороняється встановлення запірних органів між запобіжними пристроями і трубопроводами, що захищаються, а також за самими запобіжними пристроями.

4.3.18. У конструкціях вантажних або пружинних запобіжних клапанів має бути передбачена можливість перевірки справності дії клапанів під час роботи трубопроводу шляхом їхнього примусового відкриття. У разі встановлення на трубопроводі електромагнітного імпульсно-запобіжного пристрою (ІПЗ) воно має бути обладнане пристроєм, що дозволяє робити примусове відкриття клапана дистанційно з щита управління.

4.3.19. Запобіжні клапани повинні бути розраховані і відрегульовані так, щоб тиск у елементі, що захищається, не перевищував розрахунковий більш ніж на 10 %.

4.3.20. Перевищення тиску при повному відкритті запобіжного клапана вище, ніж на 10% розрахункового, може бути дозволено лише в тому випадку, якщо це передбачено розрахунком на міцність трубопроводу та підключеного до нього обладнання.

4.3.21. Якщо експлуатація трубопроводу дозволена на зниженому тиску, то регулювання запобіжних пристроїв повинне проводитися за цим тиском, причому пропускна здатність пристроїв повинна бути перевірена розрахунковим шляхом.

4.4. Дренажні трубопроводи та повітряники

4.4.1. У всіх нижніх точках трубопроводу, в яких може накопичуватися конденсат або залишатися вода (для трубопроводів поживної води), відповідно, повинні бути змонтовані дренажні лінії. Випорожнення трубопроводу повинно проводитись у спеціальне технологічне обладнання(Розширювачі дренажу), що має пристрої для періодичного або безперервного відведення рідини.

На дренажних лініях повинна бути встановлена запірна арматура, а при тиску понад 2,2 МПа (22 кгс/см 2) - два послідовні вентилі, перший з яких повинен використовуватися як запірна арматура, другий - як регулююча.

Для контролю прогріву трубопроводу та справності дренажної лінії доцільно між запірною та регулювальною арматурою встановлювати спеціальне відгалуження в атмосферу, забезпечене вентилем (ревізію).

Трубопроводи пари на тиск 20 МПа (200 кгс/см 2 ) і вище повинні забезпечуватися штуцерами з послідовно розташованими запірним та регулюючим вентилями та дросельною шайбою.

Справність дренажних ліній та їх арматури багато в чому визначає надійність трубопроводу та його довговічність.

4.4.2. У трубопроводах, що транспортують воду, призначення дренажних ліній полягає у спорожненні внутрішнього обсягу трубопроводу. Для трубопроводів, що транспортують пар, вони призначені:

Для контролю пропуску пари через трубопровід (через ревізії);

Для відмивання трубопроводу (через ревізії – у зливну вирву);

Для випорожнення від конденсату;

Для пропуску пари при прогріванні трубопроводу (продування трубопроводу);

Для пропуску невеликих витрат пари для підтримки високої температури у тупикових ділянках трубопроводу.

Як правило, дренажні лінії, розташовані на найбільшій відстані від місця подачі в трубопровід пари, повинні об'єднувати в собі можливості проведення дренування трубопроводу та виконання його продування.

4.4.3. Місця розташування, прохідний переріз дренажних ліній, їх схема і напрямок потоків середовища, що видаляється, визначаються при проектуванні трубопроводу. Схема підключення дренажних ліній від трубопроводів різним тискомдо збірних ємностей (розширювачам дренажу) повинна забезпечувати відсутність можливості замикання одних потоків іншими, а також попадання середовища з одних трубопроводів в інші.

4.4.4. При об'єднанні дренажних ліній декількох трубопроводів або ділянок трубопроводу, що відключаються, на кожній з них повинна встановлюватися запірна арматура.

4.4.5. Конструкція та розташування розширювачів дренажу повинно виключати можливість неповного дренування, а також попадання конденсату назад у дреновані трубопроводи.

4.4.6. Щоб уникнути гідравлічних ударів, дренажні лінії повинні прокладатися без підйомних ділянок з ухилом у бік збірних ємностей.

4.4.7. Конфігурація дренажних ліній, а також конструкція та розташування їх опорних елементів повинні забезпечувати умови самокомпенсації температурних розширень. Крім того, дренажні лінії, їх ОПС та вузли проходу через майданчики обслуговування не повинні перешкоджати температурним переміщенням основного трубопроводу.

4.4.8. Тупикові ділянки трубопроводів пари, а також відгалуження, які при різних схемних перемиканнях при працюючому обладнанні можуть опинитися в непроточному стані, повинні бути забезпечені пристроями, що дозволяють видаляти конденсат, що накопичується там. Для цього в зонах скупчення конденсату повинні бути влаштовані дренажні лінії постійного продування в розширювачі дренажів (через дросельні пристрої та конденсатовідвідники), або безарматурні лінії, що зв'язують непроточні та проточні обсяги одного і того ж трубопроводу, не розділені арматурою (постійно діючі). Обов'язковою умовою в останньому випадку має бути прокладання безарматурних ліній із ухилом у бік проточного об'єму.

4.4.9. При включенні дренажних ліній запірний вентиль повинен відкриватись першим, а регулюючий – другим; при закритті дренажних ліній послідовність операцій має бути зворотною. При зливі конденсату, щоб уникнути зносу, обидва вентилі повинні бути повністю відкриті.

4.4.10. У верхніх точках трубопроводу, на верхній трубі, що утворює, повинні встановлюватися повітряники - лінії, призначені для видалення з трубопроводу повітря при його заповненні парою або водою. Повітряники повинні зв'язувати трубопровід із атмосферою. Відкриття та закриття повітряників повинно здійснюватися вентилем.

Оскільки повітряники встановлюються на верхній трубі, що утворює, вони меншою мірою схильні до забруднення і можуть використовуватися як додаткові лінії ревізії.

4.4.11. Повітряники мають мати майданчики обслуговування. Їхнє трасування не повинно дозволяти скупчення конденсату, крім того, лінії повітряників не повинні бути джерелом непроектних обмежень для температурних переміщень трубопроводу.

4.4.12. Для запобігання утворенню конденсату та попадання його в прогріті трубопроводи пари, протяжність ділянок повітряників, дренажних та продувальних трубопроводів від штуцера підключення до трубопроводу до першої по ходу середовища запірної арматури не повинна перевищувати 250 - 300 мм. Крім того, повітряники, дренажні лінії, лінії продування та безарматурні лінії повинні бути ретельно теплоізольовані.

4.4.13. Арматура повітряників та дренажних ліній повинна вибиратися на ті ж параметри робочого середовища, що й арматура трубопроводу, на якому вони встановлюються.

4.5. Опорно-підвісна система кріплення трубопроводу (ОПС)

4.5.1. Маса трубопроводу, його відгалужень та арматури повинна бути рівномірно розподілена по опорним елементам, надійно закріпленим на будівельних конструкціях. Опорні елементи, а також вузли їх закріплення повинні бути розраховані на вертикальне навантаження від маси трубопроводу, заповненого водою і покритого тепловою ізоляцією, а також зусилля, що виникають в результаті температурних розширень ділянок трубопроводу при його нагріванні. Пружні елементи ОПС повинні мати нормативні запаси по вантажопідйомності та діапазону зміни пружних властивостей. Навантаження окремих елементів ОПС у різних станах трубопроводу (монтажному, холодному та робочому) повинні визначатися на основі проектних або перевірочних розрахунків. В окремих випадках елементи ОПС повинні забезпечувати захист трубопроводу від сейсмічних, вітрових та вібраційних навантажень. Вимоги до стану ОПС трубопроводів встановлюються у . Вимоги до елементів ОПС в умовах проведення ремонтних робіт наводяться у .

4.5.2. Максимальна вантажопідйомність елементів ОПС трубопроводів пари може призначатися без урахування маси води, необхідної щодо гідравлічних випробувань. Для цих випадків у конструкції ОПС трубопроводу повинні бути передбачені спеціальні пристрої, що приймають на себе додаткове навантаження від маси води.

4.5.3. По конструктивному виконанню розрізняють рухливі та нерухомі опорні елементи. Рухливі опорні елементи повинні забезпечувати можливість переміщень трубопроводу в одному або кількох напрямках. До рухомих опорних елементів відносяться ковзні та пружні (пружинні) опори, пружні підвіски, а також жорсткі тяги. Нерухливі опорні елементи (залежно від їх конструкції) повинні забезпечувати блокування лінійних переміщень або кутових і лінійних переміщень трубопроводу (для всіх або деяких ступенів свободи) при його температурних розширеннях.

4.5.4. Розстановка елементів ОПС по довжині трубопроводу повинна вибиратися при проектуванні з умов дотримання певних розмірів прольотів між опорними елементами, забезпечення самокомпенсації температурних розширень та можливості будівельних конструкцій сприймати зусилля, що передаються на них при найменш сприятливому поєднанні факторів, що навантажують. Додатковими умовами є забезпечення можливості доступу до зварних з'єднань трубопроводу з метою їх контролю.

4.5.5. Для ділянок трубопроводів, що мають температурні переміщення більше 100 мм, рекомендується використовувати пружні елементи ОПС із довжинами тяг не менше 1,5 м.

Примітка:

4.5.6. З різних конструкційпружних опорних елементів переважні такі, в яких пружні опорні елементи встановлюються в розсіченні тяг і навантаження яких піддається оцінці та регулюванню.

4.5.7. При монтажі рухомих елементів ОПС, а також при їхньому закріпленні на будівельних конструкціях повинні бути враховані температурні переміщення точок закріплення опор на трубопроводі при його переході з монтажного стану в робочий стан. Для цього виконуються запобіжні зміщення точок закріплення елементів ОПС на трубопроводах та (або) будівельних конструкціях.

4.5.8. Для трубопроводів, які в процесі експлуатації піддаються впливу вібрації, повинні бути передбачені засоби її зниження рівня, що виключає можливості їх аварійного руйнування та розгерметизації системи.

4.5.9. Регулювання навантаження елементів ОПС має виконуватися лише у холодному стані трубопроводу. Технологію проведення регулювання навантаження описано в .

4.6. Засоби контролю та захисту трубопроводів

4.6.1. Трубопроводи повинні оснащуватися засобами для вимірювання тиску та температури робочого середовища. Крім цього, на трубопроводах встановлюються первинні датчики, а також виконавчі пристрої захисту, що забезпечують безпеку персоналу, трубопроводів та пов'язаного з ними обладнання.

4.6.2. Обсяг необхідних технологічних вимірювань та захисту повинен бути передбачений проектом трубопроводу, а також технічною документацією заводів-виробників обладнання відповідно до вимог .

4.6.3. Алгоритм роботи захисту та їх вплив на виконавчі органи, розміщені на трубопроводі, визначається заводом-виробником обладнання та чинними нормативними документами.

Значення уставок і витримок часу спрацьовування захисту визначаються заводом-виробником устаткування, що захищається, або налагоджувальною організацією.

У разі реконструкції обладнання або відсутності даних заводів-виробників уставки та витримки часу встановлюються на підставі результатів випробувань.

4.6.4. Перевірка справності захисту та реакції виконавчих органів повинна виконуватись під час комплексних перевірок трубопроводів та обладнання.

4.6.5. Для забезпечення надійності трубопроводу під час проведення операцій прогрівання та розхолодження рекомендується здійснювати його додатковий температурний контроль поверхневими термопарами або термопарами, розміщеними в основному металі трубопроводу в наступних зонах:

На ділянках за впорскуючими пароохолоджувачами;

На ділянках, які за різних схемних перемиканнях можуть стати тупиковими.

Найбільш інформативними зонами для встановлення одиночних поверхневих термопар є нижні утворюють горизонтальні ділянки трубопроводів поблизу штуцерів дренажних ліній (оскільки це дає можливість об'єктивно оцінити роботу дренажних ліній при прогріванні трубопроводу).

4.6.6. На трубопроводах пари з внутрішнім діаметром 150 мм і більше і температурою пари від 300 °С і вище відповідно повинні встановлюватися покажчики для контролю за температурними розширеннями ділянок, а також спостереженням за правильністю роботи елементів ОПС.

Примітки:

1. Кількісний контроль температурних переміщень за вказівниками переміщень є коректним лише для:

a. трубопроводів, конфігурація та протяжність яких забезпечує значення переміщень, що перевищують допустимі значення відхилень між виміряними та розрахунковими значеннями (див. п.п. 7.2.2.);

b. індикаторів, розташованих на такій відстані від нерухомих опор, що забезпечує умову, викладену в п. 1а.

2. При числі елементів ОПС трубопроводу від одного до трьох, доцільно контролювати переміщення не за вказівниками температурних переміщень, а щодо зміни навантаження (осади) самих пружних елементів ОПС або зміни взаємного положення рухомих частин ковзних опор щодо їх нерухомих частин.

3. Для протяжних трубопроводів пари, прокладених на жорстких опорах по відкритій місцевості, допускається замінювати контроль температурних переміщень за покажчиками періодичним контролем технічного стану елементів опорної системи.

4.6.7. Розташування покажчиків температурних переміщень має здійснюватися відповідно до проекту трубопроводу. Зміна у розміщенні покажчиків для зручності їх обслуговування допускається за наявності дозволу проектної організації. При зміні проектного положення покажчиків слід розрахувати нові контрольні значення температурних переміщень.

4.6.8. Для забезпечення достовірності результатів вимірювань за вказівниками температурних переміщень довжина штанги, що закріплюється на трубопроводі, повинна перевищувати 1 м.

4.6.9. Розмітка покажчиків температурних переміщень у холодному та робочому станах повинна проводитися для температурних станів трубопроводу або взаємопов'язаних трубопроводів, які відповідають умовам розрахунку проектних контрольних значень переміщень.

4.6.10. Кількісний контроль температурних переміщень трубопроводів повинен виконуватися тих режимів експлуатації, котрим є контрольні значення температурних переміщень.

Примітка:

Дотримання умов п. 4.6.9. та 4.6.10. особливо важливо для трубопроводів пари ТЕС з поперечними зв'язками, оскільки проектні контрольні значення переміщень для них зазвичай є тільки для переходу зі стану, коли всі пов'язані єдиною системою температурних переміщень трубопроводи є холодними, стан, коли всі вони мають робочі параметри. У проміжних випадках (коли частина обладнання знаходиться в робочому стані, а частина - зупинена) зіставлення виміряних та розрахункових переміщень є некоректним.

4.6.11. До покажчиків температурних переміщень має бути забезпечений вільний доступ. У необхідних випадках для них слід влаштовувати сходи та майданчики обслуговування.

4.6.12. Відповідно до трубопроводів з вуглецевої і молібденової сталі, що працюють при температурі від 450 °С і вище, з хромомолібденових і хромомолібденованадієвих сталей, що працюють при температурі пари від 500 °С і вище і з високолегованих жароміцних сталей при температурі пари від 550 °С, і вище повинні бути забезпечені реперами вимірювання залишкової деформації. Кількість точок виміру залишкової деформації та їхнє розташування повинні визначатися проектом трубопроводу.

4.6.13. Для запобігання нерозрахунковим режимам використання впорскувальних пароохолоджувачів, розташованих на горизонтальних ділянках трубопроводів пари (за котлами), а також виявлення їх несправностей, за ними по ходу пари на відстані 4 - 5 внутрішніх діаметрів труби від захисних сорочок доцільно встановлювати поверхневі термопари або термопари в основному. . Ці термопари слід розміщувати на верхній та нижній утворювальній трубопроводу. Використання термопар, що встановлюються в обсязі основного металу, є кращим.

Для контролю нерозрахункових режимів роботи впорскують пароохолоджувачів, розташованих на вертикальних ділянках трубопроводу, аналогічні термопари рекомендується встановлювати за найближчим до впорскує пароохолоджувачі криволінійним ділянкою на горизонтальній або похилій ділянці трубопроводу.

4.6.14. Рекомендується здійснювати контроль різниці температур «верх-низ» трубопроводу пари у всіх зонах, у яких можливе скупчення конденсату. Для цього можливе використання поверхневих термопар або термопар, встановлених в об'ємі металу (див. 4.6.5.).

4.6.15. Для вимірювання тиску середовища використовуються манометри. Вимоги до них встановлюються у .

4.6.16. Відповідно до проекту контроль найбільш важливих технологічних параметрів повинен здійснюватися за реєструючим приладом. Бажаним також є запис та зберігання інформації в комп'ютерній базі даних.

4.6.17. Для працюючого обладнання та підключених до нього трубопроводів засоби вимірювання, контролю, автоматичного регулювання, технологічного захисту та сигналізації, логічного та дистанційного управління, технічної діагностики повинні постійно перебувати в експлуатації в проектному обсязі.

4.6.18. Після монтажу або реконструкції технологічних захистів введення їх в експлуатацію на обладнанні та пов'язаних з ним трубопроводах має виконуватись за вирішенням технічного керівника ТЕС.

4.6.19. Виведення з роботи справних технологічних захистів не допускається. Захист підлягає виведенню з роботи в таких випадках:

Працюючи устаткування у перехідних режимах, коли необхідність відключення захисту визначається інструкцією з експлуатації;

При очевидній несправності захисту (відключення повинно проводитись за розпорядженням начальника зміни ТЕС з обов'язковим повідомленням технічного керівника та оформлятися записом в оперативному журналі);

Для періодичного випробування (якщо воно провадиться на діючому обладнанні).

4.6.20. Всі випадки спрацьовування захисту та сигналізації, а також їх відмови повинні фіксуватися в оперативному журналі та піддаватися аналізу.

4.7. Теплова ізоляція трубопроводів

4.7.1. Теплова ізоляція трубопроводу повинна виконуватись за окремим проектом та відповідати вимогам. Від якості виконання теплової ізоляції багато в чому залежить економічність енергоустановки (особливо при підвищених вимогах до маневреності), надійність трубопроводу та безпека обслуговуючого персоналу.

4.7.2. Для теплової ізоляції повинні застосовуватись матеріали, що не викликають корозії металу.

4.7.3. Теплова ізоляція повинна повністю покривати трубопровід, його відгалуження та допоміжні лінії та перебувати у справному стані. Температура на зовнішній поверхні теплоізольованого трубопроводу при температурі навколишнього повітря не повинна перевищувати 45 °С.

4.7.4. Теплова ізоляція фланцевих з'єднань, арматури, компенсаторів та ділянок трубопроводів, що піддаються періодичному контролю (в зонах, в яких є зварні з'єднання, боби для вимірювання повзучості тощо) повинна виконуватися знімною. Знімна теплова ізоляція за своїми технічними показниками не повинна поступатися стаціонарною тепловою ізоляцією.

4.7.5. Теплова ізоляція трубопроводів, прокладених на відкритому повітрі поблизу масляних баків, маслопроводів, мазутопроводів, кабельних ліній повинна мати металеве або інше покриття, що оберігає теплову ізоляцію від просочування вологою або горючими нафтопродуктами.

4.7.6. Повна або часткова заміна теплової ізоляції на полегшену ізоляцію без переналагодження пружних елементів ОПС може призвести до появи зон підвищеної напруги та спричинити негативну зміну ухилів. Тому зміна маси теплової ізоляції потребує повторного розрахунку навантажень елементів ОПС, зміни розмітки індикаторів температурних переміщень та перевірки системи ухилів трубопроводу. Доцільно заміну теплової ізоляції на трубопроводі (змінює його сумарну погонну масу) проводити на всій довжині трубопроводу, оскільки в іншому випадку розрахункові дані щодо оптимального завантаження елементів ОПС будуть недостовірними. При заміні теплової ізоляції на окремих ділянках трубопроводу (наприклад, згинах) необхідно складати карту розташування ізоляції із зазначенням меж ділянок з різною погонною масою ізоляції для отримання достовірних даних щодо оптимального завантаження елементів ОПС.

5. Принципи організації експлуатації трубопроводів у нестаціонарних режимах

5.1. Чинники, що впливають на надійність трубопроводів у нестаціонарних режимах

5.1.1. Основним фактором, що впливає на надійність трубопроводу, є рівень напруги в металі його елементів, обумовлений:

а) внутрішнім тиском;

б) розподіленим та зосередженим масовим навантаженням, а також реакцією елементів ОПС;

в) зусиллями самокомпенсації температурного розширення.

В умовах, коли температура середовища змінюється, в металі трубопроводу виникає нерівномірне температурне поле по товщині стінки, периметру та довжині труби, яке викликає додаткову нестаціонарну температурну напругу. Ці напруги, поряд з напругами від механічних та гідродинамічних впливів визначають надійність трубопроводу в нестаціонарних режимах експлуатації.

Фактори, зазначені в пунктах а) та б), при їх наднормативному збільшенні, а також значні за рівнем гідродинамічні дії можуть викликати прискорене пошкодження трубопроводів. Вплив зазначених факторів на заданому (проектному) рівні, а також інших впливів на метал трубопроводу розтягнутий у часі. Для високотемпературних трубопроводів воно зумовлене поступовим накопиченням у металі ушкоджень від впливу процесів повзучості та малоциклової втоми, а для низькотемпературних трубопроводів – втомних явищ.

Найбільший вплив рівня діючих напруг на метал відбувається в зонах конструктивних концентраторів напруг у згинах, зварних з'єднаннях, трійниках, а також у вузлах, де підвищений вплив окремих факторів обумовлено особливостями режиму експлуатації, конструктивними або набутими в процесі експлуатації особливостями цих вузлів.

Велике значення для трубопроводів, що працюють в умовах повзучості, має підтримку проектних параметрів і особливо температури.

5.1.1.1. Нерівномірне температурне поле товщиною стінки труби.

Найбільш важливим різновидом температурних напруг є напруги, зумовлені різницею температур по товщині стінки труби. Ці напруги визначаються швидкістю зміни температури середовища, інтенсивністю теплообміну та геометричними характеристиками стінки труби. Швидкість зміни температури середовища в процесі нестаціонарних режимів експлуатації, як правило, піддається впливу з боку обслуговуючого персоналу, і тому вказаний виднапруги є керованим.

5.1.1.2. Нерівномірне температурне поле за периметром труби.

Нерівномірне температурне поле по периметру труби викликає жолоблення трубопроводу. Елементи ОПС чинять опір жолобленню, при цьому найбільшою перешкодою стають нерухомі та ковзні опори, жорсткі тяги, а також елементи ОПС, у яких запас пружності пружин виявився недостатнім. Внаслідок силової взаємодії нерідко відбуваються незворотні спотворення осей прямолінійних ділянок трубопроводів, зміна ухилів, пошкодження зварних з'єднань та елементів ОПС, а також зміна навантажень пружних елементів ОПС.

Нерівномірне по периметру труби температурне поле утворюється, зокрема, при прогріванні горизонтальних ділянок трубопроводів з холодного стану до температури насичення. Це відбувається через неоднакову товщину плівки конденсату по висоті перерізу горизонтальної труби. Нерівномірний прогрів труби по периметру виникає також за наявності в трубопроводі не віддаленого конденсату, його скупчення в недренованих зонах («мішках конденсату»), нерозрахункових режимів експлуатації впорскують пароохолоджувачів і т.п.

Температурна нерівномірність по периметру перерізу кількісно оцінюється як різниця температур «верх-низ» труби. При прогріванні трубопроводу з холодного стану температурна нерівномірність, що допускається, по периметру горизонтальних ділянок нормується і не повинна перевищувати 50 °С. В інших випадках, температурна нерівномірність по периметру перерізу допускається лише за наявності позитивних результатів спеціальних розрахунків на міцність.

Поява температурної нерівномірності по периметру трубопроводів пари при температурах вище температури насичення є, як правило, ознакою:

Використання пароохолоджувачів у нерозрахункових режимах;

Несправності пароохолоджувачів;

Недоліками дренування.

Наприклад, поява температурної нерівномірності в умовах високих температур може бути обумовлено надмірною витратою води на упорскування при порівняно малих перепустках пари або попаданням у прогрітий трубопровід пари конденсату з тупикової ділянки.

За відсутності температурного контролю «верх-низ труби» поява температурної нерівномірності по периметру труби в нестаціонарному режимі може бути виявлено по зміні положення покажчиків температурних переміщень (зазвичай вона проявляється в різкому відхиленні траєкторії переміщення покажчика від звичайної траєкторії, що з'єднує положення .

Необоротні наслідки дії температурної нерівномірності по периметру труби можуть бути виявлені по появі пошкоджень у зварних з'єднаннях, зміни навантажень пружних опор порівняно з проектними значеннями, зміщення покажчиків температурних переміщень щодо розмітки на координатних пластинах, відриву опорних пластин у ковзаючих опорах та ряду інших.

5.1.1.3. Стрибкоподібна зміна температури стінки труби - тепловий удар.

Режим теплового ударує одномоментним процесом зміни температури середовища стосовно температури стінки труби. При контролі температури металу трубопроводу поверхневими термопарами тепловий удар має вигляд короткочасної зміни температури зі швидкістю до 30 - 70 °С/хв, потім ця швидкість швидко знижується.

Запобігти підвищенню напруги внаслідок теплового удару можна лише завчасно, створюючи відповідні умови зміни температури.

Найбільш небезпечним видом теплового удару є стрибкоподібне зниження температури при попаданні відносно холодного середовища на розігріті стінки трубопроводу, що під дією внутрішнього тиску. У цьому випадку окружна напруга від внутрішнього тиску і температурна напруга теплового удару в металі труби на її внутрішній поверхні складаються, створюючи на короткий проміжок часу ефект місцевого підвищення напруг, що розтягують, в поверхневому шарі металу. Результатом впливу теплових ударів, що охолоджують, зазвичай є сітка тріщин на внутрішній поверхні труби.

При прогріві трубопроводу окружна компонента напруг від теплового удару, що нагріває, на внутрішній поверхні труби віднімається з напруг від внутрішнього тиску (вони в цьому випадку мають різні знаки), але в зовнішньої поверхні - складаються, проте зовнішньої поверхні труби абсолютна величина напруг теплового удару приблизно вдвічі менше, ніж у внутрішній поверхні. Тому тепловий удар, що нагріває, на внутрішній поверхні труби вважається менш небезпечним. Тим не менш, абсолютна величина термічної напруги при тепловому ударі, що нагріває, впливає на кінетику ушкоджуваності металу від малоциклової втоми.

Напруги теплового удару визначаються:

Початковою різницею температур стінки та середовища (при фазових перетвореннях - різниці температури стінки та температури насичення при поточному тиску у трубопроводі);

Товщиною стінки труби та інтенсивністю теплообміну.

Допустимість стрибків температури середовища стосовно температури стінки, викликана технологічними причинами, повинна визначатися спеціальними розрахунками, що виконуються стосовно конкретних умов.

У випадку слід уникати будь-яких різких змін температури середовища стосовно температурі стінки труби.

5.1.1.4. Гідроудари.

У процесі пусків і зупинок можуть створюватися умови, за яких потік пари, що рухається з великою швидкістю, захоплює деяку кількість води (конденсату). Вода, що рухається з потоком пари, надає ударний вплив (сприймається на слух як різкий стукіт) у місцях повороту потоку, зокрема, на криволінійні ділянки трубопроводу та його арматуру. Аналогічна дія відбувається при захопленні потоком води деякої кількості пари, повітря або парогазової суміші в тому випадку, якщо вона рухається єдиним об'ємом.

Явище гідроудару виникає також при різкій зупинці потоку води, що рухається (наприклад, при великій швидкості закриття запірних органів). У цьому випадку через інерцію потоку відбувається стрибкоподібне збільшення тиску на запірний орган.

При гідроударах силові на елементи трубопроводу можуть у кілька разів перевершувати проектні навантаження. Результатом може бути пошкодження трубопроводу, а також його сходження з опор. Крім того, гідроудари, що повторюються через невеликі проміжки часу, можуть викликати резонансні явища і руйнування трубопроводу.

Явища, близькі до гідроударів, що повторюються з великою частотою, виникають при транспортуванні по трубопроводу двофазного або скипаючого середовища. Вони також обумовлені поперемінним впливом на криволінійні ділянки трубопроводу водяних та парових обсягів. Вплив на трубопровід вплив збільшується зі збільшенням неоднорідності потоку двофазного середовища. При значній неоднорідності (наприклад, при чергуванні парових і водяних обсягів, що йдуть один за одним, що займають весь переріз труби) це явище можна віднести до гідроударів, при низькій неоднорідності - до фактора, що викликає вібраційне навантаження.

Гідроудари в трубопроводах і близькі до них явища дуже небезпечні, тому їх слід уникати. Для цього трубопроводи пари слід ретельно дренувати, не допускати скупчення конденсату в тупикових ділянках, не допускати змішування потоків пари та води, плавно відкривати та закривати запірну арматуру, застосовувати різні технічні засоби для підвищення однорідності двофазних потоків (наприклад, пристрої для закручування потоку або його гомогенізації). ).

Вібраційне навантаження характеризується періодичними взаємними переміщеннями частин трубопроводу, що виглядають як розгойдування або тряска. Вона може бути обумовлена такими факторами, як підвищена гнучкість трубопроводу в умовах значних швидкостей потоку середовища, акустичними коливаннями в тупикових ділянках, рухом двофазного середовища, нестабільністю потоку, пов'язаної з роботою регуляторів тиску або витрати, вібрації приєднаного обладнання тощо. При значній амплітуді коливань (наприклад, коли впливи, що збуджують вібрацію, близькі до власних частот трубопроводу) вібраційне навантаження може призвести до втомливих пошкоджень елементів трубопроводу, а також пошкодження (перетирання) рухливих зчленувань елементів ОПС.

5.1.2. Діюча напруга в трубопроводі відносно близька до розрахункових значень напруг у його холодному та робочому станах.

Істотні відхилення напруг, що діють у холодному та робочому станах, можуть мати місце у таких випадках:

При незадовільній якості теплової ізоляції (оскільки це викликає нерозрахункову різницю температур по товщині стінки в робочому стані і, як наслідок, - додаткова температурна напруга в металі);

При навантаженнях елементів ОПС, що відрізняються від розрахункових значень (у цьому випадку підвищуються напруги, зумовлені розподіленою та зосередженою масою трубопроводу та реакцією елементів ОПС).

5.2. Спільні нестаціонарні режими обладнання та трубопроводів

5.2.1. Нестаціонарні режими зміни стану трубопроводів є складовою частиною нестаціонарних режимів енергетичного обладнання, до якого вони підключені. Основні принципи організації режимів їхнього спільного прогріву та розхолодження полягає в тому, щоб:

Дотримуватись певної послідовності технологічних операцій на устаткуванні, підключеному до трубопроводу, а також на самому трубопроводі;

Забезпечувати швидкість зміни параметрів середовища (а, отже, і температури металу трубопроводів) у процесі нестаціонарних режимів відповідно до спеціальних графіків та критеріїв;

Дотримуватись синхронності прогріву паралельних ниток трубопроводів.

Дотримання практично зазначених принципів дозволяє забезпечити:

Мінімальні втрати палива на ведення нестаціонарних режимів;

Дотримання умов міцності та довговічності обладнання та трубопроводів.

5.2.2. Послідовність, основні критерії виконання технологічних операцій та графіки зміни параметрів для елементів енергетичного обладнання в нестаціонарних режимах визначається заводами-виробниками та міститься в інструкціях щодо їх експлуатації. Крім того, ці показники уточнюються в процесі випробувань налагодження головних зразків обладнання або інших спеціальних випробувань.

5.2.3. При проектуванні на основі результатів багатоваріантних розрахунків, що виконуються відповідно до , визначаються графіки допустимих швидкостей зміни температури металу трубопроводів при різних значеннях параметрів і різних ситуаціях, які можуть виникнути в процесі нестаціонарних режимів експлуатації. Надалі ці графіки узгоджуються з аналогічними графіками, розробленими заводами-виробниками обладнання.

5.2.4. Переважна більшість режимів, у яких пускається та зупиняється енергетичне обладнання, є типовими.

На різних етапах типових режимів елементами, що визначають швидкість зміни температури металу, можуть бути найбільш товстостінні елементи котла (вихідні колектори котла), турбіни, так і самі трубопроводи.

Для типових режимів розробляються типові графіки-завдання, що забезпечують надійні та економічні режими зміни стану обладнання загалом. У процесі індивідуальних випробувань вони уточнюються стосовно особливостей кожної конкретної одиниці устаткування.

5.2.5. У типових графіках-завданнях вказуються основні показники, що характеризують послідовність операцій та зміну параметрів у їх залежності від часу та початкових умов. Зокрема, найважливішим показником є початкова температура металу найбільш товстостінних колекторів котла або зон паровпуску циліндрів турбіни.

5.2.6. Мета персоналу ТЕС під час здійснення типових режимів зміни стану устаткування у тому, щоб забезпечити виконання графіків-завдань з мінімальним відхиленням параметрів від рекомендованих значень. Допустимі відхилення від графіків-задань відповідно до становлять:

Не більше ±20 °С за температурою свіжої та вторинної перегрітої пари;

Не більше ±0,5 МПа за тиском свіжої пари;

Не більше 15 ° С різниці температур між паралельними нитками трубопроводів.

5.2.7. Швидкість зміни температури пари може регулюватися пароохолоджувачами в межах котла, а також пароохолоджувачами, вбудованими в самі трубопроводи. За відсутності вбудованих пароохолоджувачів орієнтиром визначення швидкості зміни температури металу є графіки зміни температури товстостінних елементів устаткування. За наявності у схемі вбудованих пароохолоджувачів (тобто при багатоетапному регулюванні температури пари), для забезпечення допустимих швидкостей прогріву металу обслуговуючим персоналом повинні забезпечуватися як допустимі швидкості зміни температури колекторів, так і допустимі швидкості зміни температури трубопроводів за вбудованими пароохолоджувачами.

5.2.8. Для значень температур товстостінних елементів обладнання, не передбачених у графіках-завданнях, пускові операції проводяться відповідно до графіка-завдання для найближчого температурного стану або визначаються спеціальними графіками-завданнями з урахуванням допустимих швидкостей прогріву кожного елемента технологічної схемиокремо.

5.3. Допустима швидкість зміни температури металу трубопроводів

5.3.1. Допустима швидкість зміни температури металу трубопроводів визначається геометричними характеристиками перерізу труби (товщиною стінки, зовнішнім або внутрішнім діаметром), поточним значенням температури, металом, з якого виготовлений трубопровід та найгіршою можливою сукупністю інших факторів, що навантажують. Орієнтовні розрахункові графіки допустимих швидкостей прогріву для трубопроводів та колекторів різних типорозмірів наводяться на рис. 1 та рис. 2 .

Рис. 1. Допустимі швидкості w доп прогріву та розхолодження паропроводів свіжої пари

(1 - 194-36 мм; 2 - 245-45 мм; 3 - 219-32 мм; 4 - 219-52 мм; 5 - 325-60 мм; 6 - 275-62,5 мм).

Рис. 2. Допустимі швидкості w доп прогріву та розхолодження колекторів котлів

(1 - 273-30 мм; 2 - 273-40 мм; 3 - 325-45 мм; 4 - 325-60 мм; 5 - 273-60 мм; 6 - 325-75 мм; 7 - 219-70 мм; 8 - 325-85 мм).

5.3.2. Перевищення швидкості зміни температури трубопроводів порівняно з даними, наведеними в типових графіках-завданнях, може бути допущене лише на підставі позитивних результатів уточнених розрахунків на міцність.

5.3.3. За відсутності даних за допустимими швидкостями зміни температури трубопроводів їх слід визначати відповідно до методики, а при необхідності термінової оцінки - керуватися значеннями, наведеними в таблиці 2.

Таблиця 2

Допустимі швидкості прогріву та охолодження елементів паропроводів

Найменування	Інтервал температур, °С	Швидкість, ° С/хв
Найменування	Інтервал температур, °С	прогріву	охолодження
Паропроводи середнього тиску (до 5 МПа)
Паропроводи середнього тиску (до 5 МПа)
Паропроводи високого тиску(понад 5 до 22 МПа)
Паропроводи високого тиску(понад 5 до 22 МПа)
Паропроводи надкритичного тиску (понад 22 МПа)


Парозбірні камери свіжої пари тиском понад 22 МПА, корпуси ГПЗ та клапани

5.3.4. При призначенні допустимої швидкості зміни температури елементів, що є частинами єдиного тракту транспортування середовища (наприклад, вихідного колектора конвективного пароперегрівача та приєднаного до нього трубопроводу пари), слід приймати меншу з розрахункових величин.

6. Нестаціонарні режими експлуатації трубопроводів

Розрізняються такі типові режими зміни стану технологічного обладнання ТЕС:

Прогрів із холодного стану;

Прогрів з неохолілого стану;

Прогрів із гарячого стану;

Зупинення обладнання у резерв;

Зупинка у ремонт;

Аварійна зупинка.

Перераховані режими прогріву зазвичай ідентифікуються початковою температурою товстостінних елементів турбіни або котла (див. п. 5.2.4.). Для трубопроводів нестаціонарні режими в наведеній класифікації не є показовими, оскільки:

Більшість операцій та перевірок, що виконуються в рамках зазначених режимів на основному технологічному обладнанні, практично не торкаються трубопроводів;

Багато технологічних операцій, що виконуються на трубопроводах у згаданих вище режимах, практично не відрізняються один від одного;

Є ряд індивідуальних операцій, характерних лише трубопроводів, особливості яких вимагають окремого розгляду.

Нестаціонарні режими товстостінних трубопроводів поживної води, що потрапляють в дію цього ТР, як правило, не вимагають проведення будь-яких спеціальних операцій для забезпечення допустимої швидкості зміни температури металу. Зміна температури металу цих трубопроводів зазвичай визначається ступенем відкриття регулюючої арматури трубопроводів, що подають пари в ПВД відповідно до графіка-завдання зміни стану обладнання в цілому. Крім того, через відносно невисоку температуру гарячої води та високого рівнядопустимих напруг швидкість прогріву металу трубопроводів може бути досить велика, що дозволяє її витримувати без будь-яких спеціальних умову межах дотримання загального графіка-завдання ведення нестаціонарного режиму.

Деякий виняток становлять режими, що відносяться до товстостінних колекторів ПВД, що обігріваються, в яких за певних обставин, пов'язаних зі схемними перемиканнями можуть виникати процеси, близькі до теплових ударів. Однак, по-перше, ці режими на самих трубопроводах поживної води відбиваються слабко через велику інерційність процесів, що відбуваються. По-друге, виникнення цих режимів перестав бути об'єктивним і пов'язані з культурою експлуатації устаткування.

Надалі будуть розглянуті особливості низки режимів, характерних лише трубопроводів пари. Зокрема:

Прогрівання трубопроводу до температури насичення;

Прогрівання від температури насичення до робочої температури;

Прогрів від температури вище за температуру насичення до робочої температури;

Зупинення обладнання без розхолодження трубопроводів;

Зупинення обладнання з розхолодженням трубопроводів (включаючи аварійну зупинку);

Особливості зупинки трубопроводів у ремонт.

6.1. загальні положення

6.1.1. Операції зі зміни теплового стану обладнання та трубопроводів повинні проводитись відповідно до затверджених графіків, інструкцій, а в окремих випадках - за спеціальними програмами. Операції, що виконуються, повинні фіксуватися в оперативному журналі.

6.1.2. Усі відхилення від графіків-завдань нестаціонарних режимів (крім аварійних ситуацій) мають бути заздалегідь затверджені технічним керівником ГЕС.

6.1.3 Дозвіл на проведення операцій зі зміни стану трубопроводу повинен надавати технічний керівник цеху або його заступник. Якщо трубопровід знаходився в ремонті, то зазначений дозвіл може бути дано лише після запису відповідального керівника робіт за нарядом про закінчення ремонту трубопроводу та його готовності до пускових операцій.

6.1.4. Операції щодо зміни стану трубопроводу та обладнання, підключеного до нього, як правило, повинні проводити не менше двох осіб. У цьому перший їх повинен виконувати технологічні операції, а другий - контролювати правильність їх виконання.

6.1.5. Аналіз якості ведення нестаціонарних режимів обладнання та трубопроводів зокрема, повинен проводитися постійно діючою комісією, що призначається наказом керівника організації - власника обладнання. У комісії призначаються голова (головний інженер або його заступник), особа, яка його замінює та визначаються конкретні обов'язки окремих членів комісії.

Аналіз повинен проводитися на підставі матеріалів та відповідно до критеріїв, викладених у . Мета проведення аналізу полягає у визначенні якості управління перехідними процесами, у тому числі, що відбуваються у трубопроводах. У всіх випадках порушення послідовності виконання операцій, відхилення параметрів від допустимих значень, порушення заданих критеріїв, а для трубопроводів, зокрема, - перевищення допустимих швидкостей зміни температури або різниці температур, повинні бути виявлені причини відхилень та вжиті заходи щодо їх запобігання.

6.2. Схеми прогріву та розхолодження трубопроводів та вимоги до них

Ряд типових схем прогріву та розхолодження обладнання та трубопроводів наводяться у .

6.2.1. Для прогрівання трубопроводу до заданої температури потрібно:

Регульоване за температурою та (або) витратою джерело пари;

Лінія для подачі пари в трубопровід;

Лінії для евакуації середовища (пара або його конденсату) із трубопроводу; їх використання має визначатись поточними параметрами, середовища, а також схемою її утилізації;

Пристрої, до яких підключаються лінії евакуації середовища з трубопроводу, що прогрівається.

6.2.2. Джерелами гріючого середовища зазвичай є котли, встановлені на ТЕС, трубопроводи, які перебувають у експлуатації, і навіть спеціальні допоміжні колектори.

До джерела пари при прогріванні неохолілих (гарячих) трубопроводів пред'являється додаткова вимога: початкова температура пари повинна бути більшою або дорівнює температурі найбільш товстостінних елементів обладнання, до яких підключений трубопровід, або температурі найбільш товстостінних елементів самого трубопроводу.

6.2.3. Подача пари в трубопровід здійснюється:

Безпосередньо з котла або відбору турбіни без проміжної арматури:

Через байпаси арматури;

Через спеціальні допоміжні лінії.

6.2.4. Видалення конденсату з трубопроводу пари, як правило, проводиться через дренажні лінії до збірних колекторів і далі - у ємності-розширювачі.

6.2.5. Після завершення інтенсивної конденсації пари, що гріє, на стінках трубопроводу його прогрів може продовжуватися шляхом:

Пропускання пари через дренажні лінії (останні виконують роль кількох продувних ліній);

Пропуску пари через одну продувну лінію (із закриттям інших дренажних ліній);

Спільного використання дренажних ліній та РОУ.

6.2.6. Особливістю схеми прогріву головних трубопроводів блокових енергоустановок є одночасність та узгодженість операцій на котлі, трубопроводах та турбіні. При цьому після досягнення заданих значень параметрів пари проводиться поштовх турбіни, і подальший прогрів головного паропроводу, турбіни і трубопроводів тракту вторинного перегріву пари синхронно синхронно одним потоком пари з наростаючим тиском і температурою.

6.2.7. На ТЕС із поперечними зв'язками схеми прогріву залежать від призначення трубопроводу та робочої схеми його включення. Прогрів зазвичай проводиться по ділянках: від котла до перемикаючої магістралі, від перемикаючої магістралі до турбіни ГПЗ, і від турбіни ГПЗ до СК. Окремо прогріваються ділянки перемикаючої магістралі. Можливий спільний прогрів основних трубопроводів котла та турбіни.

6.2.8. Розхолодження (охолодження) трубопроводів проводиться:

Природним шляхом через теплову ізоляцію з відкриттям повітряників та дренажних ліній (повільне охолодження);

Примусово (якщо це передбачено технологічною схемою) шляхом пропуску охолоджуючого середовища з температурою, меншою, ніж температура стінки трубопроводу.

6.2.9. У режимах аварійного зупинки обладнання блокових ТЕС евакуація пари з котла через трубопроводи здійснюватиметься через БРОУ високої пропускної спроможності. На ТЕС із паралельними зв'язками евакуація пари з котла проводиться через лінії продування конвективного пароперегрівача.

6.2.10. Прогрів допоміжних трубопроводів (дренажних, продувних, скидних), які не мають засобів контролю температурного стану, регулюється ступенем відкриття арматури. У цьому випадку послідовність виконання операцій та швидкість відкриття арматури має визначатися місцевими інструкціями з експлуатації.

6.2.11. Швидкість охолодження обладнання, підключеного до трубопроводів зазвичай не однакова: швидше остигають котли, повільніше - паропроводи, а також повільніше - найбільш товстостінні частини турбіни. Ця закономірність є наслідком відмінностей у металоємності та в умовах відведення тепла від цих елементів. Різні швидкості охолодження трубопроводів пари і котла для барабанних і прямоточних котлів у ряді випадків вимагає додаткових операцій дренування проміжних колекторів котла для запобігання захолоджування конденсатом вихідних колекторів і трубопроводів пари.

6.3. Передпускові перевірки та операції

6.3.1. Передпускові перевірки та підготовчі операції повинні проводитись відповідно до спеціального графіка.

6.3.2. До повного або часткового накладання теплової ізоляції після монтажу трубопроводу, а також після проведення СОТ перевіряються:

а) якість виконаних монтажних та зварювальних робіт;

б) відповідність маркування всіх елементів, що становлять трубопровід, арматури та елементів ОПС вимогам проекту;

в) відповідність проекту геометричних розмірів ділянок, прив'язки елементів ОПС та індикаторів температурних переміщень;

г) значення ухилів горизонтальних ділянок трас та їх відповідність проектним значенням;

д) наявність, відповідність проекту та виконання дренажних ліній, повітряників, імпульсних ліній; відсутність можливості їх защемлень;

е) відсутність монтажних або тимчасових з'єднань між поверхнями ковзних опор;

ж) правильність складання елементів ОПС та їх працездатність при переході трубопроводу з монтажного в холодний та робочий стан;

з) відповідність настановних характеристик пружних елементів ОПС проектним чи розрахунковим даним;

і) міцність закріплення елементів ОПС, якість приварювання вушок, вушок та інших деталей ОПС, відсутність зазорів та слабини в хомутах та тягах;

к) достатність діапазону переміщень рухомих частинах пружних опор;

л) виконання монтажних переміщень елементів ОПС, що запобігають їх зсуву під дією температурних розширень трубопроводу;

м) масові погонні характеристики теплової ізоляції та їх відповідність проектним (розрахунковим) значенням.

6.3.3. До повного або часткового накладання теплової ізоляції після ремонту трубопроводу, пов'язаного з вирізкою та переваркою ділянок, заміною арматури або реконструкцією ОПС перевіряються якість виконаного ремонту, цілісність трубопроводу та його відгалужень, а також пункти: г), е), ж), з), і), к), м) п.п. 6.3.2.

6.3.4. Перед заміною теплової ізоляції трубопроводу перевіряються пункти з), к) розділу 6.3.2, перевіряються фактичні ухили горизонтальних ділянок трубопроводу в холодному стані (після монтажу трубопроводів або після СОТ). При необхідності вживаються заходи для приведення ухил горизонтальних ділянок трубопроводу до проектних (розрахункових) значень за методикою, викладеною в .

Після заміни теплової ізоляції перевіряється якість виконаних робіт.

6.3.5. Після закінчення ремонту після накладання теплової ізоляції та видалення блокуючих пристроїв з пружних елементів ОПС здійснюються:

Перевірка справності відновленої теплової ізоляції;

Регулювання навантаження пружних елементів ОПС за проектними (розрахунковими) даними (якщо передбачено планом проведення робіт);

Перевірка відповідності навантажень пружних елементів ОПС проектним (розрахунковим) даним та, при необхідності, їх додаткове регулювання;

Демонтаж лісів та тимчасових металоконструкцій;

Перевірка відсутності у безпосередній близькості від трубопроводу небезпечних у пожежному відношенні предметів;

Перевірка наявності нормативних зазорів між трубопроводом, елементами його ОПС, арматурою, дренажними лініями, повітряниками з одного боку (з урахуванням майбутніх температурних переміщень трубопроводу) та будівельними конструкціями, майданчиками обслуговування, сусіднім обладнанням та трубопроводами – з іншого.

6.3.6. Після робіт, пов'язаних з монтажем трубопроводу відповідно до вказівок проекту, має виконуватися його продування в атмосферу. Продування трубопроводу має також виконуватися після проведення СОТ способами, за яких на внутрішній поверхні трубопроводу залишається окалина.

6.3.6.1. Продування трубопроводу має здійснюватися за спеціальною програмою, затвердженою керівником монтажної, ремонтної або пусконалагоджувальної організації та погодженою з технічним керівником ТЕС.

6.3.6.2. При виконанні продування трубопроводу в ньому повинні бути забезпечені швидкості пари, не менші за робочі значення. Продування має здійснюватися при робочому тиску, але не більше 4 МПа.

6.3.6.3. Тимчасовий трубопровід, призначений для проведення продування, у місцях обслуговування має бути покритий тепловою ізоляцією. Опора для кінцевої частини продувного трубопроводу (за межами будівлі ТЕС) має бути надійно закріплена. Територія в місці виходу вихлопної труби продувного трубопроводу має бути огороджена, а по її межах виставлені спостерігачі. Місце вихлопу в атмосферу має бути обране з таким розрахунком, щоб у небезпечній зоні не було персоналу, механізмів та обладнання. Ліси і підмостки біля продувного трубопроводів пари повинні бути розібрані. При проведенні продування слід дотримуватися правил протипожежної безпеки.

6.3.6.4. Тривалість продування (за відсутності спеціальних вказівок у проекті) має становити не менше 10 хв.

6.3.6.5. На час продування з трубопроводу демонтуються діафрагми, прилади, регулювальна та запобіжна арматура та замість них встановлюються тимчасові вставки.

6.3.6.6. Під час продування трубопроводу арматура, встановлена на спускових лініях та тупикових ділянках, має бути повністю відкрита, а після закінчення продування ретельно оглянута та очищена.

6.3.6.7. При появі ознак гідроударів подача пари в трубопровід, що продувається, повинна бути негайно припинена і відновлена лише після його ретельного дренування.

6.3.6.8. По завершенню операцій продування проводиться остаточне складання траси трубопроводу та його ОПС.

6.3.7. Перевірка відповідності положення індикаторів температурних переміщень розмітці холодного стану на координатних пластинах. Якщо стан аналізованого трубопроводу (для ТЕС з блоковою структурою) та пов'язаних з ним трубопроводів (для ТЕС з поперечними зв'язками) відповідає умовам розрахунку проектних контрольних значень переміщень, а розмітка координатних пластин не відповідає положенням покажчиків або відсутня, вона здійснюється заново.

6.3.8. Після завершення монтажу трубопроводу, його складання після СОТ, капітального або середнього ремонтів, зупинки в резерв, тривалістю понад 10 діб, а також після ремонтів, пов'язаних з вирізкою та переваркою ділянок трубопроводу, заміною арматури, налагодженням опор та підвісок, заміною теплової ізоляції, завершення всіх перелічених вище робіт, перевіряється:

Готовність до роботи арматури трубопроводу: приєднання електроживлення до електродвигунів, відсутність хомутів, ланцюгів, замків на штурвалах і приводах, надійність кріплення приводів, повнота складання вузлів арматури, відсутність слабини затягування гайок на притискних болтах грундбукс і периферійних сальників, легкість показань крайніх положень запірної арматури ("відкрито-закрито") на щитах управління її фактичному положенню;

Стан дренажних ліній, повітряників та їх арматури, відсутність у них перешкод для видалення конденсату та повітря;

цілісності імпульсних ліній;

Готовність до роботи КВП, автоматики, захисту, сигналізації, дистанційного керування;

Справність сходів та майданчиків обслуговування арматури.

6.3.9. Після знаходження в резерві від 3 до 10 діб, або зупинки з метою ремонту зварних з'єднань трубопроводу, а також заміни елементів системи кріплення перед початком проведення пускових операцій перевіряється якість виконаних ремонтних робіт, стан теплової ізоляції, покажчиків температурних переміщень та елементів ОПС.

6.3.10. Після зупинки в резерв терміном менше 3 діб без проведення ремонту, перед включенням трубопроводу в експлуатацію перевіряється стан елементів ОПС.

6.3.11. Виконується перевірка усунення дефектів та зауважень щодо роботи трубопроводів, зазначених раніше у ремонтному журналі та журналі дефектів. Результати перевірок заносяться до оперативного журналу. При виявленні у процесі огляду затискань, зруйнованих чи пошкоджених елементів ОПС, вживаються заходи щодо усунення виявлених дефектів на початок проведення пускових операцій.

6.3.12. Завершуються роботи, незакінченість яких або їх виконання в процесі операцій з прогріву трубопроводу та обладнання може стати джерелом небезпеки для обслуговуючого та ремонтного персоналу, а також самого обладнання. Зокрема:

Регулювання навантаження елементів ОПС;

Гідровипробування трубопроводів або їх відгалужень;

Видалення заглушок;

Ремонт основної та допоміжної арматури, запобіжних клапанів, пуско-скидних пристроїв;

Ремонт допоміжних трубопроводів, підключених до основних магістралей, включаючи дренажні лінії, повітряники, лінії КВП та автоматики, а також лінії відборів проб;

Ремонт та випробування систем захисту, сигналізації, засобів вимірювань;

Опробування арматури та приводів.

6.3.13. Перед пуском в експлуатацію устаткування, що захищається (трубопроводів) після капітального або середнього ремонту, а також після проведення ремонту в ланцюгах технологічних захистів перевіряється справність і готовність захисту до включення. Перевірка захисту проводиться шляхом випробування на сигнал кожного захисту та дії захисту на всі виконавчі пристрої.

Перед пуском устаткування, що захищається, після його простою більше 3 діб перевіряється дія захисту на всі виконавчі пристрої, а також операції включення резерву технологічного обладнання. Опробування має проводитися персоналом відповідного технологічного цеху та персоналом, який обслуговує технічні засоби.

6.3.14. Опробування захисту з впливом обладнання (зокрема - арматуру трубопроводів) проводиться після закінчення всіх робіт на устаткуванні, що у роботі захисту.

6.3.15. Після проведення всіх видів ремонтних робіт ремонтна організація повинна підготувати та здати відповідному підрозділу ТЕС ремонтну документацію (схеми, формуляри, зварювальну документацію, протоколи металографічних досліджень, акти виконання прихованих робіт, акти приймання після ремонту тощо).

6.4. Прогрів трубопроводу до температури насичення

Прогрів основних трубопроводів пари блокових ТЕС і ТЕС з поперечними зв'язками, як правило, здійснюється подачею в нього перегрітої пари. Якщо початкова температура стінки труби нижче за температуру насичення, то на ній відбувається конденсація пари. На початку процесу прогріву вся пара конденсується на вході в трубопровід. Потім, у міру підвищення температури стінки, зона конденсації поступово зміщується по трубопроводу, поступаючись місцем гарячій парі. Час проходження зони конденсації трубопроводом залежить від його довжини. Інтенсивне утворення конденсату відбувається протягом тривалого часу – до кількох десятків хвилин.

Напруги початкового теплового удару в трубопроводі визначаються різницею температур стінки труби та температури насичення при поточному тиску трубопроводу. Тому чим нижчий початковий тиск пари, що надходить у трубопровід, тим менша ця різниця і в стінці трубопроводу виникають менші початкові напруги.

6.4.1. Перед початком проведення операцій начальник зміни зобов'язаний припинити ремонтні роботи та видалити ремонтний персонал від обладнання, розташованого в безпосередній близькості від трубопроводу, що прогрівається, перевірити завершеність всіх робіт, що проводяться на трубопроводі та його відгалуженнях (див. п.п. 6.3), а також переконатися в відсутність у трубопроводу персоналу, що не бере участі в операціях.

6.4.2. Після отримання вказівки про початок операцій з прогрівання трубопроводу від начальника зміни обслуговуючий персонал зобов'язаний:

Відкрити всі дренажні лінії, також повітряники;

Якщо потрібно заповнити трубопровід водою, почати заповнення з одночасним видаленням повітря через повітряники; після появи води з повітряників закрити їхню арматуру;

По завершенню операції початкового дренування трубопроводу слід переконатися, що над зливними воронками ревізій відсутня струмінь води.

6.4.3. Подача пари для прогріву головного трубопроводу енергоблоку здійснюється від вбудованого сепаратора через дросельний клапан.

При прогріві ділянки від котла до перемикаючої магістралі або від котла до турбіни трубопроводів пари ТЕС із поперечними зв'язками пар може подаватися безпосередньо з котла.

При прогріві магістралі, що перемикає, а також трубопроводу пари від перемикаючої магістралі до турбіни ТЕС з поперечними зв'язками пар подається через байпас регулюючої арматури, що розділяє прогріті або холодні трубопроводи.

Подача пари на прогрів трубопроводів вторинного перегріву пари енергоблоків здійснюється або з РВВ або спеціального розширювача (початковий прогрів до поштовху турбіни), або з самої турбіни (після її поштовху).

Витрата пари на прогрів трубопроводів блокових енергоустановок визначається ступенем дроселювання в регулюючій арматурі розпалювального сепаратора, а для трубопроводів ТЕС із поперечними зв'язками - поточною продуктивністю котла або ступенем дроселювання в регулюючій арматурі байпасів.

6.4.4. При подачі пари на прогрів через байпас запірної арматури слід повністю відкрити запірний вентиль, а потім повільно і обережно відкрити регулюючий вентиль.

6.4.5. При дренуванні трубопроводу слід переконатися у працездатності дренажних ліній. Це здійснюється шляхом контролю виходу конденсату через ревізії.

6.4.6. При засміченні дренажної лінії його слід продути швидким закриттям та відкриттям вентиля. Якщо усунути таким способом засмічення виявляється неможливо, слід припинити операції прогрівання та відключити трубопровід для ремонту дренажного трубопроводу.

6.4.7. Прогрів основних та допоміжних трубопроводів в умовах конденсації може супроводжуватися їх жолобленням з утворенням контруклонів, а також гідроударами. Тому прогрів металу до температури, що дорівнює температурі насичення при робочому тиску є найбільш відповідальним етапом пускових операцій, в якому необхідно ретельно дотримуватись вимог графіка-завдання.

6.4.8. При виникненні гідроударів слід припинити прогрівання та відновити його після огляду трубопроводу, перевірки дренажної системи та ретельного дренування.

6.4.9. За наявності даних температурного контролю про те, що трубопровід пари почав прогріватися по всій довжині та появи пари з повітряників слід закрити арматуру повітряників.

6.5. Прогрів трубопроводу від температури насичення до робочої температури

6.5.1. Після досягнення температури насичення, що відповідає поточному тиску (ознака – поява з ревізій «сухої» пари) технологія подальшого прогріву до робочих параметрів залежить від прийнятої схеми прогріву:

Якщо всі дренажні лінії продовжують працювати в режимі продування, прогрів через них здійснюється до повних параметрів пари;

Якщо передбачається відключення частини дренажних ліній, воно виконується тільки після появи залишкового перегріву пари;

Можливий комбінований прогрів до робочих параметрів через продувні (дренажні) лінії та РОУ.

6.5.2. При прогріванні трубопроводів пари до турбіни паралельно з прогріванням головного трубопроводу може здійснюватися прогрів ділянки від головної парової засувки (через байпас) до стопорного клапана та пароперепускних труб турбіни.

6.5.3. Для енергоблоків після завершення дренування головного трубопроводу пари відкривається головна парова засувка і здійснюється поштовх турбіни, за яким слідує початок (або продовження - див. п.п. 6.4.3) прогріву тракту вторинного перегріву пари.

6.5.4. Підключення котла до перемикаючої магістралі на ТЕС з поперечними зв'язками повинно здійснюватися при тиску, що незначно перевищує тиск у перемикальній магістралі (щоб уникнути «запирання» котла). Значення цього перевищення має бути вказано у місцевій інструкції з експлуатації котла.

Для інших головних трубопроводів ГЕС з поперечними зв'язками після завершення підйому тиску повинна бути поступово відкрита арматура, що зв'язує ділянку, що прогрівається, з основним обладнанням. Далі мають бути відключені допоміжні трубопроводи.

6.5.5. Увімкнення непрогрітого трубопроводу або окремих його ділянок забороняється.

6.5.6. У процесі прогрівання трубопроводів обслуговуючий персонал повинен здійснювати візуальний контроль справності опор, підвісок та температурних переміщень трубопроводу.

6.5.7. Після завершення операцій прогріву повинна виконуватись перевірка відповідності положення покажчиків температурних переміщень контрольної розмітки на координатних пластинах (якщо для поточного стану трубопровідної системиця розмітка виконана - див. 4.6.9 та 4.6.10). При виявленні розбіжності слід перевірити елементи ОПС та трубопровідну систему на можливість защемлення. Результати візуального контролю та виявлені дефекти повинні бути занесені до оперативного журналу та/або журналу дефектів.

6.6. Прогрів трубопроводу з неохолілого (гарячого) стану

6.6.1. Після отримання вказівки про початок операцій з прогрівання трубопроводу від начальника зміни обслуговуючий персонал зобов'язаний відкрити всі дренажні лінії та повітряники.

6.6.2. Початкова температура пари, що подається в трубопровід через регулюючу арматуру, повинна бути не нижче початкової температури трубопроводу.

6.6.3. На ТЕС з поперечними зв'язками при необхідності прогріву трубопроводу, що не остигнув, пари котла при відносно низькій температурі вихідного колектора котла необхідно попередньо вирівняти температуру металу трубопроводу і вихідного колектора котла.

6.6.4. Для головного трубопроводу енергоблоку, трубопроводу пари до турбіни, а також ділянки перемикаючої магістралі на ТЕС з поперечними зв'язками, технологія прогріву з неохолілого (гарячого) стану аналогічна технології прогріву холодного стану. Відмінність полягає лише у значеннях допустимих початкових швидкостей прогріву.

6.7. Зупинення обладнання без розхолодження трубопроводів

6.7.1. До проведення операцій зупинки необхідно:

Переконатися у справному стані арматури, що відключає, а також дренажів і повітряників;

Переконатись у справному стані приладів температурного контролю та тиску.

6.7.2. Зупинки повинні передувати операції з розвантаження технологічного обладнання. Після зупинки проводиться скидання надлишкової пари через РОУ та (або) через спеціальні лінії у паровий простір конденсатора турбіни. У процесі проведення цих операцій має витримуватися послідовність дій та виконання критеріїв, визначених у відповідних графіках-завданнях, а також задані швидкості зниження параметрів.

6.7.3. Якщо в трубопроводі встановлені пароохолоджувачі, що впорскують, необхідно виключити ймовірність попадання води з них на прогріті стінки трубопроводу. Для цього має бути заборонено їх використання при витратах пари, що не забезпечують надійної роботи впорскувача.

6.7.4. Після зупинки енергоблоку та зниження тиску в паровому тракті котла до 2 - 2,5 МПа рекомендується зворотним ходом пари прочистити впорскувачі пароохолоджувачів.

6.7.5. Після відключення обладнання необхідно максимально уповільнити темп охолодження трубопроводів, щоб уникнути втрати палива на їхнє наступне прогрівання. Для цього необхідно забезпечити щільність закриття основної арматури, що відключає, і арматури допоміжних трубопроводів.

6.7.6. При зупинці котлів через інтенсивне охолодження поверхонь нагрівання в них може утворюватися конденсат. На барабанних котлах, а також на прямоточних котлах з повнопрохідним сепаратором повинні бути реалізовані додаткові операції, що унеможливлюють попадання конденсату з пароперегрівальних поверхонь нагріву в гарячі парозбірні колектори і головні трубопроводи пари.

6.8. Зупинення обладнання з розхолодженням трубопроводів

6.8.1. Початкові операції зупинки з розхолодженням трубопроводів аналогічні операціям, викладеним у п.п. 6.7.1 – 6.7.3.

6.8.2. У режимі зупинки, як зазначено вище, знаки окружної температурної напруги та напруги від внутрішнього тиску збігаються. Тому виконання вимог графіків-завдань за допустимими швидкостями охолодження металу для цього режиму є особливо важливим. Найбільш небезпечним з точки зору величини температурних напруг, що розвиваються, є режим аварійного відключення трубопроводу.

6.8.3. Для відключення трубопроводу, який може бути відокремлений від працюючих трубопроводів запірною арматурою, необхідно:

Перед відкриттям арматури повітряників або дренажів переконатися в її справному стані: привід арматури повинен бути надійно закріплений на корпусі, надійно закріплена сальникова грундбукса, її болти, що кріплять, затягнуті, а маховик приводу надійно укріплений на штоку;

Закрити арматуру та її байпасні лінії, що зв'язують трубопровід із працюючим обладнанням та іншими трубопроводами;

Переконатися в щільності закриття відключає арматури, для цього відкрити повітряник, знизити тиск в просторі, що дренується на 2 ? 3 кгс/см 2 потім закрити повітряник і переконатися, що тиск не підвищується;

Відкрити дренажні лінії, при цьому відкриття арматури дренажів проводити не допускаючи запарювання приміщення, а також попадання пари або води на персонал та розташоване поруч обладнання;

Відкрити повітряники;

Переконатись у відсутності надлишкового тиску у відключеному трубопроводі, для цього повільно закрити, а потім відкрити зливну дренажну арматуру; при цьому повітряники повинні бути повністю відкриті, і через них в дренований простір повинен вільно, без свисту надходити зовнішнє повітря;

У разі, якщо тиск у дренованому просторі не знижується при повністю відкритих повітряниках, а при їх закритті воно підвищується, слід припинити злив конденсату і знепарювання і переконатися в щільному закритті всієї арматури, що відключає, і її байпасів, після чого знову виконати операції з відкриття арматури повітряників і дренажів;

Якщо встановлено, що арматура, що відключає, або її байпаси не забезпечують достатньої щільності, персонал, що проводить відключення трубопроводу, повинен повідомити про це начальника зміни цеху і не робити подальших дій до здійснення додаткових операцій з надійного відключення трубопроводу.

6.8.4. Через деякий проміжок часу після закриття запірних органів арматури (зазвичай через 15 год 20 хвилин), внаслідок остигання штока, сила притискання робочих поверхонь арматури знижується, тому має бути організовано її додаткове ущільнення (підібування).

6.8.5. При плануванні тривалих простоїв обладнання необхідно вжити заходів для консервації трубопроводів (див. розд. 1).

6.8.6. Після остигання повинен бути проведений зовнішній огляд трубопроводу, елементів ОПС, виконано перевірку відповідності положення покажчиків температурних переміщень контрольної розмітки на координатних пластинах (якщо для поточного стану трубопровідної системи ця розмітка виконана - див. п.п. 4.6.9 та 4.6.10). При виявленні розбіжності слід перевірити елементи ОПС та трубопровідну систему на можливість защемлення. Результати візуального контролю та виявлені дефекти повинні бути занесені до оперативного журналу та/або журналу дефектів.

6.8.7. Якщо трубопровід було вимкнено аварійно, то при виявленні зміщення по вертикалі положення індикаторів температурних переміщень на додаток до робіт, що виконуються відповідно до п.п. 6.8.6 повинні бути виконані виміри ухилів горизонтальних ділянок трубопроводів. При виявленні неприпустимих відхилень від проектних значень повинні бути вжиті заходи щодо виправлення значень ухилів та регулювання навантаження пружних елементів ОПС.

6.9. Особливості зупинки трубопроводів у ремонт

6.9.1. При виведенні в ремонт трубопровід, пов'язаний із працюючим обладнанням, як правило, повинен відключатися двома послідовно встановленими запірними органами. І тут, до переліку операцій, викладених у п.п. 6.8.3, необхідно додати такі операції:

Заборонити керуючі органи байпасів, а також дренажних ліній з боку працюючих трубопроводів або обладнання на ланцюзі із замками;

Відкрити в атмосферу дренажну лінію між двома засувками, що відключають трубопровід від працюючого обладнання;

Зачинити приводи арматури, що відключає, на ланцюгу із замками;

зняти напругу з електродвигунів приводу арматури;

Повісити на відключену арматуру плакати: «НЕ ВІДКРИВАТИ - ПРАЦЮЮТЬ ЛЮДИ!», а на відкриту арматуру - «НЕ ЗАКРИВАТИ - ПРАЦЮЮТЬ ЛЮДИ», а на місце виконання робіт плакати - «ПРАЦЮВАТИ ТУТ»;

Відкрити повітряники у верхніх ділянках трубопроводу для постійної вентиляції трубопроводу.

6.9.2. В окремих випадках, коли не можна відключити для ремонту трубопровід двома послідовними засувками, допускається з дозволу головного інженера (технічного керівника) підприємства відключати ділянку, що ремонтується, однією засувкою. При цьому не повинно бути ширяння (відпливу) через відкритий на час ремонту на відключеній ділянці дренаж в атмосферу. Дозвіл фіксується його підписом на полях наряду-допуску.

6.9.3. При нещільності відключає арматури, ділянку трубопроводу, що ремонтується, повинна бути відділена від діючої ділянки заглушкою.

6.9.4. Якщо трубопровід розхолоджується з метою проведення СОТ, то додатково мають бути виконані такі заходи:

У холодному стані трубопроводу пружні елементи ОПС повинні бути поставлені на фіксатори;

Демонтовано теплову ізоляцію;

Виконано інструментальну перевірку прямолінійності ділянок трубопроводу та стану системи ухилів;

За результатами перевірки складено акт про стан трубопровідної системи перед проведенням СОТ.

7. Періодичний контроль трубопроводів у процесі експлуатації

7.1. Огляди, перевірки, випробування

7.1.1. Цілями контролю трубопроводів у процесі експлуатації є виявлення та попередження пошкоджень, а також забезпечення працездатності відповідальних елементів трубопроводу.

Пошкодження трубопроводу можуть бути спричинені такими причинами:

Помилками проектування чи монтажу;

Технологічними дефектами в металі елементів трубопроводів, що виникли під час їх виготовлення;

Знос деталей арматури;

Неприпустимою швидкістю повзучості металу труб унаслідок перевищення робочої температури металу або невідповідності фактичної та проектної марок сталі, з якої виготовлені окремі елементи трубопроводу;

впливом підвищених напруг пов'язаних з утворенням затискань, пошкодженнями елементів ОПС (пружин, тяг, хомутів тощо);

Вплив температурних напруг, що виникли внаслідок порушення швидкостей зміни температури в перехідних режимах;

Гідроударами та вібрацією;

Різними порушеннями технології виготовлення зварних з'єднань, а також охрупчиванием металу в процесі його тривалої експлуатації;

Порушенням технології проведення гідроопресування.

7.1.2. Спостереження за трубопроводами та контроль їх елементів має здійснювати персонал змін відповідно до посадових інструкцій, а також особи, відповідальні за справний стан та безпечну експлуатацію трубопроводів.

7.1.3. Щозмінний контроль трубопроводів та їх елементів, як працюючих, так і що знаходяться в резерві та на консервації, повинен здійснюватися не рідше одного разу на зміну в наступному обсязі:

Зовнішній огляд трубопроводу, у тому числі: стани теплової ізоляції, фланцевих з'єднань, основної та допоміжної арматури, елементів ОПС;

Перевірка справності КВП;

Огляд та перевірка щільності сальників;

Перевірка щільності трубопроводів та арматури;

Перевірка відсутності вібрації трубопроводів;

Перевірка щільності арматури дренажів та повітряників (вони не повинні мати пропуску у закритому положенні);

Перевірка стану запобіжних пристроїв;

Перевірка відсутності попадання на трубопроводи води, олії, лугів, кислот, мазуту та ін.;

Перевірка наявності табличок на трубопроводах та арматурі;

- Перевірка справності індикаторів температурних переміщень;

Перевірка стану майданчиків обслуговування елементів трубопроводу, арматури, запобіжних пристроїв, КВП;

Перевірка відсутності затискань основних та допоміжних трубопроводів.

7.1.4. Критерієм відсутності можливості для виникнення непроектних обмежень переміщень трубопроводу (затискань) у холодному та робочому стані є наявність зазорів між зовнішньою поверхнею теплової ізоляції трубопроводу, його допоміжних ліній та розташованим поруч обладнанням, будівельними конструкціями та проходами через майданчики обслуговування. Зазначені зазори повинні бути не менше 200 мм.

7.1.5. При огляді елементів ОПС слід переконатися, що:

Рухливі опори не заважають вільному переміщенню трубопроводу за його розширення;

Робочі поверхні ковзних опор перебувають у дотику (спираються друг на друга);

Відсутні перекоси, заїдання та взаємні затискання рухомих частин елементів ОПС;

У пружних елементах ОПС відсутні пружини, що втратили стійкість;

Кріплення опор на будівельній конструкції справно та не має тріщин;

Тяги пружних та жорстких підвісок трубопроводів не мають слабини.

Повинні бути надійно закріплені:

Приводи арматури на її корпусі;

Сальникові грундбукси, а також затягнуті їх болти, що кріплять;

Маховики приводів арматури на штоках.

7.1.6. При виявленні пропарювання через теплову ізоляцію персонал зобов'язаний:

Припинити всі роботи у небезпечній зоні та з неї видалити персонал;

Негайно повідомити начальника зміни цеху;

Визначити небезпечну зону та вжити заходів щодо її огорожі для запобігання проходу через неї людей;

Вивісити знаки «ПРОХІД ЗАБОРОНЕНИЙ!», «НЕБЕЗПЕЧНА ЗОНА!».

7.1.7. Всі виявлені при щозмінних обходах дефекти повинні бути своєчасно занесені в журнал дефектів і про них повинен бути повідомлений начальник зміни цеху.

7.1.8. Періодичне випробування технологічних захистів обладнання має проводитись за графіком, затвердженим технічним керівником ТЕС. При неприпустимості перевірки виконавчих операцій захисту у зв'язку з поточним станом устаткування, їх випробування має проводитися без на виконавчі устройства. Стан обладнання, при якому захист перевіряється без впливу на виконавчі пристрої, повинен бути відображений у місцевій інструкції з експлуатації.

7.1.9. Випробування запобіжних пристроїв повинні проводитися за затвердженим графіком відповідно до . Зокрема:

7.1.9.1. На пилокутних котлах та їх головних паропроводах випробування запобіжних пристроїв повинні проводитись один раз на три місяці. На газомазутних котлах – один раз на шість місяців. На котлах, що включаються в роботу періодично, перевірка повинна проводитися при пусках, якщо з попередньої перевірки пройшло більше відповідно трьох або шести місяців.

7.1.9.2. Перевірка запобіжних пристроїв проводиться або підняттям тиску до уставки спрацьовування клапанів, або (за неможливості, пов'язаної з технологічними причинами) - примусово: дистанційно (за наявності дистанційного приводу) або вручну. Контролюватися має спрацювання кожного клапана за місцем. Для енергоблоків перевірка ПК повинна здійснюватись при навантаженні не нижче 50 % від номінальної.

7.1.9.3. Результати перевірки запобіжних пристроїв повинні бути занесені до журналу ремонту та експлуатації запобіжних пристроїв.

7.1.10. Перевірка якості теплової ізоляції повинна проводитися не рідше одного разу на рік (критерій якості теплової ізоляції наводиться у пункті 4.7.3). Під час проведення перевірки доцільно використання тепловізорів.

7.1.11. Періодична перевірка свободи керування арматурою, а також мастило приводів повинні здійснюватися відповідно до місцевої інструкції з експлуатації.

7.1.12. При експлуатації трубопроводів повинен бути організований облік температурного режиму роботи металу, а також збирання інформації за добовими графіками температури пари.

7.2. Інструментальний контроль трубопроводів та його критерії

7.2.1. На трубопроводах мають бути організовані періодичні виміри:

Температурних переміщень за індикаторами температурних переміщень (відповідно до );

Навантажень (висота пружин) пружних елементів ОПС у робочому стані (відповідно до ).

7.2.2. Відхилення виміряних температурних переміщень від розрахункових значень, що допускаються, повинно відповідати вимогам.

7.2.3 Вимірювання навантажень (висот пружин) пружних елементів у робочому стані повинно виконуватись за проектної (розрахункової) температури трубопроводу.

7.2.4. Допускається не проводити вимірювання висот пружин у робочому стані для окремих важкодоступних елементів ОПС, якщо результати вимірювань навантажень інших пружних елементів, а також дані, отримані за покажчиками температурних переміщень, укладаються в діапазон відхилень допустимий .

7.2.5. Значення відхилень індивідуальних навантажень пружних елементів ОПС, що допускаються, не повинні перевищувати ±15 % від розрахункових значень навантажень. Значення сумарних відхилень навантажень пружних елементів ОПС , що допускаються , не повинні перевищувати ± 5 % від розрахункових значень сумарних навантажень .

7.2.6. Результати вимірів залишкових деформацій, температурних переміщень, висот та поточних навантажень пружин повинні заноситись у спеціальні журнали та оброблятися відповідно до ).

7.2.7. При виявленні значень температурних переміщень або навантажень елементів ОПС, що відрізняються від проектних значень, повинна бути виявлена причина появи відхилень та вжиті заходи щодо її усунення, а також вирішене питання необхідності регулювання навантажень пружних елементів або вимірювання ухилів.

7.2.8. При виявленні неприпустимої залишкової деформації або деформації повзучості відповідно до вимог трубопровід слід вивести з експлуатації.

8. Контроль трубопроводів під час тривалого зупинення

8.1. Контроль та регулювання навантаження елементів ОПС

8.1.1. У холодному стані трубопроводу відповідно до вимірювання навантажень (висот пружин) пружних елементів ОПС повинні виконуватися не рідше одного разу на два роки. Крім того, ця операція повинна виконуватись перед введенням трубопроводу в експлуатацію з монтажу, капітального ремонту, СОТ, а також перед виведенням трубопроводу в ремонт.

8.1.2. Роботи з контролю та регулювання навантажень пружних елементів ОПС повинні проводитися також:

У разі виявлення ознак стоянкової корозії, появи гідравлічних ударів та вібрації або уповільнення темпів прогріву одного з двох паралельних трубопроводів пари;

У разі виявлення пошкоджень зварних з'єднань;

У разі пошкодження трубопроводу або системи кріплення, що призвели до спотворення його осі;

При зміні положення трубопроводу щодо розмітки відповідних станів на координатних пластинах індикаторів температурних переміщень, а також за зміни навантажень пружних елементів ОПС у процесі експлуатації або появі зазорів між опорними поверхнями ковзних опор;

При заміні понад 30% довжини ділянки трубопроводу, укладеного між нерухомими опорами;

При одночасному ремонті понад 20% зварних з'єднань трубопроводу пари;

При реконструкції чи зміні траси трубопроводу чи його відгалужень;

При усуненні затискань та недоліків ОПС;

Під час коригування проектних навантажень;

Під час обстежень, метою яких є продовження терміну служби трубопроводів.

8.1.3. З появою відхилень у навантаженнях опор у порівнянні з результатами попередніх обстежень необхідно провести аналіз та усунути причини виникнення відхилень.

8.1.4. Регулювання навантажень пружних елементів ОПС необхідно виконувати з урахуванням фактичної маси погонного одного метра труби, покритого тепловою ізоляцією. Цей показник найбільш точно визначається шляхом зважування фактичної теплової ізоляції та результатами розрахунку погонної маси труби, для якої фактична товщина стінки та зовнішній діаметр трубопроводу приймаються за результатами вибіркових вимірювань.

8.1.5. Відхилення індивідуальних та сумарних навантажень пружних елементів ОПС від проектних (або розрахункових) значень у робочому стані не повинні перевищувати значень зазначених у пп. 7.2.5. У випадку, якщо відхилення сумарного навантаження пружних елементів ОПС перевищить зазначені межі, повинен бути виконаний аналіз та коригування розрахункових даних по погонній масі трубопроводу та зміна навантажень елементів ОПС відповідно до нових розрахункових даних.

8.1.6. Допускається не виконувати регулювання навантаження пружних елементів ОПС, у яких різниця фактичних та проектних висот пружин з максимальною осадкою 70 мм у робочому стані менше 5 мм, а для пружин з максимальною осадкою 140 мм – менше 10 мм.

Примітки.

1. Тип встановлених в пружних елементах ОПС пружин визначається зіставленням зовнішнього діаметра прутка, зовнішнього діаметра пружини та числа витків пружин з проектними даними або даними відповідних нормалей. Для пружних опор слід застосовувати тільки пружини, що відповідають спеціальним нормалям.

2. Фактична висота пружин має вимірюватися у двох діаметрально протилежних точках між площинами підстав, прилеглих до пружини, при цьому вісь вимірювальної лінійки повинна бути паралельна осі пружини.

3. Навантаження пружинних опор та підвісок, що мають градуювальну шкалу навантажень, повинні визначатися за цією шкалою. За відсутності градуювальних шкал навантаження пружних елементів ОПС повинні визначатися розрахунковим шляхом за тарировочними або табличними даними.

8.1.7. Навантаження опор постійного зусилля приймаються за даними заводського налаштування, позначеним на маркуванні. Критерієм працездатності опор постійного зусилля є відсутність затискань їх рухомих частин, а також відповідність положення покажчика переміщень проектних позначок.

8.1.8. Наявність навантаження на жорстких тягах і опорах, що ковзають, має контролюватись за відсутністю слабини тяг і за відсутністю зазорів між ковзними поверхнями опор в робочому і холодному станах.

8.2. Вимірювання та виправлення ухилів

8.2.1. Ухили горизонтальних ділянок трас повинні перевірятися у процесі проведення капітальних ремонтів енергообладнання. Крок вимірювання ухилів не повинен перевищувати 1,5 - 2 м, оскільки при більшому кроці можуть бути пропущені місцеві спотворення прямолінійності, що виникли в процесі експлуатації трубопроводу. Технологію перевірки та відновлення ухилів трубопроводів описано в .

8.2.2. Якщо під час перевірки будуть виявлені ділянки трубопроводу з недостатнім ухилом, повинні бути розроблені та реалізовані заходи щодо приведення системи ухилів трубопроводу у положення, що відповідає вимогам п.п. 4.2.3.

8.2.3. При виявленні ділянок трубопроводу з контруклонами («мішками конденсату»), повинен бути виконаний аналіз умов, за яких вони виникли, розроблені та вжиті заходи щодо запобігання продовженню їх поглиблення, а також, за неможливості заміни ділянки, - заходи щодо організації додаткового дренування трубопроводу.

8.3. Контроль металу елементів трубопроводів

8.3.1. Контроль металу елементів трубопроводів повинен здійснюватись у холодному стані під час планових зупинок обладнання. Терміни та методи проведення контролю металу елементів трубопроводу, а також строки проведення вимірів залишкової деформації встановлюються вимогами та інших чинних нормативних документів.

8.3.2. Додаткові обсяги або періодичність контролю елементів трубопроводу можуть бути призначені після виявлення відхилень від нормативних вимогстаном металу та елементів трубопроводу, а також відповідно до приписів та вказівок Ростехнагляду, а також розпоряджень з енергосистеми або ТЕС.

8.3.3. Підвищені обсяги контролю призначаються після досягнення встановленого (призначеного) терміну служби. Для трубопроводів І категорії парковий ресурс визначається типорозміром труб, матеріалом, з якого вони виготовлені, радіусом кривизни згинів, а також параметрами експлуатації. За відсутності даних про встановлений термін служби для трубопроводів 1-ї групи ІІ категорії їх термін служби встановлюється рівним 150 тис. годин (20 років), для 2-ї групи ІІ категорії - 30 років.

8.3.4. Контроль елементів трубопроводів можна провести до встановленого терміну. У цьому випадку він повинен здійснюватись за спеціально розробленою програмою.

8.3.5. Контроль монтажних або ремонтних зварних з'єднань трубопроводів повинен виконуватись у процесі поточного ремонту: у межах паркового ресурсу за програмою та за його межами – за програмою.

8.3.6. Рішення про допуск трубопроводів до експлуатації у межах паркового ресурсу приймається технічним керівником ТЕС.

8.3.7. Можливість експлуатації відповідальних елементів та деталей трубопроводів (згинів, зварних з'єднань трійників) за незадовільних результатів неруйнівного контролю та дослідження стану металу визначається організаціями, що мають правові та технічні підстави для проведення таких робіт, включаючи наявність кваліфікованого персоналу та науково-технічного оснащення.

8.3.8. Можливість подальшої експлуатації відповідальних елементів та деталей трубопроводів після вироблення ними паркового ресурсу визначається відповідно до .

8.4. Технічний огляд трубопроводу

8.4.1. Перед пуском в експлуатацію знову змонтованого трубопроводу, після ремонту трубопроводу, пов'язаного зі зварюванням, а також при пуску трубопроводу після його знаходження у стані консервації понад два роки відповідно до проводиться його технічний огляд, який включає:

Зовнішній огляд;

ДІ має проводитись за програмою, затвердженою технічним керівником ТЕС.

8.4.2. Технічний огляд у вигляді зовнішнього огляду трубопроводу має проводитися також не рідше одного разу на три роки.

8.4.3. ГІ трубопроводу повинно проводитися водою з температурою не нижче +5 °С і не вище +40 °С за позитивної температури навколишнього повітря. ГІ проводиться пробним тиском, що дорівнює 1,25 від робочого тиску, але не менше 0,2 МПа.

8.4.4. Відповідно до під пробного тиску трубопровід повинен витримуватися не менше 10 хвилин, після чого тиск повинен бути знижений до робочого і проведений огляд трубопроводу. Тиск під час ГІ має контролюватись двома манометрами одного типу, однакових меж вимірювання, ціни поділу та класу точності.

8.4.5. Трубопровід та його елементи вважаються такими, що витримали гідравлічне випробування, якщо під час випробування не виявлено: течі, потіння у зварних з'єднаннях та в основному металі, видимих залишкових деформацій, тріщин або ознак розриву.

8.4.6. Експлуатація трубопроводу, який не витримав випробування, забороняється.

8.4.7. При проведенні ГІ окремих елементів технологічної схеми необхідно за допомогою дренажних ліній переконатися в щільності арматури, що відключає трубопроводів.

8.5. Випробування арматури

8.5.1. Арматура, відремонтована в умовах майстерні, повинна бути випробувана на герметичність затвора, сальникових, сильфонних та фланцевих ущільнень тиском 1,25 від робочого.

8.5.2. Арматура, яка відремонтована без вирізки з трубопроводу, повинна бути випробувана на щільність робочим тиском середовища при пуску обладнання.

8.5.3. Функціонування приводів арматури має перевірятись з дотриманням правил техніки безпеки на відключеному трубопроводі в процесі ремонту, а також перед включенням трубопроводу до роботи. Результати перевірок мають заносити до спеціального журналу.

8.6.1. Трубопроводи та арматура, а також підходи до них повинні бути у чистоті. Для зручності обслуговування арматури, витратомірних пристроїв, елементів ОПС та покажчиків температурних переміщень до них мають бути влаштовані стаціонарні сходи та майданчики обслуговування.

8.6.2. По трасі трубопроводу повинно бути сторонніх металоконструкцій. Проходи, призначені для обслуговування трубопроводів, мають бути вільними. Під час проведення будь-яких робіт поблизу трубопроводу має бути виключено появу затискань за рахунок встановлення тимчасових лісів, балок, підставок, підпірок тощо.

8.6.3. На арматурі та трубопроводах має бути організовано регулярне оновлення написів та табличок.

8.6.4. Усі трубопроводи, поверхня теплової ізоляції яких немає металевої обшивки, мають бути пофарбовані. Забарвлення трубопроводів та написи на них повинні проводитися відповідно до .

9. Протиаварійні вказівки

9.1. Порядок дій персоналу в аварійних ситуаціях має бути передбачено у місцевих виробничих інструкціях та відпрацьовано на протиаварійних тренуваннях.

9.2. При ліквідації аварійних ситуацій персонал має керуватися принципами, викладеними нижче пріоритетному порядку:

Забезпечення безпеки людей;

збереження цілісності устаткування;

Забезпечення споживачів тепловою та електричною енергією.

9.3. Трубопровід повинен бути негайно вимкнений при розриві будь-якого з його елементів, а також у разі експлуатації гідравлічних ударів або раптової вібрації.

9.4. При розриві елементів трубопроводу персонал повинен діяти відповідно до виробничої інструкції та навичок, отриманих на протиаварійних тренуваннях. При цьому необхідно:

Вимкнути пошкоджену ділянку шляхом закриття її запірної арматури;

Переконатися в щільності арматури, що відключає;

Зупинити обладнання, пов'язане із пошкодженою ділянкою;

Відкрити на пошкодженій ділянці повітряники та дренажні лінії;

Відкрити всі вікна та двері в зоні запарювання та включити припливно-витяжну вентиляцію.

9.5. При виявленні пропуску пари або води через сальники або фланцеві з'єднання, нориці, тріщини в поживних трубопроводах і головних трубопроводах, а також в їх арматурі, аварійна ділянка повинна бути відключена. Якщо при відключенні трубопроводу неможливо резервувати аварійну ділянку, обладнання, пов'язане з ним, має бути зупинено.

9.6. При виявленні пошкоджень елементів ОПС, затискань, непроектних переміщень через порушення умов самокомпенсації температурних розширень обслуговуючий персонал зобов'язаний оцінити ситуацію, і якщо виявлений дефект становить небезпеку обслуговуючого персоналу або обладнання, вжити заходів, зазначених у п.п. 10.5. Інакше час відключення трубопроводу щодо ремонту визначається технічним керівником ГЕС.

10. Техніка безпеки

10.1. При експлуатації трубопроводів для усунення ризику виникнення нещасних випадків повинні суворо дотримуватися правил техніки безпеки по роботі з арматурою, зокрема:

Забороняється застосовувати різких впливів на штурвал управління ручної арматури за її обтяжці, т.к. це може призвести до його поломки, вм'ятини або задира на ущільнювальних поверхнях затвора;

Стан ручної арматури повинен дозволяти відкривати та закривати її нормальним зусиллям однієї людини; застосування додаткових важелів для цих цілей не допускається, оскільки це може викликати пошкодження ущільнювальних поверхонь, задираки, зминання різьблення шпинделів та втулки, деформацію штока та пошкодження редуктора;

Слід дотримуватись особливої обережності при операціях з арматурою в слабо освітлених і важко доступних місцях;

Якщо під час огляду елементів арматури виявлено дефекти, здатні викликати порушення щільності, слід припинити операції з арматурою до заміни;

Усі операції з арматурою, що має ручне управління, повинні виконуватися в захисних рукавицях;

Персонал, що веде продувку штуцера, що засмічений, повинен знаходитися на стороні, протилежній виходу дренажу або пари.

10.2. При відкритті чи закритті арматури слід:

Перебувати в стороні від шпинделя (штока), що рухається або обертається, так як в цей момент можливе вибивання сальника;

Перебувати осторонь фланцевих з'єднань;

При переведенні засувки на дистанційне керування слід виключити можливість влучення кінцівок, одягу тощо. у штурвал.

10.3. Обходи та огляди обладнання повинні проводитися лише з дозволу чергового персоналу, який веде режим обладнання.

10.4. Забороняється перебувати без виробничої необхідності на майданчиках агрегатів, поблизу люків, лазів, водовказівного скла, а також біля запірної, регулюючої та запобіжної арматури та фланцевих з'єднань трубопроводів, що знаходяться під тиском.

10.5. При пуску, відключенні, випробуваннях обладнання та трубопроводів поблизу них дозволяється перебувати лише персоналу, який безпосередньо виконує ці роботи.

10.6. При підвищенні тиску за умов ГІ до пробного значення забороняється перебування на устаткуванні обслуговуючого персоналу. Оглядати зварні шви трубопроводів і обладнання, що випробовуються, дозволяється тільки після зниження пробного тиску до робочого значення.

10.7. При випробуванні та прогріванні трубопроводів пари та води підтяжку болтів фланцевих з'єднань слід проводити при надмірному тиску не вище 0,5 МПа (5 кгс/см2).

10.8. Для усунення течі через різьблення, сполучні штуцери контрольно-вимірювальної апаратури слід підтягувати тільки гайковими ключами, розмір яких відповідає граням елементів, що підтягуються. При цьому тиск середовища в імпульсних лініях не повинен перевищувати 0,3 МПа (3 кгс/см2). Застосування для цих цілей інших ключів, а також важелів, що подовжують, забороняється.

Перед підтягуванням слід перевірити стан видимої частини різьблення, особливо у штуцерах воздушников.

При підтягуванні різьбового з'єднання робітник повинен розташовуватися з протилежного боку від можливого викиду струменя води або пари при зриві різьблення.

10.9. Вантажі важільних запобіжних клапанів повинні бути надійно закріплені, щоб унеможливлювалося їх самовільного переміщення.

10.10. Забороняється заклинювати запобіжні клапани котлів та трубопроводів або збільшувати натискання на тарілки клапанів шляхом збільшення маси вантажу або іншим способом.

11. Консервація обладнання та підключених до нього трубопроводів

Під час тривалих зупинок в обладнанні та підключених до нього трубопроводах йдуть процеси окислення внутрішньої поверхні труб, які в умовах експлуатації контактують з деаерованою знесоленою водою, вологою або перегрітою парою. Механізм і швидкість протікання атмосферної корозії залежать від зволоженості поверхні металу. Для сталей, що у атмосфері чистого повітря, критичної величиною відносної вологості є 60 %. За відносної вологості повітря понад 60 % відбувається різке збільшення швидкості атмосферної корозії. При відносній вологості 60 – 100 %, швидкість протікання корозійних процесів у сталях, у 100 – 2000 разів вище, ніж при значеннях вологості 30 – 40 %.

Консервація (захист поверхневого шару металу від зовнішніх впливів) забезпечує збереження обладнання та трубопроводів, скорочує витрати на ремонт, відновлення та підтримання техніко-економічних показників теплових електростанцій. Способи консервації регламентуються.

Розрізняють суху та вологу консервацію, а також пароводокисневу обробку.

Суха консервація проводиться підігрітим повітрям, осушеним повітрям, інгібованим повітрям, азотом, газоподібним аміаком.

Волога консервація проводиться деаерованою водою з підтриманням надлишкового тиску, гідразинно-аміачним розчином, розчином аміаку, нітритно-аміачним розчином, аміачним розчином трилону Б, контактними інгібіторами (М-1, МСДА) октадециламіном (ОДА).

Кожен із представлених вище видів консервації має свої переваги, недоліки та особливості застосування.

При виконанні на електростанціях консервації тим чи іншим способом (при терміні зупинки 30 днів і більше), її якість має контролюватись відповідно до спеціальної робочої програми.

Така програма має складатися хімслужбою ГЕС. Контроль якості консервації провадиться за даними хімічних аналізів.

Спосіб консервації вибирається з урахуванням особливостей електростанцій та особливостей обладнання. На одній електростанції на різному устаткуванні можуть використовуватись кілька різних способів консервації. При виборі конкретного способу до уваги беруться:

Водний режим, що використовується;

Наявність на ГЕС схем консервації та можливість виконання консервації власними силами;

Можливість скидання та нейтралізації відпрацьованих консервуючих розчинів;

Тривалість зупинки;

Необхідність введення обладнання в експлуатацію без витрат часу на відмивання.

Нижче описуються кілька найпоширеніших видів сухої та вологої консервації.

11.1. Суха консервація

11.1.1. Понад 65% зупинок обладнання в резерв або ремонт мають термін зупинення, що не перевищує 30 діб. У цьому випадку найчастіше використовується так званий «сухий зупинка» - тривала підтримка високої температури в пароводяному тракті котла та паропроводах. Сухий зупинка є заключним етапом зупинки обладнання. Він не вимагає додаткових витрат як при зупинці, так і при включенні котла в роботу після зупинки.

11.1.2. Консервації осушеним повітрям застосовується головним чином при тривалих зупинках обладнання, а також у зимовий час.

При консервації осушеним повітрям найбільш доцільною є замкнута схема: обладнання – осушувач – компресор – ресивер – обладнання. В цьому випадку всі елементи обладнання за допомогою штатної арматури та тимчасових трубопроводів об'єднуються в замкнутий контур і продуваються установкою повітря осушувальної включеною в схему. Перед проведенням консервації осушеним повітрям після зупинки, обладнання та трубопроводи повинні бути дреновані, а також виключений пропуск середовища через арматуру з боку працюючого обладнання.

11.1.3. Суха консервація із застосуванням інертних газів потребує заповнення та закупорки трубопроводу. При її реалізації потрібне спеціальне обладнання: ємності з інертним газом, регулятори тиску та приєднувальні трубопроводи, а також пред'являються підвищені вимоги до щільності арматури, що відключає, і сухості внутрішньої поверхні обладнання. Трубопроводи з наявністю контруклонів і не дреновані зонами не можуть бути піддані цьому виду консервації.

11.2. Волога консервація

При зупинках терміном від 30 до 60 діб застосовуються гідразинні, гідразинно-аміачні, трилонні або фосфатно-аміачні методи консервації, які поєднуються з сухим зупиненням котла.

11.2.1. При зупинках енергетичного обладнання тривалий ремонт або резерв на термін більше 60 діб (наприклад, на літній період) використовується октадециламін (ОДА) та контактні інгібітори (М-1, МСДА).

ОДА це воскоподібна речовина, яка створює на внутрішній поверхні елементів обладнання гідрофобний шар, що перешкоджає надходженню вологи та кисню до металу, і тим самим запобігає корозії. Застосування ОДА вимагає підготовчих робіт на зупиненому обладнанні, тому до консервації може пройти кілька днів, протягом яких воно не буде надійно захищене. Застосування ОДА вимагає додаткового розпалювання котла для виконання консервації, операцій з розконсервації (відмивання). При консервації ОДА для прямоточних котлів необхідно виключити попадання в БОУ.

11.2.2. Контактні інгібітори, також як ОДА, створюють на поверхні металу гідрофобну плівку, яка зберігається після зливу консервуючого розчину. Вони можуть використовуватися при меншій температурі, ніж ОДА, тому для них не потрібне додаткове розпалювання котла.

11.2.3. У разі вологої консервації деаерованої водою до цієї води пред'являються такі ж вимоги щодо вмісту солі та вмісту кисню, як і до поживної води котлів. Ці вимоги зазвичай представлені у місцевих інструкціях з експлуатації котлів.

Для деаерації в хімічно знесолену воду вводяться хімічні речовини – поглиначі кисню. Поглиначі кисню працюють найефективніше при температурі води щонайменше 60 °З. Взимку для вологої консервації деаерованої водою може знадобитися її попередній підігрів.

Застосування для вологої консервації хімічних речовин, зазвичай, вимагають вирішення питань утилізації відпрацьованого консерванту.

11.3. Пароводокиснева обробка

Пароводокиснева обробка обладнання та трубопроводів проводиться в режимі розпалювання при відключеній турбіні та скиданні робочого середовища в атмосферу, циркуляційний канал або конденсатор. Для реалізації цього способу консервації необхідний запас кисню та знесоленої води.

Після пароводокисневої обробки котел може бути зупинено в резерв (ремонт) або пущено в експлуатацію. Додаткових заходів щодо розконсервації обладнання не потрібне. Для проведення пароводокисневої обробки потрібні підготовчі операції та монтажні роботина зупиненому котлі (підготовка схеми дозування кисню, аналіз стану поверхонь нагріву тощо), а також додаткове розпалювання котла для виконання консервації.

12. Вказівки щодо складання виробничих інструкцій

12.1. Виробнича інструкція з експлуатації трубопроводу розробляється на підставі інструкцій заводів-виробників обладнання з урахуванням вимог цього Посібника та інших нормативних документів щодо безпечної експлуатації трубопроводів.

12.2. У виробничій інструкції з експлуатації трубопроводу повинні бути відображені конкретний зміст операцій, що виконуються з трубопроводами, у послідовності, що відповідає умовам надійної, довговічної та безпечної експлуатації.

12.3. Інструкції можуть складатися для одного трубопроводу або групи трубопроводів.

12.4. Як правило, інструкція з експлуатації трубопроводу повинна містити:

Найменування трубопроводу;

Короткий опис призначення трубопроводу та його відгалужень;

Дозволені параметри робочого середовища, типорозміри труб, метал, з якого вони виготовлені, тип встановленої арматури та характеристики її приводу;

Технологічну схему трубопроводу, байпасів, повітряників, дренажних трубопроводів, спеціальних ліній прогріву, а також мнемонічні позначення номерів, присвоєних до встановленої арматури;

Резервуючі лінії з їхньою арматурою;

Розташування та найменування засобів контролю параметрів;

швидкість зміни робочих параметрів, межі їх регулювання, а також інші технологічні обмеження, пов'язані з роботою самого трубопроводу та приєднаного до нього обладнання;

Розділ, що описує розташування окремих елементів трубопроводу, його вузлів та арматури на будівельних конструкціях та, при необхідності, - опис доступу до них;

Схеми прогріву та охолодження трубопроводу;

Розділ з організації експлуатації трубопроводу, включаючи:

Підготовку трубопроводу до операцій прогрівання;

Перелік та послідовність проведення операцій прогрівання та включення трубопроводу в експлуатацію з різних станів;

Вимоги до ВХР;

Перелік та послідовність проведення операцій охолодження трубопроводу з різними цілями, у тому числі - при зупинці в ремонт;

порядок проведення випробувань;

Порядок допуску до огляду, випробувань та ремонту;

Опис дій персоналу різних ситуаціях;

Основні ознаки небезпечних та аварійних ситуацій;

Протиаварійні вказівки;

Основні вимоги щодо техніки безпеки;

Розділ з консервації трубопроводу;

Порядок обслуговування устаткування, що у резерві.

13. Експлуатаційна документація трубопроводу

Кожен трубопровід відповідно до повинен мати паспорт встановленого зразка.

До паспорта додаються:

13.1. Перелік осіб, які відповідають за експлуатацію трубопроводу.

13.2. Розрахункові та виконавчі схеми трубопроводу із зазначенням на них:

Марок сталі, діаметрів (умовних проходів) та товщин стінок труб;

Розташування опор, компенсаторів, підвісок, арматури, повітряників та дренажних трубопроводів, фланців, заглушок, контрольних ділянок;

Значення навантажень на пружинні опори та підвіски, а також висоти пружин у холодному та робочому станах трубопроводу;

Зварних з'єднань із зазначенням відстаней між ними та їх номерами (зварювальний формуляр);

Розташування покажчиків температурних переміщень та значень проектних величин переміщень;

Розташування пристроїв вимірювання повзучості.

13.3. Свідоцтво про монтаж трубопроводу.

13.4. Копії посвідчень зварювальників.

13.5. Паспорти арматури.

13.6. Акт приймання трубопроводу власником від монтажної організації

13.7. Первинні документи, зокрема:

Сертифікатні дані на метал елементів трубопроводу та електроди;

Журнал зварювальних робіт на трубопроводі, сертифікати, що підтверджують якість застосованих під час ремонту матеріалів та якість зварних стиків;

Документація щодо вхідного контролю металу трубопроводу;

Акти ревізії та відбраковування елементів трубопроводу;

Акти прихованих робіт;

Посвідчення якості ремонтів трубопроводів.

періодичного зовнішнього огляду трубопроводу;

Гідровипробувань трубопроводу;

Ревізії, ремонту та випробування арматури.

13.9. Журнали:

Експлуатаційний;

Установки-зняття заглушок;

Журнал термічного оброблення зварних з'єднань трубопроводів.

13.10. Висновки:

Про якість зварних стиків;

Експертних організацій та документація щодо продовження терміну служби трубопроводу.

13.11. Ремонтні формуляри на запірну та регулюючу арматуру із встановленими на ній приводами.

14. Список літератури

1. ПБ 10-573-03 (РД-03-94). «Правила пристрою та безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води». Документ запроваджено постановою Держгіртехнагляду Росії №90 від 11.06.2003.

2. "Правила роботи з персоналом в організаціях електроенергетики Російської Федерації". Документ запроваджено Мінпаливенерго Росії наказом № 49 від 19.02.2000 та зареєстровано Мін'юстом Росії 16.03.2000 № 2150.

3. РД 10-249-98. «Норми розрахунку на міцність стаціонарних парових та водогрійних котлів та трубопроводів пари та гарячої води» (з ізм. 1). Документ запроваджено постановою Держгіртехнагляду Росії № 50 від 28.08.1998.

4. РД 153-34.1-003-01. «Зварювання, термообробка та контроль трубних систем котлів та трубопроводів під час монтажу та ремонту енергетичного обладнання». Документ запроваджено постановою Міненерго Росії №197 від 02.07.2001.

5. ОСТ 24.125.60-89. «Деталі та складальні одиниці трубопроводів пари та гарячої води теплових електростанцій. Загальні технічні умови. Документ запроваджено постановою Міненерго СРСР 01.01.1992.

6. РД 03-606-03. «Інструкція з візуального та вимірювального контролю». Документ запроваджено постановою Держгіртехнагляду РФ № 92 від 11.06.2003.

7. РД 34.17.310-96 (ПВК, ТПГВ). «Зварювання, термообробка та контроль під час ремонту зварних з'єднань трубних систем котлів та паропроводів у період експлуатації». Документ запроваджено Держгіртехнаглядом Росії 11.04.1996.

8. «Правила технічної експлуатації електричних станцій та мереж». Документ запроваджено наказом Міненерго РФ № 229 від 19.06.2003 та зареєстрований Мін'юстом Росії № 4799 від 20.06.03.

9. РД 34.03.201-97. «Правила техніки безпеки при експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій та теплових мереж» (з доповненнями та змінами 2000 р.). Документ запроваджено Міненерго Росії 03.04.1997 р.

10. СО 34.39.504-00 (РД 153-34.1-39.504-00, ВТТ ТЕС-2000). «Загальні технічні вимогидо арматури ТЕС». Документ затверджено РАТ «ЄЕС Росії» 09.02.2000.

11. РД 153-34.1-26.304-98. "Інструкція з організації експлуатації порядку та термінів перевірки запобіжних пристроїв котлів теплоелектростанцій". Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 22.01.1998.

12. СО 34.39.502-98 (РД 153-34.1-39.502-98). «Інструкція з експлуатації, порядку та термінів перевірки запобіжних пристроїв судин, апаратів та трубопроводів», Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 27.07.1998.

13. РД 34.26.508. «Типова інструкція з експлуатації редукційно-охолоджувальних установок (БРОУ, РОУ, ПСБУ та ПСБУ СН)». Документ затверджено Головтехуправлінням Міненерго СРСР 01.08.1983. Дата останньої редакції 14.08.2003.

14. СО 34.39.401-00 (РД 153-34.1-39.401-00). «Методичні вказівки щодо налагодження трубопроводів теплових електростанцій, що є в експлуатації». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 26.06.2000.

15. СО 34.39.604-00 (РД 153-34.0-39.604-00). «Методичні вказівки щодо розкріплення опорно-підвісної системи при ремонті трубопроводів та прийманні опорно-підвісної системи кріплень після завершення ремонтних робіт». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 10.08.2000.

16. 34.35.101-2003. «Методичні вказівки щодо обсягу технологічних вимірювань, сигналізації, автоматичного регулювання на теплових електростанціях». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 23.10.2003.

17. РД 34.39.309-87. «Методичні вказівки щодо контролю за тепловими переміщеннями паропроводів теплових електростанцій». Документ запроваджено Міненерго СРСР. 01.1987.

18. РД 10-577-2003. «Типова інструкція з контролю металу та продовження терміну служби основних елементів котлів, турбін та трубопроводів теплових електростанцій». Документ запроваджено Держгіртехнаглядом Росії 18.06.2003, зареєстровано Мін'юстом Росії № 4748 19.06.2003.

19. БНіП 41-03-2003. "Теплова ізоляція трубопроводів". Документ запроваджено постановою Держбуду Росії №114 від 26.06.2003.

20. З 34.20.585-00 (РД 153-34.0-20.585-00). «Керівні вказівки щодо аналізу якості пуску (зупинки) основного теплоенергетичного обладнання ТЕС». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 28.12.1999.

21. СО 34.25.505-00 (РД 153-34.1-25.505-00). «Методичні вказівки щодо розрахунку допустимих швидкостей прогріву основних деталей котлів та паропроводів енергетичних блоків». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 29.12.2000.

22. РД 34.26.516-96. «Типова інструкція з пуску з різних теплових станів та зупинення парових котлів середнього та високого тиску теплових електростанцій із поперечними зв'язками». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 03.06.1996.

23. РД 34.25.101-87. «Енергоблоки з турбінами Т-180/210-310 та К-215-130 та барабанними котлами. Типова пускова схема». Документ запроваджено Міненерго СРСР 27.05.1986.

24. СО 34.25.105-00 (РД 153-34.1-25.105-00). «Типова пускова схема моноблока потужністю 300 – 330 МВт». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 29.06.2000.

25. СО 153-34.25.106 (РД 34.25.106). "Типова пускова схема дубль-блоку потужністю 300 МВт". Документ запроваджено Міненерго СРСР у 1969 році.

26. СО 34.25.507-97 (РД 153-34.1-25.507-97). «Типова інструкція з пуску з різних теплових станів та зупинення моноблоку 250 МВт з турбіною Т-250/300-240 та газомазутними котлами». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 03.07.1997.

27. СО 153-34.17.459-2003. «Інструкція щодо відновної термічної обробки елементів теплоенергетичного обладнання». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 30.06.2003.

28. СО 153-34.17.455-2003 (РД 153-34.1-17.455-98). «Інструкція з контролю та продовження терміну служби паропроводів із відцентроволитих труб на теплових електростанціях». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 17.11.1998.

29. РД 153-34.1-17.467-2001. «Експресний метод оцінки залишкового ресурсу зварних з'єднань котлів та паропроводів за структурним фактором». Документ запроваджено РАТ «ЮС Росії» 03.05.2001.

30. СО 153-34.17.470-2003. «Інструкція про порядок обстеження та продовження терміну служби паропроводів понад парковий ресурс». Документ запроваджено Міненерго Росії 24.06.2003.

31. СО 153-34.17.464-2003. (РД 153-34.0-17.464-00). «Інструкція щодо продовження терміну служби трубопроводів II, III та IV категорій». Документ запроваджено наказом Міненерго Росії № 275 від 30.06.2003.

32. ГОСТ 14202-69. «Трубопроводи промислових підприємств. Розпізнавальне забарвлення, попереджувальні знаки та маркувальні щитки». Документ запроваджено постановою Держстандарту СРСР №168 від 07.02.1969.

33. СО 34.20.591-97 (РД 34.20.591-97). «Методичні вказівки щодо консервації теплоенергетичного обладнання». Документ запроваджено РАТ «ЄЕС Росії» 14.02.1997. З доповненням, затвердженим наказом РАТ "ЄЕС Росії" № 34.20.596-97 від 04.06.1998.

34. СО 34.30.502-00 (РД 153-34.1-30.502-00). «Методичні вказівки щодо організації консервації теплоенергетичного обладнання повітрям». Документ запроваджено РАТ «ЮС Росії» 15.09.2000.

35. РД 153-34.0-37.411-2001. «Методичні вказівки з експлуатаційного пароводокисневого очищення та пасивації внутрішніх поверхонь енергообладнання». Документ затверджено РАТ «ЄЕС Росії» 28.09.2001.

36. РД 34.39.503-89. "Типова інструкція з експлуатації трубопроводів теплових електростанцій". Затверджено Головтехуправлінням Міненерго СРСР 12.04.89.

1. Область застосування. 1

2. Позначення та скорочення. 2

3. Організація експлуатації трубопроводів. 2

4. Влаштування трубопроводів. 4

4.1. Труби.

4.2. Прокладання трубопроводів. 5

4.3. Арматура трубопроводів. 6

4.4. Дренажні трубопроводи та повітряники. 8

4.5. Опорно-підвісна система кріплення трубопроводу (ОПС) 9

4.6. Засоби контролю та захисту трубопроводів. 10

4.7. Теплова ізоляція трубопроводів. 13

5. Принципи організації експлуатації трубопроводів у нестаціонарних режимах. 13

5.1. Чинники, що впливають надійність трубопроводів в нестаціонарних режимах. 13

5.2. Спільні нестаціонарні режими обладнання та трубопроводів. 17

5.3. Допустима швидкість зміни температури металу трубопроводів. 18

6. Нестаціонарні режими експлуатації трубопроводів. 19

6.1. Загальні положення. 20

6.2. Схеми прогріву та розхолодження трубопроводів та вимоги до них. 21

6.3. Передпускові перевірки та операції. 22

6.4. Прогрівання трубопроводу до температури насичення. 25

6.5. Прогрів трубопроводу від температури насичення до робочої температури.

6.6. Прогрів трубопроводу з неохолілого (гарячого) стану. 27

6.7. Зупинення обладнання без розхолодження трубопроводів. 27

6.8. Зупинка обладнання з розхолодженням трубопроводів. 28

6.9. Особливості зупинки трубопроводів у ремонт. 29

7. Періодичний контроль трубопроводів у процесі експлуатації. 30

7.1. Огляди, перевірки, випробування. 30

7.2. Інструментальний контроль трубопроводів та його критерії. 32

8. Контроль трубопроводів під час тривалого зупинення. 32

8.1. Контроль та регулювання навантаження елементів ОПС. 32

8.2. Вимірювання та виправлення ухилів. 33

8.3. Контролює метал елементів трубопроводів. 34

8.4. Технічний огляд трубопроводу. 34

8.5. Випробування арматури. 35

9. Протиаварійні вказівки. 35

10. Техніка безпеки. 36

11. Консервація обладнання та підключених до нього трубопроводів. 37

11.1. Суха консервація. 38

11.2. Волога консервація. 39

11.3. Пароводокиснева обробка. 39

12. Вказівки щодо складання виробничих інструкцій. 39

13. Експлуатаційна документація трубопроводу. 40

14. Список літератури.

1. На які трубопроводи поширюються «Правила»?

Відповідь: Поширюються на трубопроводи, що транспортують водяну пару з тиском понад 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) або гарячу воду з температурою понад 1150С.

Відповідь: На чотири(таблиця).

Відповідь: (Таблиця).

4. Яка організація дає дозвіл на відступ від Правил?

Відповідь: Можливі відступи від Правил мають бути узгоджені замовником із Росгортехнаглядом до укладення контракту. Копія погодження має бути додана до паспорта трубопроводу.

5. Які робочі параметри середовища приймають визначення категорій ТП і ГВ?

Відповідь: Тиск та температура.

6. Як проводиться розслідування аварій та нещасних випадків, пов'язаних з експлуатацією трубопроводів?

Відповідь: Розслідування аварій та нещасних випадків, пов'язаних з експлуатацією трубопроводів, повинно проводитись відповідно до «Положення про розслідування та обліку нещасних випадків на виробництві» та «Інструкції з технічного розслідування та обліку аварій, що не спричинили нещасні випадки, на підконтрольних Росгортехнагляду підприємства ».

7. Які органи повинні повідомити організацію, в якій сталася аварія, смертельний або груповий нещасний випадок, пов'язаний з обслуговуванням трубопроводів?

Відповідь: Про кожну аварію та про кожен нещасний випадок, пов'язаний з обслуговуванням або аварією трубопроводів, що знаходяться в експлуатації, зареєстрованих в органах держпроматомнагляду, адміністрація підприємства-власника зобов'язана негайно повідомити місцевий орган держпроматомнагляду.

8. Що має забезпечити організація до прибуття представника Держгіртехнагляду Росії для розслідування?

Відповідь:

9. До якого числа довжини трубопроводів належить категорія трубопроводу, визначена на вході до нього?

Відповідь: Категорія трубопроводу, визначена за робочими параметрами середовища на вході в нього (за відсутності на ньому пристроїв, що змінюють ці параметри), відноситься до всього трубопроводу незалежно від його протяжності і має бути вказана в проектній документації.

11. У яких випадках власник трубопроводу зобов'язаний негайно повідомити орган Ростехнагляду про аварію, пов'язану з обслуговуванням на трубопроводах, що знаходяться в експлуатації?

Відповідь: Про кожну аварію та про кожен тяжкий або смертельний нещасний випадок, пов'язаний з обслуговуванням або аварією трубопроводів, що знаходяться в експлуатації, зареєстрованих в органах держпроматомнагляду.

12. Що має зробити адміністрація, у разі аварії на трубопроводі, до прибуття підприємстві представника Росгортехнадзора?

Відповідь: До прибуття представника Держгіртехнагляду Росії для розслідування обставин і причин аварії або нещасного випадку адміністрація підприємства зобов'язана забезпечити збереження всієї обстановки аварії (нещасного випадку), якщо це не становить небезпеки для життя людей і не викликає подальшого розвитку аварії.

13. У яких випадках власник трубопроводу зобов'язаний забезпечити безпеку всієї обстановки аварії (нещасного випадку)?

14. З ким узгоджуються зміни у проекті, необхідність яких може виникнути у процесі виготовлення, ремонту та експлуатації трубопроводу?

Відповідь: Усі зміни у проекті, необхідність яких може виникнути, у процесі виготовлення, монтажу, ремонту та експлуатації трубопроводу, повинні бути узгоджені з організацією, що розробила проект.

15. На яких трубопроводах допускаються різьбові з'єднання?

Відповідь: Допускаються різьбові з'єднання для приєднання чавунної арматури на трубопроводах IV категорії з умовним проходом не більше 100 мм.

16. Які трубопроводи мають бути покриті тепловою ізоляцією?

Відповідь: Всі елементи трубопроводів із температурою зовнішньої поверхні стінки вище 55 0 С, розташовані в доступних місцях для обслуговування персоналу місцях, повинні бути покриті тепловою ізоляцією, температура зовнішньої поверхні якої не повинна перевищувати 55 0 С.

17. На яких трубопроводах у місцях розташування зварних з'єднань мають бути встановлені знімні ділянки ізоляції?

Відповідь: На трубопроводах I категорії у місцях розташування зварних з'єднань та точок вимірювання повзучості металу повинні бути встановлені знімні ділянки ізоляції.

18. Призначення теплоізоляції ТП та ГВ?

Відповідь: Теплоізоляція ТП та ГВ призначена для безпеки робіт при обслуговуванні трубопроводів.

19. На яких трубопроводах не допускається вварювання штуцера, дренажних труб, бобишок та ін. деталей у зварні шви та коліно трубопроводів?

Відповідь: Вварювання штуцера, дренажних труб, бобишок та ін. деталей у зварні шви та коліно трубопроводів усіх категорій забороняється.

20. Для яких трубопроводів можна застосовувати зварні секторні коліна?

Відповідь: Зварні секторні коліна допускається застосовувати для трубопроводів ІІІ та ІV категорії.

21. У яких трубопроводах допускаються зварні з'єднувачі?

Відповідь: Нахлесточные зварні з'єднання допускаються для накладок, що зміцнюють отвори в трубопроводах ІІІ та ІV категорії.

22. У стикових зварних з'єднаннях елементів з різною товщиною стінок має бути забезпечений плавний перехід від більшого до меншого перетину. Кут нахилу поверхонь переходу не повинен перевищувати?

Відповідь: Кут нахилу поверхонь переходу не повинен перевищувати 150.

23. Дозволяється підземне прокладання трубопроводів 1 категорії в одному каналі спільно з іншими технологічними трубопроводами?

Відповідь: Ні.

24. При прокладанні трубопроводів у напівпрохідних тунелях (колекторах) висота у світлі повинна бути не менше: …. ?

Відповідь: Не менше ніж 1,5 м.

25. При прокладанні трубопроводів у напівпрохідних тунелях (колекторах) ширина проходу між ізольованими трубопроводами має бути не меншою за: …?

Відповідь: Не менше ніж 0,6 м.

26. При прокладанні трубопроводів у прохідних тунелях (колекторах) висота у світлі повинна бути не менше: …. ?

Відповідь: Щонайменше 2,0 м.

27. Як здійснюється компенсація теплових подовжень на ТП та ГВ?

Відповідь: За рахунок самокомпенсації чи шляхом встановлення компенсаторів.

28. Застосування яких компенсаторів не дозволяється на ТП та ГВ?

Відповідь: Застосування чавунних сальникових компенсаторів не дозволяється на ТП та ГВ.

29. При прокладанні трубопроводів у прохідних тунелях (колекторах) ширина проходу між ізольованими трубопроводами має бути не меншою за: …?

Відповідь: Не менше 0,7 м-коду.

30. Як розміщуються вхідні люки у прохідних каналах?

Відповідь: Прохідні канали повинні мати вхідні люки зі сходами чи скобами. Відстань між люками має бути не більше 300 м, а у разі спільної прокладки з іншими трубопроводами – не більше 50 м. Люки встановлюються у всіх кінцевих точках тупикових ділянок, на поворотах траси та у вузлах установки арматури.

31. Який ухил допускається для трубопроводів теплових мереж?

Відповідь: Не менше 0,002

32. Який ухил повинен мати горизонтальні ділянки трубопроводу?

Відповідь: Не менше 0,004

33. Скільки люків повинні мати камери на обслуговування підземних трубопроводів?

Відповідь: Не менше двох люків зі сходами чи скобами.

34. На яких паропроводах мають бути встановлені покажчики переміщень для контролю за розширенням паропроводів та спостереження за правильністю роботи опорно-підвісною системою?

Відповідь: На паропроводах із внутрішнім діаметром 150 мм і більше та температурою пари 300 0 С і вище.

35. Якими пристроями повинні бути обладнані нижні ділянки ділянки трубопроводу, що відключається засувками?

Відповідь: Дренажі, (Спускні штуцери, забезпечені запірною арматурою, для спорожнення трубопроводу.)

36. Які пристрої та для чого мають бути у верхніх ділянках трубопроводу?

Відповідь: Повітряники для відведення повітря.

37. Якими пристроями повинні бути обладнані всі ділянки трубопроводів, відключені запірними органами для їхнього прогрівання та продування?

Відповідь: Повинні бути забезпечені байпасами, а також у кінцевих точках штуцером із вентилем.

38. Ким встановлюються місця розташування та конструкція дренажних пристроїв?

Відповідь: Проектною організацією.

39. Для яких паропроводів обов'язкове безперервне відведення конденсату?

Відповідь: Обов'язковий для паропроводів насиченої пари та тупикових ділянок паропроводів перегрітої пари, для теплових мереж незалежно стану пари.

40. Призначення запобіжних приладів.

Відповідь: Призначені для запобігання надлишковому тиску трубопроводів, тиск не повинен перевищувати розрахунковий більш ніж на 10 %.

41. На яке перевищення тиску вище за розрахунковий мають бути розраховані та відрегульовані запобіжні пристрої при розрахунковому тиску до 0,5 МПа (5 кгс/см 2)?

Відповідь: Тиск не повинен перевищувати розрахунковий більш ніж на 10%, не більше ніж на 0,05 МПа (0,5 кгс/см 2).

42. Чи можливий відбір середовища від патрубка, на якому встановлено запобіжний пристрій?

Відповідь: Ні.

43. Який клас точності манометрів має бути за робочого тиску до 2,5 МПа (25 кгс/см 2)?

Відповідь: Не нижче 2,5

44. Який клас точності манометрів має бути при робочому тиску понад 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 14 МПа (140 кгс/см2)?

Відповідь: Не нижче 1,5

45. Який клас точності манометрів повинен бути при робочому тиску понад 14 МПа (140 кгс/см2)?

Відповідь: Не нижче 1,0

46. Як вибирається шкала манометра?

Відповідь: Шкала манометра вибирається з умови, щоб при робочому тиску стрілка манометра була у другій третині шкали.

47. Номінальний діаметр корпусів манометрів, що встановлюються на висоті до 2 м від рівня майданчика спостереження за манометрами, може бути:…?

Відповідь: Щонайменше 100 мм.

48. Номінальний діаметр корпусів манометрів, що встановлюються на висоті від 2 м до 3 м від рівня майданчика спостереження за манометрами, має бути: …?

Відповідь: Не менше ніж 150 мм.

49. Номінальний діаметр корпусів манометрів, що встановлюються на висоті від 3 м до 5 м від рівня майданчика спостереження за манометрами, повинен бути: …?

Відповідь: Щонайменше 250 мм.

50. Номінальний діаметр корпусів манометрів, що встановлюються на висоті понад 5 м, повинен бути: …?

Відповідь: Не менше 250 мм, встановлюється знижений манометр як дублюючий.

51. Куди наноситься червона риса, що вказує на допустимий тиск манометра?

Відповідь: На шкалу манометра.

52. Які пристрої мають бути встановлені перед манометром?

Відповідь: Триходовий кран або інший аналогічний пристрій для продування, перевірки та вимкнення манометра.

53. Скільки положень має 3-х ходовий кран?

Відповідь: 5 положень.

54. Який пристрій має бути встановлений перед манометром, призначеним для вимірювання тиску пари?

Відповідь: Сифонна трубка діаметром не менше 10 мм.

55. Який діаметр повинна мати сифонна трубка, яка встановлюється перед манометром, призначеним для вимірювання тиску пари?

Відповідь: Не менше ніж 10 мм.

56. Які дані вказуються у маркуванні арматури?

Відповідь: 1. Найменування або товарний знак підприємства-виробника.

2. Умовний прохід.

3. Умовний тиск та температура середовища.

5. Марка сталі.

57. Для яких цілей засувки, вентиля на ТП та ГВ оснащуються обвідними лініями (байпасами)?

Відповідь: З метою полегшення відкриття засувок та вентилів, а також для прогрівання паропроводів.

58. Яка арматура має поставлятися із паспортом встановленої форми?

Відповідь: Арматура з умовним проходом 50мм та більше.

59. У яких випадках допускається встановлення арматури, корпусні деталі яких виготовлені з бронзи та латуні?

Відповідь: При температурі не вище 250°С.

60. У який бік здійснюється рух маховика під час відкриття та закриття арматури?

Відповідь: Відкриття арматури має здійснюватися рухом маховика проти годинникової стрілки, закриття – за годинниковою стрілкою.

61. Призначення запірної арматури на трубопроводах.

Відповідь: Для періодичного перекриття паропроводів.

62. Що повинен мати трубопровід, розрахунковий тиск якого нижче тиску живильного його джерела?

Відповідь: Трубопровід, розрахунковий тиск якого нижче тиску джерела живлення, повинен мати редукуючий пристрій з манометром і запобіжним клапаном, які встановлюються з боку меншого тиску.

63. Які пристрої повинні мати автоматичне регулювання тиску?

Відповідь: Автоматичне регулювання тиску повинні мати редукційні пристрої.

64. Призначення редукційного охолоджувального пристрою?

Відповідь: Призначені для автоматичного регулювання тиску та температури.

65. Чи допускається застосування електрозварювальних труб із поздовжнім та спіральним швом для ТП та ГВ?

Відповідь: Так, за умови виконання радіографічного контролю або УЗК зварного шва по всій довжині.

66. На скільки відсотків можуть відрізнятися коефіцієнти лінійного розширеннякріпильних деталей та фланців?

Відповідь: Не повинно перевищувати 10%, при більш ніж 10% допускається у випадках, обґрунтованих розрахунком на міцність, а також якщо розрахункова температура кріплення не перевищує 500С.

67. Чи допускаються виготовлення кріпильних деталей і фланців застосування сталей з різними коефіцієнтами лінійного розширення?

Відповідь: ТАК – допускається у випадках, обґрунтованих розрахунком на міцність, а також якщо розрахункова температура кріплення не перевищує 50 0С.

68. Яка організація розробляє технологію, за якою провадиться виготовлення трубопроводів та їх елементів?

Відповідь:

69. Яка організація розробляє технологію, за якою здійснюється ремонт трубопроводів та їх елементів?

Відповідь: Підприємство-виробник (проектна організація).

70. Яка організація розробляє технологію, за якою проводиться монтаж трубопроводів та їх елементів?

Відповідь: Підприємство-виробник або спеціалізована монтажна або ремонтна організація до початку виконання відповідних робіт.

71. Які повинні застосовуватися технології зварювання під час виготовлення, монтажу та ремонту ТП та ГВ?

Відповідь: Внахлест, встик, в тавр, що стикається, в кут, ступінчастий, у скіс.

72. Які методи є неруйнівними методами контролю матеріалів та зварних з'єднань?

Відповідь: Візуальний та вимірювальний, радіографічний, ультразвуковий, радіоскопічний, магнітопорошковий, стилоскопіювання, замір твердості, гідравлічне випробування.

73. Яка ширина поверхні шва та прилеглі до нього ділянки основного матеріалу мають бути очищені від забруднень? Перед візуальним оглядом?

Відповідь: Шириною не менше 20 мм (в обидва боки).

Відповідь: Усі трубопроводи.

75. Чому дорівнює мінімальна величина пробного тиску при гідравлічному випробуванні трубопроводів, їх блоків та окремих елементів?

Відповідь: Р пр = 1,25 Р раб, але не менше 0,2 МПа (2кгс/см2).

76. Чому дорівнює максимальна величина пробного тиску при гідравлічному випробуванні трубопроводів, їх блоків та окремих елементів?

Відповідь: За інструкцією, встановлюється розрахунком відповідно до норм НУО.

77. Яка температура води має бути під час проведення гідравлічного випробування трубопроводів?

Відповідь: Не нижче +50С і не вище +400С.

78. Яке середовище можна використовувати для підйому тиску під час проведення гідравлічного випробування трубопроводів?

Відповідь: Вода.

79. За якої температури навколишнього повітря має проводитися гідравлічне випробування трубопроводів?

Відповідь: За позитивної температури навколишнього повітря.

80. Який час витримує трубопровід та його елементи під пробним тиском під час проведення гідравлічного випробування?

Відповідь: Щонайменше 10 хв.

81. Скільки манометрів використовується для контролю тиску при гідровипробуванні?

Відповідь: Два одного типу з однаковим класом точності, межею виміру та ціною поділу.

82. Який трубопровід та його елементи вважаються такими, що витримали гідравлічне випробування?

Відповідь: Якщо не виявлено: 1) Течі, потіння у зварних з'єднаннях та в основному металі. 2) видимих залишкових деформацій. 3) Тріщин та ознак розриву.

83. Яку кількість разів допускається проводити виправлення дефектів на тому самому ділянці зварного з'єднання за умови розрізання по зварному шву з'єднання з видаленням металу шва та зони термічного впливу?

Відповідь: Не більше трьох разів.

84. Які трубопроводи підлягають реєстрації органів Росгортехнадзора?

Відповідь: Підлягають реєстрації в органах Росгортехнагляду трубопроводи 1 категорії з умовним проходом понад 70 мм, а також трубопроводи 2 та 3 категорії з умовним проходом понад 100 мм до пуску в роботу.

85. У яких випадках ТП та ГВ підлягають перереєстрації?

Відповідь: ТП та ГВ підлягають перереєстрації до пуску в роботу при передачі трубопроводу іншому власнику.

86. Які документи мають подаватися до органу Росгортехнадзора під час реєстрації трубопроводу?

Відповідь: 1. Паспорт трубопроводу.

2. Виконавча схема трубопроводу із зазначенням на ній:

а) діаметрів, товщин труб, довжина трубопроводу;

б) Розташування опор, компенсаторів, підвісок, арматури, повітряників та дренажних пристроїв;

в) зварних з'єднань із зазначенням відстаней між ними та від них до колодязів та абонентських вводів;

г) розташування покажчиків контролю теплових переміщень, пристроїв для вимірювання повзучості.

3. Свідоцтво виготовлення елементів трубопроводу.

4. Свідоцтво про монтаж трубопроводу.

5. Акт приймання трубопроводу власником від монтажної організації.

6. Паспорти та інша документація на судини, що є невід'ємною частиною трубопроводу.

87. Якими видами технічного огляду повинні піддаватися трубопроводи перед пуском у роботу та в процесі експлуатації?

Відповідь: Зовнішній та внутрішній огляди та гідравлічне випробування.

88. Які види технічного огляду та яких трубопроводів проводить особа, відповідальна за справний стан та безпечну експлуатацію?

Відповідь:

89. Як часто проводиться зовнішній огляд трубопроводів, які не підлягають реєстрації в органах Росгортехнагляду, особою, яка відповідає за справний стан та безпечну експлуатацію?

Відповідь: 1. Зовнішній огляд трубопроводів всіх категорій-не рідше одного разу на рік.

2. Зовнішній огляд та гідравлічне випробування трубопроводів, що не підлягають реєстрації в органах Росгортехнагляду, - перед пуском у роботу після монтажу, ремонту, пов'язаного із зварюванням, а також під час пуску трубопроводів після перебування їх у стані консервації понад два роки.

3. Внутрішній огляд всіх трубопроводів – не рідше одного разу на чотири роки.

90. Після скільки років перебування ТП та ГВ на консервації перед його пуском проводиться зовнішній огляд та гідровипробування?

Відповідь: Після перебування у стані консервації понад два роки.

91. Яким видам технічного огляду та у які терміни повинні піддаватися трубопроводи, зареєстровані в органах Росгортехнагляду, спеціалістом організації, що має ліцензію Росгортехнагляду на експертизу, промислової безпеки?

Відповідь:

92. Як часто проводиться зовнішній огляд трубопроводів, зареєстрованих органів Росгортехнадзора, спеціалістом організації, має ліцензію Росгортехнадзора на експертизу промислової безпеки?

Відповідь: 1. Зовнішній огляд та гідравлічне випробування – перед пуском знову змонтованого трубопроводу.

2. Зовнішній огляд – не рідше одного разу на три роки.

3. Зовнішнього огляду та гідравлічного випробування – після ремонту, пов'язаного зі зварюванням, та при пуску трубопроводу після знаходження його у стані консервації понад два роки.

93. Присутність якоїсь посадової особи обов'язково при технічному огляді?

Відповідь: Особа, відповідальна за справний стан та безпечну експлуатацію.

94. Який документ мають бути записані результати технічного огляду?

Відповідь: У паспорті трубопроводу.

95. Ким видається дозвіл на експлуатацію трубопроводів, які не реєструються в органах Росгортехнагляду?

Відповідь:

96. Ким видається дозвіл на експлуатацію трубопроводів, що реєструються в органах Росгортехнагляду?

Відповідь:: Особою, відповідальною за справний стан та безпечну експлуатацію трубопроводів.

97. Які дані вносяться до спеціальних табличок на кожен трубопровід після його реєстрації?

Відповідь: 1. Реєстраційний номер; 2. Дозволений тиск;

3. Температура середовища; 4. Дата (місяць і рік) наступного зовнішнього огляду та внутрішнього огляду (для живильних трубопроводів).

98. Хто допускається до обслуговування ТП та ГВ?

Відповідь: Допускається до обслуговування ТП та ГВ особи не молодші 18 років, навчені за програмою, що мають посвідчення на право обслуговування трубопроводів та знають виробничу інструкцію.

99. Як часто слід проводити перевірку знань персоналу, який обслуговує трубопроводи?

Відповідь: Не рідше 1 разу на 12 місяців, а також під час переходу з одного підприємства на інше.

100. У які терміни має проводитись перевірка обслуговуючим персоналом справності дії манометрів та запобіжних клапанів для трубопроводів із робочим тиском до 1,4 МПа (14 кгс/см 2)?

Відповідь: Не рідше 1 разу на зміну.

101. У які терміни повинна проводитись перевірка обслуговуючим персоналом справності дії манометрів та запобіжних клапанів для трубопроводів з робочим тиском понад 1,4 МПа (14 кгс/см2) до 4,0 МПа (40 кгс/см2)?

Відповідь: Не рідше за 1 раз на добу.

102. У які терміни повинна проводитись перевірка обслуговуючим персоналом справності дії манометрів та запобіжних клапанів для трубопроводів із робочим тиском понад 4,0 МПа (40 кгс/см 2)?

Відповідь: У строки, встановлені інструкцією, затвердженою в установленому порядку.

103. Як часто має проводитись перевірка манометрів у порядку, передбаченому Держстандартом?

Відповідь: Не рідше 1 разу на 12 місяців.

104. Як часто повинна проводитись додаткова перевірка манометрів контрольним його власником?

Відповідь: Не рідше 1 разу на 6 місяців.

105. Як перевіряється справність манометрів обслуговуючим персоналом у процесі експлуатації?

Відповідь: Виготовляється за допомогою триходового крана із посадкою на нуль.

106. Як провести додаткову перевірку манометра за відсутності контрольного манометра?

Відповідь: Перевірку манометра за відсутності контрольного манометра допускається проводити перевіреним робочим манометром, що має з манометром, що перевіряється однакову шкалу і клас точності.

107. У яких випадках манометри не допускаються застосування?

Відповідь: 1. На манометрі відсутня пломба або тавро з позначкою проведення перевірки;

2. Вийшов термін перевірки;

3. Стрілка манометра при його відключенні не повертається до нульової позначки шкали на величину, що перевищує половину похибки для даного манометра;

4. Розбите скло або інші пошкодження манометра, які можуть позначитися на правильності його показань.

108. За яким документом має проводитись ремонт трубопроводів?

Відповідь: Наряд допуск.

109. Що потрібно зробити на початок ремонтних робіт на трубопроводі?

Відповідь: Відключити паропровід засувками, злити конденсат, у необхідних випадках встановити заглушки.

110. Які написи мають бути нанесені на магістральних лініях трубопроводів?

Відповідь: Номер магістралі та стрілка, що вказує напрямок руху робочого середовища.

111. Які написи повинні бути нанесені на відгалужених лініях поблизу магістралей?

Відповідь: Номер магістралі, номер агрегату та стрілка, що вказує напрямок руху робочого середовища.

112. Які написи повинні наноситися на відгалужені від магістралей поблизу агрегатів?

Відповідь: Номер магістралі та стрілки, що вказує напрямок руху робочого середовища.

113. Які написи повинні наноситися на вентилі, засувці та приводі до них?

Відповідь: 1. Номер або умовне позначеннязапірного або регулюючого органу, що відповідають експлуатаційним схемам та інструкціям.

2. Покажчик напряму обертання у бік закриття та у бік відкриття.

114. У яких місцях робляться написи на вентилях, засувках та приводах до них під час розташування штурвала поблизу корпусу вентиля (засувки)?

Відповідь: На корпусі чи ізоляції вентиля (засувки) або на прикріпленій табличці.

115. Розпізнавальне забарвлення та попереджувальні знаки трубопроводів (ГОСТ 14202)?

Відповідь: Вода – зелений; пар – червоний; повітря – синій; гази горючі та не горючі – жовтий; кислоти – помаранчевий; луги – фіолетовий; рідини горючі та не горючі – коричневий; інші речовини – сірий чи чорний.

Запитання для перевірки знань персоналу на предмет:

«Правила пристрою та безпечної експлуатації судин, що працюють під

Популярні статті

4. Влаштування трубопроводів

4.1. Труби

4.2. Прокладання трубопроводів

4.3. Арматура трубопроводів

4.4. Дренажні трубопроводи та повітряники

4.5. Опорно-підвісна система кріплення трубопроводу (ОПС)

4.6. Засоби контролю та захисту трубопроводів

4.7. Теплова ізоляція трубопроводів

5. Принципи організації експлуатації трубопроводів у нестаціонарних режимах

5.1. Чинники, що впливають на надійність трубопроводів у нестаціонарних режимах

5.2. Спільні нестаціонарні режими обладнання та трубопроводів

5.3. Допустима швидкість зміни температури металу трубопроводів

6. Нестаціонарні режими експлуатації трубопроводів

6.1. загальні положення

6.2. Схеми прогріву та розхолодження трубопроводів та вимоги до них

6.3. Передпускові перевірки та операції

6.4. Прогрів трубопроводу до температури насичення

6.5. Прогрів трубопроводу від температури насичення до робочої температури

6.6. Прогрів трубопроводу з неохолілого (гарячого) стану

6.7. Зупинення обладнання без розхолодження трубопроводів

6.8. Зупинення обладнання з розхолодженням трубопроводів

6.9. Особливості зупинки трубопроводів у ремонт

7. Періодичний контроль трубопроводів у процесі експлуатації

7.1. Огляди, перевірки, випробування

7.2. Інструментальний контроль трубопроводів та його критерії

8. Контроль трубопроводів під час тривалого зупинення

8.1. Контроль та регулювання навантаження елементів ОПС

8.2. Вимірювання та виправлення ухилів

8.3. Контроль металу елементів трубопроводів

8.4. Технічний огляд трубопроводу

8.5. Випробування арматури

11. Консервація обладнання та підключених до нього трубопроводів

11.1. Суха консервація

11.2. Волога консервація

11.3. Пароводокиснева обробка