Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

64 страницы

422.00 ₽

Купить СТО 70238424.27.100.077-2009 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Устанавливает требования, подлежащие обязательному учету при создании стальных технологических трубопроводов вновь сооружаемых, расширяемых или реконструируемых энергетических объектов независимо от форм собственности и подчинения и распространяется на технологические трубопроводы вновь проектируемых, расширяемых и реконструируемых тепловых конденсационных (КЭС) и теплофикационных (ТЭЦ) электростанций на органических видах топлива с паротурбинными, газотурбинными и парогазовыми агрегатами и установками (в границах балансовой принадлежности электростанции; на технологические трубопроводы, предназначенные для транспортирования пара, воды, топлив жидких и газообразных, смазочных масел, реагентов, сжатого воздуха и других веществ, обеспечивающие технологический процесс и эксплуатацию оборудования, включая межцеховые трубопроводы. Документ не учитывает все особенности обусловленные существующими схемными, конструктивными и иными условиями и не распространяется на проектирование атомных и передвижных электростанций. Документ предназначен для применения проектными, инжиниринговыми, строительно-монтажными организациями, участвующими в процессе создания новых, расширяемых и реконструируемых тепловых электростанций (ТЭС), а также оптовыми и территориальными генерирующими компаниями (ОГК и ТГК).

 Скачать PDF

Документ введен впервые

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

5 Общие положения

6 Классификация трубопроводов

     6.1 Трубопроводы пара и горячей воды

     6.2 Технологические трубопроводы

     6.3 Трубопроводы природного газа

     6.4 Водородопроводы

7 Требования к конструкции трубопроводов

8 Требования к материалам и полуфабрикатам

9 Требования к устройству трубопроводов

     9.1 Размещение (прокладка) технологических трубопроводов и трубопроводов пара и горячей воды

     9.2 Прокладка газопроводов природного газа

     9.3 Прокладка водородопроводов и кислородопроводов

     9.4 Прокладка трубопроводов неорганических жидких кислот и щелочей

     9.5 Прокладка воздухопроводов и других трубопроводов компрессорных установок

     9.6 Прокладка мазутопроводов в котельных

     9.7 Компенсация температурных деформаций трубопроводов

     9.8 Устройства дренирования и продувок трубопроводов

     9.9 Опорно-подвесная система трубопроводов

     9.10 Тепловая изоляция

     9.11 Защита от коррозии

     9.12 Арматура, предохранительные устройства, КПП

10 Контроль качества основного металла и сварных соединений трубопроводов

11 Гидравлические испытания трубопроводов

12 Регистрация трубопроводов

13 Требования к рабочим чертежам технологических трубопроводов (рекомендуемые)

14 Изготовление и монтаж. Общие требования

15 Приемка в эксплуатацию

16 Ликвидация (утилизация) трубопроводных систем

Библиография

 
Дата введения01.01.2021
Добавлен в базу01.10.2014
Актуализация01.01.2021

Организации:

РазработанОАО Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского (ОАО ЭНИН )
РазработанФилиал ОАО Инженерный центр ЕЭС - Институт Теплоэлектропроект
ИзданНП ИНВЭЛ2009 г.
УтвержденНП ИНВЭЛ
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

СТАНДАРТ

ОРГАНИЗАЦИИ

ЩЦ инвэл

ф ' некоммерческое партнерство

СТО

70238424.27.100.077-2009


ТРУБОПРОВОДЫ ТЭС УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2010-01-29

Издание официальное

Москва

2009

СТО 70238424.27.100.077-2009

ПРЕДИСЛОВИЕ

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандарта организации -ГОСТ Р 1.4 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Построение, изложение, оформление и содержание стандарта организации выполнены с учетом ГОСТ Р 1.5-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации. Правила построения, изложения, оформления и обозначения».

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН ОАО «Энергетический институт им. Г.М.Кржижановского» и филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Институт Т еплоэлектропроект»

2    ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 21.12.2009 №94/2

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

© НП «ИНВЭЛ», 2009

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения НП «ИНВЭЛ»

I

ТаблицаЗ - Классификация трубопроводов Pv < 10 МПа (100 кгс/см2)

Г руппа

Транспортируемы е вещества

Категория трубопроводов

I

II

III

IV

V

р

х расчз

МПа

(кгс/см2)

t расчз

°с

р

х расчз

МПа

(кгс/см2)

t расчз

°с

р

х расчз

МПа

(кгс/см2)

t расчз

°С

р

х расчз з

МПа

(кгс/см2)

t расчз

°С

р

х расчз

МПа

(кгс/см2

)

t расчз

°С

А

Вещества с

токсичным

действием

а) чрезвычайно и высоко-опасные вещества классов 1,2

Независимо

Независимо

б) умеренно опасные вещества класса 3

Свыше 2,5 (25)

Свыше 300 и ниже -40

Вакуум от 0,08 (0,8) (абс) до 2,5 (25)

От -40

до 300

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Независимо

-

-

-

-

-

-

-

-

Б

Взрыво- и

пожароопасные

вещества

а) горючие газы (ГГ), в том числе сжиженные углеводородные газы (СУГ)

Свыше 2,5 (25)

Свыше 300 и ниже -40

Вакуум от 0,08(0,8) (абс) до 2,5 (25)

От -40

до 300

Окончание таблицы 3

Г руппа

Транспортируемы е вещества

Категория трубопроводов

I

II

III

IV

V

р

х расч,

МПа

(кгс/см2)

t расч,

°с

р

х расч,

МПа

(кгс/см2)

t расч,

°с

р

х расч,

МПа

(кгс/см2)

t расч,

°с

р

х расч,,

МПа

(кгс/см2)

t расч,

°с

Р расч,

МПа

(кгс/см2

)

t расч,

°с

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Независимо

-

-

-

-

-

-

-

-

б)

легковоспламеня ющиеся жидкости (ЛВЖ)

Свыше 2,5 (25)

Свыше 300 и ниже -40

Свыше 1,6 (16) до 2,5 (25)

От 120 до 300

До 1,6 (16)

От -40 до 120

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Независимо

Вакуум выше 0,08 (0,8) (абс)

От -40

до 300

в) горючие жидкости (ГЖ)

Свыше 6,3 (63)

Свыше 350 и ниже -40

Свыше 2,5 (25) до 6,3 (63)

Свыше 250 до 350

Свыше 1,6 (16) до 2,5 (25)

Свыше 120 до 250

До 1,6 (16)

От

40 до 120

Вакуум ниже 0,003 (0,03) (абс)

То же

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

То же

Вакуум до 0,08 (0,8) (абс)

От -40

до 250

В

Т рудногорючие (ТГ) и негорючие вещества (НГ)

Вакуум ниже 0,003 (0,03) (абс)

Свыше 6,3 (63) вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Свыше 350 до 450

Свыше 2,5 (25) до 6,3 (63)

От 250 до 350

Свыше 1,6 (16) до 2,5 (25)

Свыш е 120

ДО

250

До 1,6 (16)

От -40 до 120

9

Таблица4 - Классификация вспомогательных трубопроводов по группам и категориям

Транспортируе мое вещество

Г руппа трубопровода

Категория трубопровода

I

II

III

IV

V

VI

Р раб

МПа

Траб

°С

Р раб

МПа

Траб

°С

Р раб МПа

Траб

°С

Р раб МПа

Траб

°С

Р раб МПа

Траб,

°С

Р раб МПа

Траб

°С

Водород

Ба

Свыше

2,5

Свыше

300

До 2,5

До 300

-

-

-

-

-

-

-

-

Кислород

Опреде

ляется

по

нормам

для

кислоро

да

25-42

6,4- 25

4,0- 6,4

2,5- 4,0

1,6- 2,5

До 1,6

Азот,

дистиллят,

сжатый

воздух

В

Свыше

6,3

350-

450

2,5-6,3

250- 350

1,6-2,5

120-250

До 1,6

До 120

Электроли

т

Аа

Незави

симо

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

10

СТО 70238424.27.100.077-2009

6.2.2    Категории трубопроводов определяют совокупность технических требований к конструкции, монтажу и объему контроля трубопроводов, устанавливаются разработчиком проекта для каждого трубопровода и указываются в проектной документации.

6.2.3    Класс опасности технологических сред определяется разработчиком проекта на основании классов опасности веществ, содержащихся в технологической среде, и их соотношений.

Класс опасности вредных веществ и показатели пожароопасности веществ следует принимать - по ГОСТ 12.1.005, ГОСТ 12.1.007, ГОСТ 12.1.044.

6.3    Трубопроводы природного газа

6.3.1    Трубопроводы природного газа, согласно действующим правилам ПБ 12-529-03 [2], подразделяются на следующие категории:

-    высокого давления I-а категории свыше 1,2 МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;

-    высокого давления I категории свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно;

-    высокого давления II категории свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно;

-    среднего давления III категории свыше 0,005 до 0,3 МПа включительно;

-    низкого давления IV категории до 0,005 МПа включительно.

6.3.2    Все элементы газопроводов (трубы, арматура, фильтры, шумоглушители, фланцы и др.) общестанционных газорегуляторных пунктов (ГРП) в пределах ГРП и на участке от ГРП до предохранительных запорных клапанов (ПЗК) котлов, включая последние, должны быть рассчитаны на то давление газа, на которое рассчитаны аналогичные элементы газопроводов до ГРП.

6.4 Водородопроводы

Водородопроводы, а также вспомогательные трубопроводы обвязки участков комплекса получения и потребления электролитического водорода подразделяются на группы и категории, согласно действующим правилам ПБ 09-540-03 [3] (см. таблицу 4).

7 Требования к конструкции трубопроводов

7.1    При конструировании трубопроводов следует руководствоваться действующими правилами ПБ 10-573-03 [1].

7.2    Конструкция трубопровода должна обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность его полного опорожнения, очистки, промывки, продувки, осмотра, контроля и ремонта, удаление из него воздуха при гидравлическом испытании и воды после его проведения.

7.3    Соединения элементов трубопроводов следует производить сваркой со стыковыми сварными соединениями без подкладного кольца.

Фланцевые соединения допускается предусматривать в местах подключения к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы, а также для трубопроводов, имеющих футеровку или антикоррозийное покрытие.

и

СТО 70238424.27.100.077-2009

7.4    Вваривание штуцеров в сварные швы, а также в гнутые элементы (в местах гибов) трубопроводов не допускается.

7.5    Для соединения труб и фасонных деталей должны применяться сварка встык с полным проплавлением. Угловые сварные соединения допускаются для приварки к трубопроводам штуцеров, труб, плоских фланцев. Угловые соединения должны выполняться с полным проплавлением.

Допускаются угловые сварные соединения с конструктивным зазором (конструктивным непроваром) для труб и штуцеров с внутренним диаметром 100 мм и менее и плоских фланцев с условным давлением не более 2,5 МПа и температурой не более 350°С. Контроль качества таких соединений должен выполняться по нормативной документации, согласованной в установленном порядке.

Нахлесточные соединения допускаются для приварки накладок, укрепляющих отверстия в трубопроводах пара и горячей воды III и IV категорий, упоров, опор, подвесок, элементов крепления изоляции и т.п.

7.6    В стыковых сварных соединениях элементов с различной толщиной стенок должен быть обеспечен плавный переход от большего к меньшему сечению путем соответствующей односторонней или двусторонней механической обработки конца элемента с более толстой стенкой.

Угол наклона поверхности переходов не должен превышать 15°.

При разнице в толщине стенок менее 30% от толщины стенки тонкого элемента, но не более 5 мм, допускается выполнение указанного плавного перехода со стороны раскрытия кромок за счет наклонного расположения поверхности шва.

Данные положения не распространяются на сварные соединения с литыми, коваными и штампованными деталями, а также с крутоизогнутыми коленами. Углы переходов на концах таких деталей, а также углы наклона поверхности швов не должны превышать норм, установленных стандартами, техническими условиями.

7.7    При сварке труб и других элементов с продольными и спиральными сварными швами последние должны быть смещены один относительно другого.

При этом смещение должно быть не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм для труб с наружным диаметром более 100 мм.

7.8    Для поперечных стыковых сварных соединений, не подлежащих ультразвуковому контролю или местной термической обработке, расстояние между осями соседних сварных швов на прямых участках трубопровода должна составлять не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм. Расстояние от оси сварного шва до начала закругления колена должно быть не менее 100 мм.

7.9    Для поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих ультразвуковому контролю, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и т.д.) должна быть не менее величин, приведенных в таблицу 5.

Таблица 5 - Минимальная длина прямого участка трубы (элемента)

12

СТО 70238424.27.100.077-2009

Номинальная толщина стенки свариваемых труб (элементов) S мм

Минимальная длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва, мм

До 15

100

Свыше 15 до 30

5S + 25

Свыше 30 до 36

175

Более 36

4S + 30

7.10    Для поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих местной термической обработке, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, соседнего поперечного шва и т.д.) должна быть не менее величины €, определяемой по формуле, но не менее 100 мм:

t = 2-jD~S,    (1)

где Дп - средний диаметр трубы (элемента), равный разнице номинального наружного диаметра Da и номинальной толщины стенки трубы (элемента) S;

7.11    При установке крутоизогнутых, штампованных и штампосварных колен допускаются расположение поперечных сварных соединений у начала закругления и сварка между собой крутоизогнутых колен без прямого участка.

7.12    Для угловых сварных соединений труб и штуцеров с элементами трубопроводов расстояние от наружной поверхности элемента до начала гиба трубы или до оси поперечного стыкового шва должно составлять для труб (штуцеров) с наружным диаметром:

-    до 100 мм - не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм;

-    100 мм и более - не менее 100 мм.

7.13    Расстояние от оси поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески должно выбираться исходя из возможности проведения осмотра, контроля и термообработки.

Сварные соединения трубопроводов следует располагать от края опоры на расстоянии не менее 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее чем на расстоянии 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

В целях повышения надежности работы сварных соединений трубопроводов диаметром 150 мм и более и температурой среды 300°С и выше рекомендуемое расстояние от края опоры или подвески до сварного соединения должно быть от 0,75 до 1,2 м. В случае невозможности соблюдения указанного расстояния из-за прокладки трубопровода в стесненных условиях допускается уменьшение расстояния до величины не менее 200 мм.

7.14    Штампосварные колена допускается применять с одним или двумя продольными сварными швами диаметрального расположения при условии проведения контроля радиографией или УЗК по всей длине швов.

7.15    Сварные секторные колена допускается применять для трубопроводов пара и горячей воды III и IV категории. Угол сектора не должен превышать 30°. Расстояние между соседними сварными швами по внутренней стороне колена должно обеспечивать возможность контроля этих швов с обеих сторон по наружной поверхности.

Не допускается изготовление секторных колен из спиральношовных труб.

13

СТО 70238424.27.100.077-2009

7.16    Применение колен, кривизна которых образовывается за счет складок (гофр) по внутренней стороне колена, не допускается.

7.17    Толщина стенки колена на любом его участке не должна быть менее значений, установленных расчетом на прочность.

7.18    Максимальная овальность поперечного сечения колена, вычисляемая по формуле:

а = 2'(Damax~Da™^ . юо% ,    (2)

Damax Damin

где Damax , Damin - максимальный и минимальный наружный диаметр в измеряемом сечении колена соответственно), не должна превышать величин, указанных в нормативной документации.

7.19 Для уменьшения гидродинамических потерь трубопроводов с установленным диаметром следует:

- избегать излишних поворотов трассы, применять спрямление трассы (когда это возможно) с целью уменьшения угла поворота и длины трассы (рис. 2);

Рисунок 2

-    избегать применения сварных и литых отводов, эти отводы следует устанавливать при стесненной компоновке и отсутствии в стандартах необходимого гнутого отвода;

-    тройники устанавливать таким образом, чтобы главный поток среды проходил тройник без поворота (рисунок 3);

Неправильно    Правильно

Рисунок 3

- при необходимости врезки трубы в трубопровод меньшего диаметра применять тройник, равный диаметру врезаемой трубы (рисунок 4);

14

СТО 70238424.27.100.077-2009


Неправильно


Правильно



Рисунок 4


- при больших скоростях среды в напорном патрубке насоса, которые в отдельных случаях могут достигать от 5 до 7 м/с, арматуру устанавливать после перехода трубопровода на больший диаметр, переход на больший диаметр следует присоединять непосредственно к патрубку насоса (рисунок 5);


Неправильно


Правильно


Рисунок 5

-    при диаметре всасывающего патрубка насоса, меньшем диаметра присоединяемой трубы, переход на меньший диаметр устанавливать непосредственно перед всасывающим патрубком насоса;

-    в случае необходимости неподвижного крепления вблизи поворота нельзя применять тройники вместо колен (рисунок 6).


Неподвижная опора

Неправильно    Правильно

Рисунок 6


8 Требования к материалам и полуфабрикатам

8.1    Для трубопроводов и их деталей, работающих под давлением, должны использоваться материалы и полуфабрикаты, допущенные к применению правилами ПБ 10-573-03 [1].

8.2    При выборе материалов для трубопроводов, сооружаемых в районах с холодным климатом, кроме рабочих параметров, должно учитываться влияние низких температур при эксплуатации, монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, если оно не учтено в организационно-технических мероприятиях.

8.3    Данные о качестве и свойствах материалов и полуфабрикатах должны быть подтверждены предприятием-изготовителем (сертификатом или паспортом).


15


СТО 70238424.27.100.077-2009

8.4    В сертификат должны быть внесены результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабриката, или аналогичные данные по сертификату на заготовку, использованную для его изготовления.

8.5    Полуфабрикаты должны поставляться в термически обработанном состоянии.

8.6    Контроль механических свойств металла должен выполняться путем испытаний на растяжение при 20°С с определением временного сопротивления разрыву, условного предела текучести при остаточной деформации 0,2 или 1 % или физического предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения, на ударный изгиб.

8.7    Испытанию на ударный изгиб подвергаются полуфабрикаты на образцах с концентраторами типа U (.KCU) и типа V (.KCV) при температуре 20°С, а также при отрицательных температурах.

Значение ударной вязкости при всех температурах испытаний для KCU должны быть не менее 30 Дж/см2, для KCV- не менее 25 Дж/см2.

8.8 Испытаниям на ударную вязкость должны подвергаться полуфабрикаты при толщине листа, толщине сплошной поковки и толщине стенки трубы или полой поковки 12 мм и более или при диаметре круглого проката 16 мм и более.

По требованию конструкторских организаций испытания на ударную вязкость должны производиться для труб, листа и поковок с толщиной стенки от

6,0 до 11,0 мм. Это требование должно содержаться в нормативной документации на изделие или в конструкторской документации.

8.9    Испытаниям на ударную вязкость при температуре 0°С должен подвергаться металл деталей трубопроводов, проложенных на открытом воздухе, в грунте, каналах или в необогреваемых помещениях, где температура металла может быть ниже 0°С, по требованию конструкторской организации, что должно быть указано в нормативной документации на изделие или в конструкторской документации.

8.10    Испытания на ударную вязкость образцов с концентратором вида U (KCU) должны производиться при плюс 20°С и при одной из температур, указанных в табл. 8.1.

Таблица 8.1 - Температура испытания на ударную вязкость

Температура металла, °С

Температура испытания, °С

От 0 до минус 20

минус 20

От минус 20 до минус 40

минус 40

От минус 40 до минус 60

минус 60

Испытания на ударную вязкость образцов с концентратором вида V (KCV) в соответствии с нормативной документацией на полуфабрикаты производятся при 20°С, 0°С, минус 20°С.

Выбор критерия ударной вязкости KCU или KCV должен производиться конструкторской организацией и указываться в нормативной или конструкторской документации.

16

СТО 70238424.27.100.077-2009

Нормы по значению ударной вязкости должны соответствовать требованиям

8.7.

8.11    Испытаниям на ударную вязкость после механического старения (КСА) должен подвергаться материал листов и проката для крепежа из углеродистой, низколегированной марганцовистой и кремнемарганцовистой сталей, подлежащих в процессе изготовления деталей холодному формоизменению без последующего отпуска и предназначаемых для работы при температурах 200°С и 350°С.

Нормы по значению ударной вязкости после механического старения должны соответствовать требованиям 8.7.

8.12    Нормированные значения предела текучести при повышенных температурах должны быть указаны в нормативной документации на полуфабрикаты, предназначенные для деталей, работающих при расчетной температуре выше 150°С; для углеродистых, низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей - до 400°С, для хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей - до 450°С, для высокохромистых и аустенитных сталей - до 525°С.

Материал полуфабрикатов, предназначенных для работы при расчетной температуре выше указанных значений, должен обладать длительной прочностью, не ниже указанной в нормативной документации.

Гарантируемые значения пределов длительной прочности на ресурс 104, 105 и 2 105 ч должны быть обоснованы статистической обработкой данных испытаний и подтверждены положительным заключением специализированной организации.

8.13    Пределы применения труб из сталей различных марок, нормативная документация на трубы, необходимость технологических испытаний (на загиб, раздачу, сплющивание), дефектоскопии, контроля на макроструктуру и микроструктуру устанавливаются правилами ПБ 10-573-03 [1].

8.14    Бесшовные трубы должны изготавливаться из катаной, кованой или центробежнолитой заготовки.

Трубы, изготовленные из слитка, допускается применять для трубопроводов с параметрами 1,6 МПа 300°С при условии проведения их контроля методом ультразвуковой дефектоскопии в объеме 100% по всей поверхности на заводеизготовителе труб.

8.15    Применение электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается при условии выполнения радиографического или ультразвукового контроля сварного шва по всей длине. Сварные швы должны быть равнопрочными основному металлу.

Спиральношовные трубы допускается применять только для прямых участков трубопроводов. Изготовление фасонных деталей из спиральношовных труб не допускается.

Для прямых участков трубопроводов пара и горячей воды, газопроводов ГТУ и ПГУ и трубопроводов тепловых сетей применение спиральношовных труб не рекомендуется.

8.16    Трубы должны поставляться в термически обработанном состоянии.

17

СТО 70238424.27.100.077-2009

Содержание

1    Область применения.............................................................................. 1

2    Нормативные ссылки............................................................................. 1

3    Термины и определения........................................................................... 2

4    Обозначения и сокращения..................................................................... 4

5    Общие положения................................................................................. 5

6    Классификация трубопроводов................................................................ 7

6.1    Трубопроводы пара и горячей воды.......................................................... 7

6.2    Технологические трубопроводы............................................................... 9

6.3    Трубопроводы природного газа............................................................... 12

6.4    Водородопроводы................................................................................. 12

7    Требования к конструкции трубопроводов..................................................... 13

8    Требования к материалам и полуфабрикатам............................................... 18

9    Требования к устройству трубопроводов..................................................... 26

9.1    Размещение (прокладка) технологических трубопроводов и трубопроводов пара и

горячей воды....................................................................................... 26

9.2    Прокладка газопроводов природного газа..................................................... 34

9.3    Прокладка водородопроводов и кислородопроводов....................................... 36

9.4    Прокладка трубопроводов неорганических жидких кислот и щелочей............... 38

9.5    Прокладка воздухопроводов и других трубопроводов компрессорных установок .    39

9.6    Прокладка мазутопроводов в котельных..................................................... 40

9.7    Компенсация температурных деформаций трубопроводов.............................. 41

9.8    Устройства дренирования и продувок трубопроводов.................................... 42

9.9    Опорно-подвесная система трубопроводов................................................. 46

9.10    Тепловая изоляция................................................................................ 47

9.11    Защита от коррозии................................................................................ 49

9.12    Арматура, предохранительные устройства, КИП............................................ 50

10    Контроль качества основного металла и сварных соединений трубопроводов......    55

11    Гидравлические испытания трубопроводов................................................... 58

12    Регистрация трубопроводов..................................................................... 62

13    Требования к рабочим чертежам технологических трубопроводов

(рекомендуемые)    63

14    Изготовление и монтаж. Общие требования................................................ 66

15    Приемка в эксплуатацию........................................................................ 68

16    Ликвидация (утилизация) трубопроводных систем....................................... 70

Библиография........................................................................................................ 71

II

СТО 70238424.27.100.077-2009

8.17    Трубы должны применяться с нормированным химическим составом и механическими свойствами металла (группы В) (временное сопротивление разрыву ав, предел текучести от, относительное удлинение при разрыве на пятикратных образцах и ударная вязкость).

8.18    Трубы должны изготавливаться из сталей, обладающих технологической свариваемостью.

Максимально возможное содержание углерода, которое гарантирует свариваемость металла, должно быть не более 0,24%.

Эквивалент по углероду для низколегированных сталей не должен превышать 0,46.

г , 1 Мп Cr +Mo + (V + Ti + Nb) Cu + Ni    ,

\Ch = C +-+-^- +-+ 15В < 0,46

1 Г 6    5    15

Значение углеродного коэффициента определяют в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [4] по формуле:

(3)

где С-углерод;

Мп - марганец;

Сг - хром;

Мо - молибден;

V- ванадий;

77 - титан;

Nb - ниобий;

Си - медь;

Ni - никель;

В - бор - массовые доли элементов в %.

Величина эквивалента углерода углеродистых марок стали СтЗ, СтЮ, Ст20 и низколегированной стали только кремнемарганцевой системой легирования (17ГС, 17Г1С, 09Г2С) рассчитываются по формуле:

[с]э = с + ^[с]э = с + ^    (4)

6 6

8.19    Для листа и труб величина отношения нормативных значений предела текучести к временному сопротивлению при температуре 20°С должна быть не более 0,6 для углеродистой и 0,7 - для легированной стали. Для крепежа указанное отношение должно быть не более 0,8.

8.20    Каждая бесшовная или сварная труба должна проходить на заводе-изготовителе гидравлическое испытание пробным давлением, указанным в нормативной документации на трубы.

Допускается не проводить гидроиспытания бесшовных труб в следующих случаях:

-    если труба подвергается по всей поверхности контролю физическими методами (радиографическим, ультразвуковым или им равноценным);

-    для труб трубопроводов с рабочим давлением 5 МПа и ниже, если предприятие-изготовитель труб гарантирует положительные результаты гидравлических испытаний.

8.21    Применение экспандированных труб без последующей термической обработки для температур выше 150°С из материала, проходившего контроль на

18

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ_

Трубопроводы ТЭС Условия создания

_Нормы    и    требования_

Дата введения - 2010-01-29

1    Область применения

Настоящий стандарт:

-    устанавливает требования, подлежащие обязательному учету при создании стальных технологических трубопроводов вновь сооружаемых, расширяемых или реконструируемых энергетических объектов независимо от форм собственности и подчинения;

-    распространяется на технологические трубопроводы вновь проектируемых, расширяемых и реконструируемых тепловых конденсационных (КЭС) и теплофикационных (ТЭЦ) электростанций на органических видах топлива с паротурбинными, газотурбинными и парогазовыми агрегатами и установками (в границах балансовой принадлежности электростанции);

-    распространяется на технологические трубопроводы, предназначенные для транспортирования пара, воды, топлив жидких и газообразных, смазочных масел, реагентов, сжатого воздуха и других веществ, обеспечивающие технологический процесс и эксплуатацию оборудования, включая межцеховые трубопроводы;

-    не учитывает все особенности обусловленные существующими схемными, конструктивными и иными условиями;

-    не распространяется на проектирование атомных и передвижных электростанций;

-    предназначен для применения проектными, инжиниринговыми, строительно-монтажными организациями, участвующими в процессе создания новых, расширяемых и реконструируемых тепловых электростанций (ТЭС), а также оптовыми и территориальными генерирующими компаниями (ОГК и ТГК).

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы и стандарты:

Федеральный Закон Российской Федерации № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

Технический регламент «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления», Утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 №870

ГОСТ 12.1.005-88* Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

1

СТО 70238424.27.100.077-2009

ГОСТ 12.1.007-76* Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.044-89* Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения

ГОСТ 356-80 Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды

ГОСТ 5632-72* Стали высоколегированные и сплавы коррозионностойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки

ГОСТ 9940-81 Трубы бесшовные горячедеформированные из коррозионностойкой стали. Технические условия

ГОСТ 9941-81 Трубы бесшовные холодно- и тепло деформированные из коррозионностойкой стали. Технические условия

ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки ГОСТ 24297-87 Входной контроль продукции. Основные положения СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения СТО 70238424.27.100.032-2009 Газовое хозяйство: прием, подготовка и подача газа на ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.020-2008 Газовое хозяйство ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии СТО 70238424.27.010.001-2008, а    также    следующие    термины    с

соответствующими определениями:

3.1    дефектоскопия:    Процесс    обобщающий неразрушающие методы

контроля и обнаружения нарушений сплошности или неоднородности макроструктуры материалов (изделий).

3.2 колено крутоизогнутое: Колено, изготовленное изгибанием и радиусом от одного до трех номинальных наружных диаметров трубы. 1

СТО 70238424.27.100.077-2009

4    Обозначения и сокращения

t - расчетная температура стенки элемента, °С;

5    -    предельная толщина стенки, мм;

п - временное сопротивление, МПа (кгс/мм1); ат    - условный предел текучести, МПа (кгс/ мм1);

8    - относительное удлинение, %;

у/    - относительное сужение, %;

Dy    - диаметр условного прохода, мм;

Ру    - давление условное;

КС - ударная вязкость, Дж/см1 (кгс м/см1);

KCU - ударная    вязкость,    определенная    при    испытании    образцов    с

надрезами типа U;

KCV - ударная    вязкость,    определенная    при    испытании    образцов    с

надрезами типа V;

КСА - ударная вязкость после механического старения;

Н (НВ) - твердость (твердость по Бринеллю), МПа (кгс/мм1);

АЭС - атомная электростанция;

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка;

ГГ    - горючие газы;

ГЖ    - горючая жидкость;

ГРП    - газорегуляторный пункт;

ГРС - газораспределительная станция;

ГТУ - газотурбинная установка;

КИП - контрольно-измерительные приборы;

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость;

НГ - негорючие вещества;

ОГК - оптовая генерирующая компания;

ПГУ - парогазовая установка;

ПВД - подогреватели высокого давления;

ПЗК - предохранительный запорный клапан;

РОУ - редукционно-охладительная установка;

РУ - редукционная установка;

СУГ - сжиженные углеводородные газы;

ТГ - трудногорючие вещества;

ТГК - территориальная генерирующая компания;

ТУ - технические условия;

ТЭС - тепловая электрическая станция;

УЗД - ультразвуковая диагностика;

УЗД-Р / Р-УЗД - ультразвуковой или радиографический контроль (первым указан более предпочтительный метод);

УЗК - ультразвуковой контроль. 2

СТО 70238424.27.100.077-2009

5 Общие положения

5.1    разработки проектов трубопроводов, как правило, состоит из следующих этапов:

5.1.1    Разработка рациональной схемы трубопроводов, обеспечивающей надежную работу оборудования, его автоматическое управление, пуск и прогрев.

5.1.2    Выбор диаметров трубопроводов по сортаменту на основе техникоэкономических расчетов.

5.1.3    Компоновка трубопроводов, выбор схемы компенсации тепловых удлинений и расположения арматуры, крепления опор и подвесок.

5.1.4    Расчет на прочность с учетом самокомпенсации тепловых удлинений выбранной трассировки и расположения опор трубопровода.

5.1.5    Гидродинамический расчет трубопроводов.

5.1.6    Разработка схемы продувочных и дренажных трубопроводов.

5.1.7    Конструирование трубопроводов и разработка рабочих чертежей трубопроводов и опорно-подвесной системы.

5.1.8    Разработка рабочих чертежей опор и подвесок, приводов, лестниц и площадок обслуживания.

Рабочие чертежи блоков разрабатываются заводом-изготовителем трубопроводов или монтажной организацией.

5.1.9    Разработка проекта тепловой изоляции (при необходимости).

5.2    За выбор рациональной схемы трубопровода и его конструкции, правильность расчетов на прочность и на компенсацию тепловых удлинений, соответствие рабочих параметров установленным пределам применения выбранных материалов (труб, отливок, поковок и др.), размещение опор, выбор способа прокладки и системы дренажа, а также за проект в целом и соответствие его требованиям правил промышленной безопасности ответственность несет специализированная организация, разработавшая проект трубопровода согласно правил ПБ 10-573-03 [1].

5.3    При выборе внутреннего диаметра труб, исходя из максимально допустимых потерь давления, следует контролировать значение скорости среды с целью исключения быстрого износа внутренней поверхности труб и трубопроводной арматуры, а также вибрации трубопровода.

Рекомендуется принимать значения скорости движения среды в станционных трубопроводах, указанные в таблице 1.

Таблица5.1- Скорость движения среды в станционных трубопроводах

Наименование трубопровода

Скорость, м/с

Паропроводы свежего пара от котлов к турбинам:

сверхвысокого и высокого давления

50-70

повышенного, среднего и низкого давления

40-70

Паропроводы промежуточного перегрева:

горячего

50-70


5.4    Расчеты трубопроводов на прочность должны выполняться в соответствии с действующими методиками и с учетом всех нагружающих факторов (давление, вес, температурное расширение и т.п.).

СТО 70238424.27.100.077-2009


Наименование трубопровода

Скорость, м/с

холодного

40-55

Прочие паропроводы:

низкого давления

40-70

насыщенного пара

20^0

подвод пара к РОУ и БРОУ

60-90

Водоводы, работающие под давлением насосов:

питательные трубопроводы котлов

2,5-6

конденсатопроводы, вспомогательные трубопроводы (сырой.

химочищенной, технической, смывной воды)

2-3

Водоводы, работающие без давления на всасе к насосам всех назначений

0,6-1,5

Водоводы свободного слива, перелива и др.

1-2

Трубопроводы вязких веществ (масла, мазута и др.)

1-2

Трубопроводы сжатого воздуха и других газов

10-20

Выхлопные трубопроводы, трубопроводы аварийных сливов и сбросов

Допустима

после БРОУ

критическая


6 Классификация трубопроводов

6.1    Трубопроводы пара и горячей воды

6.1.1    Трубопроводы пара и горячей воды, согласно действующим правилам ПБ 10-573-03 [1], делятся на четыре категории в соответствии с таблицей 2.

Таблица2 - Категории и группы трубопроводов_


Категория

трубопроводов

Группа

Рабочие параметры среды

температура, °С

давление, МПа (кгс/см2)

I

1

Свыше 560

Не ограничено

2

Свыше 520 до 560

Не ограничено

3

Свыше 450 до 520

Не ограничено

4

До 450

Более 8,0 (80)

II

1

Свыше 350 до 450

До 8,0 (80)

2

До 350

Более 4,0 (40) до 8,0 (80)

III

1

Свыше 250 до 350

До 4,0 (40)

2

До 250

Более 1,6 (16) до 4,0 (40)

IV

Свыше 115 до 250

Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание - Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (см. рисунок 1).


5


СТО 70238424.27.100.077-2009

Рисунок 1

6.1.2 При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать:

а)    для паропроводов от котлов - давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из котла (за пароперегревателем);

б)    для паропроводов от турбин, работающих с противодавлением, -максимально возможное давление в противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на холостом ходу;

в)    для паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для паропроводов промежуточного перегрева) -максимально возможные значения давления и температуры пара в отборе (согласно данным завода-изготовителя турбины);

г)    для паропроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок - максимально возможные значения давления и температуры редуцированного пара, принятых в проекте установки;

д)    для трубопроводов питательной воды после деаэраторов повышенного давления - номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;

е)    для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления (ПВД) - наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой - 1,05 номинального давления насоса), и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

6

СТО 70238424.27.100.077-2009

ж) для подающих и обратных трубопроводов водяных тепловых сетей -наибольшее возможное давление и максимальную температуру воды в подающем трубопроводе с учетом работы насосных подстанций на трассе и рельефа местности.

6.1.3 Категория трубопроводов, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности и должна быть указана в проектной документации.

6.2 Технологические трубопроводы

6.2.1 Технологические трубопроводы, предназначенные для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне от остаточного давления (вакуума) 0,001 МПа до давления 10 МПа, согласно действующим правилам [1], в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-, пожароопасность и вредность), подразделяются на три группы (А, Б, В) и в зависимости от рабочих параметров среды (давления и температуры) - на пять категорий (I, II, III, IV, V) согласно таблице 3.

7

1

2