Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

некоммерческое партнерство

СТО 70238424.27.100.029-2009 СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

---

ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА ТЭС ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2009-06-29

Издание официальное

Москва

2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании» и ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения».

Порядок разработки и применения стандартов организации установлены ГОСТР 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

	Сведения о стандарте
1. РАЗРАБОТАН	Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» -«Фирма ОРГРЭС»
2. ВНЕСЕН	Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3. УТВЕРЖДЕН И    Приказом НП «ИНВЭЛ» от 01.06.2009 г. № 30 ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

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»

II

ность дренажных трубопроводов и их арматуры во многом определяет надежность трубопровода и его долговечность.

4.2.2.4    Схема дренажных трубопроводов, направления потоков удаляемой среды и их проходное сечение определяются при проектировании трубопровода. Проходное сечение дренажных линий, на которые возлагается задача опорожнения и продувки трубопровода должно выбираться из условия срыва потоком пара пленки конденсата со стенок трубопровода.

4.2.2.5    Схема подключения к сборным емкостям (расширителям дренажа) дренажных линий от трубопроводов с различным давлением должна обеспечивать отсутствие возможности запирания одних потоков другими, а также попадания удаляемой среды из одних трубопроводов в другие. Конструкция и расположение расширителей должны исключать возможность попадания конденсата обратно в дренируемые трубопроводы.

4.2.2.6    Дренажные трубопроводы должны прокладываться без подъемных участков с уклоном в сторону расширителей дренажа. Прокладка дренажных трубопроводов, конструкция их опорных элементов, а также узлов прохода через площадки обслуживания не должны препятствовать температурным перемещениям трубопровода.

4.2.2.7    Для предотвращения образования конденсата и попадания его в прогретые трубопроводы пара протяженность участков воздушников и дренажных трубопроводов от штуцера подключения к трубопроводу до первой по ходу среды запорной арматуры не должна превышать 250-300 мм.

4.2.2.8    В непроточных ответвлениях трубопроводов пара, а также ответвлениях, которые могут находиться в непроточном состоянии, в которых может накапливаться конденсат должны быть устроены линии постоянной продувки в расширители с меньшим давлением (через дроссельные устройства и конденсато-отводчики), или, при соответствующей компоновке, безарматурные линии прогрева, связывающие непроточные и проточные объемы трубопровода. Безарматурные линии должны прокладываться с уклоном в сторону проточного объема и не должны содержать в себе участков с подъемным движением среды.

4.2.2.9    Воздушники, дренажные линии, линии постоянной продувки и безарматурные линии, во избежание образования в них конденсата, должны быть тщательно теплоизолированы.

4.2.3 Арматура

4.2.3.1    Настоящий стандарт распространяется на арматуру, установленную на оборудовании ТЭС и предназначенную для управления потоками рабочей среды и распределения ее по технологическим узлам.

4.2.3.2    Установленная на ТЭС арматура должна быть сертифицирована в системе сертификации ГОСТ Р и иметь разрешение на применение при работе на потенциально опасных объектах тепловых электростанций.

4.2.3.3    По функциональному назначению арматура подразделяется на запорную, регулирующую и предохранительную. Разновидностью предохранительной арматуры является обратная арматура.

4.2.3.4    Арматура с автоматическим управлением является исполнительным устройством, с помощью которого реализуются командные сигналы, и назначается заданный режим работы системы. Она должна быть оснащена электроприводами, отвечающими требованиям ГОСТ 14891 и ГОСТ 7192-89

7

4.2.3.5    Основные показатели, характеризующие арматуру любого функционального назначения: условный проход DN и условное давление PN.

С целью унификации диаметры условных проходов стандартизированы в виде ряда диаметров: 6, 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600,700, 800, 1000, 1200,1400, 1600, 2000. Из-за сортамента труб, выпускаемых промышленностью для энергетических объектов, условный проход арматуры и трубопроводов, как правило, не совпадает с фактическим внутренним диаметром трубопровода. Условный проход определяют по ближайшему к фактическому диаметру трубопровода значению стандартного ряда.

Значения условных давлений арматуры и деталей трубопроводов должны соответствовать следующему ряду: 0,1 (1,0); 0,16 (1,6); 0,25 (2,5); 0,4 (4,0); 0,63 (6,3); 1,0 (10); 1,6 (16); 2,5 (25); 4,0 (40); 6,3 (63); 10 (100); 16 (160); 20 (200); 25 (250); 32 (320); (400); 50 (500); 63 (630); 80 (800); 100 (1000) МПа (кгс/см²).

Допускается применение арматуры, изготовленной на конкретные давления и температуру.

4.2.3.6    Арматура на условное давление PN > 6,3 МПа должна быть присоединена к трубопроводу посредством сварки. Арматура меньших условных давлений может быть присоединена к трубопроводу, как посредством сварки, так и на фланцах.

4.2.3.7    Арматура на трубопроводах должна быть установленная таким образом, чтобы при вращении маховика (рукоятки) по часовой стрелке запорный (регулирующий) орган арматуры перемещался в направлении закрытия. На маховике арматуры должны быть стрелки, указывающие направление вращения и буквы «О» и «3».

4.2.3.8    На электрифицированной арматуре при потере напряжения на электроприводе положение рабочего органа не должно изменяться.

4.2.3.9    Арматура должна быть установлена:

-    на горизонтальных трубопроводах - с расположением шпинделя (штока) в любом положении в пределах верхней полуокружности;

-    на вертикальных трубопроводах - с расположением шпинделя (штока) в горизонтальном положении.

При расположении арматуры со встроенным электроприводом в положении отличном от вертикального электропривод должен быть расположен в положении, при котором обеспечивается смазка деталей редуктора.

4.2.3.10    Силовая часть запорной арматуры рассчитана на управление ею при полном перепаде давлений на запорном органе. Однако, для исключения повреждения уплотнительных поверхностей деталей затвора при перемещении затвора перепад давлений на нем не должен превышать 0,3-Р, где Р - рабочее давление среды.

4.2.3.11    Для снижения перепада давления на запорном органе до требуемого значения, а также для возможности регулирования скорости прогрева трубопроводов должен быть выполнен байпас запорного органа с установкой на нем запорной и регулирующей арматуры. Проходное сечение байпасов должно определяться при проектировании трубопровода.

4.2.3.12    Запорная арматура должна иметь коэффициент гидравлического сопротивления С не более:

-    задвижки DN > 200 - 1,0;

-    задвижки DN < 200 - 1,5;

-    запорные клапаны проходного типа - 7,0.

4.2.3.13    Значение допустимых протечек запорной арматуры определятся исходя из ее функционального назначения по ГОСТ 9544-93.

Для арматуры с условным проходом менее 100 мм значение допустимых протечек должно быть не выше класса «В»; для арматуры питательных трубопроводов, трубопроводов свежего пара и пара промперегрева DN > 100 мм - не выше класса «С».

4.2.3.14    Арматура с электроприводом должна иметь местный указатель крайних положений рабочего органа и датчики сигнализации крайних положений на щите управления.

4.2.3.15    Схема управления арматурой, имеющей электромоторный привод, должна быть построена таким образом, чтобы при достижении рабочим органом крайних положений и при заедании подвижных частей в процессе его перемещения производилось автоматическое отключение электродвигателей муфтой ограничения крутящего момента или токовым реле.

Органы управления арматурой и ручные дублеры приводных устройств должны исключать возможность их самопроизвольного включения.

4.2.3.16    Для арматуры с ручным управлением значение усилия на маховике не должно превышать:

300 Н - для перемещения рабочего органа;

500 Н - для отрыва запорного органа и его дожатия.

4.2.3.17    Время перемещения рабочего органа на величину рабочего хода должно соответствовать требованиям систем автоматического регулирования.

4.2.3.18    На задвижках, установленных на трубопроводах, на которых возможен нагрев находящейся в замкнутом объеме корпуса воды (например, корпуса встроенных задвижек прямоточных котлов), они должны быть оборудованы устройством, исключающем повышение в нем давления, свыше допускаемого расчетом на прочность значения. Для этого в задвижках с односторонним подводом среды следует выполнить отверстие во входной тарелке или соединить межседельное пространство с трубопроводом перед задвижкой. У задвижек с двусторонним подводом среды выполнить байпас задвижки с двумя запорными клапанами и соединить участок этого трубопровода между клапанами с межседельным пространством задвижки. В процессе эксплуатации клапан со стороны входа среды должен быть открыт.

4.2.3.19    Установленная на трубопроводах обратная арматура не должна открываться сразу после прекращения движения среды по трубопроводу. Открытие арматуры должно происходить при перепаде давлений на затворе лр < 0,03 МПа.

4.2.3.20    Проточная часть обратной арматуры должна иметь коэффициент гидравлического сопротивления С не более:

для клапанов с поворотным затвором - 3;

для клапанов с подъемным затвором - 6.

4.2.3.21    Протечки обратной арматуры не должны превышать (см³/мин):

9

3 - для DN < 100;

7-для 100 < DN < 200;

12-для 200 < DN < 300;

15 - для 300 < DN < 800.

4.2.3.22    Установленная на ТЭС регулирующая арматура должна быть рассчитана для работы при реальных перепадах давлений. Она должна быть оснащена встроенными электроприводами. На регулирующей арматуре старых выпусков допускается применение выносных приводов, соединенных с арматурой посредством рычагов и тяг.

4.2.3.23    Установленные на регулирующей арматуре электроприводы должны быть рассчитаны для работы в повторно-кратковременном режиме с числом включений до 320 в час и продолжительность включения не менее 25% при нагрузке на выходном органе от номинального значения противодействующей до 0,5 номинального значения сопутствующей. При этом электроприводы должны допускать работу в течение 1 часа в повторно-кратковременном реверсивном режиме с числом включений 630 в час и продолжительностью включения не менее 25%.

4.2.3.24    Выбег рабочего органа не должен превышать 0,25% от полного его

хода.

4.2.3.25    Люфты в сочленениях от выходного вала электродвигателя привода до рабочего органа не должны превышать 2% номинального хода.

4.2.3.26    Вся арматура с электроприводом должна быть заземлена. В конструкции арматуры должны быть предусмотрено устройство для подключения заземления в соответствии с «Правилами устройств электроустановок» и ГОСТ 12.2.007.0-75.

4.2.3.27    Допустимый пропуск среды через закрытый регулирующий клапан определяется исходя из влияния его на качество регулирования. Требования к герметичности запорно-регулирующих клапанов те же, что и для запорной арматуры (см. п. 4.2.3.13).

4.2.3.28    Для защиты оборудования ТЭС от повышения давления сверх допустимого значения допускается применять:

-    предохранительные клапаны прямого действия;

-    предохранительные клапаны, приводимые в действие с помощью клапанов управления (импульсно-предохранительные устройства);

-    предохранительные устройства с разрушающимися мембранами;

-    другие устройства, применение которых согласовано с органом по энергетическому надзору.

4.2.3.29    Установленные на оборудовании ТЭС предохранительные устройства должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в защищаемом объекте не могло подняться выше значений, указанных в таблице 4.2.3.

Таблица 4.2.3

Вид оборудования	Диапазон расчетных давлений	Величина допустимого давления
Котел	0,07 МПа и выше	1,1Ррасч.
Трубопроводы	< 0,5 МПа	Ррасч + 0,05 МПа

	> 0,5 МПа	1,1 Ррасч.
Сосуды	< 0,3 МПа	Ррасч + 0,05 МПа
	> 0,5 ...6,0 МПа	1,15 Ррасч.
	> 6,0 МПа	1,1 Ррасч.

Повышение давления выше указанных в таблице значений может быть допущено в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность защищаемого оборудования.

Если эксплуатация защищаемого объекта разрешена на пониженном давлении, то регулировка предохранительных устройств должна производиться по этому давлению.

4.2.3.30    Главные предохранительные клапаны свежего пара должны быть оснащены шумоглушителями, обеспечивающими при срабатывании уровень шума на выходе пара в атмосферу не превышающий 85 дБ.

4.2.3.31    Импульсно-предохранительные устройства свежего пара и пара промперегрева должны быть оснащены электромагнитным приводом, обеспечивающим возможность управления устройством со щита управления и герметичность затвора импульсных клапанов.

4.2.3.32    Предохранительные клапаны должны быть установлены вертикально на наиболее высокой части защищаемого оборудования с тем, чтобы при их открытии из защищаемого объекта в первую очередь удалялись пар и газы. Допускается установка предохранительных клапанов на трубопроводах и специальных отводах в непосредственной близости к защищаемому объекту.

4.2.3.33    Между предохранительным устройством и защищаемым объектом запрещается установка запорных органов.

4.2.3.34    Импульсные и присоединительные трубопроводы должны быть защищены от замерзания в них рабочей среды.

4.2.3.35    Среда от предохранительных клапанов должна отводиться в безопасное место. В тех случаях, когда рабочей средой является вода, она должна отводиться в расширитель или другой сосуд, рассчитанный на прием воды от предохранительных клапанов.

4.2.3.36    Установка шумоглушителей не должна снижать пропускную способность предохранительного клапана ниже требуемого по условиям безопасности уровня. На отводящем трубопроводе между клапаном и шумоглушителем (сразу за клапаном) должен быть предусмотрен штуцер для установки манометра с целью контроля давления в сбросном трубопроводе.

4.2.3.37    Отводящие трубопроводы и импульсные линии ИЛУ в местах возможного скопления конденсата должны иметь дренажное устройство для его удаления. Установка запорных органов на дренажных трубопроводах не допускается.

4.2.3.38    Стояк (вертикальный трубопровод), по которому среда отводится в атмосферу, должен быть надежно закреплен и защищен от попадания атмосферных осадков.

4.2.3.39    Трубопроводы предохранительных клапанов должны быть рассчитаны с учетом статических нагрузок и динамических усилий, возникающих при их срабатывании.

и

4.2.3.40    В тех случаях, когда защита объекта от повышения давления осуществляется импульсно-предохранительными устройствами, расстояние между штуцерами импульсного и главного клапанов должно быть не менее 500 мм, а длина соединительного трубопровода между ними не должна превышать 2,5 м.

4.2.3.41    При применении импульсно-предохранительных устройств, оснащенных электромагнитным приводом, питание электромагнитов должно осуществляться от двух независимых друг от друга источников питания, обеспечивающих их срабатывание при исчезновении напряжения собственных нужд.

4.2.3.42    В тепловых схемах ТЭС применение мембранных предохранительных устройств допускается только на тех объектах, отключение которых не приводит к отключению основного оборудования (ПВД, расширители и т.п.).

4.2.3.43    Запорные клапаны (вентили) установленные на трубопроводах рециркуляции питательных насосов, через 10-12 часов после закрытия следует обтянуть, обеспечив плотное прилегание уплотнительных поверхностей деталей затвора.

4.2.4 Опорно-подвесная система крепления трубопроводов

4.2.4.1    Масса трубопровода, его ответвлений и арматуры должна быть равномерно распределена по специальным опорным элементам, надежно закрепленным на строительных конструкциях. Опорные элементы, а также узлы их закрепления на строительных конструкциях, должны быть рассчитаны на вертикальную нагрузку от массы трубопровода, заполненного водой и покрытого тепловой изоляцией, а также усилий, возникающих в результате температурных расширений участков трубопровода при его нагреве. Упругие элементы ОПС должны обладать нормативными запасами по грузоподъемности и диапазону изменения упругих свойств. Нагрузки отдельных элементов ОПС в различных состояниях трубопровода (монтажном, холодном без рабочей среды, холодном с рабочей средой и рабочем) должны определяться на основе его проектных или поверочных расчетов. В отдельных случаях элементы ОПС должны обеспечивать защиту трубопровода от сейсмических, ветровых и вибрационных нагрузок.

4.2.4.2    Максимальная грузоподъемность элементов ОПС трубопроводов пара может назначаться без учёта массы воды, необходимой для проведения гидравлических испытаний. Для таких случаев должны быть предусмотрены специальные приспособления, принимающие на себя дополнительную нагрузку от массы воды. Аналогичные меры должны быть предусмотрены в отношении ОПС трубопроводов пара, в которые вода может попасть в результате гидравлических испытаний, проводимых в других элементах технологической схемы.

4.2.4.3    По конструктивному исполнению различают подвижные и неподвижные опоры. Подвижные опоры обеспечивают отсутствие перемещений трубопровода или заданный диапазон этих перемещений в одном (обычно - вертикальном) направлении. К ним относятся скользящие и упругие (пружинные) опоры, упругие подвески, а также жесткие тяги. Неподвижные опоры (в зависимости от их предназначения и конструкции), помимо вертикальных перемещений должны обеспечивать блокирование линейных или линейных и угловых перемещений трубопровода (для всех или некоторых степеней свободы) при его температурных расширениях.

4.2.4.4    Расстановка элементов ОПС по длине трубопровода должна выбираться из условий соблюдения определенной длины пролета между опорными

12

элементами, обеспечения самокомпенсации температурных расширений и возможности строительных конструкций воспринимать усилия, передаваемых на них при наименее благоприятном сочетании нагружающих факторов. Дополнительными условиями является обеспечение возможности доступа к сварным соединениям трубопровода с целью проведения их контроля, а также огнестойкость опорных конструкций.

4.2.4.5 Для участков трубопроводов, имеющих температурные перемещения более 100 мм, необходимо применять упругие элементы ОПС с длинами тяг более

1.5 м.

Примечание - Длиной тяги следует считать расстояние от места ее закрепления на строительных конструкциях до оси трубопровода.

4.2.4.6    Из различных конструкций упругих опорных элементов более предпочтительными являются такие конструкции, в которых упругие опорные элементы устанавливаются в рассечке тяг, а также такие, нагрузка которых поддается оценке и регулировке.

4.2.4.7    При монтаже подвижных элементов ОПС на трубопроводы, а также при их закреплении на строительных конструкциях должны быть учтены температурные перемещения точек закрепления опор на трубопроводе при их переходе из монтажного состояние в рабочее состояние. Это достигается упреждающими смещениями точек закрепления на трубопроводах и (или) строительных конструкциях.

4.2.4.8    Для трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются воздействию вибрации, должны быть предусмотрены средства ее снижения (главным образом, амортизаторы) до уровня, исключающего возможности аварийного разрушения и разгерметизации системы. Снижение или устранение вибрации на действующем трубопроводе представляет собой сложную задачу. Для ее снижения возможно применение различных антивибрационных приспособлений.

4.2.4.9    Регулировка нагрузки элементов ОПС допускается только в холодном состоянии трубопровода.

4.2.5 Средства контроля трубопроводов

4.2.5.1    Трубопроводы должны оснащаться приборами и средствами для измерения параметров транспортируемой среды: давления, температуры и расхода, а также, разности температур между отдельными точками по длине или периметру трубы.

4.2.5.2    Состав средств измерения, количество точек контроля параметров, а также порядок использования результатов измерений в схемах защит, сигнализации и автоматического регулирования должны определяться в проекте трубопровода на основании его индивидуальных особенностей.

4.2.5.3    Для обеспечения надежности проведения операций прогрева и охлаждения трубопровода обязательными зонами температурного контроля (помимо измерения температуры греющей среды) должны быть все участки трубопроводов, секционированные запорной арматурой, участки за впрыскивающими пароохладителями и участки, которые могут при разных обстоятельствах стать тупиковыми. При установке поверхностных одиночных термопар их следует размещать на нижней образующей трубопровода.

13

4.2.5.4    На трубопроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой транспортируемой среды от 300°С и выше должны быть установлены указатели перемещений для контроля за температурными расширениями участков и наблюдением за правильностью работы опорных элементов.

Примечания

1    Допускается не устанавливать указатели температурных перемещений на трубопроводы пара с температурой 540°С, максимальные габаритные размеры которых не превышают 10 м, поскольку точность измерений перемещений в этом случае будет меньше диапазона допускаемых отклонений при выполнении замеров. При меньших значениях температуры пара протяженность таких трубопроводов, обратно пропорциональна температуре пара.

2    Допускается не устанавливать указатели температурных перемещений на трубопроводах с числом опор менее трех. В этом случае контроль температурных перемещений должен быть заменен непосредственным контролем температурных перемещений элементов ОПС.

3    На протяженных трубопроводах, проложенных по открытой местности на жестких опорах, допускается заменять контроль температурных перемещений по указателям непосредственным контролем состояния элементов опорно-подвесной системы.

4.2.5.5    Расстановка указателей температурных перемещений должна осуществляться в соответствии с проектом трубопровода. Изменение в расстановке указателей допускается для удобства их обслуживания при наличии контрольных значения перемещений, отвечающих измененной расстановке указателей.

4.2.5.6    Для обеспечения достоверности результатов измерений по указателям температурных перемещений длина штанги указателя, закрепляемая на трубопроводе, не должна превышать 1 м.

4.2.5.7    Разметка указателей температурных перемещений в холодном и рабочем состояниях должна производиться для условий, отвечающих условиям расчета проектных значений перемещений.

4.2.5.8    К указателям температурных перемещений должен быть обеспечен свободный доступ. В необходимых случаях для них следует устраивать площадки обслуживания и лестницы.

4.2.5.9    Контроль температурных перемещений трубопроводов должен выполняться в режимах эксплуатации, для которых имеются проектные контрольные значения перемещений или значения перемещений, полученные в результате специальных поверочных расчетов.

Примечание - При контроле температурных перемещений, соблюдение условия, указанного в и. 4.2.5.9 особенно важно для трубопроводов пара ТЭС с поперечными связями.

4.2.5.10    Трубопроводы диаметром более 100 мм из хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых и высоколегированных теплоустойчивых сталей, работающих при температуре пара - 450°С и выше, должны быть снабжены устройствами для измерения остаточной деформации. Количество точек замера остаточной деформации и их расположение должны определяться проектом трубопровода.

4.2.5.11    Трубопроводы пара к установкам, используемым периодически, но постоянно подключенным к работающим трубопроводам, должны иметь точки температурного контроля. Целью этого контроля должно быть получение объективной информации о текущей температуре трубопровода. Эта информация должна использоваться для предотвращения образования конденсата в их тупико-

вых участках, а также для определения фактической температуры их эксплуатации.

4.2.5.12    Для контроля работы впрыскивающих пароохладителей, расположенных на горизонтальных участках трубопроводов пара, за ними по ходу пара должны быть установлены термопары на верхней и нижней образующих трубопроводов. Эти термопары могут быть поверхностного или глубинного типа. В последнем случае нерасчетный режим эксплуатации пароохладителей может быть предотвращен значительно раньше.

Для контроля работы впрыскивающего пароохладителя, расположенного на вертикальном участке трубопровода, термопары «верх-низ» трубы должны быть установлены на первом по ходу пара за этим участком горизонтальном или наклонном участке трубопровода.

4.2.5.13    Контроль разницы температур «верх-низ» трубопровода пара с помощью поверхностных или глубинных термопар рекомендуется осуществлять во всех зонах, в которых возможно скопление конденсата или его поступление извне.

4.2.5.14    Для измерения давления используются манометры.

Класс точности манометров должен быть не ниже:

2.5    - при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см²);

1.5    - при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см²) до 14 МПа (140кгс/см²);

1,0 - при рабочем давлении более 14 МПа (140 кгс/см²).

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.

На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30° для улучшений видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м - не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

Перед каждым манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная труба диаметром не менее 10 мм.

4.2.5.15    Контроль давления и температуры пара, скорости изменения температуры металла, разности температур по периметру трубы, скорости прогрева отдельных участков трубопроводов, секционированных задвижками, а также вспомогательных трубопроводов (отборов, собственных нужд и др.) должен осуществляться по штатным и регистрирующим приборам.

15

4.3 Тепловая изоляция трубопроводов

4.3.1    Тепловая изоляция трубопровода должна выполняться по специальному проекту. От качества выполнения тепловой изоляции во многом зависит экономичность и надежность трубопровода, а также безопасность обслуживающего персонала.

4.3.2    Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие коррозии металла.

4.3.3    Тепловая изоляция должна полностью покрывать трубопровод, его ответвления и вспомогательные линии и находиться в исправном состоянии. Температура наружной поверхности теплоизолированного трубопровода при полных параметрах и температуре окружающего воздуха 25°С не должна превышать 45°С.

4.3.4    Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры, компенсаторов и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (в зонах, в которых имеются сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.) должна выполняться съемной. Съемная тепловая изоляция по своим теплотехническим показателям не должна уступать стационарной теплоизоляции.

4.3.5    Тепловая изоляция трубопроводов, проложенных на открытом воздухе, вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, кабельных линий должна иметь металлическое или другое покрытие (кожухи), предохраняющее от пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Возможность попадания воды на не теплоизолированную или не защищенную кожухом поверхность прогретого трубопровода может привести к его повреждению, поэтому трубопроводы, на тепловую изоляцию которых возможно попадание влаги, также должны иметь металлическое покрытие.

4.3.6    Полная или частичная замена тепловой изоляции на облегченную с сохранением проектных нагрузок пружинных подвесок приводит к появлению зон повышенных напряжений в криволинейных элементах трубопровода, вызывает смещение по вертикали индикаторов температурных перемещений и изменение уклонов. Поэтому изменение массы тепловой изоляции требует пересчета и изменения нагрузок элементов ОПС, изменения разметки индикаторов температурных перемещений и проверки системы уклонов трубопровода.

4.4 Стационарные и нестационарные режимы ксплуатации трубопроводов

Основным фактором, влияющим на надежность трубопровода и определяющим режимы его эксплуатации являются внутренние напряжения в металле его элементов.

Уровень допускаемых напряжений в рабочем состоянии трубопровода определяется жаропрочными свойствами металла, из которого изготовлен трубопровод, его рабочей температурой и предполагаемой продолжительностью эксплуатации.

В проектных расчетах трубопроводов во внимание принимаются напряжения от следующих нагружающих факторов: давления, температуры (температурных расширений), массовой нагрузки и реакций опорных элементов.

Реальные напряжения в трубопроводе относительно близки к расчетным значениям напряжений в двух стационарных состояниях - холодном и рабочем.

16

Оглавление

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

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

3    Термины, определения, обозначения и сокращения...........................................................2

3.1    Термины и определения......................................................................................................2

3.2    Обозначения и сокращения.................................................................................................3

4    Основные нормативные положения......................................................................................3

4.1    Организационные мероприятия..........................................................................................3

4.2    Трубопроводы и их элементы.............................................................................................5

4.3    Тепловая изоляция трубопроводов...................................................................................16

4.4    Стационарные и нестационарные режимы ксплуатации трубопроводов....................16

5    Эксплуатация трубопроводов..............................................................................................18

5.1    Эксплуатационная документация трубопроводов..........................................................18

5.2    Требования к персоналу и порядку проведения операций по изменению состояния

трубопровода............................................................................................................................19

5.3    Операции, предшествующие прогреву трубопровода после монтажа, реконструкции

или восстановительной термической обработки..................................................................19

5.4    Прогрев трубопровода из холодного состояния после ремонта или длительного

простоя......................................................................................................................................20

5.5    Прогрев трубопровода из неостывшего состояния........................................................23

5.6    Отключение (расхолаживание) трубопровода................................................................24

5.7    Расхолаживание трубопровода при выводе оборудования в кратковременный

останов.......................................................................................................................................25

5.8    Особенности отключения (расхолаживания) трубопровода с выводом в ремонт, на

реконструкцию или для проведения ВТО.............................................................................25

5.9    Режим аварийного останова..............................................................................................26

5.10    Стационарный режим эксплуатации..............................................................................27

6    Контроль состояния трубопроводов и арматуры...............................................................28

6.1    Цели контроля....................................................................................................................28

6.2    Объем эксплуатационного контроля................................................................................28

6.3    Критерии исправности трубопроводов............................................................................31

6.4    Инструментальный контроль ОПС трубопроводов и его критерии.............................31

6.5    Контроль металла элементов трубопроводов и арматуры.............................................32

7    Техническое обслуживание трубопроводов и арматуры..................................................33

7.1    Техническое обслуживание опорно-подвесной системы трубопроводов....................33

7.2    Оценка состояния уклонов трубопроводов.....................................................................35

7.3    Объемы технического обслуживания арматуры.............................................................35

7.4    Техническое освидетельствование...................................................................................39

7.5    Содержание трубопровода................................................................................................40

Ш

Существенные отклонения напряжений, действующих в холодном и рабочем состояниях, могут иметь место при:

-    неудовлетворительном качестве тепловой изоляции (в этом случае появляется нерасчетный перепад температуры по толщине стенки и, как следствие, -дополнительные стационарные температурные напряжения);

-    нагрузках элементов ОПС, отличающихся от расчетных значений (в этом случае повышаются напряжения, обусловленные распределенной и сосредоточенной массой трубопровода и реакцией элементов ОПС).

В условиях, когда температура трубопровода изменяется (при его прогреве или охлаждении) на напряженное состояние металла трубопровода накладываются дополнительные нестационарные напряжения, вызванные неустановившимся температурным полем по толщине стенки, периметру и длине трубопровода (нестационарные температурные напряжения).

Для ограничения величины дополнительных напряжений вводится нормирование скорости изменения температуры (прогрева и охлаждения) трубопровода (таблица 4.4).

Т а б л и ц а 4.4

Наименование Интервал температур, °С Скорость, °С/мин прогрева охлаждения Паропроводы среднего давле-ния (до 5 МПа) 20-500 15 10 Более 500 5 3 Паропроводы высокого давле-ния (свыше 5 до 22 МПа) 20-500 8 5 Более 500 3 2 Паропроводы сверхкритическо-го давления (свыше 22 МПа) 20-250 7 5 250-500 5 3 Более 500 1 1 Паросборные камеры свежего пара давлением более 22 МПа, корпуса ГПЗ и клапаны 20-250 5 4 250-500 3 2 Более 500 1 1

Примечания 1    При охлаждении трубопровода компоненты температурных напряжений и напряжений от внутреннего давления на внутренней поверхности складываются, поэтому для этого режима скорость изменения температуры нормируется более жестко, чем при прогреве. 2    Естественное остывание под слоем исправной тепловой изоляции обеспечивает допустимые скорости охлаждения трубопровода.

Увеличение скорости прогрева или охлаждения по сравнению с данными таблицы 4.4 может быть разрешено только на основании результатов специальных прочностных расчетов.

В режимах прогрева и расхолаживания в трубопроводе могут действовать дополнительные напряжения, обусловленные рядом объективных и субъективных факторов:

температурная неравномерность по периметру трубы: этот фактор проявляется при прогреве горизонтальных участков трубопроводов из-за неравномерной толщины пленки конденсата по периметру, наличия в трубопроводе не уда-

17

Введение

Трубопроводы являются неотъемлемым элементом технологических схем тепловых электростанций (ТЭС), обеспечивающим процесс производства тепловой и электрической энергии. Назначение трубопроводов состоит в соединении между собой источников технологических сред с их потребителями и выполнения других функций, обеспечивающих поддержку технологических процессов.

Настоящий стандарт является нормативным документом, устанавливающим требования как технического, так и организационного характера, направленные на обеспечение безопасной, надежной, эффективной и экономичной эксплуатации и технического обслуживания трубопроводов и арматуры.

IV

Трубопроводы и арматура ТЭС Организация эксплуатации и технического обслуживания

_Нормы    и    требования_

Дата введения - 2009-06-29 1 Область применения

Настоящий стандарт организации (СТО) распространяется на трубопроводы пара и горячей воды с рабочим давлением более 0,07 МПа или с температурой воды более 115°С.

Настоящий СТО предназначен для применения на всех энергетических предприятиях.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.2.063-81 Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.2.085-2002 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности.

ГОСТ 27.002-90 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

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

ГОСТ 7192-89 Механизмы электрические исполнительные постоянной скорости. ГСП. Общие технические условия.

ГОСТ 14891 Устройства автоматического управления для систем автоматического регулирования.

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия термины и определения.

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.

ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная промышленная. Термины и определения.

ГОСТ 28338-89 Соединение арматуры и трубопроводов. Проходы условные. Ряды.

СТО 17330282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. Контроль состояния металла. Нормы и требования.

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов 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

1

отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1    Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины с соответствующими определениями по ГОСТ 20911-89, ГОСТ 15467-79 и ГОСТ 27.002-90:

3.1.1    гиб: Колено, изготовленное с применением деформации изгиба трубы.

3.1.2    деталь: Изделие, изготовленное из однородного материала (без применения сборочных операций).

3.1.3    дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям.

3.1.4    колено: Фасонная часть, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°.

3.1.5    контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определения на этой основе одного из данных видов технического состояния в данный момент времени.

3.1.6    наработка: Продолжительность работы объекта.

3.1.7    прогнозирование технического состояния: Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени.

3.1.8    ресурс: Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

3.1.9    условия эксплуатации объекта: Совокупность факторов, действующих на объект при его эксплуатации.

3.1.10    арматура трубопроводная: Техническое устройство, устанавливаемое на сосудах, аппаратах и трубопроводах, предназначенное для управления потоками рабочей среды путем изменения проходного сечения.

3.1.11    арматура запорная: Арматура, предназначенная для полного перекрытия потока рабочей среды.

3.1.12    арматура регулирующая: Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды путем изменения расхода или изменения проходного сечения при неизменном расходе.

3.1.13    арматура предохранительная: Арматура, предназначенная для защиты оборудования и трубопроводов от повышения давления сверх допустимой величины путем сброса избытка рабочей среды в атмосферу.

3.1.14    арматура обратная: Арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного тока рабочей среды.

3.1.15    арматура отсечная: Запорная арматура, предназначенная для быстрого автоматического прекращения подачи рабочей среды при нарушении технологического цикла.

3.1.16    задвижка: Тип арматуры, в котором запорный или регулирующий орган возвратно-поступательно перемещается перпендикулярно оси потока.

3.1.17    клапан: Тип арматуры, в которой запорный или регулирующий орган возвратно поступательно перемещается вдоль оси потока.

2

3.1.18    условное давление: Рабочее давление среды в арматуре и деталях трубопроводов, при котором обеспечивается их длительная эксплуатация при температуре 20 °С.

3.1.19    пробное давление: Избыточное давление, при котором должны проводиться гидравлические испытания трубопроводов или их составных частей, включая арматуру, на прочность и герметичность по отношению к окружающей среде.

3.1.20    рабочее давление: Максимальное внутреннее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопровода.

3.1.21    условный проход арматуры и деталей трубопроводов: Номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода.

3.1.22    предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация либо восстановление работоспособности невозможны или нецелесообразны.

3.1.23    парковый ресурс: Наработка однотипных по конструкциям, маркам стали и условиям эксплуатации однотипных элементов теплоэнергетического оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу.

3.1.24    экспертиза промышленной безопасности: Оценка соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности, результатом которой является заключение.

3.2 Обозначения и сокращения

ВТО - восстановительная термическая обработка;

ГИ - гидравлическое испытание;

КИП - контрольно измерительные приборы;

ОПС - опорно-подвесная система;

РОУ - редукционно-охладительное устройство;

СТО - стандарт организации;

ТЭС - тепловая электростанция;

DN - условный проход;

PN - условное давление;

ИЛУ - импульсное предохранительное устройство.

4 Основные нормативные положения

4.1    Организационные мероприятия

4.1.1    Обязанности по обеспечению безопасного и исправного состояния трубопровода и входящих в его состав вспомогательных устройств, а также соблюдению допустимых режимов эксплуатации лежит на руководителе организации-владельца оборудования. Руководитель организации-владельца оборудования обеспечивает содержание трубопроводов в исправном состоянии и безопасные условия их эксплуатации путем организации надлежащего обслуживания.

В этих целях владельцу необходимо:

а - назначить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа инженерно-технических работников, прошедших проверку знаний в установленном порядке;

б - назначить необходимое количество лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверение на право обслуживания трубопроводов;

з

в - разработать и утвердить инструкцию для персонала, обслуживающего трубопроводы. Инструкция должна быть выдана под расписку обслуживающему персоналу и вывешена на рабочих местах;

г - персонал, на который возложены обязанности по обслуживанию трубопроводов, должен вести тщательное наблюдение за порученным ему оборудованием путем осмотра, проверки исправности действия арматуры, контрольноизмерительных приборов и предохранительных устройств; для записи результатов осмотра и проверки должен вестись сменный журнал;

д - обеспечить периодичность проверки знания руководящими и инженерно-техническими работниками правил, норм и инструкций по технике безопасности.

4.1.2    Руководитель организации обязан обеспечить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов необходимыми материальными средствами для выполнения им своих обязанностей (спецодеждой, приборами и инструментами, канцелярскими принадлежностями и др.).

4.1.3    Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов обязан:

4.1.3.1    Допускать к обслуживанию трубопроводов только обученный и аттестованный персонал.

4.1.3.2    Своевременно извещать комиссию по периодической и внеочередной проверке знаний о предстоящих проверках и обеспечить явку персонала для проверки знаний.

4.1.3.3    Обеспечивать прохождение обслуживающим персоналом периодических медицинских обследований.

4.1.3.4    Обеспечивать ведение и хранение технической документации по эксплуатации трубопроводов.

4.1.3.5    Выдавать письменное распоряжение на пуск трубопроводов в работу после проверки готовности к эксплуатации и организации их обслуживания.

4.1.3.6    Допускать к применению трубопроводы, соответствующие требованиям промышленной безопасности.

4.1.3.7    Организовывать своевременную подготовку к техническому освидетельствованию трубопроводов и участвовать в этих освидетельствованиях.

4.1.3.8    Проводить своевременное техническое освидетельствование трубопроводов.

4.1.3.9    Обеспечивать вывод трубопроводов в ремонт в соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов.

4.1.3.10    Участвовать в обследованиях, проводимых органами по энергетическому надзору, и выполнять предписания, выдаваемые по результатам обследования.

4.1.3.11    Проводить инструктаж и противоаварийные тренировки с персоналом, обслуживающим трубопроводы.

4.1.3.12    Устанавливать порядок приемки и сдачи смены обслуживающим трубопроводы персоналом.

4.1.3.13    Обеспечивать устранение выявленных во время технического освидетельствования или диагностирования неисправностей или дефектов до пуска трубопроводов в эксплуатацию.

4

4.1.4 Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов имеет право:

4.1.4.1    Осуществлять свободный доступ во все помещения, связанные с эксплуатацией трубопроводов в любое время суток.

4.1.4.2    Участвовать в деятельности комиссии по расследованию причин аварий, инцидентов и несчастных случаев, произошедших при эксплуатации трубопроводов.

4.1.4.3    Участвовать в работе комиссии по проверке знаний у специалистов и обслуживающего трубопроводы персонала.

4.1.4.4    Отстранять от обслуживания трубопроводов персонал, допустивший нарушения инструкций или показавший неудовлетворительные знания во время периодической или внеочередной проверок знаний и во время противоаварийных тренировок.

4.1.4.5    Предоставлять руководству организации предложения по привлечению к ответственности специалистов и обслуживающий персонал, допустивших нарушения правил эксплуатации и технического обслуживания трубопроводов.

4.1.4.6    Предоставлять руководству организации предложения по устранению причин, вызывающих нарушения требований правил эксплуатации и технического обслуживания трубопроводов.

4.2 Трубопроводы и их элементы

4.2.1    Трубные элементы

4.2.1.1    Трубные элементы характеризуется рядом условных проходов (DN) приблизительно равных внутреннему диаметру трубы. Для условных проходов не указывается размерность. Условные диаметры труб от 10 до 25 мм кратны 5; от 40 до 80 мм кратны - 10; от 100 до 375 кратны 25; от 400 до 1400 мм кратны 100. В качестве исключений применяются условные проходы 32 и 450.

Выбор основных размеров трубных элементов (внутреннего диаметра, толщины стенки, радиуса изгиба криволинейных элементов, протяженности, конфигурации и т.п.), а также металла, из которого они изготавливаются, определяется прочностным и конструкторским расчетами трубопровода.

4.2.1.2    Каждый трубный элемент должен иметь клеймо удостоверяющее марку стали и сертификат, удостоверяющий ее физические свойства и состав.

4.2.1.3    Расстояние от оси поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески должно выбираться исходя из возможности проведения осмотра, контроля и термообработки. После проведения реконструкции и монтажа вновь вводимых трубопроводов, с внутренним диаметром 150 мм и более, рекомендуемое расстояние от сварного соединения до края опоры или подвески должно составлять 0,75 - 1,2 м.

4.2.1.4    Конфигурация соединений трубных элементов в единый трубопровод должна обеспечивать:

- выполнение условий прочности от действия всех нагружающих факторов (давление транспортируемой среды при рабочей температуре, весовая нагрузка, реакции опор и подвесок, усилия, развивающиеся при температурных расширениях участков трубопроводов при их нагреве (обеспечение условий самокомпенса-ции температурных расширений), дополнительные напряжения на нестационарных режимах при пусках и остановах теплоэнергетического оборудования);

-    беспрепятственное удаление конденсата или воды (для этого ответвления трубопроводов выполнять на их нижней образующей, а расходомерные устройства располагать на вертикальных участках);

-    отсутствие возможности для возникновения непроектных ограничений температурным расширениям участков трубопровода, покрытого тепловой изоляцией, со стороны строительных конструкций, площадок обслуживания и других трубопроводов;

-    удобство монтажа, обслуживания, контроля и ремонта всех его элементов.

4.2.1.5    Прокладка участков трубопроводов должна быть выполнена таким образом, чтобы самопроизвольное движение конденсата или удаляемой из трубопровода воды было направлено к узлам дренирования. Прокладка горизонтальных участков осуществляется с определенным, заданным проектными расчетами наклоном трубы по отношению к горизонтали (уклоном).

4.2.1.6    Величина уклона для трубопроводов пара при прогреве трубопровода из холодного состояния до температуры насыщения, соответствующей полному давлению, должна быть не менее 4 мм на 1 метр длины. Для трубопроводов горячей воды уклон горизонтальных участков трубопровода для холодного состояния должен быть не менее 2 мм на 1 метр длины. Начальные уклоны монтажного и холодного положения трубопровода должны быть определены проектными расчетами и содержаться в проектной документации.

4.2.1.7    Направление уклонов, как правило, должно совпадать с направлением движения рабочей среды. В случае подъемного движения рабочей среды по трубопроводу пара допускается встречное направление потоков пара и конденсата.

4.2.1.8    Наличие недренируемых участков («мешков конденсата») на трубопроводах не допускается. При выявлении таких участков необходима организация их дренирования.

4.2.2 Воздушники и дренажные линии трубопроводов

4.2.2.1    В верхних точках трубопровода, на верхней образующей трубы должны устанавливаться специальные линии (воздушники), предназначенные для отвода воздуха и вентиляции внутреннего объема трубопровода. Эти линии должны связывать трубопровод с атмосферой. Открытие и закрытие воздушников должно осуществляться запорной арматурой, расположенной за пределами тепловой изоляции трубопровода.

4.2.2.2    Воздушники должны иметь площадки обслуживания. Линии воздушников не должны быть источником непроектных ограничений для перемещений трубопровода.

4.2.2.3    Во всех точках трубопровода пара, в которых может скапливаться конденсат должны быть смонтированы дренажные трубопроводы, назначение которых состоит в обеспечении возможности опорожнения и продувки трубопровода (т.е. пропуска через него греющей среды) или только опорожнения трубопровода. Как правило, функции опорожнения и продувки (в сочетании с прогревом трубопроводов) объединяют в себе дренажные трубопроводы, расположенные на наибольшем расстоянии от места подачи в трубопровод греющей среды. Исправ-