Эксплуатация трубопроводов промышленных предприятий

метки: Трубопровод, Безопасность, Эксплуатация, Безопасный, Арматура, Состояние, Персонал, Металл

Одним из важнейших и самых распространенных элементов современных тепловых электрических станций являются трубопроводы различных диаметров и конфигураций, предназначенные для транспортировки водяного пара, воды, масла, газа, воздуха, мазута и других сред.

Трубопроводы соединяют между собой основные агрегаты электростанции и вспомогательное оборудование. В результате объединения теплового оборудования системой трубопроводов образуется единая установка, осуществляющая основной технологический процесс производства электроэнергии.

В своём реферате я рассматривала эксплуатацию трубопроводов горячей воды и пара, так как данные энергетические магистрали напрямую связанным с профилем моего обучения.

Трубопроводы пара и горячей воды эксплуатируются в сложных условиях, так как, кроме воздействия собственного веса с учетом находящихся в них рабочих сред, установленной на них арматуры, они находятся под воздействием массы теплоизоляции и термических переменных напряжений. Это совместное воздействие на трубопроводы, находящиеся одновременно под напряжениями растяжения, изгиба, сжатия и кручения, вызывает необходимость тщательного обоснования их механической прочности и расчета конструкций для обеспечения безопасности при их эксплуатации.

Надёжность и экономичность эксплуатации тепловой электростанции во многом определяется надёжной и экономичной работой ее трубопроводной системы. Повреждения трубопроводов могут привести к необходимости снижения мощности агрегатов или даже к полной их остановке.

Основные экономические показатели тепловой электростанции (капитальные вложения, эксплуатационные расходы, расчётные затраты) зависят от характеристик системы трубопроводов, их схемы, размеров, материалов для их изготовления. По отношению к общей стоимости тепломеханического оборудования стоимость трубопроводов составляет от 10% (КЭС) до 20% (ТЭЦ).

Монтаж трубопроводов требует значительных затрат, составляющих для КЭС около 19%, а для ТЭЦ около 27% общих затрат на монтаж оборудования. [1]

1. Определение

Трубопровод является совокупностью деталей и устройств, предназначенной для транспортировки технологической среды. Он включает в себя прямолинейные участки, криволинейные участки, фасонные элементы (тройники, переходники с одного диаметра на другой, компенсаторы), устройства и арматуру различного назначения, а также вспомогательные технологические линии для заполнения, опорожнения, прогрева и удаления воздуха. В состав трубопровода входят также ОПС (Опорно-подвесная система креплений трубопровода), обеспечивающая сохранение заданной трассировки трубопровода и его проектных перемещений при монтаже и в условиях эксплуатации, тепловая изоляция, а также средства контроля и защиты. Средства контроля и защиты, устанавливаемые на трубопроводах, должны обеспечивать надежное и безопасное функционирование не только самого трубопровода, но и подключенного к нему технологического оборудования.

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

... при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника. Оборудование фонтанной скважины ...

Трубопроводы тепловых электростанций работают в сложных условиях. Во время работы элементы трубопроводов находятся под постоянной нагрузкой: от давления протекающей среды; от массы металла труб, арматуры, протекающей среды, теплоизоляции; от нагрузок теплового удлинения; от вибрационных нагрузок. Кроме того, в материалах деталей трубопровода могут возникать периодические нагрузки: от неравномерного их нагрева; от защемления подвижных опор; от чрезмерного трения в подвижных опорах трубопроводов.

Из вышесказанного вытекают основные требования к трубопроводам: прочность и плотность, а также возможность быстрых переключений, минимальные потери давления и теплоты, надежная компенсация температурных удлинений.

1.1 Организация эксплуатации трубопроводов

За обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов и ответственность за их исправное состояние несёт руководящий работник, назначенный приказом по предприятию, которому непосредственно подчинен персонал, обслуживающий трубопроводы.

Для трубопроводов и арматуры проектной организацией устанавливается расчетный срок эксплуатации.

Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов обязан [2,5]:

• обеспечивать ведение и хранение технической документации по эксплуатации и ремонту трубопроводов (паспорт, оперативный и ремонтный журналы, журнал контрольных поверок манометров и др.);
• ежедневно в рабочие дни проверять записи в сменном;
• выдавать письменное распоряжение на пуск трубопроводов в работу после проверки готовности к эксплуатации и организации их обслуживания;
• обеспечивать каждый трубопровод, введенный в эксплуатацию, необходимыми табличками и надписями;
• допускать к эксплуатации трубопроводы, соответствующие требованиям промышленной безопасности;
• организовывать своевременную подготовку к техническим освидетельствованиям трубопроводов, зарегистрированных в органах Ростехнадзора и участвовать в освидетельствованиях;
• проводить техническое освидетельствование трубопроводов;
• проводить наружный осмотр трубопроводов (в процессе работы) — не реже одного раза в год;
• обеспечивать вывод трубопроводов в ремонт в соответствии с графиком ремонтов;
• участвовать в обследованиях, проводимых территориальными органами Ростехнадзора, и выполнять предписания, выдаваемые по результатам обследований;

• обеспечивать устранение выявленных во время технического освидетельствования или диагностирования неисправностей, или дефектов до пуска трубопровода в эксплуатацию.

К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица, обученные по программе, согласованной в установленном порядке, имеющие удостоверение на право обслуживания трубопроводов и знающие инструкции по их эксплуатации.

Важнейшим видом подготовки оперативного персонала являются противоаварийные тренировки. Оперативный персонал ТЭС должен участвовать в противоаварийных тренировках не реже одного раза в квартал.

1.2 Категорирование трубопроводов, их классификация по параметрам среды

Согласно типовому руководству по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ТЭС принята классификация главных трубопроводы тепловых электрических станций, представленная в таблице 1.

Таблица 1. Классификация трубопроводов тепловых электростанций.

Категория	Группа	Рабочие параметры среды
трубопроводов		температура, °С	давление, МПа
I	1	Выше 560	Не ограничено
	2	Выше 520 до 560 включительно	Не ограничено
	3	Выше 450 до 520 включительно	Не ограничено
	4	До 450 включительно	Более 8,0
II	1	Выше 350 до 450 включительно	До 8,0 включительно
	2	До 350 включительно	Более 4,0 до 8,0
III	1	Выше 250 до 350 включительно	До 4,0 включительно
	2	До 250 включительно	Более 1,6 до 4,0
IV	—	Выше 115 до 250	Более 0,07 до 1,6 включительно

Данная классификация распространяется только на промышленные трубопроводы ТЭС, ГЭС и АЭС.

В настоящий момент действуют два нормативно-технических документа, охватывающие остальные трубопроводы : Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (далее — ФНП ОРПД), утвержденные приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 № 116 (зарегистрирован в Минюсте России 19.05.2014, рег. № 32326), а также Технический регламент Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013).

1.3 Окраска и надписи на трубопроводах

В зависимости от назначения трубопровода и параметров среды поверхность трубопровода должна быть окрашена в соответствующий цвет и иметь маркировочные надписи.[3,приложение №2]

Для транспортируемых сред на ТЭС: трубопроводы воды окрашиваются в зелёный цвет с белыми надписями, трубопроводы пара- в красный с белыми надписями.

Все трубопроводы, поверхность тепловой изоляции которых не имеет металлической обшивки, должны быть окрашены.

На каждый трубопровод после его регистрации на специальные таблички форматом не менее 400 х 300 мм должны быть нанесены следующие данные:

1) регистрационный номер трубопровода;

2) разрешенное давление среды;

3) разрешенная температура среды;

4) дата (месяц и год) следующего технического освидетельствования.

На каждом трубопроводе должно быть не менее трех табличек, которые должны устанавливаться по концам и в середине трубопровода. Если один и тот же трубопровод размещается в нескольких помещениях, табличка должна быть на трубопроводе в каждом помещении.

2. Эксплуатация вспомогательного оборудования трубопроводов

Исправность дренажных линий и их арматуры во многом определяет надежность трубопровода и его долговечность.

1.Арматура трубопроводов:

Термин «арматура трубопроводов» — отражает совокупность технических устройств, основное назначение которых состоит:

• в отключении трубопроводов от других, присоединенных к нему трубопроводов или оборудования (запорная арматура);
• в регулировании параметров транспортируемой среды: расхода, давления, температуры (регулирующая арматура);
• в предохранении трубопроводов или подключенного к ним оборудования от повреждений (защитная арматура или предохранительные устройства).

По способу присоединения к трубопроводу арматура разделяется на фланцевую и с концами, разделанными под сварку.

По способу управления — на ручную, электрифицированную с управлением по месту и электрифицированную с дистанционным управлением.

Запорная арматура должна обеспечивать в закрытом состоянии отсутствие протока через нее среды (т.е. плотность), а также минимальное гидравлическое сопротивление для транспортируемой среды в открытом состоянии. Оба эти показателя для запорной арматуры являются нормируемыми.

Запорная арматура должна быть рассчитана на полный перепад давлений на запорном органе.

В рабочем состоянии трубопровода запорная арматура должна быть либо полностью открыта, либо закрыта. Использование запорной арматуры вкачестверегулирующей запрещается.

Регулирующая арматура предназначена для плавного изменения параметров транспортируемой среды в процессе эксплуатации трубопровода (давления, расхода и температуры).

К регулирующей арматуре относятся: регулирующие и дроссельные клапаны, вентили.

Предохранительные устройства должны обеспечивать невозможность повышения давления в трубопроводе и подключенном к нему оборудовании выше установленного уровня. К предохранительным устройствам относятся предохранительные клапаны, БРОУ (в режимах пуска и останова), а также обратные клапаны.

Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажными линиями.

Предохранительные клапаны должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в защищаемом элементе не превышало расчетное более чем на 10 %.

На арматуре должны быть таблички с названиями и номерами, соответствующими номерам на технологических (рабочих) схемах трубопроводов, а также направления вращения штурвала в сторону открытия «О» и закрытия «З». Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а запорная арматура — указателями «Открыто» и «Закрыто».Допускается использование маркировочных табличек, расположенных непосредственно на арматуре.

2. Дренажные трубопроводы и воздушники:

Во всех нижних точках трубопровода, в которых может накапливаться конденсат или оставаться вода (для трубопроводов питательной воды) в соответствии с [3] должны быть смонтированы дренажные линии. Опорожнение трубопровода должно производиться в специальное технологическое оборудование (расширители дренажа), имеющее устройства для периодического или непрерывного отвода жидкости.

На дренажных линиях должна быть установлена запорная арматура, а при давлении свыше 2,2 МПа (22 кгс/см2) — два последовательных вентиля, первый из которых должен использоваться как запорная арматура, второй — как регулирующая.

Для трубопроводов, транспортирующих пар,дренажные линии предназначены:

• для контроля пропуска пара через трубопровод (через ревизии);
• для отмывания трубопровода (через ревизии — в сливную воронку);
• для опорожнения от конденсата;
• для пропуска пара при прогреве трубопровода (продувки трубопровода);
• для пропуска небольших расходов пара для поддержания высокой температуры в тупиковых участках трубопровода.

Как правило, дренажные линии, расположенные на наибольшем расстоянии от места подачи в трубопровод пара, должны объединять в себе возможности проведения дренирования трубопровода и выполнение его продувки.

В верхних точках трубопровода, на верхней образующей трубы должны устанавливаться воздушники — линии, предназначенные для удаления из трубопровода воздуха при его заполнении паром или водой. Воздушники должны связывать трубопровод с атмосферой. Открытие и закрытие воздушников должно осуществляться вентилем. Воздушники должны иметь площадки обслуживания.

Для предотвращения образования конденсата и попадания его в прогретые трубопроводы пара, протяженность участков воздушников, дренажных и продувочных трубопроводов от штуцера подключения к трубопроводу до первой по ходу среды запорной арматуры не должна превышать 250 — 300 мм. Кроме того, воздушники, дренажные линии, линии продувки и безарматурные линии должны быть тщательно теплоизолированы.

Арматура воздушников и дренажных линий должна выбираться на те же параметры рабочей среды, что и арматура трубопровода, на котором они устанавливаются.

3. Опорно-подвесная система креплений трубопровода (ОПС):

Масса трубопровода, его ответвлений и арматуры должна быть равномерно распределена по опорным элементам, надежно закрепленным на строительных конструкциях.

Опорные элементы, а также узлы их закрепления, должны быть рассчитаны на вертикальную нагрузку от массы трубопровода, заполненного водой и покрытого тепловой изоляцией, а также усилия, возникающие в результате температурных расширений участков трубопровода при его нагреве. Упругие элементы ОПС должны обладать нормативными запасами по грузоподъемности и диапазону изменения упругих свойств.

Для трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются воздействию вибрации, должны быть предусмотрены средства ее снижения до уровня, исключающего возможности их аварийного разрушения и разгерметизации системы.

Регулировка нагрузки элементов ОПС должна выполняться только в холодном состоянии трубопровода.

4. Тепловая изоляция трубопроводов:

Тепловая изоляция трубопровода должна выполняться по отдельному проекту и соответствовать требованиям [4, 19].О

Полная или частичная замена тепловой изоляции на облегченную изоляцию может привести к появлению зон повышенных напряжений и вызвать негативное изменение уклонов. Поэтому изменение массы тепловой изоляции требует повторного расчета нагрузок элементов ОПС, изменения разметки индикаторов температурных перемещений и проверки системы уклонов трубопровода.

Целесообразно замену тепловой изоляции на трубопроводе (изменяющую его суммарную погонную массу) проводить на всей протяженности трубопровода. При замене тепловой изоляции на отдельных участках трубопровода (например, гибах) необходимо составлять карту расположения изоляции с указанием границ участков с различной погонной массой изоляции для получения достоверных данных по оптимальной загрузке элементов ОПС.

При обнаружении пропаривания через тепловую изоляцию персонал обязан:

• прекратить все работы в опасной зоне и из нее удалить персонал;
• немедленно поставить в известность начальника смены цеха;
• определить опасную зону и принять меры по ее ограждению для предотвращения прохода через нее людей;
• вывесить знаки «ПРОХОД ВОСПРЕЩЕН!», «ОПАСНАЯ ЗОНА!».

2.1 Средства контроля и защиты трубопроводов

Целями контроля трубопроводов в процессе эксплуатации является выявление и предупреждение повреждений, а также обеспечение работоспособности ответственных элементов трубопровода.

Повреждения трубопровода могут быть вызваны следующими причинами:

• ошибками проектирования или монтажа;
• технологическими дефектами в металле элементов трубопроводов;
• износом деталей арматуры;
• недопустимой скоростью ползучести металла труб вследствие превышения рабочей температуры металла или несоответствия фактической и проектной марок стали, из которой изготовлены отдельные элементы трубопровода;
• воздействием повышенных напряжений связанных с образованием защемлений, повреждениями элементов ОПС (пружин, тяг, хомутов и т.п.);

• воздействием температурных напряжений, возникших вследствие нарушения скоростей изменения температуры в переходных режимах;
• гидроударами и вибрацией;
• различными нарушениями в технологии изготовления сварных соединений, а также охрупчиванием металла в процессе его длительной эксплуатации.

Трубопроводы должны оснащаться средствами для измерения давления и температуры рабочей среды. Помимо этого, на трубопроводах устанавливаются первичные датчики, а также исполнительные устройства защит, обеспечивающие безопасность персонала, трубопроводов и связанного с ними оборудования.

Рекомендуется осуществлять контроль разницы температур «верх-низ» трубопровода пара во всех зонах, в которых возможно скопление конденсата. Для этого возможно использование поверхностных термопар или термопар, установленных в объеме металла.

Для обеспечения надежности трубопровода при проведении операций прогрева и расхолаживания рекомендуется осуществлять его дополнительный температурный контроль поверхностными термопарами или термопарами, размещенными в основном металле трубопровода в следующих зонах:

• на участках за впрыскивающими пароохладителями;
• на участках, которые при различных схемных переключениях могут стать тупиковыми.

На трубопроводах пара с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара от 300 °С и выше в соответствии с [3] должны устанавливаться указатели для контроля за температурными расширениями участков, а также наблюдением за правильностью работы элементов ОПС. Количественный контроль температурных перемещений трубопроводов должен выполняться для тех режимов эксплуатации, для которых имеются контрольные значения температурных перемещений. К указателям температурных перемещений должен быть обеспечен свободный доступ.

Для измерения давления среды используются манометры.

Измерение нагрузок ОПСс помощью высот пружин упругих элементов ОПС в рабочем состоянии должно выполняться при проектной (расчетной) температуре трубопровода.

Результаты замеров остаточных деформаций, температурных перемещений, высот и текущих нагрузок пружин должны заноситься в специальные журналы и обрабатываться в соответствии с [5, 18].

Наблюдение за трубопроводами и контроль их элементов должен осуществлять персонал смен в соответствии с должностными инструкциями, а также лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

Ежесменный контроль трубопроводов и их элементов, как работающих, так и находящихся в резерве и на консервации, должен осуществляться не реже одного раза в смену в следующем объеме:

• наружный осмотр трубопровода, в том числе: состояния тепловой изоляции, фланцевых соединений, основной и вспомогательной арматуры, элементов ОПС;

• проверка исправности КИП;
• осмотр и проверка плотности сальников;
• проверка плотности трубопроводов и арматуры;
• проверка отсутствия вибрации трубопроводов;
• проверка плотности арматуры дренажей и воздушников (они не должны иметь пропуска в закрытом положении);
• проверка состояния предохранительных устройств;
• проверка отсутствия попадания на трубопроводы воды, масла, щелочей, кислот, мазута и пр.;

• проверка наличия табличек на трубопроводах и арматуре;
• проверка исправности индикаторов температурных перемещений;
• проверка состояния площадок обслуживания элементов трубопровода, арматуры, предохранительных устройств, КИП;

• проверка отсутствия защемлений основных и вспомогательных трубопроводов.

Все обнаруженные при ежесменных обходах дефекты должны быть своевременно занесены в журнал дефектов и о них должен быть поставлен в известность начальник смены цеха.

Периодическое опробование технологических защит оборудования должно проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС.

2.2 Нестационарные режимы эксплуатации трубопроводов

Различаются следующие типовые режимы изменения состояния технологического оборудования ТЭС:

• прогрев из холодного состояния;
• прогрев из неостывшего состояния;
• прогрев из горячего состояния;
• останов оборудования в резерв;
• останов в ремонт;
• аварийный останов.

Цель персонала ТЭС при осуществлении типовых режимов изменения состояния оборудования состоит в том, чтобы обеспечить выполнение графиков-заданий с минимальным отклонением параметров от рекомендуемых значений.

Допускаемые отклонения от графиков-заданий в соответствии с [6] составляют:

• не более ±20 °С по температуре свежего и вторичного перегретого пара;
• не более ±0,5 МПа по давлению свежего пара;
• не более 15 °С разницы температур между параллельными нитками трубопроводов.

Основным факторам, влияющим на надежность трубопровода, является уровень напряжений в металле его элементов, обусловленный:

• внутренним давлением;
• распределенной и сосредоточенной массовой нагрузкой, а также реакцией элементов ОПС;
• усилиями самокомпенсации температурных расширений.

Факторы, вызывающие нестационарные режимы работы трубопроводов:

Неравномерное температурное поле по толщине стенки трубы:

Эти напряжения определяются скоростью изменения температуры среды, интенсивностью теплообмена и геометрическими характеристиками стенки трубы. Скорость изменения температуры среды в процессе нестационарных режимов эксплуатации поддается воздействию со стороны обслуживающего персонала, и, поэтому, данный вид напряжений является управляемым.

При прогреве трубопровода из холодного состояния допускаемая температурная неравномерность по периметру горизонтальных участков нормируется и не должна превышать 50 °С [6].

При отсутствии температурного контроля «верх-низтрубы» появление температурной неравномерности по периметру трубы в нестационарном режиме может быть обнаружено по изменению положения указателей температурных перемещений (обычно она проявляется в резком отклонении траектории перемещения указателя от обычной траектории, соединяющей положения начальной и конечной точек разметки).

Приконтролетемпературыметаллатрубопроводаповерхностнымитермопарамитепловойударвыглядиткаккратковременноеизменениетемпературысоскоростьюдо 30 — 70 °С/мин, затем эта скорость быстро снижается.

Предотвратитьповышениенапряженийвследствиетепловогоудараможнолишьзаблаговременно, создаваясоответствующиеусловияизменениятемпературы.

Вобщемслучаеследуетизбегатьлюбыхрезкихизмененийтемпературысредыпоотношениюктемпературестенкитрубы.

Гидроудары:

В процессе пусков и остановов могут создаваться условия, при которых движущийся с большой скоростью поток пара захватывает некоторое количество воды (конденсата).

Требования по эксплуатации трубопроводов при необходимости изменения его теплового состояния:

Операции по изменению теплового состояния оборудования и трубопроводов должны проводиться в соответствии с утвержденными графиками, инструкциями, а в отдельных случаях, — по специальным программам. Выполняемые операции должны фиксироваться в оперативном журнале.

Разрешение на проведение операций по изменению состояния трубопровода должен давать технический руководитель цеха или его заместитель.

Операции по изменению состояния трубопровода и оборудования, подключенного к нему, как правило, должны производить не менее двух человек. При этом первый из них должен выполнять технологические операции, а второй — контролировать правильность их выполнения.

Анализ качества ведения нестационарных режимов оборудования, и трубопроводов, в частности, должен проводиться постоянно действующей комиссией, назначаемой приказом руководителя организации — владельца оборудования.

2.4 Схемы прогрева и расхолаживания трубопроводов и требования, предъявляемые к ним

Для прогрева трубопровода до заданной температуры требуется:

• регулируемый по температуре и (или) расходу источник пара;
• линия для подачи пара в трубопровод;
• линии для эвакуации среды (пара или его конденсата) из трубопровода (их использование должно определяться текущими параметрами среды, а также схемой ее утилизации);
• устройства, к которым подключаются линии эвакуации среды из прогреваемого трубопровода.

Подача пара в трубопровод осуществляется:

• непосредственно из котла или из отбора турбины без промежуточной арматуры;
• через байпасы арматуры;
• через специальные вспомогательные линии.

Удаление конденсата из трубопровода пара, как правило, производится через дренажные линии в сборные коллекторы и далее — в емкости-расширители.

После завершения интенсивной конденсации греющего пара на стенках трубопровода его прогрев может продолжаться путем:

• пропуска пара через дренажные линии (последние исполняют роль нескольких продувочных линий);
• пропуска пара через одну продувочную линию (с закрытием остальных дренажных линий);
• совместного использования дренажных линий и РОУ.

Особенностью схемы прогрева главных трубопроводов блочных энергоустановок является одновременность и согласованность операций на котле, трубопроводах и турбине. При этом после достижения заданных значений параметров пара производится толчок турбины, и дальнейший прогрев главного паропровода, турбины и трубопроводов тракта вторичного перегрева пара производится синхронно одним потоком пара с нарастающим давлением и температурой.

На ТЭС с поперечными связями схемы прогрева зависят от назначения трубопровода и рабочей схемы его включения. Прогрев обычно производится по участкам: от котла до переключающей магистрали, от переключающей магистрали до ГПЗ турбины, и от ГПЗ турбины до СК. Отдельно прогреваются участки переключающей магистрали. Возможен совместный прогрев главных трубопроводов котла и турбины.

Прогрев вспомогательных трубопроводов (дренажных, продувочных, сбросных), не имеющих средств контроля температурного состояния, регулируется степенью открытия арматуры. В этом случае последовательность выполнения операций и скорость открытия арматуры должна определяться местными инструкциями по эксплуатации

Расхолаживание (охлаждение) трубопроводов производится:

• естественным путем через тепловую изоляцию с открытием воздушников и дренажных линий (медленное охлаждение);
• принудительно (если это предусмотрено технологической схемой), путем пропуска охлаждающей среды с температурой, меньшей, чем температура стенки трубопровода.

В режимах аварийного останова оборудования блочных ТЭС эвакуация пара из котла через трубопроводы осуществляться через БРОУ высокой пропускной способности.

На ТЭС с параллельными связями эвакуация пара из котла производится через линии продувки конвективного пароперегревателя.

Скорость охлаждения оборудования, подключенного к трубопроводам обычно не одинакова:быстрее остывают котлы, медленнее — паропроводы, и еще медленнее — наиболее толстостенные части турбины. Эта закономерность является следствием различий в металлоемкости и в условиях отвода тепла от этих элементов.

2.5 Останов и консервирование трубопроводов

1. Останов оборудования без расхолаживания трубопроводов:

До проведения операций останова необходимо убедиться:

• в исправном состоянии отключающей арматуры, а также дренажей и воздушников;
• в исправном состоянии приборов температурного контроля и давления.

Останову должны предшествовать операции по разгрузке технологического оборудования. После останова производится сброс избыточного пара через РОУ и (или) через специальные линии в паровое пространство конденсатора турбины. В процессе проведения этих операций должна выдерживаться последовательность действий и выполнение критериев, определенных в соответствующих графиках-заданиях, а также — заданные скорости снижения параметров. Должно быть запрещено использование впрыскивающих пароохладителей в трубопроводах при расходах пара, не обеспечивающих надежной работы впрыскивающего устройства.

После останова энергоблока и снижения давления в паровом тракте котла до 2-2,5 МПа рекомендуется обратным ходом пара прочистить впрыскивающие устройства пароохладителей.

После отключения оборудования необходимо максимально замедлить темп остывания трубопроводов, чтобы избежать потери топлива на их последующий прогрев. Для этого необходимо обеспечить плотность закрытия основной отключающей арматуры и арматуры вспомогательных трубопроводов.

При останове котлов из-за интенсивного остывания поверхностей нагрева в них может образовываться конденсат. Должны быть реализованы дополнительные операции, исключающие возможность попадания конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы и главные трубопроводы пара.

2.Останов оборудования с расхолаживанием трубопроводов:

Начальные операции останова с расхолаживанием трубопроводов аналогичны операциям, изложенным выше. В режиме останова знаки окружных температурных напряжений и напряжений от внутреннего давления совпадают. Поэтому выполнение требований графиков- заданий по допустимым скоростям охлаждения металла для этого режима особенно важно. трубопровод технологический расхолаживание

Для отключения трубопровода, который может быть отделен от работающих трубопроводов запорной арматурой, необходимо:

• перед открытием арматуры воздушников или дренажей убедиться в ее исправном состоянии;
• закрыть арматуру и ее байпасные линии, связывающие трубопровод с работающим оборудованием и другими трубопроводами;
• убедиться в плотности закрытия отключающей арматуры, для этого приоткрыть воздушник, снизить давление в дренируемом пространстве на 2-3 кгс/см2, затем закрыть воздушник и убедиться, что давление не повышается;

• открыть дренажные линии, при этом открытие арматуры дренажей производить не допуская запаривание помещения, а также попадания пара или воды на персонал и расположенное рядом оборудование;
• открыть воздушники;
• убедиться в отсутствии избыточного давления в отключенном трубопроводе, для этого медленно закрыть, а затем открыть сливную дренажную арматуру;

— если установлено, что отключающая арматура или ее байпасы не обеспечивают достаточной плотности, персонал, производящий отключение трубопровода, должен сообщить об этом начальнику смены цеха и не производить дальнейших действий до осуществления дополнительных операций по надежному отключению трубопровода.

Через некоторый промежуток времени после закрытия запорных органов арматуры (обычно, спустя 15 ч 20 минут), вследствие остывания штока, сила прижатия рабочих поверхностей арматуры снижается, поэтому должно быть организовано ее дополнительное уплотнение (поджатие).

При планировании длительных простоев оборудования должны быть приняты меры для консервации трубопроводов.

После остывания должен быть проведен внешний осмотр трубопровода, элементов ОПС, выполнена проверка соответствия положения указателей температурных перемещений контрольной разметке на координатных пластинах. При обнаружении расхождения следует проверить элементы ОПС и трубопроводную систему на возможность защемлений. Результаты визуального контроля и обнаруженные дефекты должны быть занесены в оперативный журнал и/или журнал дефектов.

Если трубопровод был отключен аварийно, то при обнаружении смещения по вертикали положения индикаторов температурных перемещений должны быть выполнены измерения уклонов горизонтальных участков трубопроводов. При обнаружении недопустимых отклонений от проектных значений должны быть приняты меры по исправлению значений уклонов и регулировке нагрузки упругих элементов ОПС.

3.Особенности останова трубопроводов в ремонт:

При выводе в ремонт трубопровод, связанный с работающим оборудованием, как правило, должен отключаться двумя последовательно установленными запорными органами. В этом случаенеобходимо добавить следующие операции к вышеизложенным:

• запереть управляющие органы байпасов, а также дренажных линий со стороны работающих трубопроводов;
• открыть в атмосферу дренажную линию, между двумя задвижками, отключающими трубопровод от работающего оборудования;
• запереть приводы отключающей арматуры на цепи с замками;
• снять напряжение с электродвигателей привода арматуры;
• повесить на отключенную арматуру плакаты: «НЕ ОТКРЫВАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ!», а на открытую арматуру: «НЕ ЗАКРЫВАТЬ РАБОТАЮТ ЛЮДИ», а на место производства работ плакаты: «РАБОТАТЬ ЗДЕСЬ»;
• открыть воздушники в верхних участках трубопровода для постоянной вентиляции трубопровода.

В отдельных случаях, когда нельзя отключить для ремонта трубопровод двумя последовательными задвижками, допускается с разрешения главного инженера (технического руководителя) предприятия отключать ремонтируемый участок одной задвижкой. При этом не должно быть парения (утечки) через открытый на время ремонта на отключенном участке дренаж в атмосферу. Разрешение фиксируется его подписью на полях наряда-допуска.

При неплотности отключающей арматуры, ремонтируемый участок трубопровода должен быть отделен от работающего участка заглушкой.

Если трубопровод расхолаживается с целью проведения ВТО (внеочередного технического обследования), то дополнительно должны быть выполнены следующие мероприятия [7]:

• в холодном состоянии трубопровода его упругие элементы ОПС должны быть поставлены на фиксаторы;
• демонтирована тепловая изоляция;
• выполнена инструментальная проверка прямолинейности участков трубопровода и состояния системы уклонов;
• по результатам проверки составлен акт о состоянии трубопроводной системы перед проведением ВТО.

4.Консервация трубопроводов:

Во время продолжительных остановов в оборудовании и подключенных к нему трубопроводах идут процессы окисления внутренней поверхности труб, которые в условиях эксплуатации контактируют с деаэрированной обессоленной водой, влажным или перегретым паром. Механизм и скорость протекания атмосферной (стояночной) коррозии зависят от увлажненности поверхности металла. Для сталей, находящихся в атмосфере чистого воздуха, критической величиной относительной влажности является 60%. При относительной влажности воздуха более 60% происходит резкое увеличение скорости атмосферной коррозии.

Консервация (защита поверхностного слоя металла от внешних воздействий) обеспечивает сохранность оборудования и трубопроводов, сокращает затраты на ремонт, восстановление и поддержание технико-экономических показателей тепловых электростанций.Различают сухую и влажную консервацию, а также пароводокислородную обработку.

Сухая консервация производится подогретым воздухом, осушенным воздухом, ингибированным воздухом, азотом, газообразным аммиаком.Более 65 % остановов оборудования в резерв или ремонт имеют срок останова не превышающий 30 суток. В этом случае наиболее часто используется так называемый «сухой останов» — длительное поддержание высокой температуры в пароводяном тракте котла и паропроводах. Сухой останов является заключительным этапом останова оборудования.

При консервации осушенным воздухом наиболее целесообразной является замкнутая схема: оборудование — осушитель — компрессор — ресивер — оборудование. В этом случае все элементы оборудования с помощью штатной арматуры и временных трубопроводов объединяются в замкнутый контур и продуваются воздухоосушительной установкой включенной в схему.

Влажная консервация производится с поддержанием избыточного давлениягидразинно-аммиачным раствором, раствором аммиака, нитритно-аммиачным раствором, аммиачным раствором трилона Б(совмещаются с сухим методом, применяются при остановах от 30 до 60 суток); контактными ингибиторами (М-1, МСДА),октадециламином (ОДА) (вывод в ремонт или резерв на срок более 60 суток), деаэрированной водой(требования по солесодержанию и содержанию кислорода, как к питательной воде котлов)

Применение ОДА требует подготовительных работ на остановленном оборудовании, поэтому до консервации может пройти несколько дней, в течение которых оно не будет надежно защищено. Применение ОДА требует дополнительной растопки котла для выполнения консервации, операций по расконсервации (отмывки).

Контактные ингибиторы, также как ОДА, создают на поверхности металла гидрофобную пленку, которая сохраняется и после слива консервирующего раствора.

Применение для влажной консервации химических веществ обычно требуют решения вопросов утилизации отработанного консерванта

Пароводокислородная обработка оборудования и трубопроводов проводится в режиме растопки при отключенной турбине и сбросе рабочей среды в атмосферу, циркуляционный канал или конденсатор. Для реализации этого способа консервации необходим запас кислорода и обессоленной воды.После пароводокислородной обработки котел может быть остановлен в резерв (ремонт) или пущен в эксплуатацию. Дополнительных мероприятий по расконсервации оборудования не требуется. Для проведения пароводокислородной обработки требуются подготовительные операции и монтажные работы на остановленном котле (подготовка схемы дозировки кислорода, анализ состояния поверхностей нагрева и т.п.), а также дополнительная растопка котла для выполнения консервации

При выполнении на электростанциях консервации тем или иным способом (при сроке останова 30 дней и более), ее качество должно контролироваться в соответствии со специальной рабочей программой.

Такая программа должна составляться химслужбой ТЭС. Контроль качества консервации производится по данным химических анализов.

Способ консервации выбирается с учетом особенностей электростанций и особенностей оборудования. На одной электростанции на разном оборудовании могут использоваться несколько различных способов консервации. При выборе конкретного способа во внимание принимаются:

• используемый водный режим;
• наличие на ТЭС схем консервации и возможность выполнения консервации собственными силами;
• возможность сброса и нейтрализации отработанных консервирующих растворов;
• продолжительность останова;
• необходимость ввода оборудования в эксплуатацию, без затрат времени на отмывку.

2.6 Техника безопасности

При ликвидации аварийных ситуаций персонал обязан руководствоваться принципами, изложенными ниже в приоритетном порядке:

• обеспечение безопасности людей;
• сохранение целостности оборудования;
• обеспечение потребителей тепловой и электрической энергией.

Трубопровод должен быть немедленно отключен при разрыве любого из его элементов, а также при возникновении в процессе эксплуатации гидравлических ударов или внезапной вибрации.

При разрыве элементов трубопровода персонал должен действовать в соответствии с производственной инструкцией и навыками, полученными на противоаварийных тренировках. При этом необходимо:

• отключить поврежденный участок путем закрытия его запорной арматуры;
• убедиться в плотности отключающей арматуры;
• остановить оборудование, связанное с поврежденным участком;

открыть на поврежденном участке воздушники и дренажные линии

открыть все окна и двери в зоне запаривания и включить приточно-вытяжную вентиляцию.

Чтобы не допустить возникновение аварийной ситуации, при эксплуатации трубопроводов должны строго соблюдаться правила техники безопасности по работе с арматурой, в частности:

• не допускается применять резких воздействий на штурвал управления ручной арматуры при ее обтяжке;
• состояние ручной арматуры должно позволять открывать и закрывать ее нормальным усилием одного человека;
• следует соблюдать особую осторожность при операциях с арматурой в слабо освещенных и труднодоступных местах;
• если при осмотре элементов арматуры выявлены дефекты, способные вызвать нарушение плотности, следует прекратить операции с арматурой до ее замены;
• все операции с арматурой, имеющей ручное управление, должны выполняться в защитных рукавицах;
• персонал, ведущий продувку засорившегося штуцера, должен находиться на стороне, противоположной выходу дренажа или пара.

Обходы и осмотры оборудования должны производиться только с разрешения дежурного персонала, ведущего режим оборудования.

3. Техническое освидетельствование

Техническое освидетельствование включает в себя проверку документации, наружный осмотр трубопровода, гидравлические испытания, оформление результатов технического освидетельствования.

Техническое освидетельствование трубопроводов проводится комиссией по техническому освидетельствованию оборудования и трубопроводов, работающих под давлением, назначенной приказом или распоряжением руководителя эксплуатирующей организации (далее — комиссия по техническому освидетельствованию).

В состав комиссии по техническому освидетельствованию должны быть включены:

• работник эксплуатирующей организации, назначенный организационно-распорядительным актом по этой организации для осуществления надзора за техническим состоянием и эксплуатацией трубопроводов;
• лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию данного трубопровода;
• другие работники эксплуатирующей организации, а также работники специализированной организации, монтажной организации, выполнявшей работы, и других организаций (при необходимости).

Внеочередное техническое освидетельствование трубопроводов, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено в следующих случаях:

• если трубопровод не эксплуатировался более двух лет;
• если трубопровод был демонтирован и установлен на новом месте;
• если проведено выправление выпучин или вмятин, а также после реконструкции (модернизации) или ремонта трубопровода с применением сварки элементов, работающих под давлением;
• перед нанесением защитного покрытия на стенки трубопровода;
• после аварии трубопровода или его элементов, если по объему восстановительных работ требуется такое техническое освидетельствование;
• по требованию лица по надзору (контролю) и других членов комиссии по техническому освидетельствованию.

Порядок проведения технических освидетельствований трубопроводов, а также применяемые методы и нормы браковки должны быть определены эксплуатирующей организацией с учетом требований [3] и внесены в эксплуатационную документацию.

Техническое освидетельствование должно проводиться со следующей периодичностью:

1) наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов всех категорий — после монтажа перед пуском вновь смонтированного трубопровода в работу;

2) наружный осмотр (в процессе работы, без снятия теплоизоляции) трубопроводов всех категорий — не реже одного раза в год;

3) наружный осмотр трубопроводов (с частичным снятием теплоизоляции) — не реже одного раза в три года;

4) наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов всех категорий после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации больше двух лет.

3.1 Эксплуатационная документация трубопровода

Каждый трубопровод в соответствии с [3, приложение №11] должен иметь паспорт установленного образца.К паспорту прилагаются:

• Перечень лиц, ответственных за эксплуатацию трубопровода;

Расчетные и исполнительные схемы трубопровода с указанием на них:

• марок стали;
• диаметров (условных проходов) и толщин стенок труб;
• расположенияопор,компенсаторов, подвесок, арматуры, воздушников и дренажных трубопроводов, фланцев, заглушек, контрольных участков;

• значения нагрузок на пружинные опоры и подвески, а также высоты пружин в холодном и рабочем состояниях трубопровода;
• сварных соединений с указанием расстояний между ними и их номерами (сварочный формуляр);
• расположения указателей температурных перемещений и значений проектных величин перемещений;
• расположение устройств замера ползучести;

• Свидетельство о монтаже трубопровода;
• Копии удостоверений сварщиков;
• Паспорта арматуры;
• Акт приемки трубопровода владельцем от монтажной организации;

Первичные документы, в том числе:

• сертификатные данные на металл элементов трубопровода и электроды;
• журнал сварочных работ на трубопроводе, сертификаты, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков;
• документация по входному контролю металла трубопровода;
• акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода;
• акты скрытых работ;
• удостоверения о качестве ремонтов трубопроводов;

Акты:

• периодического наружного осмотра трубопровода;
• гидроиспытаний трубопровода;
• ревизии, ремонта и испытания арматуры;

Журналы:

• эксплуатационный;
• установки-снятия заглушек;
• журнал термической обработки сварных соединений трубопроводов.

Заключения:

• о качестве сварных стыков;
• экспертных организаций и документация по продлению срока службы трубопровода.

Ремонтные формуляры на запорную и регулирующую арматуру с установленными на ней приводами.

Заключение

Данный реферат подтверждает важность трубопроводов для обеспечения экономичного функционирования тепловых электростанций, подчеркивает необходимость безопасной эксплуатации, сопряженной ежесменным контролем за основными параметрами основных рабочих тел ТЭС: горячей воды и пара (давление, температура, расход) во избежание превышений их допустимых значений.

Надежная работа трубопроводов связана с персоналом, обслуживающим их. В связи с повышенной аварийностью данных объектов персонал должен быть квалифицированным, знающим инструкции по эксплуатации, владеющим необходимыми знаниями для оперативного вмешательства в эксплуатационный процесс.

Безопасная эксплуатация трубопроводов должна производиться в соответствии с режимными графиками, подчинятся контролю обслуживающего персонала. Следование производственным инструкциям, проведение тестовых испытаний трубопроводов и технического освидетельствования в установленные сроки, а также ведение эксплуатационных журналов способствует минимизации риска возникновения аварийных ситуаций.

Cписок использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/bezopasnaya-ekspluatatsiya-truboprovodov/

А.А. Калютик, В.В. Сергеев.Трубопроводы тепловых электрических станций: Учеб. Пособие. СПб.: Изд.-воСПбГПУ, 2003. 50 с

Руководство. Типовое руководство по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ТЭС — М.: Технорматив, 2008. — 39 с.

ФНП№32326 в области промышленной безопасности. «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением» (с изменениями на 12 декабря2017 года).Документ утвержден приказом Ростехнадзора от 25.03.2014 № 116.

РД 34.03.201-97. «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» (с дополнениями и изменениями 2000 г.).

Документ введен Минэнерго России 03.04.1997 г.

СО 34.39.401-00 (РД 153-34.1-39.401-00).

«Методические указания по наладке трубопроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации». Документ введен РАО «ЕЭС России» 26.06.2000.

РД 03-606-03. «Инструкция по визуальному и измерительному контролю». Документ введен постановлением Госгортехнадзора РФ № 92 от 11.06.2003.

СО 153-34.17.470-2003. «Инструкция о порядке обследования и продления срока службы паропроводов сверх паркового ресурса». Документ введен Минэнерго России 24.06.2003.