Технологические трубопроводы достаточно протяженные и при этом эксплуатируются на ограниченной производством территории. Учитывая опасность транспортируемых сред и высокие рабочие параметры, их техническое обслуживание закреплено системой правил [1].
При эксплуатации технологических трубопроводов (низкого и высокого давления, пара и горячей воды, газопроводов ТЭС) в соответствии с действующими НТД следует проводить:
- периодический контроль на основе технического (наружного) осмотра с целью контроля их безопасной эксплуатации;
- периодическую ревизию (освидетельствование) для оценки их состояния и возможности дальнейшей эксплуатации.
- периодический контроль на основе технического (наружного) осмотра с целью контроля их безопасной эксплуатации;
- периодическую ревизию (освидетельствование) для оценки их состояния и возможности дальнейшей эксплуатации.
Периодический контроль и ревизия охватывают участки, их компоненты и трубопроводы в целом. Периодический контроль. Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке. При периодическом контроле следует проверять [1]:
- техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных участков и т. п.;
- устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;
- полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.
- техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных участков и т. п.;
- устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;
- полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.
При наружном осмотре трубопроводов проверяется состояние:
- изоляции и покрытий;
- сварных швов;
- фланцевых и муфтовых соединений: крепежа и устройств для установки приборов;
- опор;
- компенсирующих устройств;
- дренажных устройств;
- арматуры и ее уплотнений;
- реперов для замера остаточной деформации;
- сварных тройниковых соединений, гибов и отводов.
- изоляции и покрытий;
- сварных швов;
- фланцевых и муфтовых соединений: крепежа и устройств для установки приборов;
- опор;
- компенсирующих устройств;
- дренажных устройств;
- арматуры и ее уплотнений;
- реперов для замера остаточной деформации;
- сварных тройниковых соединений, гибов и отводов.
Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях ее частично или полностью удаляют. Осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации технологического трубопровода.
Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов снижена до 60 °С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.
Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов, в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.
Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.
Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3 месяца.
Для проведения периодического контроля используют средства неразрушающего контроля и диагностики.
Периодическая ревизия. Она является основным методом контроля для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации. При этом продление сроков службы трубопроводов и его компонентов проводится в установленном порядке.
Следуя разделу 9 правил [1], при проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее), где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
Приступать к ревизии следует после выполнения необходимых подготовительных работ.
При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа следует:
а) провести наружный осмотр трубопровода;
6) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
а) провести наружный осмотр трубопровода;
6) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации. Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов. При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее чем в трех местах.
Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3-4 точках по периметру, а на отводах - не чем в 4-6 точках по выпуклой и вогнутой частям.
Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключая влияние на них инородных тел (заусенцев, продуктов коррозии и т. п.).
Результаты замера фиксируются в паспорте трубопровода. На все трубопроводы высокого давления (свыше 10 МПа) и трубопроводы низкого давления (до 10 МПа включительно) категорий I, II, III, а также трубопроводы всех категорий, транспортирующие вещества при скорости коррозии металла трубопровода более 0,5 мм/год, составляется паспорт установленного образца. Паспорт на трубопровод хранится и заполняется в установленном порядке. Для трубопроводов на каждой установке, линии блока следует завести эксплуатационный журнал.
Ревизию постоянно действующих участков факельных линий, не имеющих байпасов, проводят без их отключения путём измерения толщины стенки ультразвуковыми толщиномерами и обмыливанием фланцевых соединений.
Места частичного или полного удаления изоляции при ревизии трубопроводов определяются конкретно для каждого участка трубопровода.
Ревизия воротников фланцев проводится визуальным осмотром (при разборке трубопровода) или измерением толщины неразрушающими методами контроля (ультразвуковым или радиографическим) не менее чем в трех точках по окружности воротника фланца. Толщину стенки воротника фланца допускается контролировать также с помощью контрольных засверловок. На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т, 12Х18Н1ОТ и т.п.), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, сквозные засверловки не допускаются.
Внутренний осмотр участков трубопроводов проводится с помощью ламп, приборов, луп, эндоскопа или других средств.
Внутренняя поверхность должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости - протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в наиболее неблагоприятных условиях (где возможна коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, застойные зоны). Демонтаж дефектного участка трубопровода при наличии разъемных соединений проводится путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.
Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов.
При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков, металлографические и механические испытания.
Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержаших средах, проводится в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.
Проводятся также следующие работы:
- измерение на участках трубопроводов деформаций по состоянию на время проведения ревизии;
- выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе, осмотр их и контроль резьбовыми калибрами;
- проверка состояния и условий работы опор, крепежных деталей и выборочно прокладок;
- испытание трубопроводов.
- измерение на участках трубопроводов деформаций по состоянию на время проведения ревизии;
- выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе, осмотр их и контроль резьбовыми калибрами;
- проверка состояния и условий работы опор, крепежных деталей и выборочно прокладок;
- испытание трубопроводов.
При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т. п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.
Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении до 10 МПа устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, условий эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизии. Сроки ревизии, как правило, не должны быть реже указанных в [1].
Для трубопроводов высокого давления (свыше 10 МПа) предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года. Первую выборочную ревизию трубопроводов, как правило, следует производить не позднее чем через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию. Отсрочка в проведении ревизии трубопроводов допускается с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов, обеспечивающего их дальнейшую надежную и безопасную эксплуатацию, но не может превышать более одного года и согласовывается в установленном порядке.
Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого давления (свыше 10 МПа) составляет:
- не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от температуры;
- не менее одного участка каждого обшецехового коллектора или цехового трубопровода независимо от температуры среды.
- не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от температуры;
- не менее одного участка каждого обшецехового коллектора или цехового трубопровода независимо от температуры среды.
При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:
а) провести наружный осмотр согласно требованиям;
6) при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;
в) произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;
г) при обнаружении в процессе осмотра дефектов в сварных швах (околошовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве произвести контроль неразрушающими методами (радиографический, ультразвуковой и т. д.);
д) при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;
е) проверить состояние муфт, фланцев, их привалочных поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;
ж) провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;
з) провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре свыше 400 °С.
а) провести наружный осмотр согласно требованиям;
6) при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;
в) произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;
г) при обнаружении в процессе осмотра дефектов в сварных швах (околошовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве произвести контроль неразрушающими методами (радиографический, ультразвуковой и т. д.);
д) при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;
е) проверить состояние муфт, фланцев, их привалочных поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;
ж) провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;
з) провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре свыше 400 °С.
Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах. При неудовлетворительных результатах ревизии следует дополнительно проверить еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй — аналогичным ревизуемому участку.
Если при ревизии трубопровода высокого давления будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность эксплуатации следует подтверждать расчетом на прочность. При необходимости проводится экспертиза промышленной безопасности [1].
При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести полную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30 % каждого из указанных трубопроводов.
Выборочная ревизия трубопроводов высокого давления производится периодически в сроки, установленные проектом, но не реже чем в следующие сроки:
а) в производстве аммиака: трубопроводы, предназначенные для транспортирования азотоводородных и других водородсодержащих газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 8 лет;
6) в производстве метанола: трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей, содержащих, кроме водорода, окись углерода, при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 6 лет;
в) в производстве капролактама: трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 10 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси углерода при температуре свыше 150 °С, - через 8 лет;
г) в производстве синтетических жирных спиртов трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 10 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 8 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортировки пасты (катализатор с метиловыми эфирами) при температуре среды до 200 °С, - через 3 года;
д) в производстве мочевины: трубопроводы, предназначенные для транспортирования расплава мочевины от колонны синтеза до дросселирующего клапана, - через 1 год; трубопроводы, предназначенные для транспортирования аммиака от подогревателя до смесителя при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет; трубопроводы предназначенные для транспортирования углекислого газа от компрессора до смесителя при температуре среды до 200 °С, - через 6 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортирования углеаммонийных солей (карбамата) при температуре среды до 200 °С, - через 4 года.
а) в производстве аммиака: трубопроводы, предназначенные для транспортирования азотоводородных и других водородсодержащих газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 8 лет;
6) в производстве метанола: трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей, содержащих, кроме водорода, окись углерода, при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 6 лет;
в) в производстве капролактама: трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 10 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси углерода при температуре свыше 150 °С, - через 8 лет;
г) в производстве синтетических жирных спиртов трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 10 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 8 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортировки пасты (катализатор с метиловыми эфирами) при температуре среды до 200 °С, - через 3 года;
д) в производстве мочевины: трубопроводы, предназначенные для транспортирования расплава мочевины от колонны синтеза до дросселирующего клапана, - через 1 год; трубопроводы, предназначенные для транспортирования аммиака от подогревателя до смесителя при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет; трубопроводы предназначенные для транспортирования углекислого газа от компрессора до смесителя при температуре среды до 200 °С, - через 6 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортирования углеаммонийных солей (карбамата) при температуре среды до 200 °С, - через 4 года.
Выборочную ревизию трубопроводов, предназначенных для транспортирования других жидких и газообразных сред и других производств, следует также производить:
- при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 °С - через 10 лет;
- то же при температуре 200...400 °С - через 8 лет;
- для сред со скоростью коррозии до 0,65 мм/год и температурой среды 400 °С - через 6 лет.
- при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 °С - через 10 лет;
- то же при температуре 200...400 °С - через 8 лет;
- для сред со скоростью коррозии до 0,65 мм/год и температурой среды 400 °С - через 6 лет.
Для трубопроводов пара и горячей воды в соответствии с разделом 6 правил [1] для предотвращения аварий паропроводов, работающих при температуре, вызывающей ползучесть металла, организация обязана установить систематическое наблюдение за ростом остаточных деформаций. Это требование относится к паропроводам из углеродистой и молибденовой стали, работающим при температуре пара 450 °С и выше, из хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей при температуре пара 500 °С и выше и из высоколегированных теплоустойчивых
сталей при температуре пара 550 °С и выше.
сталей при температуре пара 550 °С и выше.
Наблюдения, контрольные замеры и вырезки должны производиться на основании инструкции, согласованной с Госгортехнадзором.
Проверка исправности действия манометров и предохранительных клапанов должна производиться в следующие сроки:
- для трубопроводов с рабочим давлением до 1,4 МПа включительно - не реже одного раза в сутки;
- для трубопроводов с рабочим давлением свыше 1,4 МПа до 4,0 МПа включительно не реже одного раза в смену;
- для трубопроводов с рабочим давлением свыше 4,0 МПа — в сроки, установленные инструкцией, утвержденной в установленном порядке в отрасли электроэнергетики.
- для трубопроводов с рабочим давлением до 1,4 МПа включительно - не реже одного раза в сутки;
- для трубопроводов с рабочим давлением свыше 1,4 МПа до 4,0 МПа включительно не реже одного раза в смену;
- для трубопроводов с рабочим давлением свыше 4,0 МПа — в сроки, установленные инструкцией, утвержденной в установленном порядке в отрасли электроэнергетики.
О результатах проверки делается запись в сменном журнале.
Проверка исправности манометра обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации трубопровода производится с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных клапанов путем установки стрелки манометра на нуль.
Не реже одного раза в 12 месяцев манометры должны быть поверены в порядке, предусмотренном Госстандартом, на каждом из них должны быть установлены клеймо или пломба.
Кроме указанной поверки владелец обязан не реже одного раза в шесть месяцев производить дополнительную проверку рабочих манометров контрольным с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.
Манометры не допускаются к применению в следующих случаях:
а) на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;
б) истек срок поверки манометра;
в) стрелка манометра при его отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного манометра;
г) разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.
а) на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;
б) истек срок поверки манометра;
в) стрелка манометра при его отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного манометра;
г) разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.
Исправность предохранительных клапанов проверяется принудительным кратковременным их «подрывом».
Для газопроводов ТЭС давлением свыше 1,2 МПа должны выполняться [2]:
- осмотр технического состояния;
- проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
- включение и отключение газопроводов в режимы резерва, ремонта и консервации;
- техническое обслуживание;
- техническое обследование (техническая диагностика).
- осмотр технического состояния;
- проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
- включение и отключение газопроводов в режимы резерва, ремонта и консервации;
- техническое обслуживание;
- техническое обследование (техническая диагностика).
Осмотру подлежат технологические трубопроводы, трубопроводная арматура, средства защиты перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа. Осмотр (обход) подземных газопроводов ТЭС проводится в сроки, приведенные в табл. 1. Техническое обслуживание газопроводов должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.
Таблица 1.
|
Газопроводы
|
Периодичность обхода подземных газопроводов ТЭС
|
|
Газопроводы
|
|
|
Стальные газопроводы в пределах тепловых электрических станций
|
2 раза в месяц
|
|
Стальные газопроводы в пределах тепловых электрических станций в оговоренных выше случаях
|
Ежедневно
|
|
Газопроводы-отводы
|
|
|
Стальные газопроводы-отводы за пределами тепловых электрических станций
|
В соответствии с требованиями нормативно-технических документов для магистральных газопроводов
|
ЛИТЕРАТУРА
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (ПБ 03-585-03). Серия 03. Выпуск 25, 2004. 152 с.
2. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03). Серия 10. Выпуск 28, 2005. 128 с.