Требования к запорной арматуре трубопроводов


На каждый трубопровод: отопительный, водопроводный, газовый и так далее устанавливается запорная арматура, способная полностью перекрыть поток жидкости в системе. В настоящее время требования к запорной арматуре достаточно высоки. Она должна быть полностью герметичной и выдерживать заявленные характеристики. Чтобы выпускаемые изделия соответствовали нормам, производителями проводятся предварительные испытания.

Проверка прочности запорной арматуры

Испытание на прочность

Заборная арматура (краны, вентили, задвижки) в большинстве случаев изготавливается из металла методом литья. При производстве изделий на корпусе могут образовываться:

  • трещины;
  • песчаные или газовые раковины;
  • пористость;
  • неоднородность материала.

Чтобы выявить и устранить эти дефекты, производится проверка запорной арматуры на прочность и плотность материала, применяемого для изготовления.

Как производится исследование

Качество запорной арматуры производится при помощи специального стенда, на котором установлены:

  1. прибор, подающий воду в арматуру и создающий определенное давление. Чаще всего таким прибором является ручной или электрический насос;

Для получения точных результатов в системе создается пробное давление, которое в 1,5 – 2 раза больше номинального параметра, то есть установленного технической документацией.

Зависимость испытательного давления от параметров арматуры

  1. проверяемая арматура;
  2. манометр (необходим для определения показателя давления в системе);
  3. 5. 6. регулирующие клапаны, которые требуются для проведения испытания;
  1. заглушка, дополненная трубкой;
  2. емкость с водой, мензурка и специальная насадка на мензурку.

Схема стенда для проверки прочности материала

В арматуру, требующую проверки, подается вода под установленным давлением и при нормальной температуре воздуха. Время проведения испытания составляет 25 – 30 секунд (при необходимости время может быть увеличено). Результаты проверки оцениваются внешним осмотром изделия квалифицированным специалистом.

Результаты проверки

Испытание запорной арматуры считается успешно пройденным, если не обнаружено (в соответствии с ГОСТ Р 53402-2009):


  • механических повреждений и деформации металла;
  • утечек;
  • «потения» металла (выступления на поверхности арматуры влаги);

Выступление влаги на поверхности арматуры

  • падения показателей манометра.

Чтобы получить более точные результаты, в ходе проверки специалист может простукивать арматурное изделие небольшим молоточком (весом не более 1 кг).

Проверка герметичности

После проверки прочности изделия и плотности материала изготовления производится ревизия запорной арматуры на уровень герметичности.

В ходе проверки выявляются:

  • плотность поверхностей, подвергающихся притирке;
  • герметичность запорного устройства арматуры (рычага, маховика и так далее);
  • качество сборки отдельных узлов изделия (сильфонного, мембранного, сальникового).

Требования к подготовке испытания

Проверка герметичности арматуры производится при соблюдении следующих условий:

Обратите внимание!
  • вещество, которое применяется для проведения испытания, не должно негативно воздействовать на сотрудников предприятия и проверяемое изделие;
  • проводить проверку можно исключительно после успешно пройденного первого этапа исследования, то есть испытанию подлежит заведомо прочное изделие, не имеющее трещин и иных отклонений на корпусе;
  • можно использовать только проверенную и полностью укомплектованную аппаратуру, соответствующую техническим условиям.

Испытание проводится двумя квалифицированными сотрудниками. Проверка одним специалистом запрещена.

 Методы проверки и их описание

Для проведения исследования могут быть применены следующие методы:

  1. манометрический. Запорная арматура устанавливается на стенд (аналогичен выше описанному) и заполняется газообразным веществом до определенного (условного) давления. Проверка считается успешной, если в течение необходимого времени (определяется по таблице) не обнаружено понижения давления в системе. Манометрический метод используется для проверки арматуры, которая состоит из нескольких частей, не подлежащих возможности проведения визуального осмотра;

Таблица временных интервалов для проведения того или иного испытания запорной арматуры


  1. гидростатический. Изделие, подлежащее проверке, с помощью насоса заполняют жидкостью и выдерживают определенное время. Если на арматуре обнаружены протечки, то считается, что испытание не пройдено. Гидростатический метод применяется исключительно для арматуры, все основные узлы которой доступны для проведения визуального осмотра.

Для более точного определения результатов в жидкость, предназначенную для заполнения арматуры, можно добавить люминесцентные вещества, которые отлично просматриваются под воздействием ультрафиолетовых лучей.

При эксплуатации запорной и регулирующей арматуры, работающей с газожидкостной средой, приходиться сталкиваться с эффектом обмерзания внутренней и внешней полости корпуса.

Требования к запорной арматуре трубопроводов Из основных законов газового состояния можно сделать вывод, что при сжигании газы нагреваются, а при расширении охлаждаются. После прохождения природного газа через задвижки, фильтры, регулирующие клапаны, сужение газопроводов происходит его резкое расширение. Этот процесс называется дросселированием. При транспортировании газа по газопроводам процесс дросселирования влечёт за собой резкое падение давления и понижение температуры газа.


от процесс называется эффектом Джоуля-Томпсона. Он вызывает обмерзание трубопроводов, запорных регулирующих и измерительных устройств и приводит к образованию гидратов в трубопроводах (рис. 7.8.1). В процессе эксплуатации в целях борьбы с данным явлением необходимо предусмотреть техническую возможность отогрева арматуры или участка трубопровода путём введения в поток газа метанола, способствующего разрушению кристаллогидратов, или временного отключения локального участка для ликвидации ледяной пробки.

Рис. 7.8.1. Области образования отложений кристаллогидратов в корпусе регулятора и наружного обмерзания корпуса вследствие редуцирования газа.

1 – область наружного обмерзания корпуса; 2 – область гидратообразования.

Дросселирование – это процесс необратимого превращения работы, затрачиваемой на изменение давления при движении газа, в теплоту. Так для метана при Р=0,52 МПа (5,2 кгс/см2) и t=25оС этот коэффициент равен 0,4град/МПа, т.е. снижение его давления на 0,1 МПа (1 кгс/см2) вызывает понижение температуры на 0,4оС. для природного газа во всём диапазоне давлений и температур, которые имеют место при редуцировании газа на ГРС, среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона принимается равным 5,5 оС/МПа, т.е. при снижении давления газа на 1 МПа его температура понижается на 5,5оС.


Обратите внимание!

К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых явля­ются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении.

Прочность арматуры обеспечивается изготовлением деталей достаточных размеров из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна.

Долговечность арматуры в зависимости от условий ее ра­боты может ограничиваться различными факторами. Ресурс могут определять износ деталей, коррозия материала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей. При наличии в нефтепродуктах кислот, сероводорода и воды арматура подвергается коррозии. Быстрее всех обычно выходят из строя детали рабочего (регулирующего или запорного) органа: уплотнительные кольца, золотники, плунжеры, пробки кранов, подвергающиеся механическому, коррозионному и кавитационному изнашиванию. При интенсивной эксплуатации запорной арматуры могут ускоренно выходить из строя детали ходового узла – ходовая гайка и шпиндель.

Безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании, если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы.


ибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, гидратообразования, замерзания воды и вибрации. Вибрации в регулирующих клапанах, а также в запорной арматуре во время открывания при большом перепаде давления на газопроводах, могут вызвать поломку деталей (штоков) и разрушение седел, стоек и даже корпусов, самопроизвольную перестановку запорного органа. Эрозия приводит к ускоренному износу седла и затвора (плунжера). Гидратообразование и замерзание воды нарушают подвижность затвора и закупоривают проходные полости.

Источником вибраций в процессе перемещения затвора арматуры или при его неподвижном положении является турбулентное движение рабочей среды. Для уменьшения вибраций необходимо снижать нестационарность потока, применять гашение вибраций, снижать перепад давления на рабочем органе и использовать виброустойчивые конструкции. Для регулирующих клапанов, например, могут применяться антивибрационные приставки и решетки. Чтобы уменьшить вероятность возникновения вибраций, необходимо до и после регулирующих клапанов и регуляторов давления предусматривать прямые участки трубопровода длиной не менее 10 диаметров трубопровода. Имеются рекомендации длину прямых участков принимать 12–20 диаметров. При больших скоростях газа и недостаточной длине прямых участков возникающие вибрации могут приводить к поломкам штоков и плунжеров регулирующих клапанов, прорывам мембран и другим неисправностям и разрушениям.


Усталостное разрушение деталей происходит наиболее часто в местах концентрации напряжений, например во фланцах, патрубках и других деталях, имеющих места концентрации напряжений.

Герметичность запорного органа арматуры обеспечивается тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец за­твора и седла или применением в запорном органе мягких уплотнительных колец. Герметичность сальника достигается тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев.

Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот – к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для «прикипания» уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения (в кранах) требуется приложить значительное усилие. Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла «открыто—закрыто», чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа.


УЗЛЫ И ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

Температурные деформации, компенсаторы. Технологические трубопроводы эксплуатируют при различных температурах среды, поэтому пуск и остановка технологического процесса всегда вызывают значительные температурные деформации. Если трубопровод не может свободно удлиняться или сокращаться (а технологические трубопроводы именно таковы), то температурные деформации вызывают в трубопроводе напряжение сжатия (при удлинении) или растяжения (при сокращении).

Трубопроводы, работающие при температурах, изменяющихся в широких пределах, во избежание разрушения должны быть снабжены компенсирующими устройствами, легко воспринимающими температурные напряжения.

Требования к запорной арматуре трубопроводов

Рис. 7.9.1. Гнутые и волнистый (линзовый) компенсаторы трубопроводов:

а — П-образный; б — двойной П-образный; в — лирообразный; г — угловой.

Компенсаторы устанавливают на трубопроводе через каждые 20—40 м. Концы участка трубопровода, приходящегося на каждый компенсатор, крепят на опорах неподвижно. Компенсирующая способность компенсатора зависит от его конструкции.

На практике обычно применяют (рис. 7.9.1) гнутые, реже волнистые или линзовые. Гнутые компенсаторы просты в изготовлении и в монтаже. Их изготовляют из бесшовных труб горячим гнутьем. Компенсирующая способность их тем больше, чем больше высота (вылет) гнутого участка. Высоту компенсатора определяют по номограммам, которые приводятся в справочных пособиях для различных случаев.


Фасонные детали. На трубопроводе обычно установлено мно­жество фасонных деталей различного назначения — двойники, от­воды, угольники, тройники и переходы или переводники (рис. 7.9.3).

Требования к запорной арматуре трубопроводов

Рис. 7.9.3. Трубопроводные фитинги:

1, 2, 3 – отводы сварные под 90° соответственно с одной, двумя и тремя вставками; 4 – сварной двойник; 5 – тройник сварной; 6 – тройник сварной косой; 7, 8, 9, 10, 11 – штампованные отвод, полуотвод, двойник, тройник, переход (переводник).

Посредством угольников, отводов и двойников соединяются трубопроводы, оси которых пересекаются, скрещиваются или находятся в различных плоскостях. Их изготовляют из стальных бесшовных труб сваркой, гладким гнутьем, а также горячей или холодной штамповкой. Материал деталей трубопровода, как правило, должен быть таким же, как материал трубы.

Заглушки.При длительном разобщении трубопроводов или при ремонте аппаратов разобщаемые участки трубопроводов и аппараты отделяют глухими плоскими заглушками, устанавливаемыми после запорной арматуры или между двумя фланцами.

Диаметр, толщина заглушки и длина ее хвостовика установлены в зависимости от диаметра условного прохода, условного давления и скорости коррозии трубопровода, а также материала, из которого изготовлена заглушка.

Наличие хвостовика обязательно всегда для удобства установки в соединение трубопровода, а также, чтобы не забыть место установки заглушки. На заглушке должны быть выбиты ее номер, марка стали, из которой она изготовлена, условное давление и условный диаметр.

Каждый раз установка и последующее снятие заглушки регистрируются в специальном эксплуатационном журнале с указанием условного диаметра и номера заглушки, позиции установки (снятия), а также фамилии ответственного лица и производителя работы.

Болты и шпильки. Для фланцевых соединений болты (или шпильки) и гайки к ним должны быть стандартными. При проек­тировании для создания наиболее рациональной конструкции фланцевого соединения следует руководствоваться следующими рекомендациями: диаметр болта или шпильки должен быть возможно меньшим, но не менее 10 мм; расстояние между их осями должно быть от 2,5 до 5 диаметров болта; болты должны располагаться возможно ближе к поверхностям уплотнения.

Длину болтов (шпилек) выбирают из такого расчета, чтобы в начале сборки можно было надеть гайку, а в конце сборки, после затяжки, болт выходил за торец гайки на длину, равную 0,2— 0,25 диаметра.

При контакте с горячей средой фланцы нагреваются и расширяются. Температура болтов и шпилек при этом, как правило, ниже температуры самих фланцев. В результате разности деформаций в болтах и шпильках возникает дополнительное (температурное) напряжение, что может привести к разрушению соединения.

Температурное напряжение в болтах в 1,4 раза больше, чем в шпильках со сплошной резьбой. Это следует из пропорциональности температурных напряжений площадям поперечного сечения болтов и шпилек. Исходя из этого болты применяют только при температуре до 2500С. Если крепёжный элемент работает при избыточном давлении, то данная температура понижается.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

В процессе эксплуатации трубопровода необходимо постоянное наблюдение за ним. Нельзя допускать превышения тех давлений и температур, на которые трубопровод рассчитан. При разгерметизации трубопровода он немедленно должен быть отключен от систе­мы перекачивания до устранения причины разгерметизации. На каждый трубопровод составляют график периодического осмотра, ревизии и ремонта. Все проведенные на трубопроводе работы ре­гистрируют в эксплуатационном журнале.

В период эксплуатации трубопроводов сменному персоналу следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозийной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.

В ходе периодических ревизий, проходящих во время ремонтов, определяют состояние трубопровода (остаточную толщину стенки, прочность и плотность сварных швов, изношенность крепежных деталей) и на основании результатов устанавливают возможность его дальнейшей эксплуатации.

Наибольшему износу подвержены участки трубопровода, в которых изменяется направление потока и возникают местные гид­равлические сопротивления (отводы, тройники, места установки арматуры и т. д.).

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСОВ

Для перемещения жидкостей по трубопроводам служат гидравлические машины — насосы. Подводимая от двигателя энергия преобразуется в насосе в энергию потока жидкости.

По виду рабочей камеры и сообщения ее с входом и выходом насоса различают объемные и динамические насосы. Жидкая среда объемных насосов перемещается в результате периодического изменения занимаемого ею объема камеры, попеременно сообщающейся с входом и выходом насоса. Жидкая среда динамических насосов перемещается под силовым воздействием на нее в камере насоса, которая постоянно сообщается с его входом и выходом.

К динамическим насосам относятся следующие основные типы: центробежные, осевые (пропеллерные), вихревые, струйные; к объёмным — поршневые и ротационные.

В настоящее время технологические установки укомплектованы в основном центробежными насосами, в которых напор перекачиваемой жидкости создаётся вращающимся рабочим колесом, имеющим лопатки специального профиля.

Технология переработки нефти и газа требует применения различных насосов, обеспечивающих соответствующие напоры и производительности при перекачке нефти, нефтепродуктов, сжиженных газов, кислот, щелочей и других продуктов. Температуры некоторых технологических потоков могут достигать 400°С и выше.

Большинство насосов комплектуется с приводом на общей фундаментной плите. Валы насоса и привода соединяют муфтой. Валы насосов уплотняют, как обычными сальниками с мягкой набивкой, так и торцовыми уплотнениями. При этом технологические насосы снабжают системами масляного уплотнения и водяного охлаждения, что повышает надежность работы насоса и его герметичность.

В зависимости от величины создаваемого давления различают центробежные насосы низконапорные (одноступенчатые), средненапорные (одно- и многоступенчатые) и высоконапорные (многоступенчатые).

В одноступенчатом насосе на валу жёстко закреплено рабочее колесо с криволинейными лопатками. Вал приводится во вращение от электродвигателя непосредственно или через редуктор. Корпус насоса закреплён с помощью фланца на чугунной станине. Приводной вал имеет две опоры с шарикоподшипниками. Со стороны двигателя вал уплотнён сальником или торцевым уплотнением.

Электронасос центробежный герметичный 2 ЦГ 200/80-75-6.

Некоторые параметры электронасоса с учётом вариантов диаметра рабочего колеса приведены в табл. 7.11.1

Таблица 7.11.1.

Наименование показателя Норма
2ЦГ 200/80
Подача, м3/час
Напор, м
Допускаемый кавитационный запас, м, не более 4,5
КПД электронасоса, %
Масса, кг, не более
Род тока Переменный трёхфазный
Напряжение, В 380; 415; 500; 660
Частота тока, Гц
Частота вращения (синхронная), с-1 (об/мин) 50 (3000)
Номинальная мощность двигателя, кВт
Класс нагреваемости Н

В условном обозначении электронасоса 2ЦГ 200/80–К–75–6, цифры и буквы обозначают:

Требования к запорной арматуре трубопроводов 2 – порядковый номер модернизации;

ЦГ – тип электронасоса (центробежный, герметичный);

200 – номинальная подача, в м3/час;

80 – напор при номинальной подаче в м;

К – условное обозначение исполнения по материалу;

75 – номинальная мощность встроенного двигателя в кВт; 6 – конструктивное исполнение по температуре и давлению перекачиваемой жидкости.

Электронасос изготавливается на одно из указанных напряжений, что оговаривается при заказе. Нагрузка двигателя контролируется потребляемым током, который при максимальной подаче рабочей области не должен превышать 140А для напряжения 380В, 128А – для 415В, 106А – для 500В и 81А – для 660В. Данное условие в эксплуатации достигается путём регулировки подачи.

Рис. 7.11.1. Габаритный чертёж электронасоса 2 ЦГ 200/80-75-6

В процессе эксплуатации насоса при снижении кавитационного запаса наблюдается явлениекавитации – (от лат. cavitas – пустота), образование в капельной жидкости полостей, заполненных газом, паром или их смесью (так называемых кавитационных пузырьков, или каверн). Кавитационные пузырьки образуются в тех местах, где давление в жидкости становится ниже некоторого критического значения pkp (в реальной жидкости pkp приблизительно равно давлению насыщенного пара этой жидкости при данной температуре).

Гидродинамическая кавитация. Поскольку в реальной жидкости всегда присутствуют мельчайшие пузырьки газа или пара, то, двигаясь с потоком и попадая в область давления р < ркр, они теряют устойчивость и приобретают способность к неограниченному росту. После перехода в зону повышенного давления и исчерпания кинетической энергии расширяющейся жидкости рост пузырька прекращается и он начинает сокращаться. Если пузырёк содержит достаточно много газа, то по достижении им минимального радиуса он восстанавливается и совершает нескольких циклов затухающих колебаний, а если газа мало, то пузырёк захлопывается полностью в первом периоде жизни. Т.о., вблизи обтекаемого тела (например, в трубе с местным сужением) создаётся довольно четко ограниченная «кавитационная зона», заполненная движущимися пузырьками.

Сокращение кавитационного пузырька происходит с большой скоростью и сопровождается звуковым импульсом (своего рода гидравлическим ударом) тем более сильным, чем меньше газа содержит пузырёк. Если степень развития кавитации такова, что в случайные моменты времени возникает и захлопывается множество пузырьков, то явление сопровождается сильным шумом. Если кавитационная каверна замыкается вблизи от обтекаемого тела, то многократно повторяющиеся удары приводят к разрушению (к так называемой кавитационной эрозии) поверхности обтекаемого тела.

Цели занятия:

1 Указать требования, предъявляемые к арматуре АС по наружной и внутренней герметичности.

2 Описать требования к арматуре по проведению ремонта.

3 Указать требования к арматуре АС в соответствии с ООТ-87.

4 Описать требования к арматуре по применяемым материалам для деталей и узлов.

С помощью трубопроводной арматуры на АС осуществляется управление всеми тепловыми процессами, поэтому арматура является важным и ответственным элементом оборудования АС. Выход из строя арматуры может повлечь за собой необходимость прекращения работы АС или ее отдельных систем, в связи с этим надежность работы арматуры во многом определяет надежность работы АС.

На АС используется как серийно выпускаемая энергетическая и общепромышленная арматура, обслуживающая турбоустановки, системы химводоподготовки и прочие системы, так и специальная арматура, разработанная для работы в специфических условиях АС.

Арматура водяных и паровых магистралей ядерных энергетических установок (ЯЭУ) имеет много общего с арматурой тепловых электростанций (ТЭС). Основное различие заключается в уровне требований к надежности арматуры, ее наружной и внутренней герметичности, чистоте обработки и материалу деталей, соприкасающихся с рабочей средой, т.е. в уровне требований по обеспечению безопасной эксплуатации арматуры ЯЭУ.

Наиболее общими требованиями, предъявляемыми к арматуре являются:

Ø герметичность по отношению к внешней среде и герметичность перекрытия затвором разделяемых арматурой участков трубопроводов;

Ø рациональный профиль проточной части позволяющий снизить гидравлическое сопротивление;

Ø прочность и жесткость конструкции; отсутствие застойных зон и полостей, труднодоступных для очистки и промывки;

Ø обеспечение надежного функционирования после длительного нахождения арматуры в закрытом или открытом положении;

Ø межремонтный срок службы арматуры должен быть не меньше межремонтного срока службы основного оборудования энергоблока;

Ø коррозионная стойкость по отношению к рабочей среде;

Ø ремонтопригодность — возможность восстанавливать работоспособность;

Ø при минимальных трудозатратах.

Дополнительно к этим основным требованиям и в уточнение некоторых из них к арматуре могут предъявляться дополнительные требования, которые имеют разное значение в зависимости от условий ее работы:

Ø вакуумная плотность;

Ø эрозионная стойкость материала деталей затвора и седла, а также проточной части корпуса;

Ø наличие ручного дублирующего привода;

Ø наличие местного указателя положения затвора у арматуры с ручным местным и дистанционным управлением;

Ø наличие сигнализаторов крайних положений затвора у арматуры, управляемой дистанционно;

Ø необслуживаемость, т.е. способность арматуры к выполнению своих функций без проведения технического обслуживания, ремонта, регулировки, периодической смазки и т.п. (эксплуатация в необслуживаемых помещениях);

Ø дренируемость т.е. возможность выпуска рабочей среды из полостей арматуры;

Ø отсутствие в конструкционных материалах легирующих элементов, сильно активирующихся под действием нейтронного облучения (например, кобальта);

Ø возможность промывки и дезактивации соответствующими растворами наружных и внутренних поверхностей конструкции.

«Общие технические требования к арматуре АС» (далее в тексте именуются ОТТ-87) распространяются на арматуру[1] Ду=10 — 1600 мм на рабочее давление от 0,004 МПа (0,04 кгс/см2) до 20 МПа (200 кгс/см2), с температурой рабочей среды до 350 о С АС с реакторами ВВЭР и РБМК, устанавливаемую на оборудование и трубопроводах, по-падающих под действие «Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок» (ПН АЭ Г-7-008-89)[2], а также арматуру вышеуказанных АС, к которой предъявляются требования «Правил АЭУ», что указывается в заявке на ее разработку.

ОТТ-87 обязательны для всех министерств, ведомств, организаций и предприятий, проектирующих, изготавливающих и эксплуатирующих арматуру для АС с ВВЭР и РБМК. На конкретный тип арматуры разрабатываются технические условия (ТУ), технические требования которых должны отвечать всем требованиям, предъявляемым к конкретному типу арматуры ОТТ-87, что подтверждается записью в ТУ. При этом допускается вместо повторения указанных требований в ТУ ограничиваться ссылками на соответствующие пункты ОТТ-87.

Установочное положение запорной и отсечной быстродействующей арматуры на трубопроводе — любое (необходимость дополнительного крепления и положение электропривода оговариваются в ТУ), предохранительной, регулирующей и обратной арматуры — в соответствии с требованиями ТУ.

Присоединение арматуры к оборудованию и трубопроводам должно производиться, как правило, на сварке.

Предохранительную арматуру и гермоклапаны допускается присоединять к оборудованию и трубопроводам на фланцах. Ответные фланцы, поставляемые комплектно с арматурой, должны быть приварены встык.

Для арматуры с электроприводом настройка муфты ограничения крутящего момента для обеспечения герметичности в затворе должна соответствовать значению, указанному в ТУ в соответствующей таблице.

Запрещается использовать арматуру в качестве опоры для трубопроводов.

Арматура должна быть ремонтопригодна без вырезки из трубопроводов до капитального ремонта. Данное требование не распространяется на неразборные конструкции обратных затворов.

Фланцевые соединения арматуры корпус-крышка выполняются на притирке либо уплотняются с помощью прокладки. Конструкции фланцевого соединения арматуры классов 1 и 2 должны предусматривать возможность дополнительного уплотнения сварным швом.

Арматура, кроме неразборных конструкций обратных затворов, относится к классу ремонтируемых, восстанавливаемых изделий, с регламентированным порядком восстановления и назначенной продолжительностью эксплуатации. При эксплуатации допускаются профилактические осмотры и, в случае необходимости, ремонты арматуры (перенабивка сальников, подпитка смазки и т.п.), но не ранее чем через 10000 часов непрерывной работы установки.

Назначенный срок службы (до списания) корпусных деталей — 30 лет.

В комплект поставки арматуры должны входить запасные части в соответствии с ведомостью ЗИПа (запасные части, инструмент и принадлежности), конкретный перечень и объем которых определяется при согласовании ТУ.

Требования к крепежным деталям арматуры 1-го и 2-го классов определяются по ГОСТ 23304-78; 3-го класса и вспомогательных систем — по ГОСТ 20700-75.

При установке арматуры следует обеспечить условия для проведения осмотра и ремонтных работ.

Контрольные вопросы

1 В чем заключается основное различие арматуры ЯЭУ от арматуры ТЭС?

2 Почему в конструкционных материалах не допускается присутствие в качестве легирующей добавки кобальта?

3 Какой назначенный срок службы (до списания) выемных частей и комплектующих изделий арматуры?

4 Какой назначенный срок службы (до списания) корпусных деталей арматуры?

5 Какое установочное положение запорной и отсечной быстродействующей арматуры на трубопроводе?

6 Что такое дренируемость арматуры?

7 Что такое ремонтопригодность арматуры?

8 Что такое необслуживаемая арматура?


Использованные источники

  1. vse-o-trubah.ru/trebovania-k-zapornoj-armature.html
  2. poznayka.org/s76292t1.html
  3. studopedia.ru/7_140996_trebovaniya-pred-yavlyaemie-k-armature-as.html

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.