Технология производства ремонта, промежуточный контроль

Ремонт повреждений в покрытиях трубопровода должен проводиться в соответствии с требованиями действующей нормативной документации. Защитное покрытие на отремонтированном участке должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к основному покрытию сооружения.

Трубопроводы, проходящие в одном технологическом коридоре, должны быть включены в единую систему совместной электрохимической защиты. При невозможности создания системы совместной защиты допускается применение раздельной схемы защиты с осуществлением мероприятий по исключению вредного влияния на соседние сооружения.

Схемы защиты трубопроводов от коррозии (совместная или раздельная) должны выбираться, исходя из конкретных условий эксплуатации и экономической целесообразности.

При осуществлении совместной защиты все электрические перемычки должны быть разъемными с выводом соединительных кабелей на контрольно-измерительный пункт. Щиток коммутации КИП должен иметь легко доступные и надежные разъемные соединения. В схемах ЭХЗ недопустимо применение "глухих" перемычек.

В "анодных" и "знакопеременных" зонах влияния блуждающих токов, УКЗ должны быть оснащены автоматическими преобразователями и работать в режиме автоматического поддержания заданного потенциала.

Контроль качества сварки осуществляется на всех этапах путем:

а) проверки квалификации сварщиков;

б) контроля исходных материалов, труб, соединительных деталей, запорной и распределительной арматуры (входной контроль);

в) систематического операционного контроля, осуществляемого в процессе сборки и сварки;

г) визуального контроля, замера параметров шва;

д) контроля сварных соединений физическими методами;

е) механических испытаний сварных соединений;

ж) контроля за своевременным и качественным ведением исполнительной технической документации.

К сварочным работам допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России 16 марта 1993 г., а также прошедшие проверку и стажировку по конкретному виду работ.

Проверку квалификации сварщиков осуществляет комиссия производственной организации под председательством Главного сварщика. Протокол проверки утверждается Главным инженером.

Комиссия создается по согласованию с местными органами Госгортехнадзора / 11/.

Трубы, соединительные детали, арматура и другие материалы должны удовлетворять требованиям.

Сварочные материалы должны иметь сертификаты завода-изготовителя и соответствующую маркировку, подвергаться входному контролю и аттестации с учетом положений.

Операционный контроль должен выполняться инженерно-техническими работниками (мастерами, прорабами и контролерами ПИЛ). При этом осуществляется проверка правильности и последовательности выполнения технологических операций по сборке и сварке и с отметкой в сварочном журнале.

Все (100%) сваренные соединения должны быть подвергнуты визуальному контролю и обмеру. Визуальный контроль и обмер выполняют контролеры ПИЛ*. При этом в швах не допускаются: трещины, свищи, выходящие на поверхность шва поры, подрезы не должны превышать значения.. Разнотолщинность, смещение кромок, усиление шва, угол скоса кромок должны соответствовать параметрам.

*Контролеры ПИЛ (дефектоскописты) должны быть аттестованы в соответствии с Правилами аттестации специалистов неразрушающего контроля Госгортехнадзора РФ / 16/.

При двусторонней автоматической сварке необходимо контролировать смещение осей наружного и внутреннего швов. Оно должно быть не более +/- 1,0 мм. Глубина проплавления внутреннего шва, не должна превышать 50% толщины стенки трубы (не более 7 мм), а отношение ширины шва к глубине проплавления должно быть не менее 2,0.

Стыки, выполненные электродуговой сваркой, после внешнего осмотра и устранения всех недопустимых наружных дефектов подвергают неразрушающему контролю в объеме проекта.

Контролю не подвергают сварные соединения труб и арматуры, выполненные заводами-поставщиками.

 

ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Периодическое испытание трубопроводов

Надежность трубопроводов проверяется путем периодических испытаний на прочность и плотность согласно требованиям раздела 13 настоящего стандарта. При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение акустико-эмиссионного контроля. 14.3.20.2 Периодичность испытания трубопроводов на прочность и плотность приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода. Сроки проведения испытания для трубопроводов должны быть равны удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиям пункта 14.3.3 и приложения К для данного трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет. Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением свыше PN 100 (10 МПа) (не реже):

- для трубопроводов с температурой до 200 °С один раз в 8 лет;

- для трубопроводов с температурой свыше 200 °С один раз в 4 года. 14.3.20.3 Испытательное давление и порядок проведения испытания должны соответствовать требованиям раздела 14 настоящего стандарта с записью результатов в паспорт трубопровода.

 

 

ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Заполнение трубопровода после проведения ремонтных работ производится по утвержденному плану, предусматривающему технологические мероприятия, направленные на удаление паровоздушной фазы в трубопроводе. Как правило, эта операция проводится с применением эластичных разделителей.

Пуск трубопровода в эксплуатацию после выполнения ремонтных работ целесообразно проводить дегазированным при атмосферных условиях конденсатом.

Заполнение трубопровода стабильным конденсатом можно производить при любом начальном давлении внутри трубопровода. Если трубопровод заполняется нестабильным конденсатом или сжиженным углеводородным газом, то эта операция должна производиться после повышения давления находящихся в трубопроводе газа, воды или стабильного продукта выше упругости паров перекачиваемого продукта и после ввода в трубопровод механических разделителей.

При необходимости вытеснения из трубопровода воды с помощью нестабильного продукта должны быть приняты меры по защите от гидратообразования (применение разделителей, ингибиторов гидратообразования и т.п.)

При отсутствии механических разделителей рекомендуется до заполнения перекачиваемым продуктов частично заполнить трубопровод стабильным конденсатом.

Газ или вода, использованные при продувке (промывке) и последующем испытании продуктопровода и вытесняемые продуктом с помощью разделителей, выпускаются из трубопровода через продувочные патрубки.

При этом должен быть организован контроль за содержанием продукта в струе, выходящей из продувочного патрубка, для уменьшения опасности загрязнения окружающей среды и снижения потерь продукта.

После заполнения трубопровода дегазированным конденсатом поднимают давление выше минимально допустимого рабочего давления, которое будет определяться давлением дегазации, величиной потерь давления на трение, составом продукта, профилем трассы и температурой самой "горячей точки" трубопровода.

Подъем давления в трубопроводе производят путем закачки конденсата при закрытой задвижке в конце участка трубопровода.

После повышения давления в начале конденсатопродуктопровода выше минимально допустимого разрешается приступить к закачке нестабильного конденсата.

Поддержание минимально допустимого рабочего давления в трубопроводе при эксплуатации обеспечивается регулятором давления "до себя", установленным непосредственно перед потребителем.

После повышения давления в конце конденсатопродуктопровода выше минимально допустимого допускается открытие задвижки непосредственно перед установками газоперерабатывающего завода (потребителя) и включение в работу регулятора давления "до себя".

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Разработчики данной реакторной установки не предусмотрели создания таких систем безопасности, которые бы полностью исключили возможность неконтролируемого роста потока нейтронов при непредсказуемом, казалось бы, невероятном сочетании различных нарушений технологического регламента, правил эксплуатации. Подчеркнем, именно при невероятном, никак не предусмотренном обычной логикой действий. А на практике произошло именно так.

К известным недостаткам РБМК прежде всего относится наличие большого положительного эффекта реактивности, когда при уменьшении плотности теплоносителя, а такое происходит, в частности, при увеличении содержания в каналах пара (вода в этом реакторе играет еще и роль поглотителя нейтронов), происходит возрастание положительной реактивности.

Далее, в переходных режимах при нарушении персоналом требования иметь в активной зоне определенный запас стержней и в результате возникновения вследствие этого опасных нейтронных полей действие автоматической защиты могло быть недостаточно оперативным. Кроме того, как было выяснено позднее учеными, не исключалась возможность роста положительной реактивности в первые секунды после нажатия кнопки АЗ.

После аварии на ЧАЭС эти недостатки РБМК были устранены на всех действующих и строящихся АЭС с РБМК. Осуществляются также организационно-технические мероприятия, исключающие нарушение оперативным персоналом технологического регламента и возможность выведения им из работы (отключения) некоторых элементов аварийной защиты.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

A3 — аварийная защита; активная зона
АЗМ — аварийная защита (сигнал) по превышению мощности
АЗРТ — аварийная защита реакторной установки по технологическим параметрам (cистема)
АЗС — аварийная защита (сигнал) по скорости нарастания мощности
АР — автоматический регулятор
АСКРО — автоматизированная система контроля радиационной обстановки
АЭС — атомная электростанция
БАЗ — быстродействующая аварийная защита
ББ — бассейн-барботер
БИК — боковая ионизационная камера
БОУ — блочная очистительная установка
БРУ-Д — быстродействующее редукционное устройство со сбросом в деаэратор
БРУ-К — быстродействующее редукционное устройство со сбросом в конденсатор турбины
БС — барабан-сепаратор
БЩУ — блочный щит управления
ВИК — высотная ионизационная камера
ВИУБ (СИУБ) — ведущий (старший) инженер управления блоком
ВИУР (СИУР) — ведущий (старший) инженер управления реактором
ВИУТ (СИУТ) — ведущий (старший) инженер управления турбиной
ГПК — главный предохранительный клапан
ГЦН — главный циркуляционный насос
ДКЭ (р), (в) — датчик контроля энерговыделения (радиальный), (высотный)
ДП — дополнительный поглотитель
ДРЕГ — диагностическая регистрация параметров
ЗРК — запорно-регулирующий клапан
КГО — контроль герметичности оболочки (ТВЭЛ-ов)
КД — камера деления
КИУМ — коэффициент использования установленной мощности
КМПЦ — контур многократной принудительной циркуляции
КН — конденсатный насос
КЦТК — контроль целостности технологических каналов (система)
ЛАЗ — локальная аварийная защита
ЛАР — локальный автоматический регулятор
МАГАТЭ — Международное агентство по атомной энергии
МПА — максимальная проектная авария
НВК — нижние водяные коммуникации
НК — напорный коллектор
НСБ — начальник смены блока
НСС — начальник смены станции
ОЗР — оперативный запас реактивности (условных "стержней")
ОК — обратный клапан
ОПБ — «Общие положения безопасности»
ПБЯ — «Правила ядерной безопасности»
ПВК — пароводяные коммуникации
ПН — питательный насос
ППБ — плотно-прочный бокс
ПРИЗМА — программа измерения мощности аппарата
ПЭН — питательный электронасос
РБМК — реактор большой мощности канальный (кипящий)
РГК — раздаточно-групповой коллектор
РЗМ — разгрузочно-загрузочная машина
РК СУЗ — рабочий канал системы управления и защиты
РП — реакторное пространство
РР — ручное регулирование
РУ — реакторная установка
САОР — система аварийного охлаждения реактора
СБ — системы безопасности
СЛА — система локализации аварий
СП — стержень-поглотитель
СПИР — система продувки и расхолаживания
СРК — стопорно-регулирующий клапан
СТК — система технологического контроля
СУЗ — система управления и защиты
СФКРЭ — система физического контроля распределения энерговыделения
СЦК "Скала" — система централизованного контроля (СКАЛА — система контроля аппарата Ленинградской Атомной)
ТВС — тепловыделяющая сборка
ТВЭЛ — тепловыделяющий элемент
ТГ — турбогенератор
ТК — технологический канал
УСП — укороченный стержень-поглотитель (ручной)
ЯТ — ядерное топливо
ЯТЦ — ядерный топливный цикл
ЯЭУ — ядерная энергетическая установка

СПИСОК ЛИТКРАТУРЫ

[1] ГОСТ Р 51164–98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите коррозии.

[2] ГОСТ Р 52376–05 Прокладки спирально-навитые термостойкие. Типы. Основные размеры.

[3] ГОСТ Р 52630–2006 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия

[4] ГОСТ Р 52857.1 – 52857.10–2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

[5] ГОСТ Р 53383–2009 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические условия.

[6] ГОСТ Р 53672–2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности.

[7] ГОСТ Р 54432–2011 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на PN от 0,1 до 20,0 МПа. Конструкция, раз- меры и общие технические требования

[8] ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затво- ров.

[9] ГОСТ 20700 Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых и акерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0 до 650°С

[10] ГОСТ Р МЭК 60079-30-1–2009 Взрывоопасные среды. Резистивный распределительный электронагреватель. Часть 30-1. Общие технические требования и методы испытаний. М., 2009.

[11] ГОСТ Р МЭК 60079-30-2–2009 Взрывоопасные среды. Резистивный распределительный электронагреватель. Часть 30-2. Руководство по проектированию, установке и техническому обслуживанию. М.,2009.

[12] ГОСТ Р ИСО 10816-3–99 Вибрация. Контроль состояния машин по резуль- татам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 3. Промышленные машины номинальной мощностью более 15 кВт и номинальной скоростью от 120 до 15000 мин-1.

[13] СНиП 2.03.11–85 Защита строительных конструкций от коррозии.

[14] СНиП 2.05.06–85 Магистральные трубопроводы.

ГОСТ (ПРОЕКТ, RU, Первая редакция)

[15] СНиП 2.09.03–85 Сооружения промышленных предприятий.

[16] ГОСТ Р 21.1101–2009 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации.

[17] СНиП 23-01–99* Строительная климатология.

[18] СНиП 41-02–03 Тепловые сети.

[19] СНиП 41-03–2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. М., 2003.

[20] СНиП 42-01–02 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СП 62.13330.2011.

[21] СНиП II-23–81* Стальные конструкции. Актуализированная редакция СП 16.13330.2011.

[22] СНиП II-89–80* Генеральные планы промышленных предприятий. Актуализированная редакция СП 18.13330.2011.

[23] Справочник Миркин А.З., Усиньш В.В. Трубопроводные системы. Мо- сква; Химия, 1991 г.

[24] "Монтажное проектирование химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Москва, 2010г." В.Я. Магалиф, Д.И. Иткина, Л.Б. Корельнштейн.

[25] Справочник "Сосуды и трубопроводы высокого давления. Иркутск, 1999г.", под редакцией д.т.н. А.М. Кузнецова, к.т.н. В.И. Лившица.