п. 4.1. Изготовление, монтаж трубопроводов и их элементов должны выполняться специализированными предприятиями, имеющими разрешение органов Госгортехнадзора на выполнение соответствующих работ.

При изготовлении, монтаже трубопроводов должна применяться система контроля качества, обеспечивающая выполнение работ в соответствии с 573 Правилами и НД.

п. 4.2. К производству работ по сварке трубопроводов допускаются сварщики, прошедшие аттестацию в соответствии с ПБ 03-273-99 «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства» и имеющие удостоверение на право выполнения данных работ.

Сварщики могут выполнять только те виды сварочных работ, которые указаны в их удостоверении.

Сварщик, впервые приступающий в данной организации к работе, должен перед допуском к работе, независимо от наличия удостоверения, выполнить контрольные соединения и только после положительных результатов механических испытаний приступать к выполнению сварочных работ.

Сварные соединения элементов трубопроводов, работающих под давлением, с толщиной стенки 6 мм и более, подлежат маркировке, позволяющей установить фамилию сварщика.

Сварочные материалы должны соответствовать требованиям стандартов и технических условий.

Ревизия, ремонт, отбраковка, испытания технологических трубопроводов согласно ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», РД 38.13.004-86 «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см 2 )»

Ревизия трубопроводов

п 9.3. ПБ 03-585-03.

п 13.13. РД 38.13.004-86.

Основной метод контроля за надежной и безопасной работой технологических трубопроводов – периодические ревизии, которые проводит служба технического надзора совместно с механиком и начальником цеха.

Как правило, ревизии трубопроводов приурочиваются к ППР отдельных агрегатов, участков или цехов.

Сроки проведения ревизии трубопроводов устанавливает администрация предприятия в зависимости от скорости их коррозионно-эрозионного износа, условий эксплуатации, результатов предыдущих наружных осмотров и ревизий.

При проведении ревизии следует уделять внимание участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и т.д. К таким участкам относятся те, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно не работающие участки).

На работающие трубопроводы допускается проводить ультразвуковую толщинометрию при условии соблюдения мер безопасности.

При ревизии технологических трубопроводов необходимо:

провести наружный осмотр трубопровода;

простучать молотком и измерить толщину стенки трубопровода УЗ или радиографическим методом, а в необходимых случаях – сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях, а также на прямых участках внутрицеховых и межцеховых трубопроводов.

Число точек замеров для каждого участка определяет ОТН.

На прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной 20 м и менее следует выполнять замеры толщин стенок не менее чем в трех местах;

при необходимости провести внутренний осмотр трубопровода путем разборки или разрезки трубопровода – проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшение толщин стенок;

при необходимости произвести радиографическую и УЗ дефектоскопию сварных стыков, металлографические исследования и механические испытания (при работе в высокотемпературных или водородсодержащих средах, а также если коррозия может изменить мех. свойства);

проверить состояние и условия работы опор, крепежных деталей и прокладок;

испытать трубопровод давлением.

При неудовлетворительных результатах ревизии необходимо определить границу дефектного участка трубопровода и сделать более частые измерения толщины стенки всего трубопровода.

Основными причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.

I. На ТЭЦ произошел разрыв нижнего отвода главного паропровода котла типа ПК-10-2, работающего с параметрами пара

110 кгс/см2 и 540° С. Разрушение произошло в зоне нейтральной образующей гиба. При разрыве часть трубы оказалась отогнутой, в связи с чем нельзя было определить форму сечения трубы в гибе. На участке, прилегающем к этому сечению, овальность оказалась равной 17%, что более чем в два раза превышает допустимую.

Исследования металла поврежденной трубы показали, что его химический состав, механические свойства и микроструктура соответствуют требованиям технических условий поставки (МРТУ 14-4-21-67).

Известно, что разрушения гибов вызываются комплексом причин как технологического, так и эксплуатационного характера. И в данном случае состояние металла и характер повреждения позволили установить, что напряжения в металле гиба на участке разрушения существенно превышали расчетные не только из-за дополнительных усилий, связанных с неравномерным распределением напряжений от внутреннего давления по периметру овального сечения, но также и из-за значительных компенсационных напряжений.

Трасса паропровода была выполнена с отступлением от проекта, в результате чего число гибов на участке поврежденного паропровода уменьшилось с трех до двух и компенсационная нагрузка на оставшиеся гибы возросла по сравнению с расчетной. Отступления от проекта были допущены также при выполнении системы крепления этого участка паропровода и ее регулировке.

При демонтаже поврежденного участка паропровода было выявлено, что он состоял из труб двух сортаментов - 325X26 и 325Х Х32 мм. Разорвавшийся нижний гиб был изготовлен из трубы с меньшей толщиной стенки. Сравнение моментов инерции сечения трубы в нижнем и верхнем гибах без учета искажения формы сечения при гибке показали, что компенсационные напряжения в нижнем гибе были на */з выше напряжений, которые были бы при гибах равной податливости.

(Из экспресс-информации СЦНТИ ОРГРЭС, 1972).

2. На ТЭЦ автомобильного завода произошел разрыв компенсатора питательного трубопровода диаметром 219 мм при давлении 150 кгс/см2 и температуре воды 150° С.

Находившиеся на дежурстве рабочие услышали сильный стук от удара, затем последовало резкое уменьшение давления питательной воды и снижение уровня воды в четырех действующих котлах.

Включились звуковые сигнализаторы предельных положений уровня воды и световые табло, показывающие, что котлы находятся в опасном положении.

Машинистам котельной объявили по радио об аварийном положении в котельной и одновременно включили резервные питательные насосы общей подачей 580 т/ч. Так как уровень воды в барабанах котлов продолжал снижаться, все котлы были остановлены. После обнаружения места повреждения дефектный трубопровод был от-йлючен и через час котлы вновь включили в работу. При осмотре в Месте гиба компенсатора была обнаружена сквозная трещина длиной 560 мм с максимальным раскрытием 85 мм. На внутренней поверхности трубы в зоне разрыва отчетливо были видны сплошные коррозионные разъедания и продольные трещины. Глубина трещин составляла от 0,1 мм до сквозных на всю толщину стенки. Механические Испытания металла трубы дали удовлетворительные результаты.

По заключению лаборатории металловедения автозавода разрыв трубы произошел в результате коррозионной усталости металла. Ко-миссия не согласилась с указанным заключением, мотивируя свое несогласие тем, что коррозионная усталость возможна лишь при переменных тепловых напряжениях металла, а питательный трубопровод работал с постоянным режимом. В связи с этим материалы расследования аварии были переданы в другую лабораторию металлов.

В этой лаборатории подвергли металлографическому исследованию серию образцов, взятых из неповрежденного участка трубы после нагрева при температурах 600, 700, 850 и 950° С и установили условия, при которых в металле появляется видманштеттова структура. На этом основании лаборатория дала заключение, что причиной аварии явился перегрев металла, допущенный при изготовлении компенсатора.

Центральный котлотурбинпый институт (ЦКТИ), к которому обратилась комиссия, получив два разноречивых заключения, подтвердил мнение лаборатории автозавода.

Расчет компенсации температурного расширения трубы в ЦКТИ показал, что наибольшие компенсационные напряжения возникали на участке возле разорвавшегося колена. Весьма вероятно, чго в колене была овальность выше допустимой, вызывавшая значительные дополнительные напряжения на наружной части трубы, по которой произошло разрушение гиба. При высоких суммарных статических напряжениях от внутреннего давления и температурного расширения в условиях коррозионной активности среды даже сравнительно небольшие циклические изменения какого-либо из действующих напряжений (например, компенсационных вследствие колебания температуры воды) могли привести через соответствующий срок к усталостному разрушению металла.

3. В паропроводе, работающем с давлением пара 20 кгс/см*" и температурой 270° С, в период эксплуатации были выявлены дефект ы на двух участках - расслоение металла труб. Дефектные участки удалили и заменили новыми.

После ремонта паропровод ввели в эксплуатацию вопреки требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, предусматривающих предъявление трубопровода инспектору котлонадзора после ремонта, связанного со сваркой стыков, для наружного осмотра и гидравлического испытания.

Через несколько дней после пуска паропровода в эксплуатацию вследствие гидравлического удара произошло сотрясение эстакады, по которой был проложен паропровод, а через час после этого произошел его разрыв. Компенсатор и часть паропровода длиной 40 м упали с эстакады на землю, а другая часть длиной 30 м была заброшена на верх эстакады.

Разрыв паропровода произошел по сварному стыку замененного участка трубы, неудовлетворительно выполненного сварщиками. После ремонта качество сварных швов не проверялось.

4. На одной из ТЭЦ разорвало паропровод котла, работающего под давлением 32 кгс/см2 при температуре пара 400° С. Разрыв паропровода произошел в коническом переходе от трубы диаметром 219/200 мм к трубе диаметром 273/255 мм, изготовленном из шести лепестков, обжатых до диаметра 219/200 мм и сваренных электродуговой сваркой продольными швами встык.

Причиной разрыва конического перехода были сплошные глубокие непровары в вершинах продольных швов по всей длине. При разрыве произошло раскрытие на 140-180° трех лепестков и небольшое раскрытие по швам остальных лепестков, Глубина непровара

продольных и кольцевого швов составила до 80% от толщины стенки трубы. Смещение кромок отдельных швов составило 40% от толщины стенки трубы при норме не более 10%.

Проверкой установлено, что после ремонта паропровода с применением сварки его не предъявляли инспектору котлонадзора для технического освидетельствования. Шнуровые книги паропроводов велись неудовлетворительно: отсутствовали необходимые записи о произведенных ремонтах, данные о сварке, сертификаты на трубы и необходимые схемы паропроводов. Не производилось гидравлическое испытание паропроводов после их ремонта.

5. В процессе эксплуатации энергоблока, работавшего с давлением 100 кгс/см2 и температурой пара 540° С, машинист заметил образование свинца в одной из ниток главного паропровода. Примерно через 3 мин после этого произошел разрыв трубопровода. Немедленно были приняты меры по разгрузке ТЭЦ и прекращению работы котлов.

При осмотре на поврежденном участке паропровода был обнаружен разрыв трубы на длине 1,25 м с характерными признаками ползучести металла у места разрыва. Неразорвавшаяся часть трубы имела раздутие до 365 мм по диаметру против первоначального диаметра 325 мм. У одного сварного стыка труба оторвана по всей окружности от соседнего участка. Оставшийся целый участок трубопровода отогнут в сторону турбины.

Разрыв трубы произошел из-за того, что работники монтажного участка вместо трубы из стали марки 12ХМФ установили трубу из стали 20, предназначенную для питательного трубопровода. Установка деталей трубопровода производилась без сверки с чертежами.

После монтажа паропровода производилось стилоскопирование. Из-за небрежности стилоскописта сварочной лаборатории монтажного треста труба из стали 20 не была выявлена и по всем деталям трубопровода было дано положительное заключение.

6. На ГРЭС во время капитального ремонта котла был вырезан патрубок из контрольной трубы паропровода, изготовленной из стали 12Х1МФ, для проведения исследований структуры и механических свойств металла, предусмотренных «Инструкцией по наблюдению и контролю за металлом трубопроводов и котлов». На место этого патрубка была вварена вставка (катушка). Сертификатные данные металла трубы, из которой была вырезана катушка, не были проверены. И только в процессе эксплуатации выяснилось, что вставка была из углеродистой стали.

Согласно п. IV-8 указанной инструкции для вварки контрольных участков взамен вырезанных патрубков должны применяться запасные трубы, оставленные при монтаже паропроводов и переданные на ответственное хранение. Заказ таких труб предусматривается при поставке паропроводов. Эти трубы должны быть предварительно исследованы в исходном состоянии в полном объеме требований, предъявляемых к контрольным трубам.

Однако на ГРЭС врезка вставок (катушек) производилась из имевшейся в наличии трубы, не прошедшей необходимых исследований структуры и механических свойств метала.

Ошибка, допущенная при вварке вставки, могла вызвать аварию с тяжелыми последствиями.

Главтехуправление Минэнерго СССР главным инженерам электростанций, на которых имеются энергоустановки с температурой рабочей среды 450° С и выше, предложило:

Проверить наличие на электростанции запасных труб, их состояние и условия хранения, а также соответствие сертификатных данных запасных труб требованиям технических условий МРТУ 14-4-21-67;

Обеспечить строгое соблюдение требований «Инструкции по наблюдению ц контролю за металлом трубопроводов и котлов» при проведении контроля и наблюдения за паропроводами.

(Эксплуатационный циркуляр Главтехуправления Минэнерго СССР № Т-4/73)

7. В феврале 1977 г. на одном из котлов ТГМ-96 паропроизводительностью 480 т/ч с параметрами среды 140 кгс/см2 и 570° С произошел разрыв трубы диаметром 133 мм обводной линии питания котла на прямом участке, расположенном за регулирующим клапаном. Трубопровод работал при давлении 230 кгс/см2 и температуре среды 230° С.

Котел ТГМ-96 однобарабанный с естественной циркуляцией выполнен по П-образной схеме. Топочная камера с уравновешенной тягой полностью экранирована. Котел снабжен радиационноконвективным пароперегревателем, водяным экономайзером и регенеративными вращающимися воздухоподогревателями. Процессы питания котла, регулирования температуры перегретого пара и горения автоматизированы, предусмотрены необходимые средства тепловой защиты.

Сниженный узел питания котла, где произошел разрыв трубопровода, расположен перед фронтом котла на расстоянии 10 м от блочного щита управления и предназначен для питания котла в растопочном и эксплуатационном режиме. Он состоит из участка основного питательного трубопровода диаметром 325 мм и двух обводных линий диаметрами 133 мм и 76 мм.

При растопке котла с блочного щита управления дистанционно через регулирующий клапан включается трубопровод диаметром 76 мм. По достижении в котле давления 50 кгс/см2 дистанционно включается трубопровод диаметром 133 мм, а затем после подключения котла к станционным трубопроводам он переводится на автоматическое управление. Основной питательный трубопровод диаметром 325 мм включается в работу (сначала дистанционно, затем переводится на автоматическое управление) при достижении на котле нагрузки 70% от номинальной. Во время работы основного питательного трубопровода обводной трубопровод диаметром 133 мм является резервным и используется на 30-40% в автоматическом режиме при работе котла на сниженных нагрузках.

В момент аварии регулирующий питательный клапан на трубопроводе диаметром 325 мм был открыт на 75-85% и находился на автоматическом управлении. Регулирующий клапан на трубопроводе диаметром 133 мм был открыт частично и работал на дистанционном управлении, запорная арматура на трубопроводах диаметрами 325 и 133 мм открыта полностью, а на трубопроводе диаметром 76 мм закрыта. В результате разрыва часть трубопровода диаметром 133 мм отброшена от сниженного узла питания на 10,5 м к фронту котла, а другая его часть упала на основной питательный трубопровод. Обводной трубопровод диаметром 76 мм оторван в месте примыкания к трубопроводу диаметром 133 мм.

Установлено, что причиной разрыва явился эрозионный износ трубы на расстоянии 100мм от корпуса клапана походу воды. Износ произошел по всему периметру трубы с максимальным утонением

стенки по нижней образующей до 1,2 мм при исходной толщине стенки 10 мм. Эрозионный износ обнаружен также в аналогичной зоне питательного трубопровода.

На трубопроводе ранее был установлен регулирующий клапан шиберного типа. При малых расходах и неполном открытии шибера с профильным окном в виде прямоугольной щели поток среды направлен в верхнюю образующую трубопровода, что вызывает местную эрозию стенки трубы. Для предупреждения подобных явлений клапан шиберного типа был заменен клапаном с уплотнительной поверхностью в виде распределительной решетки с рядом цилиндрических отверстий, направляющих поток среды вдоль оси трубопровода. Однако эта замена в данном случае оказалась недостаточной для обеспечения надежной работы трубопровода.

Следует отметить, что интенсивность эрозионного износа трубопровода возрастает с увеличением перепада давления среды до регулирующего клапана и после него.

В связи с этой аварией Главтехуправление Минэнерго СССР предложило главным инженерам тепловых электростанций (циркулярное письмо № 1/77) проверить соблюдение требований «Инструкции по эксплуатационному осмотру питательных трубопроводов паровых котлов». Если при проверке будут обнаружены отклонения от требований инструкции, то необходимо при ближайшем останове оборудования, но не позднее июня 1977 г., провести внеочередную проверку состояния выходных патрубков регулирующей и дросселирующей арматуры и прилегающих к ним участков трубопроводов по всему периметру на длине не менее чем десять внутренних диаметров трубы по ходу движения среды. Проверке подлежат все узлы установки регулирующей и дросселирующей арматуры (питание, впрыски, встроенные пусковые узлы прямоточных котлов и др.). При проведении этих работ следует руководствоваться «Инструкцией по эксплуатационному осмотру питательных трубопроводов паровых котлов» и противоаварийным циркуляром № Т-4/72.

На хлебопекарных, кондитерских, макаронных, пивобезалкогольных и сахарных предприятиях применяются трубопроводы разного назначения: для пара, горячей воды, горючих и токсичных газов (аммиак, сернистый ангидрид), легковоспламеняющихся и едких жидкостей (спирты, кислоты, щелочи). Наиболее распространенными являются трубопроводы пара и горячей воды, эксплуатация которых регламентируется «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».
В зависимости от рабочих параметров эти трубопроводы делятся на 4 категории (табл. 9).
Таблица 9

На хлебопекарных, кондитерских, макаронных и бродильных предприятиях эксплуатируются трубопроводы третьей и четвертой категорий для пара с температурой не более 350°С и давлением меньше 2,2 МПа, горячей воды с температурой более 115°С и давлением меньше 1,6 МПа, а на сахарных имеются трубопроводы пара первой и второй категорий.
По сравнению с трубопроводами другого назначения паропроводы и трубопроводы горячей воды работают в более сложных условиях, так как, кроме воздействия собственной массы и массы 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 конструкций для обеспечения безопасности при эксплуатации.
Основными причинами аварий трубопроводов разного назначения, в том числе пара и горячей воды, являются дефекты трубопроводов, допущенные при их проектирования ошибки при выборе материалов, схем и конструкций трубопроводов с учетом свойств транспортируемой среды; недостаточная оценка компенсации тепловых удлинений трубопроводов; отступление от проектов при строительно-монтажных работах; нарушения режима эксплуатации трубопроводов, в том числе несвоевременный и некачественный ремонт, переполнения, повреждения трубопроводов, течь сальников; ошибочные действия обслуживающего персонала; гидравлические удары; нарушения правил заполнения и опорожнения трубопроводов с горючими газами; накапливание статического электричества; несвоевременное и некачественное проведение технического освидетельствования трубопроводов, контрольно-измерительной аппаратуры, приборов безопасности, запорной и регулирующей арматуры.
Меры, обеспечивающие безопасную эксплуатацию трубопроводов разного назначении, можно разделить на проектно-строительные, организационные и контрольные.
Проектно-строительные меры включают выбор рациональной схемы трубопровода и его конструкции, проведение расчетов трубопровода на прочность и компенсацию тепловых удлинений, обновление рабочих параметров, способа прокладки и системы трубопроводов и системы дренажа размещения опор, запорной арматуры и т. п.
Схема трубопроводов, их размещение и конструкция должны, кроме соблюдения технологических требований обеспечивать безопасную эксплуатацию; возможность непосредственного наблюдения за техническим состоянием трубопровода; доступность для технического освидетельствования и испытаний, производства монтажных и ремонтных работ; удобство обслуживания контрольно-измерительной аппаратуры, приборов безопасности, запорной и регулирующей арматуры. При этом предусматривается монтаж горизонтальных участков паропроводов с уклоном не менее 0,002 и устройством дренажа; установка запорной арматуры по направлению движения среды в нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода спускных (дренажных) штуцеров с запорной арматурой для опорожнения трубопровода, а в верхних точках воздушников —для отвода воздуха. На паропроводах насыщенного пара и в тупиковых участках паропроводов перегретого- пара должны устанавливаться конденсационные горшки или другие устройства для непрерывного отвода конденсата с целью предупреждения разрушительных гидравлических ударов.
Особое внимание на трубопроводах пара и горячей воды уделяется расчету несущих конструкций опор, подвесок на вертикальную нагрузку с учетом массы заполненного средой трубопровода и его теплоизоляции. Оковы также рассчитываются на усилия термического расширения трубопровода, которое может компенсироваться с помощью самокомпенсации, применения гнутых, линзовых с рубашкой и дренажными трубами или сальниковых компенсаторов. Для контроля термического перемещения на опорах паропроводов с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300°С и выше за счет тепловых удлинений должны устанавливаются указатели (репера) перемещений.
Трубопроводы горючих и токсичных газов должны быть оснащены штуцерами с запорными устройствами для заполнения трубопровода инертным газом с целью обеспечения безопасности процесса наполнения его рабочей средой и опорожнения от нее.
Трубопроводы, подлежащие регистрации в органах Госпроматомнадзора, могут монтироваться только организациями, имеющими на это разрешение местного органа Госпроматомнадзора. К сварочным работам на трубопроводах допускаются сварщики, прошедшие экзамена, имеющие удостоверение установленного образца, и только по тем видам сварочных работ, которые указаны в удостоверении.
Все сварные соединения на трубопроводах разного назначения контролируются внешним осмотром и измерением, ультразвуковой дефектоскопией, просвечиванием, механическим испытанием, металлографическим исследованием, гидравлическим испытанием.
В целях упрощения и сокращения срока определения назначения трубопровода установлена определенная опознавательная окраска. Цвета опознавательной окраски трубопроводов, транспортирующих разные вещества, приведены в табл. 10.

Трубопроводы с наиболее опасными по свойствам веществами дополнительно к опознавательной окраске маркируются предупреждающими цветными кольцами. Их число и цвет зависят от степени опасности и рабочих параметров транспортируемого вещества. Например, на трубопроводы насыщенного пара и горячей воды с давлением 0,1—1,6 МПа и температурой 120— 250 X наносится одно кольцо, а с давлением более 18,4 МПа и температурой выше 120°С —три.
Организационные меры включают регистрацию трубопроводов, их периодическое техническое освидетельствование, испытания на прочность и плотность, обучение и аттестацию обслуживающего персонала и систематическую проверку его знаний, ведение технической документации и другие организационные мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводов и их ремонта.
Перед вводом в эксплуатацию трубопроводы разного назначения подвергаются техническому освидетельствованию и регистрации в органах Госпроматомнадзора или на предприятиях, являющихся владельцем трубопровода. Разрешение на эксплуатацию трубопроводов, подлежащих регистрации в органах Госпроматомнадзора, выдает инспектор Госпроматомнадзора после оформления регистрации, а нерегистрируемых — работник предприятия, ответственный за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию на основе проверки документации и результатов проведенного им освидетельствования. Разрешение регистрируется в паспорте трубопровода.
Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячен воды производит администрация предприятия в следующие сроки: наружный осмотр не реже 1 раза в год и гидравлические испытания трубопроводов, не подлежащих регистрации в органах Госпроматомнадзора, перед пуском в эксплуатацию после монтажа, связанного со сваркой, ремонта, а также после консервации трубопровода более 2 лет.
Трубопроводы, зарегистрированные в местных органах Госпроматомнадзора, помимо освидетельствований, проводимых администрацией предприятия, подвергаются освидетельствованию инспектором Госпроматомнадзора в присутствии лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, в следующие сроки: наружный осмотр —не реже 1 раза в 3 года; наружный осмотр и гидравлическое испытание — перед пуском вновь смонтированного трубопровода, а также после ремонта со сваркой и пуска после консервации боле« двух лет.
К обслуживанию трубопроводов разного назначения допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, обученные по соответствующей программе, имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания трубопроводов и знающие производственную инструкцию. Они не реже 1 раза в 12 мес проходят проверку знаний с оформлением в установленном порядке сдачи экзаменов.
На каждый трубопровод должны вестись паспорт, схема с указанием всех арматур и аппаратуры.
Контрольные меры осуществляются с помощью контрольно-измерительной аппаратуры, приборов безопасности, запорной и регулирующей арматуры, которые должны быть расположены на трубопроводах в доступных для обслуживания местах, снабжены площадками, лестницами или иметь дистанционное управление.

Общие положения.

1.1. Данная инструкция распространяется на трубопроводы пара и горячей воды гидрометаллургического отделения.

1.2. На трубопроводы наружным диаметром более 76мм, транспортирующие водяной пар с давлением более 0,7 кг/см 2 или горячую воду с температурой свыше 115°С распространяются «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (ПБОЗ-75-94).

1.3. К обслуживанию трубопроводов пара и горячей воды могут быть допущены лица из числа аппаратчиков - гидрометаллургов, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по программе переподготовки и повышения квалификации аппаратчиков - гидрометаллургов ЦЭН -1, аттестованные, имеющие удостоверение аппаратчика - гидрометаллурга и знающие данную инструкцию.

1.4. Периодическая проверка знаний персонала, обслуживающего трубопроводы, должна производиться не реже 1 раза в 12 месяцев и осуществляется при сдаче аппаратчиками - гидрометаллургами экзамена по окончании ежегодного обучения по безопасности труда (10 - ти часовая программа), внеочередная - в случаях, предусмотренных правилами безопасности.

1.5. Результаты первичной аттестации, периодической и внеочередной проверки знаний данной инструкции обслуживающим персоналом оформляются протоколом за подписью председателя и членов комиссии.

1.6. Допуск персонала к самостоятельной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды оформляется распоряжением по цеху после сдачи аппаратчиками - гидрометаллургами экзамена по специальности аппаратчик -гидрометаллург.

1.7. Обслуживающий персонал должен:

Знать схему трубопроводов пара и горячей воды;

Уметь своевременно выявлять неполадки в работе трубопроводов пара и горячей воды;

Следить за состоянием арматуры, сальников;

Следить за плотностью фланцевых соединений и за состоянием теплоизоляции трубопроводов;

Своевременно проверять исправность действия приборов автоматики и безопасности, средств защиты и сигнализации.

1.8. Инструкция по устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды выдается технологическому персоналу ГМО и хранится на центральном пульте ГМО.

1.9. Схемы трубопроводов пара и горячей воды вывешиваются на видном месте на центральном пульте ГМО, на пультах репульпации железистых кеков, концентратного и карбонатного переделов, автоклавной установки.

1.10. Ремонтные работы фиксируются в журнале ремонтных работ ГМО, который хранится на центральном пульте ГМО. В него вносятся все выявленные в процессе обслуживания трубопроводов пара и горячей воды недостатки и меры, принятые для их устранения.

1.11. Паспорта трубопроводов хранятся и ведутся механиком энергослужбы, который является лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов пара и горячей воды.

1.12. Технологический персонал ГМО проводит оперативные переключения на трубопроводах пара и горячей воды, используемых на технологию ГМО.

1.13. Ремонтные работы на трубопроводах пара и горячей воды, используемых на технологию ГМО (после расходомерных узлов, установленных в теплопункте ГМО) проводят слесари механослужбы цеха, ремонтом трубопроводов до расходомерных узлов занимаются слесари энергослужбы цеха.

1.14. Оперативные переключения на технологических участках трубопроводов пара и горячей воды выполняются технологическим персоналом ГМО в соответствии с Технологической инструкцией по производству никелевого католита.

1.16. Эксплуатация трубопроводов пара и горячей воды ГМО до расходомерных узлов проводится согласно инструкций по устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ГМО и ЭО для энергослужбы цеха.

2. Устройство и технические характеристики трубопроводов.

2.1. Подача и возврат горячей воды теплопункта ГМО осуществляется по трубопроводам Д=108 мм, имеющим длину 2x40 мм, теплоизолированным и расположенным на эстакаде, отходящей к зданию ГМО. Трубопроводы подключены через задвижки Ду100 к магистральным трубопроводам горячей воды на межцеховой эстакаде. В теплопункте происходит распределение горячей воды на вентиляцию, отопление, ЛВС и технологию согласно схемы №1. Горячая вода, поступающая на технологию подается в ГМО по трубопроводу Д = 57 мм, которые не попадают под действие ПБ 03-75-94.

2.2. Подача пара высокого давления в теплопункт ГМО осуществляется по магистральному трубопроводу Д=108 мм, теплоизолированному и расположенному на межцеховой эстакаде. В теплопункте ГМО установлена задвижка Ду100 и байпас с вентилем Ду50. Пар высокого давления используется в автоклавной установке, согласно схемы

№ 2. От распределительного узла пар подается в автоклавы по трубопроводам Д = 50 мм, которые не попадают под действие ПБ 03-75-94.

2.3. Подача пара низкого давления в теплопункт ГМО осуществляется по трубопроводу Д=219 мм, имеющему длину 40 м, теплоизолированному и расположенному на эстакаде, отходящей к зданию ГМО. Трубопровод подключен через задвижку Ду200 к магистральному трубопроводу пара 13кг/см2 на межцеховой эстакаде. Из теплопункта ГМО пар 13 кг/см2 после задвижки Ду200 подается ГМО на технологические нужды ГМО по трем основным

трубопроводам Д = 112 мм. От них пар подается потребителям ГМО по трубопроводам Д = 50 мм, которые не попадают под действие ПБ 03-75-94. Схема № 3.

2.4. Технические характеристики трубопроводов:

2.9. «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (ПБ 03-75-94) распространяются на трубопроводы, перечисленные в п. п. 2.4. Регистрации в органах Госгортехнадзора эти трубопроводы не подлежат.

2.10. Для отключения и включения потока воды, пара и регулирования его количества и параметров трубопроводы оборудованы: задвижками и вентилями;

- воздушниками для впуска и выпуска воздуха;

Дренажами для слива воды и прогрева паропроводов;

Манометрами для контроля за давлением;

Термометрами для контроля за температурой теплоносителя;

Паропроводы дополнительно оборудованы конденсатоотводчиками.

2.11. Трубопроводы пара и горячей воды покрыты теплоизоляцией.

2.12. Участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки в концевых точках снабжены штуцером с вентилем.

3. Средства контроля и управления.

3.1. Для обеспечения безопасных условий эксплуатации и регулирования параметров теплоносителя в теплопунктах на трубопроводах подачи и возврата горячей воды, а также на узлах ввода пара, установлены манометры, термометры, расходомерные шайбы, датчики температуры, датчики давления.

3.2. Установленные манометры должны иметь класс точности - 2,5, шкалу от 0 до 16кг/см 2 (1,6 Мпа) на трубопроводах горячей воды и пара низкого давления, а на трубопроводе пара высокого давления до 25кг/см 2 (2,5 Мпа).

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

3.4. Перед манометром должен устанавливаться трехходовой кран или заменяющие его запорные вентили для продувки, проверки и отключения манометра.

3.5. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

3.6. Не допускаются к установке манометры, у которых:

Отсутствует клеймо с отметкой о проведении поверки;

Просрочен срок поверки;

Стрелка при отключении манометра не возвращается к нулевому показателю шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

Разбито стекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильности показаний.

3.7. Проверка исправности действия манометров производится один раз в день при обходе теплопунктов слесарем энергослужбы.

3.8. Контрольная поверка манометров проводится не реже 1 раза в 12 месяцев, с установкой пломбы или клейма. Для поверки манометр демонтируется с трубопровода и сдается механику энергослужбы.

3.9. Не реже 1 раза в шесть месяцев слесарь КИП и А производит дополнительную проверку рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров. Журнал контрольных проверок хранится у электромеханика КИП и А.

4. Техническое освидетельствование.

4.1. Техническое освидетельствование трубопроводов горячей воды проводится механиком энергослужбы перед началом отопительного сезона, по окончании всех ремонтных работ и пневмогидравлической промывки теплосети. При этом выполняется гидравлическое испытание и наружный осмотр трубопроводов с составлением акта и записью в паспорт трубопровода.

4.2. Техническое освидетельствование трубопроводов пара проводится механиком энергослужбы один раз в год по графику ППР. При этом выполняется наружный осмотр трубопровода с записью в паспорт трубопровода.

4.3. После выполнения ремонта трубопровода пара или горячей воды, связанного со сваркой, механик энергослужбы проводит техническое освидетельствование трубопровода. При этом выполняется наружный осмотр и гидравлическое испытание с записью в паспорт трубопровода.

4.4. Перед пуском в эксплуатацию после монтажа, а также после нахождения в консервации свыше двух лет проводится техническое освидетельствование трубопровода. При этом выполняется наружный осмотр и гидравлическое испытание с записью в паспорт трубопровода.

4.5. При неудовлетворительных результатах освидетельствования необходимо определить границы дефектного участка и выполнить замеры толщины стенок. Дефектный участок необходимо заменить. Сварные швы при этом подвергаются 100% радиографическому контролю или проводится гидравлическое испытание трубопровода.

5. Гидравлическое испытание.

5.1. Гидравлическое испытание проводится с целью проверки прочности и плотности трубопроводов и их элементов, а также всех сварных и других соединений.

5.2. Гидравлическое испытание проводится при положительных результатах наружного осмотра трубопровода.

5.3. Гидравлическое испытание трубопроводов горячей воды проводится пробным давлением 16.25 кг/см 2 , трубопроводов пара низкого давления пробным давлением 16.25 кг/см 2 и трубопровода пара высокого давления пробным давлением 28,75 кг/см 2 .

5.4. Гидравлическое испытание трубопроводов проводится слесарями энергослужбы под непосредственным руководством механика.

5.5. Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, потения в сварных соединениях и в основном металле, видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва.

5.6. При неудовлетворительных результатах гидравлического испытания механик определяет границы дефектного участка, который ремонтируется или меняется. После ремонта проводится повторное гидравлическое испытание.

6. Обслуживание трубопроводов.

6.1. Обслуживание трубопроводов включает в себя:

Проведение оперативных переключений, регулировок;

Ежедневный контроль за состоянием работающих трубопроводов, запорной арматуры, средств контроля, защиты и автоматики;

Проведение освидетельствования трубопроводов;

Ремонт трубопроводов;

Ежедневный контроль за тепловым и гидравлическим режимом работы.

6.2. Технологический персонал ГМО должен:

Производить ежедневные обходы работающих трубопроводов, обращая внимание на отсутствие вибрации трубопроводов, исправность опорных конструкций, проходных площадок, отсутствие утечек пара и горячей воды, наличие и целостность крепежа, состояние теплоизоляции.

При обнаружении утечек теплоносителя или неисправности оборудования сообщать сменному мастеру ГМО;

Производить осмотр запорной арматуры;

7. Остановка и пуск трубопроводов.

7.1. Остановка и пуск трубопроводов пара ГМО осуществляется после согласования с ТЭЦ.

7.2 Последовательность пуска паропровода Р = 23 кг/см2 в работу.

Убедиться, что дренажный вентиль № 8 открыт;

Вентиля №№ 4, 5, 6 на подаче пара в колонны ниток №№ 1, 2, 3 закрыты;

На распределительной гребенке открыть вентиль No 7 на подаче пара в колонны автоклавов нитки № 4 автоклавной установки ГМО;

Открыть задвижку № 2 на трубопроводе подачи пара перед распределительным узлом;

Для прогрева паропровода подать пар через байпас, открыв вентиль № 3 в теплопункте путем незначительного его открытия так, чтобы услышать шум проходящего пара;

После прекращения гидравлических ударов прогрев паропровода производить в той же последовательности в течение 15-20 минут;

При достижении температуры пара, близкой к рабочей, медленно открывая вентиль на байпасе № 3 , довести давление в пускаемом паропроводе до давления в действующем паропроводе;

После уравнивания давления пара во включаемом и действующем паропроводе, в теплопункте полностью открыть основную задвижку № 1 перед включенным паропроводом;

Подачу пара в колонны автоклавов осуществлять в соответствии с Инструкцией по безопасной эксплуатации колонной автоклавной установки ГМО ЦЭН - 1.

Пусковой дренажный вентиль № 8 по мере повышения температуры участка пускаемого паропровода необходимо прикрывать и окончательно закрыть после включения паропровода в работу;

После включения паропровода в работу, сообщить об этом мастеру.

7.3 Последовательность пуска паропровода Р = 13 кг/см2 в работу.

Убедиться, что все вентиля №№ 23, 17, 18, 28, 64, 79, 80 для сброса воздуха и конденсата включаемого паропровода открыты;

Вентиля №№ 4, 6, 11, 13, 15, 29, 36, 41, 37, 42, 55, 56, 57, 58, 63, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 73, 74, 76, 78 закрыты;

Для прогрева паропровода подать пар через основной запорный орган

задвижку

№ 3 путем незначительного его открытия так, чтобы услышать шум проходящего

При появлении гидравлических ударов следует немедленно уменьшить подачу пара, и если удары будут продолжаться, прекратить подачу пара;

После прекращения гидравлических ударов, прогрев паропровода производить в той же последовательности в течение 15-20 минут;

При достижении температуры пара, близкой к рабочей, медленно открывая задвижку № 3, довести давление в пускаемом паропроводе до давления в действующем паропроводе;

После уравнивания давления пара во включаемом и действующем паропроводе, полностью открыть задвижку № 3;

вентиля, распределяющие пар по переделам и оборудованию ГМО №№ 22, 24, 15, 16, 13, 14, 6, 7, 8, 9, 10, 4, и запитать паром потребителей - баковую аппаратуру основной схемы очистки и части передела репульпации железистых кеков, СОК ГМО;

Перекрыть дренажные вентиля на байпасных узлах подачи пара в репульпаторы № 606 и № 607;

Последовательно, один за другим, по мере прогрева паропроводов открыть

вентиля, распределяющие пар по переделам и оборудованию ГМО №№ 63, 58,

59, 60, 61, 62, 57,56, 55, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 41, 37, 39, 40,

38, 33, 34, 35, 36, 29, 30, 31, 32 и запитать паром потребителей -баковую аппаратуру карбонатного, концентратного переделов, автоклавной установки, сушильный шкаф автоклавной установки;

Последовательно, один за другим, по мере прогрева паропроводов открыть

вентиля, распределяющие пар по переделам и оборудованию ГМО №№ 78, 76,

77, 74, 75, 73, 71, 72, 69, 70, 68, 67, 66;

После включения паропровода в работу сообщить об этом мастеру.

7.4. Последовательность пуска трубопроводов горячей воды:

Открыть вентиль № 33 на подаче воды в классификатор медеочистки №1;

В теплопункте медленно приоткрыть задвижку № 3 или № 3" до появления шума протекаемой воды и заполнить трубопровод водой, при этом не допускать снижение давления перед включаемым трубопроводом более, чем на 0,5 кгс/см2;

После появления подачи воды на классификатор № 1 и прогрева трубопровода до рабочей температуры, полностью открыть вентиля № 3 или № 3";

открыть вентиль № 32 на подаче воды на классификатор медеочистки №2;

Открыть вентиль №31 на подаче воды в СОК ГМО;

Открыть вентиль № 30 на подаче воды в пачук № 409;

7.5. Последовательность остановки паропровода Р=23 кг/см2.

7.5.1 Остановка паропровода на участке от задвижки № 2 до распределительного узла с вентилями №№ 4, 5, 6, 7.

Медленно прикрывая задвижку № 2 и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см2, разгрузить трубопровод;

7.5.2 Остановка паропровода на участке от задвижки № 3 до распределительного узла с вентилями №№ 4,5,6,7..

Подготовить оборудование автоклавной установки к остановке паропровода;

Медленно прикрывая задвижку № 3 и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

После отключения трубопровода, дренаж через спускной вентиль № 8 открывать только после естественного снижения давления пара;

При снижении давления в трубопроводе до значения близкого к нулю, открыть вентиль № 8.

7.6 Последовательность остановки паропровода Р = 13 кг\ см 2 .

7.6.1 Остановка всего трубопровода на участке от задвижки № 1 (трассса);

Медленно прикрывая задвижку № 1 и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

7.6.2 Остановка участка трубопровода от задвижки № 2 или № 3 (теплопункт);

Медленно прикрывая задвижку № 2 (№ 3) и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

После отключения трубопровода, дренажи через спускную арматуру №№ 18, 28 открывать только после естественного снижения давления пара;

7.6.3 Остановка участка трубопровода от распределительных вентилей по переделам и баковой аппаратуры ГМО до конечных вентилей баковой аппаратуры;

7.6.4 Остановка участка трубопровода от конечных вентилей баковой аппаратуры до ввода пара в баковую аппаратуру;

Медленно прикрывая задвижку на останавливаемом участке и не допуская изменения давления до и после отключаемого участка более, чем на 0,5 кг/см 2 , разгрузить трубопровод;

Окончательно закрыть задвижку и дождаться естественного снижения давления пара в останавливаемом участке.

7.7 Последовательность остановки трубопровода горячей воды.

Перекрыть подачу горячей воды в трубопровод, медленно закрыв вентиля № 3 и № 3 ‘ в теплопункте ГМО;

Дождаться естественного снижения давления в останавливаемом участке.

7.8 При несоблюдении последовательности пуска и остановки трубопроводов в них могут возникнуть гидравлические удары, которые, в свою очередь, могут вызвать серьёзные повреждения трубопроводов и их крепежа. Причинами гидравлических ударов в паропроводах большей частью является неудовлетворительные прогрев и дренирование включаемой линии.

7.9 Очередность остановки и пуска трубопроводов пара и горячей воды, необходимость слива воды с трубопроводов определяет механик энергослужбы в зависимомти от продолжительности остановки и погодных условий.

7.10. Забор горячей воды на ГВС и технологию должен производиться в зимний период из обратного трубопровода горячей воды, а в летний период из прямого трубопровода. Перевод забора горячей воды производится по заданию механика энергослужбы.

8. Аварийная остановка трубопроводов.

8.1. Обслуживающий персонал должен аварийно отключить трубопровод пара или горячей воды в следующих случаях:

При разрыве участка трубопровода;

При разгерметизации трубопровода, если это угрожает жизни и здоровью людей;

При повреждении элементов крепления трубопровода, если это угрожает падению или разрушению трубопровода;

При гидравлических ударах в трубопроводе.

После окончания остановки необходимо сообщить об этом мастеру ГМО.

8.2. Последовательность операций по аварийной остановке трубопроводов пара и горячей воды определены п.7.5.;7.6.;7.7. настоящей инструкции.

9. Охрана труда.

9.1. Помещение теплового пункта ГМО должно быть закрыто на замок. Ключ от теплопункта хранится у механика энергослужбы и на центральном пункте ГМО.

9.2. Все ремонтные работы на трубопроводах пара и горячей воды должны производиться по наряду-допуску. При этом, до начала работ трубопровод (или его ремонтируемая часть) должен быть отделен от всех других трубопроводов заглушками или отсоединен. Место установки заглушек определяет лицо, выдающее наряд-допуск.

Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик) , по которой определяется её наличие.

9.3. Гидравлические испытания трубопроводов пара и горячей воды проводятся по наряду-допуску. При этом должно быть предусмотрено:

Вывод людей из зоны расположения трубопровода при опрессовке пробным давлением;

Установка заглушек на трубопроводы, подающие теплоноситель на чугунные приборы отопления

9.4. При пуске паропроводов необходимо оградить зону сброса пара из дренажных и воздушных вентилей и вывесить запрещающие плакаты.

9.5. При обслуживании трубопроводов необходимо соблюдать меры безопасности, изложенные в инструкциях: 38-01-99, 38-15-99, 04-11-2000.

9.6. Все операции с вентилями и задвижками необходимо выполнять медленно и осторожно, их не следует закрывать и крепить с большой силой или с применением рычагов, т.к. таком способе крепления могут произойти срыв резьбы шпинделя, его изгиб и другие повреждения.

10. Ответственность за несоблюдение требований инструкции.

Лица, виновные в нарушении настоящей инструкции, несут ответственность административную, материальную или уголовную в зависимости от характера и последствий нарушения.

«Тест по курсу «Персонал, обслуживающий трубопроводы пара и горячей воды» Условные обозначения: + правильный ответ - неправильный ответ 1. На...»

Тест по курсу

«Персонал, обслуживающий трубопроводы пара и горячей воды»

Условные обозначения:

Правильный ответ

Неправильный ответ

На какую величину рассчитываются и регулируются предохранительные клапаны

(ПБ 10-573-03 п.2.8.2.):

На 5% выше разрешенного

На 10 % выше разрешенного

На 15 % выше разрешенного

На 25% выше разрешенного

Шкала манометра выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в (ПБ 10-573-03 п.2.8.6.):

Средней трети шкалы манометра

Первой трети шкалы манометра

Последней трети шкалы

Требования не устанавливаются.

Кто даёт распоряжение на включение трубопровода в работу (ПБ 10-573-03 п.5.3.2.):

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов пара и горячей воды

Главный энергетик предприятия;

Старший по смене;

Любой главный специалист предприятия;

Какие данные после регистрации трубопровода вносятся в специальную табличку (ПБ 10-573-03 п.5.3.3.):

Регистрационный номер, температура среды;

Регистрационный номер, разрешенное давление, температура среды, дата следующего НО,

Дата следующего наружного осмотра,

Разрешённое давление и температура среды;

Каковы размеры специальной таблички, вывешиваемой на трубопроводе после его регистрации (ПБ 10-573-03 п.5.3.3.):

Исправность предохранительных клапанов проверяется (ПБ 10-573-03 п.6.2.8.):

Внешним осмотром;

+ «подрывом»;

Проверка не обязательна;

Метод проверки определяется ответственным лицом;

Ремонт трубопровода должен выполняться (ПБ 10-573-03 п.6.3.2.):

Только по приказу старшего по смене;

Только по приказу гл. энергетика;

Только по наряду-допуску, выдаваемому в установленном порядке;

При эксплуатации трубопровода своевременный текущий ремонт выполняется (ПБ 10-573-03 п.6.3.1.):

По распоряжению ответственного лица;

По утверждённому графику ППР

В зависимости от технического состояния трубопровода;

Не реже 1 раза в 6 месяц;

При каком давлении трубопровод с рабочим давлением 1,0 МПа(10 кгс\см2) должен быть немедленно остановлен (ПБ 10-573-03 п.2.8.2.):

Если давление поднялось до 1.03 МПа (10,3 кгс\см2)

Если давление поднялось до 1.05 МПа (10,5 кгс\см2)

Если давление поднялось до 1.1 МПа (11 кгс\см2) + если давление поднялось выше 1.1 МПа (11 кгс\см2) 10.

Для обеспечения безопасных условий и расчётных режимов эксплуатации каждый трубопровод должен быть оснащен (ПБ 10-573-03 п.2.8.1.):

Приборами для измерения давления и температуры рабочей среды;

Редукционными и предохранительными устройствами, + запорной и регулирующей арматурой, приборами безопасности;

Все пункты;

Класс точности манометров при рабочем давлении 2,5 МПа (25 кгс\см2)должен быть не ниже (ПБ 10-573-03 п.2.8.5.):

Не нормируется 12.

Периодическая проверка знаний персонала должна проводиться не реже 1 раза (ПБ 10-573-03 п.6.2.2.):

В 12 месяцев;

В 6 месяцев;

В 9 месяцев;

В 3 месяца 13.

Порядок аварийной остановки трубопровода должен быть указан в (ПБ 10-573п.6.1.):

Сменном журнале;

Производственной инструкции оператора котельной;

Паспорте котла;

Ремонтном журнале;

Причины аварийной остановки трубопровода персонал записывает в (ПБ 10-573-03 п.6.1.):

Паспорт трубопровода;

Сменный журнал;

Суточную ведомость;;

Ремонтный журнал;

Проверка исправности действия манометра, предохранительных клапанов на трубопроводе давлением до 1,4 МПа проводится в следующие сроки (ПБ 10-573-03 п.6.2.5.):

Не реже одного раза в сутки, + не реже одного раза в смену;

По распоряжению главного инженера предприятия;

Манометр не допускается к применению, если (ПБ 10-573-03 п.6.2.7.):

Истёк срок поверки манометра

Манометр установлен с наклоном в 30 градусов;

Манометр не достаточно освещён;

По решению старшего оператора;

На вентили, задвижки и приводы к ним должны наноситься следующие надписи (ПБ 10-573-03 п.7.5.):

Номер или условное обозначение запорного органа, соответствующие эксплуатационной схеме или инструкции;

Указатель направления вращения в сторону закрытия и в сторону открытия + номер или условное обозначение запорного органа, соответствующие эксплуатационной схеме или инструкции и указатель направления вращения в сторону закрытия и в сторону открытия;

Завод-изготовитель 18.

Если давление в трубопроводе поднялось выше разрешённого на 10 % и продолжает расти, то персонал должен (Производственная инструкция для персонала):

Немедленно отключить трубопровод;

Доложить ответственному лицу и ждать его распоряжений;

Выполнить продувку манометра;

Внеочередная проверка знаний персонала проводится (РД 10-319-99):

При нарушении персоналом производственной инструкции;

При перерыве в работе более 1 месяца;

При перерыве в работе более 3 месяцев;

В какой цвет должен быть окрашен трубопровод насыщенного пара (ПБ 10-573-03 п.7.1.):

Красный с жёлтыми кольцами;

Жёлтый с красными кольцами;

Зелёный без колец;

Чёрный без колец;

В какой цвет должен быть окрашен трубопровод питательной воды (ПБ 10-573-03 п.7.1.):

Красный с жёлтыми кольцами;

Жёлтый с красными кольцами;

Зелёный без колец;

Чёрный без колец;

В какой цвет должен быть окрашен трубопровод технической воды (ПБ 10-573-03 п.7.1.):

Красный с жёлтыми кольцами;

Жёлтый с красными кольцами;

Зелёный без колец;

Чёрный без колец;

Какова ширина цветного кольца, если диаметр трубопровода равен 150 мм. (ПБ 10п.7.1.):

30 мм +50 мм

Для облегчения открытия задвижек и вентилей, а также для прогрева паропроводов они должны быть оснащены (ПБ 10-573-03 п.2.8.15.):

Байпасами;

Дренажами;

Воздушниками;

Диаметр прохода (условный) рычажно-грузовых и пружинных клапанов должен быть не менее (ПБ 10-574-03 п.6.2.4.):

Тип, характеристика, количество и схема включения питательных устройств должны выбираться (ПБ 10-574-03 п.6.8.6.):

Специализированной организацией по проектированию котельной

Комиссией организации, эксплуатирующей котлы;

Территориальным органом Ростехнадзора;

При покрытии поверхности изоляции трубопровода металлической обшивкой (ПБ 10-573-03 п.7.4.):

Окраска обшивки по всей длине может не производиться;

Окраска обшивки по всей длине должна производиться;

Число надписей на одном трубопроводе (ПБ 10-573-03 п.7.3.):

Не нормируется;

Нормируется;

Периодичность проверки рабочих манометров с помощью контрольного (ПБ 10п.6.2.6.):

Не реже одного раза в неделю;

Не реже одного раза в месяц;

Не реже одного раза в квартал;

Не реже одного раза в 6 месяцев;

Какая информация указывается на хвостовиках заглушек, устанавливаемых на трубопроводе (ПБ 10-573-03 п.6.3.4.):

Давление газа;

Материал, из которого изготовлен трубопровод;

Диаметр трубопровода;

Давление газа, диаметр трубопровода;

По диаметру;

По давлению;

По температуре;

По давлению и температуре;

Трубопровод с температурой среды 145 ? и давлением 13 кгс\см2 относится к (ПБ 10-573-03 п.1.1.3.):

Допускается ли отбор среды из патрубка, на котором установлено предохранительной устройство (ПБ 10-573-03 п.2.8.3.):

Допускается;

Не допускается;

Красная черта на шкале манометра должна указывать (ПБ 10-573-03 п.2.8.7.):

Расчетное давление в трубопроводе;

Допустимое давление в трубопроводе;

Пробное давление в трубопроводе;

Сифонная трубка перед манометром должна быть диаметром (ПБ 10-573-03 п.2.8.8.):

Не менее 5мм;

Не менее 10 мм;

Не менее 8 мм;

Открытие арматуры должно производиться движением маховика (ПБ 10-573-03 п.2.8.12.):

Против часовой маховика;

По часовой стрелке;

Горизонтальные участки трубопровода должны иметь уклон (ПБ 10-573-03 п.2.4.7.):

Не менее 0,004;

Не менее 0,008;

Уклон не обязателен;

Температура наружной поверхности, с которой может соприкасаться персонал должна быть (ПБ 10-573-03 п.2.1.8.):

Не более 70 градусов С + не более 55 градусов С

Не более 80градусов С 39.

Площадки и ступени лестниц в котельной выполняются (ПБ 10-574-03 п.7.4.):

Гладкими;

Из прутковой (круглой) стали;

Из рифлёной листовой стали 40.

Лестницы должны иметь следующие размеры (ПБ 10-574-03 п.7.4.3.):

Ширину не менее 600 мм; высоту между ступенями не более 200мм; ширину ступеней не менее 80мм.

Ширину не менее 500 мм; высоту между ступенями не более 200мм; ширину ступеней не менее 60мм.

Ширину не менее 600 мм; высоту между ступенями не более 300мм; ширину ступеней не менее 80мм.

Гидравлическое испытание трубопроводов должно проводиться водой (ПБ 10-573п.4.12.5.):

Температурой не ниже 5 и не выше 40 градусов С

Температурой 10 градусов С

Комнатной температурой

Температура не нормируется 42.

Гидравлическое испытание трубопровода должно проводиться (ПБ 10-573-03 п.4.12.5.):

Сжатым воздухом

Инертным газом

Паром 43.

Время выдержки под пробным давлением парогенератора должно быть не (ПБ 10п.4.12.7.):

Менее 10 минут

Менее 20 минут

Менее 5 минут

Менее 3 минут.

Давление при гидравлическом испытании должно контролироваться (ПБ 10-573-03 п.4.12.7.):

Одним манометром;

Двумя манометрами;

Тремя манометрами;

Минимальная величина пробного давления при ГИ трубопровода (ПБ 10-573-03 п.4.12.3.):

1,1 рабочего давления

1.2 рабочего давления + 1,25 рабочего давления

1.5 рабочего давления 46.

Каким видам технического освидетельствования подвергаются трубопроводы перед пуском в работу (ПБ 10-573-03 п.5.2.1.):

Наружному осмотру;

Наружному осмотру и гидравлическому испытанию;

Только гидравлическому испытанию;

Зарегистрированные в органах Ростехнадзора трубопроводы подвергаются наружному осмотру (ПБ 10-573-03 п.5.2.3.):

Не реже одного раза в 2 года + не реже одного раза в 3 года

Не реже одного раза в 4 года 48.

Кем выполняются проекты трубопроводов (ПБ 10-573-03 п.2.1.1.):

Наладочными организациями;

Специализированными организациями;

Владельцем трубопровода;

Соединение деталей и элементов трубопроводов должно производиться (ПБ 10-573п.2.1.5.):

Сваркой;

Вальцовкой;

Резьбой;

Участки паропровода давлением свыше 22 кгс\см2, которые могут быть отключены запорными органам, для возможности их прогрева и продувки снабжаются (ПБ 10-573-03 п.2.7.2.):

Штуцером и двумя вентилями; (запорным и регулирующим);

Штуцером с вентилем;

Только штуцером;

Подземная прокладка трубопроводов I категории в одном канале совместно с другими технологическими трубопроводами (ПБ 10-573-03 п.2.4.1.):

Запрещается;

Разрешается;

Разрешается по приказу главного инженера предприятия;

При прокладке трубопроводов в проходных тоннелях высота тоннеля должна быть (ПБ 10-573-03 п.2.4.3.):

Не менее 1 м;

Не менее 1.5 м;

Не менее 2 м;

Ширина прохода между изолированными трубопроводами в проходных тоннелях не менее (ПБ 10-573-03 п.2.4.3.):

Не менее 0,5 м;

Не менее 0.6 м;

Не менее 0,7 м;

Трубопроводы и их элементы, приобретаемые за границей должны удовлетворять требованиям (ПБ 10-573-03 п.2.8.2.):

Монтажных организаций;

Проектных организаций;

В проектной документации;

В инструкции завода-изготовителя;

На каких паропроводах устанавливаются указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов (ПБ 10-573-03 п.2.5.2.):

С внутренним диаметром 100мм и температурой пара 200 градусов С;

С внутренним диаметром 130мм и температурой пара 250 градусов С;

С внутренним диаметром 150мм и температурой пара 300 градусов С;