Жаропонижающие средства для детей назначаются педиатром. Но бывают ситуации неотложной помощи при лихорадке, когда ребенку нужно дать лекарство немедленно. Тогда родители берут на себя ответственность и применяют жаропонижающие препараты. Что разрешено давать детям грудного возраста? Чем можно сбить температуру у детей постарше? Какие лекарства самые безопасные?
В качестве тепловыделяющего элемента в реакторе РБМК-1000 используется закрытая с обоих концов циркониевая трубка диаметром 13,9 мм, толщиной стенки 0,9 мм и длиной около 3,5 м, заполненная таблетками топлива диаметром 11,5 мм и высотой 15 мм. Для уменьшения величины термического расширения топливного столба, таблетки имеют лунки. Начальная среда под оболочкой заполнена гелием под давлением 5кгс/см 2. Топливный столб фиксируется пружиной. Максимальная температура в центре топливной таблетки может достигать 2100ºС. Реально эта температура не выше 1600ºС, давление гелия до 17 кгс/см 2 , а температура наружней поверхности оболочки ТВЭЛ около 300°С.
Тепловыделяющие элементы (твэлы) компонуются в тепловыделяющие сборки (ТВС) по 18 штук в каждой; 6 штук по окружности диаметром 32 мм и 12 штук – диаметром 62 мм. В центре – несущий стержень (см. рис. 2.14, сечение Б-Б). ТВЭЛы в сборке скреплены через каждые полметра специальными дистанционирующими решетками.
Основным топливным блоком реактора является тепловыделяющая (или рабочая) кассета, она состоит из двух ТВС, соединенных общим несущим стержнем, штанги, наконечника и хвостовика. Таким образом, часть кассеты, располагающаяся в активной зоне, имеет длину около 7м.
Кассеты омываются водой, при этом нет прямого контакта топлива с теплоносителем при нормальном режиме работы реактора.
Для получения приемлемого коэффициента полезного действия атомной станции необходимо иметь возможно более высокую температуру и давление генерируемого реактором пара. Следовательно, должен быть предусмотрен корпус, удерживающий теплоноситель при этих параметрах. Такой корпус является основным конструктивным элементом реакторов типа ВВЭР. Для реакторов РБМК роль корпуса играет большое количество прочных трубопроводов, внутри которых и размещаются кассеты. Такой трубопровод называется технологическим каналом (ТК), в пределах активной зоны он циркониевый и имеет диаметр 88 мм при толщине стенки 4 мм, в РБМК-1000 1661 технологических канала.
Рис. 1.14. Тепловыделяющая сборка реактора РБМК
Технологический канал (см. рис. 1.13) предназначен для размещения ТВС и организации потока теплоносителя.
Корпус канала представляет собой сварную конструкцию, состоящую из средней и концевых частей. Средняя часть канала выполнена из циркониевого сплава, концевые из нержавеющей стали. Между собой они соединены переходниками сталь-цирконий. Корпус канала рассчитан на 23 года безаварийной работы, однако при необходимости на остановленном реакторе может быть извлечен дефектный корпус канала и на его место установлен новый.
Топливная кассета устанавливается внутри канала на подвеске, которая удерживает ее в активной зоне и позволяет с помощью РЗМ производить замену отработанной кассеты без останова реактора. Подвеска снабжена запорной пробкой, которая герметизирует канал.
Кроме того, в реакторе размещены каналы управления и защиты. В них располагаются стержни поглотители, датчики контроля энерговыделения. Размещение каналов управления в колоннах графитовой кладки автономно от технологических каналов.
Пространство между графитом и каналами заполнено газом, имеющим хорошую теплопроводность, малую теплоемкость и не оказывающим существенного влияния на ход цепной реакции. Лучшим с этой точки зрения газом является гелий. Однако из-за его высокой стойкости он применяется не в чистом виде, а в смеси с азотом (на номинальном уровне мощности 80% гелия и 20% азота, при меньшей мощности азота больше, при 50% номинальной может быть уже чистый азот).
Одновременно предотвращается контакт графита с кислородом, т.е. его окисление. Азотно-гелиевая смесь в графитовой кладке продувается в направлении снизу вверх, это делается для достижения третьей цели – контроля целостности технологических каналов. Действительно, при течи ТК влажность газа на выходы из кладки и его температура увеличивается.
Для улучшения теплопередачи от графита к каналу при движении газа создается своеобразный лабиринт (см. рис. 1.15). На канал и отверстия блоков поочередно надеваются разрезные графитовые кольца высотой 20 мм каждое на участке 5,35 м в центре активной зоны. Таким образом, газ движется по схеме: графит – разрез кольца – стенка канала – разрез кольца – графит.
Увлекаясь промышленностью как с позиции истории, так и с эстетической точки зрения, сложно не уделять внимания атомным станциям. Ну а интересуясь исследованием заброшенных промышленных объектов, практически невозможно не мечтать побывать на заброшенной АЭС.
Отрасль атомной энергетики достаточно молода, и потому найти по-настоящему заброшенную АЭС, пребывание на которой не будет опасным с позиции рисков нахватать радиации, довольно сложно, если не невозможно. Поэтому эстетам остаётся довольствоваться наследием 1990-х в лице недостроенных атомных станций, заброшенные стройплощадки которых раскиданы по просторам бывшего СССР. Благо что информация об энергоблоках, не введённых в эксплуатацию из-за прекращения строительства, открыта широкой общественности вплоть до координат и сведений о стадии готовности.
В сегодняшнем своём обзоре я покажу вам как раз одну из таких остановленных атомных строек. Эдакий безопасный Чернобыль.
Ночь - наш друг.
Темнота позволяет заметить то, на что не обратишь внимания днём.
Полная луна как будто дарит возможность видеть в этой темноте.
Ну а тёплая летняя ночь даёт возможность приготовиться к предрассветной прогулке, наблюдая с ближайшей крыши за объектом интереса - огромной и мёртвой стройкой атомной станции.
Понадобилось немало лет для того, чтобы продолжение замороженного строительства оказалось признано нецелесообразным, и недостроенная атомная станция превратилась в полноценную заброшку. Ржавый гигантский кран КП-640, аналогичный использовавшемуся на Чернобыльской АЭС, увы так и пропал без дела...
Дождавшись рассвета, заходим на заросшую кустами территорию и обходим станцию вокруг, проходя мимо огромных трансформаторов размером с товарный вагон.
Находим пустующий дверной проём и оказываемся внутри недостроя. Из окна видим действующую АЭС - хорошо охраняемую и недосягаемую.
Стадия готовности этого энергоблока, по информации из сети, достаточно высокая - реакторный и машинный залы почти готовы. Однако, всё остальное представляет из себя бесконечный лабиринт бетонных этажей, лестниц и пустых помещений с нередкими следами творчества строителей
Разнообразия бесконечному бетону добавляют защитно-герметические двери - здесь их сотни! Причем самых разных размеров, толщины и моделей
Первой задачей выбираем посещение крыши станции - отличное место, чтобы встретить рассвет
Солнце подкрашивает сквозные коридоры в ядерно-рыжий
И вот - мы на крыше.
Перед нами труба - точь в точь такая же, как возвышалась над атомной станцией в Припяти. Ту чернобыльскую трубу срезали, т.к. она мешала надвинуть новый саркофаг... А эта никому не мешает:) Было бы здорово на неё подняться, но решаем оставить эту авантюру для последователей, т.к. не хочется раньше времени быть замеченными сторожем стройплощадки.
Почти все видели фото этой трубы снаружи, но мало кто заглядывал под неё изнутри. Вот такая она - огромная вентиляционная шахта энергоблока.
Логично было бы предположить, что труба возвышается чётко над реактором, - но нет. Т.к. функция её общая для двух энергоблоков, стоит она чётко между ними, а непосредственно под собой имеет бетонную площадку технического этажа
Крыша станции - лишь одна из трёх целей этой прогулки.
Теперь наша задача отыскать в этом бетонном лабиринте способы попасть в машинный и реакторный залы.
Это оказалось непросто...
Один из залов, по размерам напоминающий заводской цех
Обширные дыры в полу, какие-то ниши и сквозные проёмы до самого нижнего уровня... Но проход к ключевым узлам станции найти никак не получается.
Переходя с этажа на этаж, из помещения в помещение, мы всё ближе приходили к пониманию, что ходим по кругу.
Нет, всё это конечно же очень впечатляет - огромные вентиляторы размером с тепловоз, высокие потолки, широкие залы и множество красивых защитных дверей
Вот здесь нам, к примеру, попался аналог ФВУ в убежищах - фильтро-вентиляционная установка. Разобранная...
И почти целая:)
Системы вентиляции на АЭС заслуживают, определённо, отдельного внимания - их много, они огромные и находятся повсюду
Агрегаты, напоминающие огромные кондиционеры
Многоэтажные и мощные лёгкие этого гиганта
Всё это здорово, конечно, но мы снова и снова возвращаемся к тому, с чего начали.
Решаем начать поиски сначала и снова выглядываем наружу. Солнце уже встало и шпарит, хотя день едва начался. Снаружи здания становится ясно, где что находится одно относительно от другого, где находимся мы и куда нам нужно
Входов и выходов много, через них можно попадать в разные участки этого ядерного комплекса, которые соединяются друг с другом различными лесенками и переходами
Некоторые лесенки совсем узкие и откровенно стрёмные, ощущение присутствия на стройке - 100%
Двери-двери-двери - огромные, разные, очень крутые.
Даже такие вот здоровенные
Находим несколько обширных залов с оборудованием высокого давления
Логика и поверхностные знания об устройстве АЭС подсказывают, что где-то рядом должен быть машинный зал
И вот, за очередным поворотом нашему взору открывается огромное пространство машинного зала! Он прекрасен
Не торопясь спускаться вниз, гуляем по мосткам и балкам у потолка, выясняя наличие жизни в этом индустриальном раю
Наконец, замечаем признаки присутствия сторожа и решаем, что рисковать и спускаться к нему не стоит - ведь реактор мы до сих пор не нашли.
Возвращаемся в бетонно-тленную часть и, наконец, на одном этажей находим схему планировки и конфигурацию помещений относительно реактора с учётом высотной отметки. Полезная находка!
Сразу многое становится ясно, и поиски перестают быть бессмысленными шатаниями из тлена в тлен
Вместо пустых помещений начинают встречаться такие вот комнаты с оборудованием
Здесь должны были появиться фоняшки, но их на станцию завезти не успели. Вероятно, это какие-то грязные трубки для грязной воды:)
Судя по количеству всех этих трубок и каналов, мы уже где-то совсем близко к цели
Нержавейка сияет в свете фонарика и выглядит впечатляюще, но недостаточно круто, чтобы удовлетворить наш интерес 
Сотни трубочек изгибаются и зовут за собой, но иногда внезапно заканчиваются
За очередным поворотом попадаем в большой зал с совсем другими трубами - большими и зелёными. На стене замечаем очередной привет от строителей - нарисованную кошку(?)
В этом помещении несколько уровней, и всё вокруг зелёное!
Огромные бочки сепараторов, за которыми переход в другие помещения
Здесь становится менее просторно, но по-прежнему можно перемещаться в полный рост
Понимаем, что ходим буквально вокруг реактора!
РБМК-1000 - реактор большой мощности канальный, 1000 МВт. Каналы - как раз все эти трубы.
Спустившись вниз, попадаем в помещение за очень крутой дверью, в котором работает тепловая пушка.
К сожалению, вдоль двери лежат трубы, не позволяющие прикрыть её и оценить с обратной стороны. Но и с этого ракурса она прекрасна!
За дверью находится одно оз четырёх помещений вокруг крестовины - опоры чаши реактора
Поднявшись снова наверх, видем крышку реактора, в который сверху входят каналы ввода тепловыделяющих сборок
Здесь же находим лесенку ещё выше, которой тут же решаем воспользоваться
Поднимаясь сквозь толстую крышку защиты между реактором и реакторным залом, в щёлочку наблюдаем кирпичики свинцового настила. Достигаемая верха лесенки, отодвигаем люк...
И оказываемся в реактором зале! Вот она, наша цель!
Удивительно, но здесь горит свет. Без света фотографировать было бы сложно
Я видела чужие фотки с экскурсий в аналогичный, но действующий реакторный зал, - уверена, впечатления совсем другие:) Собственными ногами топтать эти свинцовые кирпичики - такое не забывается
Подняться выше можно несколькими способами - как по открытым лесенкам, так и за стенкой
Шахта для подъёма оборудования
Есть лифт, тоже с гермодверями, но пользоваться им не пытались:)
Мостики и переходы позволяют отснять реакторный зал с кучи ракурсов.
Всё это настолько захватывающе, что описать словами невозможно
К сожалению, не закончена сборка знаменитой разгрузочно-погрузочных машины, - агрегата, позволяющего менять отработавшие сборки без остановки реактора (основное преимущество РБМК над ВВЭР)
Зато можно заглянуть в недра бассейна для охлаждения отработавших стержней... На действующих АЭС в этом бассейне вода и знаменитое свечение:)
В общем, на этом мы закончили знакомство со станцией и отправились на выход. Благополучно вышли и довольные поехали домой.
Спасибо за просмотр:)
В активной зоне реакторов РБМК-1000 и РБМК-1500 с шагом квадратной решетки 250 мм расположены соответственно 1693 и 1661 технологических канала, вертикально пронизывающие семиметровую толщину собранного из блоков графитового замедлителя. В несущей трубе каждого канала располагаются ТВС. К канальной трубе Ø 80×4 мм из сплава Zr = 2,5 % Nb в ре-кристаллизованном состоянии диффузионной сваркой с двух сторон крепятся наконечники из стали ОХ18Н10Т, позволяющие плотно подключить каждый канал к коллектору теплоносителя. Теплоноситель — вода под давлением 8,0 МПа (8,7 МПа в случае РБМК-1500) подается в канал снизу, а через боковой штуцер в верхней части канала отводится насыщенный пар под давлением 7,3 МПа (7,5 МПа в случае РБМК-1500). Такая конструкция канала позволяет с помощью перегрузочной машины легко осуществлять загрузку и перегрузку ТВС, в том числе на работающем реакторе, по две-три штуки ежесуточно, согласно регламенту эксплуатации. Для улучшения теплоотвода от графитовой кладки на канальную трубу надеваются графитовые кольца, заполняющие газовый зазор между кладкой и каналом.
В канал реактора РБМК-1000 по существу загружается кассета, состоящая из двух отдельных ТВС, расположенных одна над Другой, связанных в единое целое полым несущим стержнем из сплава Zr = 2,5 % Nb (Ø 15×1,25 мм) и крепящихся верхней частью через переходник к подвеске из нержавеющей стали, имеющей захватное устройство для транспортировки. В полости несущего стержня в отдельной трубчатой оболочке из циркониевого сплава располагаются датчики контроля энерговыделения, либо дополнительные поглотители нейтронов, служащие для выравнивания энерговыделения в активной зоне реактора.
Каждая верхняя и нижняя ТВС образованы параллельным пучком стержневых твэлов из 18 штук, расположенных в поперечном сечении по двум концентрическим окружностям с фиксированным по радиусу шагом, что создает устойчивый теплосъем в течение всего срока службы твэлов. Фиксация твэлов обеспечивается каркасом, образованным несущим центральным стержнем и десятью дистанционирующими решетками, равномерно расположенными по высоте каждой ТВС и удерживающими в рабочих отверстиях-ячейках каждый твэл пучка. Дистанционирующие решетки собираются из отдельных фигурных ячеек, сваренных между собой в точках и скрепленных снаружи ободом. В каждой ячейке имеются внутренние выступы длиной 0,1-0,2 мм: по четыре в ячейках наружного и по пять в ячейках внутреннего ряда твэлов, прочно, с натягом фиксирующие пропущенные сквозь ячейки твэлы. Это предупреждает радиальные перемещения твэлов в ячейках, которые могут бьть возбуждены вибрацией конструкции под действием турбулентного потока теплоносителя. Таким путем исключается возникновение феттинг-коррозии в местах касания оболочек твэлов с металлом ячеек. Решетки выполнены из нержавеющей аустенитной стали (ведутся работы по замене материала циркониевым сплавом). Дистанционирующие решетки имеют свободу перемещения вместе с пучком твэлов несущего стержня, однако поворот решетки относительно оси стержня исключен.
Твэлы одним концом кольцевыми замками, обжимаемыми в вырезы фигурных наконечников, крепятся к несущей решетке. Другие концы твэлов остаются свободными. Несущая решетка -концевая, она жестко крепится к осевой половине несущего стержня. Противоположные концы несущих стержней срезаны уступом на половину диаметра, что позволяет жестко замкнуть их втулкой, исключив какое-либо взаимное перемещение, и образовать единую конструкцию из двух ТВС. При этом между двумя пучками твэлов в средней части кассеты остается исходный компенсирующий зазор, размер которого (около 20 мм) обеспечивает несмыкание пучков твэлов в процессе осевого термического расширения, пучков, термического «храповика» и встречного радиационного роста оболочек твэлов. Сборка ТВС осуществляется так, чтобы внутритвэльные газосборники примыкали к несущим решеткам и находились на границе активной зоны реактора, т.е. в нижней части нижней ТВС и в верхней части верхней ТВС. Каждая сборка из двух ТВС содержит 36 твэлов, их число во всей активной зоне около 60000. Общая длина всей сборки ТВС с подвеской около 10 м, каждой ТВС — около 3,65 м. Масса двух ТВС 185 кг, из которых 130 кг приходится на диоксид урана 2,4 %-ного обогащения по 235U.
Поступающий в технологический канал теплоноситель в однофазном состоянии движется вверх со скоростью 4-7 м/с в зависимости от профилирования расхода теплоносителя по радиусу активной зоны реактора. На экономайзерном участке канала (на уровне около 2,5 м от входа в нижнюю ТВС) теплоноситель нагревается до температуры насыщения. Выше этой области возникает развитое кипение и достигается двухфазное состояние с максимальным массовым паросодержанием на выходе из канала до 27 % (среднее значение по активной зоне 14,5 %) и максимальной скоростью движения до 20 м/с. Тепловая мощность наиболее напряженного канала составляет 3000 кВт при глубине выгорания топлива 18000 МВт*сут/т U (среднее значение по активной зоне). Длительность пребывания ТВС в активной зоне реактора 3 года.
Сборка ТВС реактора РБМК-1500 отличается от сборки ТВС реактора РБМК-1000 использованием в каркасе верхней ТВС в области двухфазного состояния теплоносителя особых дистанционирующих решеток, расположенных через одну и имеющих по внутренней поверхности крепежного обода ряд отражателей потока теплоносителя, обеспечивающих его принудительное организованное вращение, а следовательно, интенсификацию теплосъема практически при сохранении параметров теплоносителя на входе в канал. Такое решение позволило поднять энерговыделение в реакторе РБМК-1500 в полтора раза, а тепловую мощность реактора довести до 4800 МВт при максимальном массовом паросодержании теплоносителя на выходе из активной зоны реактора, достигающем 40 % (среднее значение по активной зоне 30 %), скорости его движения 25 м/с и устойчивом запасе до кризиса теплосъема. Обогащение диоксида урана по 235U в твэлах РБМК-1500 составляет 2 %.
Недостатки Реактора РБМК-1000:
Большое количество трубопроводов и различных вспомогательных подсистем, что требует наличия большого количества высококвалифицированного персонала;
Необходимость проведения поканального регулирования расходов, что может повлечь за собой аварии, связанные с прекращением расхода теплоносителя через канал;
Более высокая нагрузка на оперативный персонал по сравнению с ВВЭР, связанная с большими размерами активной зоны и постоянно ведущимися перегрузками топлива в каналах.
Положительный паровой коэффициент реактивности. Во время работы реактора через активную зону прокачивается вода, используемая в качестве теплоносителя. Внутри реактора она кипит, частично превращаясь в пар. Реактор имел положительный паровой коэффициент реактивности, т. е. чем больше пара, тем больше мощность, выделяющаяся за счёт ядерных реакций. На малой мощности, на которой работал энергоблок во время эксперимента, воздействие положительного парового коэффициента не компенсировалось другими явлениями, влияющими на реактивность, и реактор имел положительный мощностный коэффициент реактивности.
Это значит, что существовала положительная обратная связь - рост мощности вызывал такие процессы в активной зоне, которые приводили к ещё большему росту мощности. Это делало реактор нестабильным и опасным. Кроме того, операторы не были проинформированы о том, что на низких мощностях может возникнуть положительная обратная связь. «Концевой эффект».
Ещё более опасной была ошибка в конструкции управляющих стержней. Для управления мощностью ядерной реакции в активную зону вводятся стержни, содержащие вещество, поглощающее нейтроны. Когда стержень выведен из активной зоны, в канале остаётся вода, которая тоже поглощает нейтроны. Для того, чтобы устранить нежелательное влияние этой воды, в РБМК под стержнями были помещены вытеснители из непоглощающего материала (графита).
Но при полностью поднятом стержне под вытеснителем оставался столб воды высотой 1,5 метра. При движении стержня из верхнего положения, в верхнюю часть зоны входит поглотитель и вносит отрицательную реактивность, а в нижней части канала графитовый вытеснитель замещает воду и вносит положительную реактивность. В момент аварии нейтронное поле имело провал в середине активной зоны и два максимума - в верхней и нижней её части.
При таком распределении поля, суммарная реактивность, вносимая стержнями, в течение первых трёх секунд движения была положительной. Это так называемый «концевой эффект», вследствие которого срабатывание аварийной защиты в первые секунды увеличивало мощность, вместо того чтобы немедленно остановить реактор. (Концево́й эффе́кт в РБМК - явление, заключающееся в кратковременном увеличении реактивности ядерного реактора (вместо ожидаемого снижения), наблюдавшееся на реакторах РБМК-1000 при опускании стержней системы управления и защиты (СУЗ) из крайнего верхнего (или близкого к нему) положения. Эффект был вызван неудачной конструкцией стержней.
1.Введение…………………………………………………………….4
2.Основные характеристики реактора РБМК–1000………………7
2.1 Тепловая схема с реактором РБМК– 1000……………………7
2.2 Внутриреакторные конструкции………………………………...12
2.3 Запорно-регулирующий клапан………………………………....18
2.4 Разгрузочно-загрузочная машина……………………………….21
2.5 Тепловыделяющие сборки (ТВС)…………………………….....25
2.6 Конструкция защиты от ионизирующего излучения ректора..28
3.Виды и назначение трубопроводов и их составных частей с рисунками и схемами, параметры работы и основные усилия, действующие на трубопроводы……………………………………………………………….32
4.Основные дефекты, возникающие в трубопроводах с анализом причин их возникновения, методы обнаружения дефектов………………………….48
5.Порядок вывода трубопроводов в ремонт с подготовкой рабочего места и отключения от тепловой схемы…………………………………………….53
6.Технология производства ремонта, промежуточный контроль……….57
7.Испытания трубопроводов………………………………………………..60
8.Ввод в эксплуатацию……………………………………………………….61
9.Заключение…………………………………………………………………..63
10.Список сокращений……………………………………………………….64
11.Список использованной литературы…………………………………….66
ВВЕДЕНИЕ
Реактор РБМК-1000 является реактором с неперегружаемыми каналами, в отличие от реакторов с перегружаемыми каналами, ТВС и технологический канал являются раздельными узлами. К установленным в реактор каналам с помощью неразъемных соединений подсоединены трубопроводы - индивидуальные тракты подвода и отвода теплоносителя. Загружаемые в каналы ТВС крепятся и уплотняются в верхней части стояка канала. Таким образом, при перегрузке топлива не требуется размыкания тракта теплоносителя, что позволяет осуществлять ее с помощью соответствующих перегрузочных устройств без остановок реактора.
При создании таких реакторов решалась задача экономичного использования нейтронов в активной зоне реактора. С этой целью оболочки ТВЭЛов и трубы канала изготовлены из слабо поглощающих нейтроны циркониевых сплавов. В период разработки РБМК температурный предел работы сплавов циркония был недостаточно высок. Это определило относительно невысокие параметры теплоносителя в РБМК. Давление в сепараторах равно 7,0 МПа, чему соответствует температура насыщенного пара 284° С. Схема установок РБМК одноконтурная. Пароводяная смесь после активной зоны попадает по индивидуальным трубам в барабаны-сепараторы, после которых насыщенный пар направляется в турбины, а отсепарированная циркуляционная вода после ее смешения с питательной водой, поступающей в барабаны-сепараторы от турбоустановок, с помощью циркуляционных насосов подается к каналам реактора. Разработка РБМК явилась значительным шагом в развитии атомной энергетики СССР, поскольку такие реакторы позволяют создать крупные АЭС большой мощности.
Из двух типов реакторов на тепловых нейтронах - корпусных водо-водяных и канальных водографитовых, использовавшихся в атомной энергетике Советского Союза, последние оказалось проще освоить и внедрить в жизнь. Это объясняется тем, что для изготовления канальных реакторов могут быть использованы общемашиностроительные заводы и не требуется такого уникального оборудования, которое необходимо для изготовления корпусов водо-водяных реакторов.
Эффективность канальных реакторов типа РБМК в значительной степени зависит от мощности, снимаемой с каждого канала. Распределение мощности между каналами зависит от плотности потока нейтронов в активной зоне и выгорания топлива в каналах. При этом существует предельная мощность, которую нельзя превышать ни в одном канале. Это значение мощности определяется условиями теплосъема.
Первоначально проект РБМК был разработан на электрическую мощность 1000 МВт, чему при выбранных параметрах соответствовала тепловая мощность реактора 3200 МВт. При имеющемся в реакторе количестве рабочих каналов (1693) и полученном коэффициенте неравномерности тепловыделения в активной зоне реактора максимальная мощность канала составляла около 3000 кВт. В результате экспериментальных и расчетных исследований было установлено, что при максимальном массовом паросодержании на выходе из каналов около 20 % и указанной мощности обеспечивается необходимый запас до кризиса теплосъема. Среднее паросодержание по реактору составляло 14,5%. Энергоблоки с реакторами РБМК электрической мощностью 1000 МВт (РБМК-1000) находятся в эксплуатации на Ленинградской, Курской, Чернобыльской АЭС, Смоленской АЭС. Они зарекомендовали себя как надежные и безопасные установки с высокими технико-экономическими показателями. Если их специально не взрывать.
Для повышения эффективности реакторов РБМК были изучены возможности увеличения предельной мощности каналов. В результате конструкторских разработок и экспериментальных исследований оказалось возможным путем интенсификации теплообмена увеличить предельно допустимую мощность канала в 1,5 раза до 4500 кВт при одновременном повышении допустимого паросодержания до нескольких десятков процентов. Необходимая интенсификация теплообмена достигнута благодаря разработке ТВС, в конструкции которой предусмотрены интенсификаторы теплообмена. При увеличении допустимой мощности канала до 4500 кВт тепловая мощность реактора РБМК повышена до 4800 МВт, чему соответствует электрическая мощность 1500 МВт. Такие реакторы РБМК-1500 работают на Игналинской АЭС. Увеличение мощности в 1,5 раза при относительно небольших изменениях конструкции с сохранением размеров реактора является примером технического решения, дающего большой эффект.
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕАКТОРА РБМК-1000
Тепловая схема с реактором РБМК – 1000
ЧАСТЬ.
Виды и назначение трубопроводов и их составных частей с рисунками и схемами, параметры работы и основные усилия, действующие на трубопроводы.
Классификация трубопроводов
Трубопроводы в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-пожароопасность и вредность) подразделяются на группы среды (А, Б, В) и в зависимости от расчетных параметров среды (давления и температуры) – на пять категорий (I, II, III, IV, V)
Категорию трубопровода следует устанавливать по параметру, требующему отнесения его к более ответственной категории.
Обозначение группы определенной транспортируемой среды включает в себя обозначение группы среды (А, Б, В) и подгруппы (а, б, в), отражающей токсичность и взрывопожароопасность веществ, входящих в эту среду.
Обозначение трубопровода в общем виде соответствует обозначению группы транспортируемой среды и его категории. Обозначение "трубопровод I группа А(б)" обозначает трубопровод, по которому транспортируется среда группы А (б) c параметрами категории I.
Группа среды трубопровода, транспортирующего среды, состоящие из различных компонентов, устанавливается по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более ответственной группе. При этом если содержание одного из компонентов в смеси превышает среднюю смертельную концентрацию в воздухе согласно ГОСТ 12.1.007, то группу смеси следует определять по этому веществу. Если наиболее опасный по физико-химическим свойствам компонент входит в состав смеси в количестве ниже смертельной дозы, вопрос об отнесении трубопровода к менее ответственной группе или категории трубопровода решается проект- ной организацией (автором проекта).
Класс опасности веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 12.1.007 , значения показателей пожаровзрывоопасности веществ – по соответствующей НД или методикам, изложенным в ГОСТ 12.1.044.
Для вакуумных трубопроводов следует учитывать абсолютное рабочее давление.
Трубопроводы, транспортирующие вещества с рабочей температурой, равной или превышающей температуру их самовоспламенения, а также негорючие, трудногорючие и горючие вещества, которые при взаимодействии с водой или кислородом воздуха могут быть пожаровзрывоопасными, следует относить к I категории. По решению разработчика допускается в зависимости от условий эксплуатации принимать более ответственную (чем определяемую по расчетным параметрам среды) категорию трубопровода.
Требования к конструкции трубопроводов
Конструкция трубопровода должна предусматривать возможность выполнения всех видов контроля. Если конструкция трубопровода не позволяет проведение наружного и внутреннего осмотров или гидравлического испытания, автором проекта должна быть указана методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечит своевременное выявление и устранение дефектов.
Ответвления (врезки)
Ответвление от трубопровода выполняется одним из способов. Не допускается усиление ответвлений с помощью ребер жесткости.
– Ответвления на технологических трубопроводах
Присоединение ответвлений по способу "а" применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения. Допускаются также врезки в трубопровод по касательной к окружности по- перечного сечения трубы для исключения накопления продуктов в нижней части трубопровода.
Сваренные из труб тройники, штампосварные отводы, тройники и отводы из литых по электрошлаковой технологии заготовок допускается применять на давление до 35 МПа (350 кгс/см2). При этом все сварные швы и металл литых заготовок подлежат контролю УЗД в объеме 100 %.
Сварные крестовины и крестовые врезки допускается применять на трубопроводах из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше 250 °С. Крестовины и крестовые врезки из электросварных труб допускается при- менять при номинальном давлении не более PN 16 (1,6 МПа). При этом крестовины должны быть изготовлены из труб с номинальным давлением не менее PN 25 (2,5 МПа). Крестовины и крестовые врезки из бесшовных труб допускается применять при номинальном давлении не более PN 24 (при условии изготовления крестовин из труб с номинальным давлением не менее PN 40. Врезку штуцеров в сварные швы трубопроводов следует производить с учетом пункта 11.2.7.
Отводы
Для трубопроводов применяются, как правило, крутоизогнутые отводы, изготовленные из бесшовных и сварных прямошовных труб методом горячей штамповки или протяжки, а также гнутые и штампосварные. При диаметре больше DN 6.4.2 400 выполняют подварку корня шва, сварные швы подвергают 100 % ультразвуковому или радиографическому контролю.
Гнутые отводы, изготовляемые из бесшовных труб, применяются в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода, например, на трубопроводах с пульсирующим потоком среды (с целью снижения вибрации), а также на трубопроводах при номинальном диаметре до DN 25. Необходимость термообработки определяют по 12.2.11.
Пределы применения гнутых отводов из труб действующего сортамен- та должны соответствовать пределам применения труб, из которых они изготов- лены. Длина прямого участка от конца трубы до начала гнутого участка должна быть не менее 100 мм.
В трубопроводах допускается применять сварные секторные отводы номинальным диаметром DN 500 и менее при номинальном давлении не более PN 40 (4 МПа) и номинальным диаметром более DN 500 при номинальном давлении до PN 25 (2,5 МПа). При изготовлении секторных отводов угол между поперечными сечениями сектора не должен превышать 22,5°. Расстояние между соседними сварными швами по внутренней стороне отвода должно обеспечивать доступность контроля этих швов по всей длине шва. Для изготовления секторных отводов не допускается применение спиральношовных труб, при диаметре более 400 мм применяют подварку корня шва, сварные швы подвергают 100 % ультразвуковому или радиографическому контролю. Сварные секторные отводы не следует применять в случаях: - больших циклических нагрузок, например от давления, более 2000 циклов; - необеспеченности самокомпенсации за счет других трубных элементов.
Переходы
В трубопроводах следует применять, как правило, переходы штампованные, вальцованные из листа с одним сварным швом, штампосварные из поло- вин с двумя сварными швами. Пределы применений стальных переходов должны соответствовать пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок сталей и аналогичных рабочих (расчетных) параметров.
Допускается применение лепестковых переходов для трубопроводов с номинальным давлением не более PN16 (1,6 МПа) и номинальным диаметром DN 500 и менее. Не допускается устанавливать лепестковые переходы на трубопроводах, предназначенных для транспортирования сжиженных газов и веществ группы А и Б.
Лепестковые переходы следует сваривать с последующим 100 %-ным контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методом. После изготовления лепестковые переходы следует подвергать термообра- ботке.
Заглушки
Приварные плоские и ребристые заглушки из листовой стали рекомендуется применять для трубопроводов при номинальном давлении до PN 25 (2,5 МПа).
Заглушки, устанавливаемые между фланцами, не следует применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.
Пределы применения заглушек и их характеристики по материалу, давлению, температуре, коррозии и т.д. должны соответствовать пределам применения фланцев.
Требования к трубопроводной арматуре .
При проектировании и изготовлении трубопроводной арматуры необходимо выполнять требования технических регламентов, стандартов и требования заказчиков в соответствии с требованиями безопасности по ГОСТ Р 53672 .
В ТУ на конкретные виды и типы трубопроводной арматуры должны быть приведены:
Перечень нормативных документов, на основании которых производят проектирование, изготовление и эксплуатацию арматуры;
Основные технические данные и характеристики арматуры;
Показатели надежности и (или) показатели безопасности (для арматуры, у которой возможны критические отказы);
Требования к изготовлению;
Требования безопасности; - комплект поставки;
Правила приемки;
Методы испытаний;
Перечень возможных отказов и критерии предельных состояний;
Указания по эксплуатации;
Основные габаритные и присоединительные размеры, в том числе наружный и внутренний диаметры патрубков, разделки кромок патрубков под при- варку и др.
Основные показатели назначения арматуры (всех видов и типов), устанавливаемые в конструкторской и эксплуатационной документации:
Номинальное давление PN (рабочее или расчетное давление Р);
Номинальный диаметр DN;
Рабочая среда;
Расчетная температура (максимальная температура рабочей среды);
Допустимый перепад давлений;
Герметичность затвора (класс герметичности или величина утечки);
Строительная длина;
Климатическое исполнение (с параметрами окружающей среды);
Стойкость к внешним воздействиям (сейсмические, вибрационные и др.);
Дополнительные показатели назначения для конкретных видов арматуры:
Коэффициент сопротивления (ζ) для запорной и обратной арматуры;
Зависимость коэффициента сопротивления от скоростного давления – для обратной арматуры;
Коэффициент расхода (по жидкости и по газу), площадь седла, давление настройки, давление полного открытия, давление закрытия, противодавление, диапазон давлений настройки - для предохранительной арматуры;
Условная пропускная способность (Кvy), вид пропускной характеристики, кавитационные характеристики – для регулирующей арматуры;
Условная пропускная способность, величина регулируемого давления, диапазон регулируемых давлений, точность поддержания давления (зона нечувствительности и зона неравномерности), минимальный перепад давления, при ко- тором обеспечивается работоспособность – для регуляторов давления;
Параметры приводов и исполнительных механизмов;
А) для электропривода – напряжение, частота тока, мощность, режим ра- боты, передаточное число, КПД, максимальный крутящий момент, параметры ок- ружающей среды;
Б) для гидро – и пневмопривода – управляющая среда, давление управ- ляющей среды – для регуляторов давления;
Время открытия (закрытия) – по требованию заказчика арматуры.
Арматура должна быть испытана в соответствии с ГОСТ Р 53402 и ТУ, при этом обязательный объем испытаний должен включать:
На прочность и плотность основных деталей и сварных соединений, работающих под давлением;
На герметичность затвора, нормы герметичности затвора – по ГОСТ Р 54808 (для арматуры рабочих средств групп А, Б(а) и Б(б) при испытании на герметичность затворов не должно быть видимых утечек – класс А ГОСТ Р 54808);
На герметичность относительно внешней среды;
На функционирование (работоспособность). Результаты испытаний должны быть отражены в паспорте арматуры.
Применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дроссели- рующей) не допускается.
При установке привода на арматуру маховики для ручного управления должны открывать арматуру движением против часовой стрелки, а закрывать – по часовой стрелке. Направление осей штока привода должно определяться в проектной документации.
Запорная арматура должна иметь указатели положения запирающего элемента ("открыто", "закрыто).
Материал арматуры для трубопроводов следует выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды и требований НД. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам. Арматуру из углеродистых и легированных сталей допускается применять для сред со скоростью коррозии не более 0,5 мм/год.
Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 30-6 и из серого чугуна марки не ниже СЧ 18-36 следует применять для трубопроводов, транспортирующих среды группы.
Для сред групп А(б), Б(а), кроме сжиженных газов; Б(б), кроме ЛВЖ с температурой кипения ниже 45°С; Б(в) – арматуру из ковкого чугуна допускается использовать, если пределы рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °С при давлении среды не более 1,6 МПа (160 кгс/см2). При этом для номинальных рабочих давлений среды до 1 МПа применяется арматура, рассчитанная на давление не менее PN 16 (1,6 МПа), а для номинальных давлений более PN 10 (1 МПа) - арматура, рассчитанная на давление не менее PN 25 (2,5 МПа). 8.13 Не допускается применять арматуру из ковкого чугуна на трубопроводах, транспортирующих среды группы А(а), сжиженных газов группы Б(а);
ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 °С группы Б(б). Не допускается применять арматуру из серого чугуна на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, а также на паропроводах и трубопроводах горячей воды, используемых в качестве спутников.
Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять независимо от среды, рабочего давления и температуры в следующих случаях: - на трубопроводах, подверженных вибрации;
На трубопроводах, работающих при резкопеременном температурном режиме среды;
При возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссельэффекта;
На трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, содержа- щих воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 °С независимо от давления;
В обвязке насосных агрегатов при установке насосов на открытых площадках;
В обвязке резервуаров и емкостей для хранения взрывопожароопасных и токсичных веществ.
На трубопроводах, работающих при температуре среды ниже 40 °С, следует применять арматуру из соответствующих легированных сталей, специальных сплавов или цветных металлов, имеющих при наименьшей возможной температуре корпуса ударную вязкость металла (KCV) не ниже 20 Дж/см2. Для жидкого и газообразного аммиака допускается применение специальной арматуры из ковкого чугуна в пределах параметров и условий.
гидроприводе арматуры следует применять негорючие и незамерзающие жидкости, соответствующие условиям эксплуатации.
С целью исключения возможности выпадения в пневмоприводах конденсата в зимнее время газ осушают до точки росы при отрицательной расчетной температуре трубопровода.
Для трубопроводов с номинальным давлением свыше 35 МПа (350 кгс/см2) применение литой арматуры не допускается.
Арматуру с уплотнением фланцев "выступ-впадина" в случае применения специальных прокладок допускается применять при номинальном давлении до 35 МПа (350 кгс/см2)
Для обеспечения безопасной работы в системах автоматического регулирования при выборе регулирующей арматуры должны быть соблюдены условия:
Потери давления (перепад давления) на регулирующей арматуре при максимальном расходе рабочей среды должны быть не менее 40 % потерь давления во всей системе;
При течении жидкости перепад давления на регулирующей арматуре во всем диапазоне регулирования не должен превышать величины кавитационного перепада.
На корпусе арматуры на видном месте изготовитель наносит маркировку в следующем объеме:
Наименование или товарный знак изготовителя;
Заводской номер; - год изготовления;
Номинальное (рабочее) давление РN (Рр); - номинальный диаметр DN;
Температура рабочей среды (при маркировке рабочего давления Рр – обязательно);
Стрелка-указатель направления потока среды (при односторонней подаче среды); - обозначение изделия;
Марка стали и номер плавки (для корпусов, выполненных из отливок); - дополнительные знаки маркировки в соответствии с требованиями заказчиков, национальных стандартов.
В комплект поставки трубопроводной арматуры должна входить эксплуатационная документация в объеме:
Паспорт (ПС);
Руководство по эксплуатации (РЭ);
Эксплуатационная документация на комплектующие изделия (приводы, исполнительные механизмы, позиционеры, конечные выключатели и др.). Форма паспорта приведена в приложении Н (справочное). В руководстве по эксплуатации должны быть приведены: - описание конструкции и принцип действия арматуры;
Порядок сборки и разборки; - повторение и пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;
Перечень материалов основных деталей арматуры;
Информация о видах опасных воздействий, если арматура может представлять опасность для жизни и здоровья людей или окружающей среды, и мерах по их предупреждению и предотвращению;
Показатели надежности и (или) показатели безопасности;
Объем входного контроля арматуры перед монтажом;
Методика проведения контрольных испытаний (проверок) арматуры и ее основных узлов, порядок технического обслуживания, ремонта и диагностирования.
Перед монтажом арматуру необходимо подвергнуть входному контролю и испытаниям в объеме, предусмотренном руководством по эксплуатации. Монтаж арматуры следует проводить с учетом требований безопасности в соответствии с руководством по эксплуатации.
Безопасность арматуры при эксплуатации обеспечивается выполнением следующих требований:
Арматуру и приводные устройства необходимо применять в соответствии с их показателями назначения в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации;
Арматуру следует эксплуатировать в соответствии с руководством по эксплуатации (включая проектные нештатные ситуации) и технологическими регламентами;
Запорная арматура должна быть полностью открыта или закрыта. Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается;
Арматуру необходимо применять в соответствии с ее функциональным назначением;
Производственный контроль промышленной безопасности арматуры должен предусматривать систему мер по устранению возможных предельных со- стояний и предупреждению критических отказов арматуры.
Не допускается:
Эксплуатировать арматуру при отсутствии маркировки и эксплуатационной документации;
Проводить работы по устранению дефектов корпусных деталей и подтяжку резьбовых соединений, находящихся под давлением;
Использовать арматуру в качестве опоры для трубопровода;
Применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;
Применять удлинители к ключам для крепежных деталей.
ПОРЯДОК ВЫВОДА ТРУБОПРОВОДОВ В РЕМОНТ С ПОДГОТОВКОЙ РАБОЧЕГО МЕСТА И ОТКЛЮЧЕНИЯ ОТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.
В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводов основного конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений энергоблок (котел, турбина) должен быть отключен и немедленно остановлен.
При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом начальника смены цеха. Начальник смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции с уведомлением дежурного инженера энергосистемы.
При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции по согласованию с дежурным инженером энергосистемы.
При выявлении повреждений трубопровода или его крепления необходим тщательный анализ причин повреждений и разработка эффективных мер по повышению надежности. При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры. Течь или парение, не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.
Трубопроводы должны сдаваться в ремонт по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации и в большинстве случаев ремонтироваться одновременно с основным оборудованием. Сдача в ремонт трубопровода до истечения планового межремонтного периода необходима при аварийном повреждении или аварийном состоянии, подтвержденном актом с указанием причин, характера и размеров повреждения или износа. Дефекты трубопроводов, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, должны устраняться при любом ближайшем останове.
Паропроводы, работающие при температуре 450 °С и более, до капитального ремонта должны быть обследованы.
При сдаче в ремонт заказчик должен передать исполнителю конструкторско-ремонтную документацию, в которой содержатся сведения о состоянии трубопровода и его составных частей, о дефектах и повреждениях. Документация должна быть подготовлена в соответствия с ГОСТ 2.602-68*. После ремонта эта документация должна быть возвращена заказчику.
В соответствии с Правилами организации, технического обслуживания и ремонта оборудования при капитальном ремонте котла и станционных трубопроводов в номенклатуру должны включаться следующие работы:
Проверка технического состояния паропроводов;
Проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс.
Проверка затяжек пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор.
Контроль сварных швов и металла.
Переварка дефектных стыков, замена дефектных элементов трубопровода или системы крепления.
Осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отборов проб.
Ремонт тепловой изоляции.
При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания, выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты. При дефектации фланцевых соединений следует проверять состояние уплотнительных поверхностей и крепежных деталей. При дефектации опор и подвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация в пружинах.
Порядок и объем контроля за металлом трубопроводов определяется НТД. Контроль проводится под техническим руководством лаборатории металлов.
Заказчик вправе вмешиваться в производство работ подрядчика, если последний:
Допустил дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами;
Не выполняет технологические и нормативные требования технической документации.
При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажом блоков пружин или деталей трубопроводов, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов трубопроводов и предотвращение падения его демонтируемых частей.
Перед разборкой неподвижной опоры или разрезкой трубопровода при переварке сварных стыков по заключениям дефектоскопистов или при замене каких-либо элементов трубопровода пружины на ближайших двух подвесках с каждой стороны ремонтируемого участка должны быть зафиксированы резьбовыми приварными стяжками. На расстоянии не более 1 м в обе стороны от места разгрузки трубопровода (или разборки неподвижной опоры) следует установить временные опоры (раскрепления). Эти опоры должны обеспечивать смещение трубопроводов вдоль оси, требуемое при сварке, и фиксацию трубопровода в проектном положении. Крепление этих концов к соседним трубопроводам, опорам или подвескам не допускается.
По обе стороны от ремонтируемого участка должно быть сделано кернение на трубах, расстояние между точками кернения должно быть зафиксировано в акте. При восстановлении трубопровода должна выполняться холодная растяжка с таким расчетом, чтобы отклонение расстояния между точками кернения не превышало 10 мм.
После демонтажа участка или элемента трубопровода свободные концы оставшихся труб должны быть закрыты заглушками.
При разрезке трубопровода в нескольких точках необходимо в каждом случае выполнять операции.
При любой разрезке трубопровода после заварки замыкающего стыка необходимо составление акта с занесением его в шнуровую книгу.
После окончания ремонтных работ, связанных с разрезкой трубопровода или заменой деталей его опор, необходимо проверить уклоны трубопровода.
При замене дефектной пружины заменяющая пружина должна быть подобрана по соответствующей допускаемой нагрузке, предварительно оттарирована и сжата до расчетной для холодного состояния высоты. После установки в блок подвески и снятия фиксирующих стяжек следует проверить высоту пружины и при необходимости выполнить подрегулировку. При приварке стяжек недопустимо соприкосновение витков пружин с электрической дугой, а при срезке - с пламенем горелки, что может вызвать повреждение пружин.
При замене пружины в опоре из-за ее повреждения или несоответствия расчетным нагрузкам следует:
Проложить пластины под блок пружины (если заменяющий блок имеет меньшую высоту, чем у замененного);
Разобрать опорную тумбу и уменьшить ее высоту (если заменяющий блок имеет большую высоту, чем замененный).
При изменении высот пружин в пружинной опоре необходимо вынуть регулируемый блок, на тарировочном устройстве изменить его высоту и установить в опору.
После завершения работ по регулировке высот пружин в эксплуатационных формулярах должны быть зафиксированы высоты пружин после регулировки (см. приложение 6), а на указателях перемещений уточнены положения трубопровода в холодном состоянии.
Вое изменения в конструкции трубопровода, произведенные в период его ремонта и согласованные с проектной организацией, необходимо отразить в паспорте или шнуровой книге данного трубопровода. При замене поврежденных деталей трубопровода или деталей, отработавших свой ресурс, в шнуровой книге должны быть зафиксированы соответствующие характеристики новых деталей.
После окончания ремонтных и наладочных работ в ремонтном журнале должна быть сделана соответствующая запись и составлен акт сдачи в эксплуатацию с занесением в шнуровую книгу.
ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
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.
