Гост 325692013 Трубопроводы технологические стальные
 Скачать 0.81 Mb.
|
|
пожаровзрывоопасных продуктов и веществ 1-го и 2-го классов опасности, должны быть предусмотрены в начальных и конечных точках штуцера с арматурой и заглушкой для продувки их инертным газом или водяным паром и/или промывки водой либо специальными растворами. Подвод (отвод) инертного газа, пара, воды или промывочной жидкости к трубопроводам должен производиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов. По окончании продувки (промывки) съемные участки или шланги должны быть сняты, а на запорную арматуру установлены заглушки. 10.2.9 Применение гибких шлангов для удаления сжиженных газов из стационарного оборудования не допускается. Для заполнения и опорожнения нестационарного оборудования (слив и налив железнодорожных цистерн, контейнеров, бочек и баллонов) допускается применение гибких шлангов. 10.2.10 Трубопроводы с технологическими средами 1, 2 и 3-го классов опасности следует продувать в специальные сбросные трубопроводы с последующим использованием или обезвреживанием продувочных газов и паров. Продувку остальных трубопроводов допускается осуществлять через продувочные свечи в атмосферу. 10.2.11 Схему продувки трубопровода и расположение продувочных свечей определяют при проектировании в каждом конкретном случае с соблюдением требований нормативно-технической документации. 10.2.12 Продувочные свечи должны иметь устройства для отбора проб с арматурой, а продувочные свечи для горючих и взрывоопасных продуктов - также и огнепреградители. 10.2.13 Продувочные свечи и трубопроводы выброса от предохранительных клапанов в нижних точках должны иметь дренажные отверстия и штуцера с арматурой либо другие устройства, исключающие возможность скопления жидкости в результате конденсации. 10.2.14 Все виды конденсатоотводящих устройств и все дренажные трубопроводы, размещаемые вне помещений, должны быть надежно защищены от замерзания теплоизоляцией и обогревом. 10.3 Размещение арматуры 10.3.1 На вводах (и выводах) трубопроводов в цеха, в технологические узлы и в установки должна устанавливаться запорная арматура. 10.3.2 Необходимость применения арматуры с дистанционным или ручным управлением определяется условиями технологического процесса и обеспечением безопасности работы. 10.3.3 На вводах трубопроводов для горючих газов (в том числе сжиженных), легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (ЛВЖ и ГЖ соответственно) номинальных диаметров DN 400 должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным управлением и ручным дублированием. 10.3.4 Запорная арматура с дистанционным управлением должна располагаться вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, расположенного вне здания. Дистанционное управление запорной арматурой следует располагать в пунктах управления, операторных и других безопасных местах с постоянным присутствием персонала. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением, предназначенной для аварийного сброса газа, следует осуществлять из операторной. 10.3.5 На внутрицеховых обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность надежного отключения каждого агрегата или технологического аппарата, а также всего трубопровода. 10.3.6 Для уменьшения усилий при открытии запорной арматуры с ручным приводом номинальных диаметров DN>500 и номинальных диаметров DN>350 на номинальные давления PN>16 следует предусматривать обводные линии (байпасы) для выравнивания давлений во входном и выходном патрубках запорной арматуры (таблица 10.4) Таблица 10.4 - Номинальный диаметр обводных линий В миллиметрах Номинальный диаметр DN запорной арматуры От 350 до 600 От 700 до 800 1000 1200 1400 Номинальный диаметр DN байпаса 50 80 100 125 150 10.3.7 Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры непрерывного технологического процесса, следует снабжать байпасной линией с соответствующей запорной арматурой. 10.3.8 При расположении арматуры на трубопроводе следует руководствоваться указаниями ТУ и эксплуатационной документации. 10.3.9 В местах установки арматуры массой более 50 кг должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа. 10.3.10 На нагнетательных линиях компрессоров и центробежных насосов предусматривают установку обратной арматуры. Обратную арматуру устанавливают между нагнетателем и запорной арматурой. На центробежных насосах, работающих в системе практически без избыточного давления, допускается обратную арматуру не ставить. 10.3.11 На трубопроводах, подающих вещества групп А и Б в емкости (сосуды), работающие под избыточным давлением, должны устанавливаться обратные клапаны, если нет другого устройства, предотвращающего перемещение транспортируемых веществ обратным ходом. Последовательность установки обратного клапана и запорной арматуры и количество арматуры должны обеспечивать возможность внеочередных ревизий обратных клапанов без остановки технологического процесса, если срок ревизии обратного клапана меньше срока ревизии трубопровода. 10.3.12 Для надежного отключения от коллектора агрегатов (технологических аппаратов) с рабочим давлением 4,0 МПа (40 кгс/см ), на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А, Б(а), Б(б), следует устанавливать две единицы запорной арматуры с дренажным устройством между ними номинальным диаметром DN 25. На дренажной арматуре устанавливают заглушки. Дренажная арматура трубопроводов группы А и жидких сероводородсодержащих сред должна соединяться с закрытой системой. На трубопроводах, транспортирующих вещества указанных групп (см. таблицу 5.1) с рабочим давлением <4 МПа (40 кгс/см ), а также групп Б(в) независимо от давления, устанавливают одну единицу запорной арматуры и дренажную арматуру с заглушкой. 10.3.13 Трубопроводная арматура должна размещаться в местах, доступных для удобного и безопасного ее обслуживания и ремонта. Ручной привод арматуры должен располагаться на высоте не более 1,6 м от уровня пола помещения или площадки, с которой ведется управление. При использовании арматуры не реже одного раза в смену привод следует располагать на высоте не более 1,6 м. 10.3.14 На вводе трубопровода в производственные цехи, в технологические узлы и в установки, если максимально возможное рабочее давление технологической среды в трубопроводе превышает расчетное давление технологического оборудования, в которое ее направляют, необходимо предусматривать редуцирующее устройство (автоматическое для непрерывных процессов или ручное для периодических) с манометром и предохранительной арматурой на стороне низкого давления. 10.4 Опоры и подвески трубопроводов 10.4.1 Трубопроводы следует монтировать на опорах или подвесках. Расположение опор (неподвижных, скользящих, катковых, пружинных и т.п.), подвесок и расстояние между ними определяются проектом. При отсутствии необходимых по нагрузкам и другим параметрам стандартных опор и подвесок должна быть разработана их конструкция. Опоры и подвески следует располагать максимально близко к сосредоточенным нагрузкам, арматуре, фланцам, фасонным деталям и т.п. 10.4.2 Опоры и подвески рассчитывают на нагрузки от массы трубопровода с транспортируемой средой (или водой при гидроиспытании), изоляцией, футеровкой, льдом (если возможно обледенение), а также на нагрузки, возникающие при термическом расширении трубопровода. 10.4.3 Опоры и подвески располагают на расстоянии не менее 100 мм от сварных швов. 10.4.4 Для трубопроводов, транспортирующих вещества с отрицательной температурой, при необходимости исключения потерь холода следует применять опоры с теплоизолирующими прокладками. 10.4.5 При выборе материалов для опорных конструкций, подвесок, размещаемых вне помещений и в неотапливаемых помещениях, за расчетную температуру принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 по [8]. Материал элементов опор и подвесок, привариваемых к трубопроводу, должен соответствовать материалу трубопровода. 10.4.6 Для обеспечения проектного уклона трубопровода разрешается установка металлических подкладок, привариваемых к строительным конструкциям, под подушки опор. 10.4.7 Для трубопроводов, подверженных вибрации, рекомендуется применять опоры с хомутом или, при соответствующем обосновании, специальные демпфирующие опорные конструкции (вязкоупругие или сухого трения). Подвески для таких трубопроводов допускается предусматривать в качестве дополнительного способа крепления. 10.4.8 При выборе опор следует отдавать предпочтение "открытой" конструкции опоры для обеспечения возможности доступа при проведении толщинометрии. 10.4.9 Опоры под трубопроводы должны устанавливаться с соблюдением следующих требований: а) они должны плотно прилегать к строительным конструкциям; б) уклон трубопровода проверяют приборами или специальными приспособлениями (нивелиром, гидростатическим уровнем и др.); в) подвижные опоры и их детали (верхние части опор, ролики, шарики) должны устанавливаться с учетом теплового удлинения каждого участка трубопровода, для чего опоры и их детали необходимо смещать по оси опорной поверхности в сторону, противоположную удлинению; г) тяги подвесок трубопроводов, не испытывающих тепловых удлинений, должны быть установлены отвесно; тяги подвесок трубопроводов, испытывающих тепловые удлинения, должны устанавливаться с наклоном в сторону, противоположную удлинению; д) пружины опор и подвесок должны быть затянуты в соответствии с указаниями в проекте; на время монтажа и гидравлического испытания трубопроводов пружины разгружают распорными приспособлениями; е) опоры, устанавливаемые на дне лотков и каналов, не должны препятствовать свободному стоку воды по дну лотка или канала. 10.4.10 При необходимости уменьшения усилий от трения следует устанавливать специальные конструкции опор, в том числе шариковые и катковые. Катковые и шариковые опоры не допускается применять при прокладке трубопроводов в каналах. 10.4.11 Подвижные и неподвижные опоры трубопроводов с сероводородсодержащими средами должны применяться, как правило, хомутовые. Применение приварных к трубопроводу деталей опор без последующей термообработки мест приварки к трубопроводу не допускается. 10.5 Дополнительные требования к устройству трубопроводов при комплектно-блочном методе монтажа Проектирование и изготовление трубопроводов, входящих в состав поставочных блоков, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и ТУ на проектирование и изготовление трубопроводных блоков. 10.6 Компенсация температурных деформаций трубопроводов 10.6.1 Температурные расширения следует компенсировать за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией на трубопроводах устанавливают компенсаторы и компенсирующие устройства. В тех случаях, когда проектом предусматривается продувка паром или горячей водой, компенсирующая способность трубопроводов должна быть рассчитана на эти условия. 10.6.2 Не допускается применять сальниковые компенсаторы на технологических трубопроводах со средами групп А и Б, для группы среды В их допускается применять в технически обоснованных случаях. Не допускается установка линзовых компенсаторов на трубопроводах с высокой коррозионной активностью. 10.6.3 П-образные компенсаторы следует применять для технологических трубопроводов всех категорий. Их изготавливают либо гнутыми из цельных труб, либо с использованием гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов. 10.6.4 Для П-образных компенсаторов гнутые отводы следует применять только из бесшовных, а сварные - из бесшовных и сварных прямошовных труб. Применение сварных отводов для изготовления П-образных компенсаторов допускается в соответствии с указаниями 6.4.4. 10.6.5 Применять водогазопроводные трубы для изготовления П-образных компенсаторов не допускается, а электросварные со спиральным швом трубы следует применять только для прямых участков компенсаторов. 10.6.6 П-образные компенсаторы должны быть установлены горизонтально с соблюдением необходимого общего уклона. В виде исключения (при ограниченной площади) их можно размещать вертикально петлей вверх или вниз, с соответствующим дренажным устройством в низшей точке и воздушниками. 10.6.7 П-образные компенсаторы перед монтажом должны быть установлены на трубопроводах вместе с распорными приспособлениями, которые удаляют после закрепления трубопроводов на неподвижных опорах. 10.6.8 В условиях стесненной компоновки эффективным способом компенсации температурных расширений является использование компенсаторов и компенсирующих устройств на базе гибкого элемента сильфона. Их применение позволяет воспринимать значительные линейные (вдоль оси трубы), угловые и боковые перемещения трубопроводов. При этом необходимо строго соблюдать рекомендации предприятий- изготовителей по их установке на трубопроводе: разбивка на отдельные компенсируемые участки, размещение неподвижных и направляющих опор. При отклонении от этих правил нормальная работа компенсаторов устройств не гарантируется. 10.6.9 При установке линзовых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы должен быть предусмотрен дренаж конденсата. Патрубок для дренажной трубы изготавливают из бесшовной трубы. При установке линзовых компенсаторов с внутренним стаканом на горизонтальных трубопроводах с каждой стороны компенсатора должны быть предусмотрены направляющие опоры. 10.6.10 При монтаже трубопроводов компенсирующие устройства должны быть предварительно растянуты или сжаты. Величина предварительной растяжки (сжатия) компенсирующего устройства указывается в проектной документации и в паспорте на трубопровод. Величина растяжки может изменяться на величину поправки, учитывающей температуру при монтаже. 10.6.11 Качество компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться паспортами или сертификатами. 10.6.12 При установке компенсатора в паспорт трубопровода вносят следующие данные: - техническую характеристику, завод-изготовитель и год изготовления компенсатора; - расстояние между неподвижными опорами, необходимую компенсацию, величину предварительного растяжения (сжатия); - температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату. 10.7 Требования к снижению вибрации трубопроводов 10.7.1 Вибрацию трубопроводов нормируют по амплитуде виброперемещений в зависимости от частоты вибрации. Различают следующие уровни вибрации: 1) расчетный при проектировании; 2) допускаемый при эксплуатации; 3) требующий исправления, реконструкции системы; 4) уровень появления аварийных ситуаций. Соответственно по уровням: 1 и 2 - удовлетворительное состояние трубопроводов, 2 и 3 - допускаемое значение, необходим контроль вибрации; 3 и 4 - необходим повышенный контроль, необходимо исправление, реконструкция; выше 4 - экстренное исправление. В таблицах В.2-В.10 приложения В даны дискретные значения допускаемых значений амплитуд виброперемещений трубопроводов для фиксированных частот при обследовании и мониторинге компрессоров, насосов, фундаментов, подшипников и т.п. При мониторинге вибросостояния трубопроводов необходимо иметь также информацию об уровнях вибрации компрессора, насоса, фундаментов и т.д. Нормативные значения допускаемых уровней вибрации следует принимать согласно нормативным документам. При совпадении частоты пульсаций потока с собственной частотой колебаний трубопровода возникает условие резонанса. Это приводит к росту амплитуды колебаний. Резонансная зона имеет определенную ширину, при которой амплитуда может сохранять значительную величину. Условия отстройки см. формулы (2) и (3). Причиной повышенного уровня вибраций трубопровода может быть совпадение собственных частот колебаний самого трубопровода с частотами возмущающих гармоник пульсаций потока. Необходимо в первую очередь устранить резонансные колебания пульсирующего потока и отстроить от возможного совпадения резонансов потока и механической системы. Интенсивность колебаний давления принято характеризовать степенью неравномерности давления [15] согласно рисунку 10.2. , (4) где , , - максимальное, минимальное и среднее давления; - максимальная амплитуда давления газа. Рисунок 10.2 - Зависимост ь допуст имой ст епени неравномерност и давления от давления в газопроводах Рисунок 10.2 - Зависимость допустимой степени неравномерности давления от давления в газопроводах 1 - допустимые значения для всасывающих трубопроводов; 1 и 2 - определяют границы области для межступенчатых трубопроводов компрессоров; 3 - допустимая степень неравномерности давления для нагнетательных трубопроводов. Допустимая степень неравномерности давления (прямая 3): . (5) Для разветвленных трубопроводов принимают следующие значения : 1% - для трубопроводов на низких бетонных опорах; 0,7% - на кронштейнах, укрепленных в стенах зданий, при давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см ); 0,5% - на кронштейнах, укрепленных в стенах зданий, при давлении свыше 2,5 МПа (25 кгс/см ); 0,3% - для трубопроводов контрольно-измерительных приборов. Пульсационные составляющие при движении двухфазных потоков оценивают по [15]. 10.7.2 Способы отстройки системы от резонансных колебаний газа: - изменение длин и диаметров участков трубопроводной системы, если это допускается компоновкой системы; - изменение температуры и давления нагнетания компрессора, если это возможно по технологии процесса; - установка диафрагм для рассеивания энергии колебаний газа и изменения амплитудно- частотного спектра газа в трубопроводной системе. Ориентировочно диаметр расточки диафрагм должен быть равен примерно половине внутреннего диаметра трубы; - установка буферных емкостей, уменьшающая амплитуды пульсации давления за счет рассеивания энергии колебания газа и изменяющая спектр собственных частот колебаний. Буферную емкость предпочтительно устанавливать непосредственно у источника возбуждения колебаний (у цилиндра компрессора). На несколько цилиндров одной ступени целесообразно устанавливать общую емкость. Роль буферных емкостей могут играть технологические аппараты (масловлагоотделители, сепараторы, теплообменники и др.); - установка диафрагм на входе в емкость или выходе из емкости. При этом размеры емкости могут быть уменьшены примерно на 30% по сравнению с емкостью без диафрагмы; |