Ещё 1 комментариев в теме
Определение действующих повреждающих факторов, механизмов повреждения и восприимчивости материала технического устройства к механизмам повреждения
Согласно изменений в правилах проведения экспертизы промышленной безопасности с 2017 года экспертиза ТУ разделяется, как на саму экспертизу, так и на техническое диагностирование, где одним из включенных мероприятий ТД ТУ является: определение действующих повреждающих факторов, механизмов повреждения и восприимчивости материала технического устройства к механизмам повреждения.
Предлагаю рассмотреть и обсудить предложенный мной вариант, высказать своё мнение.
Предлагаю рассмотреть и обсудить предложенный мной вариант, высказать своё мнение.
DOC
вложение №46697.doc
Скачать файл
13.10.2016 11:45
Комментарии:
Последний: 13.10.2016 22:45
13.10.2016 22:54
1) Для труб, колен и литья я бы коррозионную усталость указал бы последней в перечислении, поскольку она возникает при одновременном наличии коррозии и циклических нагрузок, а на трубопровод может повреждаться либо только от коррозионного износа, либо только от циклических нагрузок, либо от совокупности обоих механизмов повреждения.
2) "Литые детали (корпуса арматуры, колена, тройники), крепеж и поверхность фланцевых разъемов" – Вы уверены, что колена и тройники изготовлены из литья? Посмотрите пункты 5.2.1, 5.2.2 ГОСТ 17380-2001 – нет там литья. Фланцы у арматуры могут быть литые (единое целое с литым корпусом), но у трубопровода фланцы однозначно не из литья, и у сварной арматуры (если имеется) фланцы тоже не из литья, поэтому их следует отдельной строкой перечислить, и крепеж тоже отдельной строкой.
3) Для стыковых и угловых сварных соединений я бы перечислил только те же три механизма повреждения, что и для труб, колен и литья. Дисперсионное охрупчивание металла при повторном нагреве и хладноломкость, очевидно, приняты из РД 34 17.310-96 (СО 34.17.310-96). Однако, в РД эти механизмы перечислены для паропроводов из теплоустойчивых хромомолибденованадиевых сталей, но ваш явно не из такой стали изготовлен (сталь 20 и не более того), в связи с чем дисперсионное охрупчивание металла при повторном нагреве ему точно не грозит (не проводится нагрев перед сваркой и послесварочная термообработка швов для таких трубопроводов). Хладноломкость (если под ней подразумевать растрескивание под давлением при низких температурах) крайне маловероятна (если только при гидроиспытании переохладят, но детали трубопроводов и корпуса арматуры из стали 20 работают под давлением при температурах с хорошим минусом), при этом термин "хладноломкость" не стандартизирован, а если наберете его в поисковике, то увидите, что хладноломкость это склонность металла растрескиваться и ломаться при холодной механической обработке. Фраза "а также обусловлены технологическими, конструкционными и эксплуатационными причинами" тоже считаю не уместной – технологические и конструкционные причины маловероятны (либо надо конкретизировать, какие именно), а эксплуатационные включают все три механизма (коррозия, усталость, корр. усталость). И посмотрите предисловие к этому РД – он на ваш трубопровод не распространялся как во времена действия ПБ 10-573-03 (когда в них были категории и группы трубопроводов), так и сейчас.
2) "Литые детали (корпуса арматуры, колена, тройники), крепеж и поверхность фланцевых разъемов" – Вы уверены, что колена и тройники изготовлены из литья? Посмотрите пункты 5.2.1, 5.2.2 ГОСТ 17380-2001 – нет там литья. Фланцы у арматуры могут быть литые (единое целое с литым корпусом), но у трубопровода фланцы однозначно не из литья, и у сварной арматуры (если имеется) фланцы тоже не из литья, поэтому их следует отдельной строкой перечислить, и крепеж тоже отдельной строкой.
3) Для стыковых и угловых сварных соединений я бы перечислил только те же три механизма повреждения, что и для труб, колен и литья. Дисперсионное охрупчивание металла при повторном нагреве и хладноломкость, очевидно, приняты из РД 34 17.310-96 (СО 34.17.310-96). Однако, в РД эти механизмы перечислены для паропроводов из теплоустойчивых хромомолибденованадиевых сталей, но ваш явно не из такой стали изготовлен (сталь 20 и не более того), в связи с чем дисперсионное охрупчивание металла при повторном нагреве ему точно не грозит (не проводится нагрев перед сваркой и послесварочная термообработка швов для таких трубопроводов). Хладноломкость (если под ней подразумевать растрескивание под давлением при низких температурах) крайне маловероятна (если только при гидроиспытании переохладят, но детали трубопроводов и корпуса арматуры из стали 20 работают под давлением при температурах с хорошим минусом), при этом термин "хладноломкость" не стандартизирован, а если наберете его в поисковике, то увидите, что хладноломкость это склонность металла растрескиваться и ломаться при холодной механической обработке. Фраза "а также обусловлены технологическими, конструкционными и эксплуатационными причинами" тоже считаю не уместной – технологические и конструкционные причины маловероятны (либо надо конкретизировать, какие именно), а эксплуатационные включают все три механизма (коррозия, усталость, корр. усталость). И посмотрите предисловие к этому РД – он на ваш трубопровод не распространялся как во времена действия ПБ 10-573-03 (когда в них были категории и группы трубопроводов), так и сейчас.
14.10.2016 15:47
в ответ на #68089
Спасибо Сергей Владимирович, за Ваш комментарий по моей теме… я его учту в проработке этого вопроса.
Сергей Владимирович Вы не прокомментировали влияния состояния опорно-подвесной системы на эксплуатацию трубопроводов пара, что Вы про это думаете?
Сергей Владимирович Вы не прокомментировали влияния состояния опорно-подвесной системы на эксплуатацию трубопроводов пара, что Вы про это думаете?
14.10.2016 15:51
в ответ на #68139
Я могу ошибаться, но я думаю, что не соответствие проекту, непроектные знакопеременные нагрузки ускоряют механизмы повреждения
14.10.2016 18:55
в ответ на #68140
Насчет ОПС, если речь идет об ЭПБ б/у трубопровода:
1) Непроектные нагрузки – каким образом при ЭПБ определить, что ОПС подвергается непроектным нагрузкам? Обследованием (чего именно и как)? Расчетом (чего именно, по какому НД)? Приведите пример.
2) Фактическое состояние ОПС не соответствует проекту – как это понимать? Приведите пример. Если, например, при ЭПБ выявлено отклонение конструкции или расположения какого-то элемента(-ов) ОПС от проекта, то в случае б/у трубопровода это волновать не должно, если он 20 или более лет безаварийно проработал с этим отклонением, а проект или сам трубопровод имел разрешительный документ.
3) Малоцикловая усталость – в РД 10-249-98 нет методики расчета на усталость опор и подвесок (в частности, в разделе 10.6 для подвесок расчет только статику). Дело в том, что ОПС усталостным нагрузкам практически не подвергается. Усталостные нагрузки от изменения давления и температуры рабочей среды, воздействующие непосредственно на трубопровод, на ОПС не влияют. Основная нагрузка на ОПС это масса трубопровода с рабочей средой, а она остается практически неизменной, а всевозможные перемещения нивелируют компенсаторы непосредственно на трубопроводе, скользящие опоры и пружинные подвески. Циклическими нагрузками при гидроиспытаниях за счет резкого увеличения и сброса массы (и то, если это паропровод, а не трубопровод воды) пренебрегают, поскольку ГИ проводят редко.
1) Непроектные нагрузки – каким образом при ЭПБ определить, что ОПС подвергается непроектным нагрузкам? Обследованием (чего именно и как)? Расчетом (чего именно, по какому НД)? Приведите пример.
2) Фактическое состояние ОПС не соответствует проекту – как это понимать? Приведите пример. Если, например, при ЭПБ выявлено отклонение конструкции или расположения какого-то элемента(-ов) ОПС от проекта, то в случае б/у трубопровода это волновать не должно, если он 20 или более лет безаварийно проработал с этим отклонением, а проект или сам трубопровод имел разрешительный документ.
3) Малоцикловая усталость – в РД 10-249-98 нет методики расчета на усталость опор и подвесок (в частности, в разделе 10.6 для подвесок расчет только статику). Дело в том, что ОПС усталостным нагрузкам практически не подвергается. Усталостные нагрузки от изменения давления и температуры рабочей среды, воздействующие непосредственно на трубопровод, на ОПС не влияют. Основная нагрузка на ОПС это масса трубопровода с рабочей средой, а она остается практически неизменной, а всевозможные перемещения нивелируют компенсаторы непосредственно на трубопроводе, скользящие опоры и пружинные подвески. Циклическими нагрузками при гидроиспытаниях за счет резкого увеличения и сброса массы (и то, если это паропровод, а не трубопровод воды) пренебрегают, поскольку ГИ проводят редко.
14.10.2016 19:10
в ответ на #68148
Фактическое состояние ОПС не соответствует проекту – применительно к жестким подвескам это может быть уменьшение поперечного сечения тяги подвески в силу коррозионного износа, для пружинных подвесок - просадка свыше максимально установленной проектом.
Ещё 1 комментариев в теме
Последний: 14.10.2016 19:36
15.10.2016 12:31
в ответ на #68149
В большинстве случаев на трубопроводах возникают непроектные нагрузки (когда фактическое состояние ОПС не соответствует проекту), из за безалаберного отношения к эксплуатирующемуся оборудованию. Всё это выявляется при проведении ЭПБ после 20…30 лет эксплуатации и не всегда подход
« в случае б/у трубопровода это волновать не должно, если он 20 или более лет безаварийно проработал с этим отклонением, а проект или сам трубопровод имел разрешительный документ»к оценке технического состояния правильный.
15.10.2016 16:10
в ответ на #68157
Трубопровод слетел с опор- это следствие. Весь вопрос почему он слетел. М.б. гидроудар.
16.10.2016 03:45
в ответ на #68160
Константин Александрович, благодарю за выложенные фотографии – очень наглядные и поучительные.
В продолжение нашей дискуссии. Изменения в Правила проведения ЭПБ (п. 21.2) гласят:
в) определение действующих повреждающих факторов, механизмов повреждения и восприимчивости материала технического устройства к механизмам повреждения;
д) выбор методов неразрушающего или разрушающего контроля, наиболее эффективно выявляющих дефекты, образующиеся в результате воздействия установленных механизмов повреждения (при наличии).
1) Заголовок второго столбца таблицы следует переименовать в "Вероятные механизмы повреждения (повреждающие факторы)", исключив из него виды повреждений, поскольку далее в таблице перечислены только механизмы (причины, факторы) повреждения (коррозия, усталость, коррозионная усталость и пр.), а виды повреждений (общее или местное утонение стенок по причине коррозии, трещины по причине усталости и пр.) уже являются следствием воздействия механизмов повреждения (повреждающих факторов), которые, согласно пп. "в" п. 21.2 изменений в ФНП, указывать не требуется.
2) Малоцикловую и коррозионную усталость я бы указал только в том случае, когда, согласно пп. "б" п. 21.2 изменений в ФНП, получил бы информацию о том, что трубопровод работает в условиях циклических нагрузок. Необходимо указывать только установленные механизмы повреждения (после осмотра и изучения документации, включая эксплуатационный журнал и т.п.), а не все "до кучи".
3) Как правильно заметил Олег Александрович, в таблицу следует добавить гидравлический удар (у паропровода он тоже может быть по причине скопления конденсата) – это отдельный механизм повреждения, воздействующий практически на все, что указано в таблице, и его возникновение возможно практически у любого ТП. По крайней мере для литья, в особенности чугунного (оно чаще всего от гидроудара рушится), фланцевых и сварных соединений его однозначно следует указать. А вот применительно к ОПС – если трубопровод сошел с опор или скользящие опоры сошли с подошвы от гидроудара (что запросто может быть), то сама опора целой и невредимой останется, а вот сам трубопровод (прямой участок и пр.) может разрушиться под собственным весом, поэтому следует ли относить гидроудар к механизму повреждения ОПС или нет – вопрос.
4) "Непроектные нагрузки" (применительно к ОПС это когда действующая на нее масса превышает проектную) следует переименовать в "Нагрузки, превышающие проектные". Это механизм повреждения, но доказать, что именно такая нагрузка стала причиной повреждения, будет очень непросто – для этого придется делать поверочный расчет разрушенной опоры или разорванной жесткой или просевшей пружинной подвески, предварительно рассчитав приходящуюся на нее массу участка трубопровода с теплоизоляцией с паром и с водой (ведь необходимо еще установить, в каких условиях нагрузка превысила проектную – в рабочих условиях или только в условиях гидроиспытаний, чтобы выдать соответствующие рекомендации). А если пришли на объект и увидели, что ОПС нигде не имеет видимых повреждений (те, что явно могут быть от излишней массы), то упоминать "Нагрузки, превышающие проектные" не стоит – это не тот механизм повреждения (типа коррозии), который в большинстве случаев сопутствует эксплуатации подобных трубопроводов. Ведь эта таблица составляется в процессе ТД (когда произведен осмотр и изучена документация), а не до него.
5) "Несоответствие фактического состояния ОПС проекту" нельзя отнести к механизму повреждения, поскольку оно само по себе таковым не является – оно может создать механизмы повреждения (которые еще необходимо установить для каждого отступления в отдельности!), а может и ни одного не создать. А в данном случае речь идет об ЭПБ ТУ, отработавшего срок службы, а не об ЭПБ проекта. Доказываю на примере фотографии "Излом осей на паропроводе". Из фото явно следует, что излом произошел во время монтажа паропровода – изначально либо не под тем углом изготовили гиб трубы, либо немного ошиблись в длине верхнего подводящего участка трубы, и, чтобы потом все состыковалось с местом назначения, сделали вот так. Однако, если паропровод был принят в эксплуатация в таком виде и отработал расчетный срок службы, и за этот период данное несоответствие проекту не создало механизм повреждения, то это отступление имеет право быть, принимая во внимание, что устранить его весьма непросто (это весь изображенный на фото участок придется переделывать) и неизвестно что будет после устранения (качественно ли изогнут, приварят и т.д.), а ведь рекомендации по устранению от эксперта исходят… И, самое главное – докажите, что данный излом осей стыкуемых труб превышает допускаемую величину. Едва ли эта величина была указана в проекте, а тогда какое основание для замечания?
В продолжение нашей дискуссии. Изменения в Правила проведения ЭПБ (п. 21.2) гласят:
в) определение действующих повреждающих факторов, механизмов повреждения и восприимчивости материала технического устройства к механизмам повреждения;
д) выбор методов неразрушающего или разрушающего контроля, наиболее эффективно выявляющих дефекты, образующиеся в результате воздействия установленных механизмов повреждения (при наличии).
1) Заголовок второго столбца таблицы следует переименовать в "Вероятные механизмы повреждения (повреждающие факторы)", исключив из него виды повреждений, поскольку далее в таблице перечислены только механизмы (причины, факторы) повреждения (коррозия, усталость, коррозионная усталость и пр.), а виды повреждений (общее или местное утонение стенок по причине коррозии, трещины по причине усталости и пр.) уже являются следствием воздействия механизмов повреждения (повреждающих факторов), которые, согласно пп. "в" п. 21.2 изменений в ФНП, указывать не требуется.
2) Малоцикловую и коррозионную усталость я бы указал только в том случае, когда, согласно пп. "б" п. 21.2 изменений в ФНП, получил бы информацию о том, что трубопровод работает в условиях циклических нагрузок. Необходимо указывать только установленные механизмы повреждения (после осмотра и изучения документации, включая эксплуатационный журнал и т.п.), а не все "до кучи".
3) Как правильно заметил Олег Александрович, в таблицу следует добавить гидравлический удар (у паропровода он тоже может быть по причине скопления конденсата) – это отдельный механизм повреждения, воздействующий практически на все, что указано в таблице, и его возникновение возможно практически у любого ТП. По крайней мере для литья, в особенности чугунного (оно чаще всего от гидроудара рушится), фланцевых и сварных соединений его однозначно следует указать. А вот применительно к ОПС – если трубопровод сошел с опор или скользящие опоры сошли с подошвы от гидроудара (что запросто может быть), то сама опора целой и невредимой останется, а вот сам трубопровод (прямой участок и пр.) может разрушиться под собственным весом, поэтому следует ли относить гидроудар к механизму повреждения ОПС или нет – вопрос.
4) "Непроектные нагрузки" (применительно к ОПС это когда действующая на нее масса превышает проектную) следует переименовать в "Нагрузки, превышающие проектные". Это механизм повреждения, но доказать, что именно такая нагрузка стала причиной повреждения, будет очень непросто – для этого придется делать поверочный расчет разрушенной опоры или разорванной жесткой или просевшей пружинной подвески, предварительно рассчитав приходящуюся на нее массу участка трубопровода с теплоизоляцией с паром и с водой (ведь необходимо еще установить, в каких условиях нагрузка превысила проектную – в рабочих условиях или только в условиях гидроиспытаний, чтобы выдать соответствующие рекомендации). А если пришли на объект и увидели, что ОПС нигде не имеет видимых повреждений (те, что явно могут быть от излишней массы), то упоминать "Нагрузки, превышающие проектные" не стоит – это не тот механизм повреждения (типа коррозии), который в большинстве случаев сопутствует эксплуатации подобных трубопроводов. Ведь эта таблица составляется в процессе ТД (когда произведен осмотр и изучена документация), а не до него.
5) "Несоответствие фактического состояния ОПС проекту" нельзя отнести к механизму повреждения, поскольку оно само по себе таковым не является – оно может создать механизмы повреждения (которые еще необходимо установить для каждого отступления в отдельности!), а может и ни одного не создать. А в данном случае речь идет об ЭПБ ТУ, отработавшего срок службы, а не об ЭПБ проекта. Доказываю на примере фотографии "Излом осей на паропроводе". Из фото явно следует, что излом произошел во время монтажа паропровода – изначально либо не под тем углом изготовили гиб трубы, либо немного ошиблись в длине верхнего подводящего участка трубы, и, чтобы потом все состыковалось с местом назначения, сделали вот так. Однако, если паропровод был принят в эксплуатация в таком виде и отработал расчетный срок службы, и за этот период данное несоответствие проекту не создало механизм повреждения, то это отступление имеет право быть, принимая во внимание, что устранить его весьма непросто (это весь изображенный на фото участок придется переделывать) и неизвестно что будет после устранения (качественно ли изогнут, приварят и т.д.), а ведь рекомендации по устранению от эксперта исходят… И, самое главное – докажите, что данный излом осей стыкуемых труб превышает допускаемую величину. Едва ли эта величина была указана в проекте, а тогда какое основание для замечания?
17.10.2016 03:48
в ответ на #68170
Скорее всего, данный излом осей возник скорее из-за неграмотного проведенного ремонта, а не после монтажа.
Данное сварное соединение не соответствует требованиям РД 153-34.1-003-01 п.п. 6.2.7, и должны были забраковать по ВИК РД 153-34.1-003-01 п.п. 18.3.5 (ссылка на таблицу 18.2).
Так же, требования к угловым отклонениям (излом осей), в сварных соединениях, есть и в Инструкции по продлению срока службы трубопроводов II, III, IV категорий (СО 153-34.17.464-2003) п.п. 5.10.
Данное сварное соединение не соответствует требованиям РД 153-34.1-003-01 п.п. 6.2.7, и должны были забраковать по ВИК РД 153-34.1-003-01 п.п. 18.3.5 (ссылка на таблицу 18.2).
Так же, требования к угловым отклонениям (излом осей), в сварных соединениях, есть и в Инструкции по продлению срока службы трубопроводов II, III, IV категорий (СО 153-34.17.464-2003) п.п. 5.10.
17.10.2016 05:00
в ответ на #68183
Комментарий удален
17.10.2016 05:07
в ответ на #68185
Понял. Однако, то, как эту непрямолинейность (излом осей) стыкуемых труб предлагается проверять согласно п. 6.2.7 РД 153-34.1-003-01, в реальности будет сделать весьма проблематично – усиление стыкового шва основательно будет портить картину, в особенности, если излом осей небольшой и где погрешность даже в 1 мм в сторону увеличения просвета может привести к выходу за допускаемые 3 мм. И смещение кромок стыкуемых труб (даже когда они в пределах норм) тоже роль будет играть, тем более, что его не определить при сваренном стыке. И гибкость линейки длиной 400 мм тоже не стоит сбрасывать со счетов – непросто будет сделать, чтобы ее конец на расстоянии 200 мм от стыка не гнулся при замере просвета, когда к его торцу будут прижимать глубиномер штангеля или что-то в этом роде.
А насчет "скорее из-за неграмотного ремонта" – то, что это произошло во время ремонта, а не изначально при монтаже, можно установить по паспорту или эксплуатационному журналу (если, конечно, в них вносились сведения о ремонте), но, опять же, если с момента ремонта прошел немалый срок и все нормально работает, а УК и ВИК показали, что шов в порядке, то лучше не трогать, на мой взгляд.
А насчет "скорее из-за неграмотного ремонта" – то, что это произошло во время ремонта, а не изначально при монтаже, можно установить по паспорту или эксплуатационному журналу (если, конечно, в них вносились сведения о ремонте), но, опять же, если с момента ремонта прошел немалый срок и все нормально работает, а УК и ВИК показали, что шов в порядке, то лучше не трогать, на мой взгляд.
17.10.2016 08:34
в ответ на #68186
но лучше не трогать, на мой взглядя согласен, что лучше не трогать …но
PDF
46708.pdf
Скачать файл
Ещё 1 веток и 2 комментариев в теме
Последний: 17.10.2016 15:25
18.10.2016 03:05
в ответ на #68192
Константин Александрович, любопытства ради по двум фоткам из Пример 4:
Фото "Магистраль D377x8,0 и штуцер D530x8,0" – наверное, слова магистраль и штуцер (секторный отвод) следует поменять местами? И поясните, что изображено на этом фото в нижней части – впечатление, что там разорвавшаяся по продольному шву труба (или просто продольный разрыв), и вне зоны влияния приварки штуцера (секторного отвода)?
Фото "Приварка фланца" – это приварной встык фланец просто вставили в трубу бОльшего диаметра и снаружи приварили нахлесточным швом (и не совсем понятно – в верхней части по периметру трубы что-то вроде обжатия кромки имеется, а в нижней части вроде как и нет…), или как?
Фото "Магистраль D377x8,0 и штуцер D530x8,0" – наверное, слова магистраль и штуцер (секторный отвод) следует поменять местами? И поясните, что изображено на этом фото в нижней части – впечатление, что там разорвавшаяся по продольному шву труба (или просто продольный разрыв), и вне зоны влияния приварки штуцера (секторного отвода)?
Фото "Приварка фланца" – это приварной встык фланец просто вставили в трубу бОльшего диаметра и снаружи приварили нахлесточным швом (и не совсем понятно – в верхней части по периметру трубы что-то вроде обжатия кромки имеется, а в нижней части вроде как и нет…), или как?
18.10.2016 03:57
в ответ на #68223
Фотография первая: в магистраль диаметром 377 мм умудрились вварить секторный отвод диметром 520 мм в качестве штуцера, насколько я понимаю, в тройниковых соединениях, диаметр штуцера не может быть больше диаметр магистрали.
Фото "Приварка фланца" Да вы правы, соединение внахлест с переходом. Мне всегда нравились старые правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, особенно раздел
«2.3. Сварные соединения и их расположение», где четко сказано что:
2.3.2. Для соединения труб и фасонных деталей должна применяться сварка встык с полным проплавлением. Угловые сварные соединения допускаются для приварки к трубопроводам штуцеров, труб, плоских фланцев. Угловые соединения должны выполняться с полным проплавлением.
Фото "Приварка фланца" Да вы правы, соединение внахлест с переходом. Мне всегда нравились старые правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, особенно раздел
«2.3. Сварные соединения и их расположение», где четко сказано что:
2.3.2. Для соединения труб и фасонных деталей должна применяться сварка встык с полным проплавлением. Угловые сварные соединения допускаются для приварки к трубопроводам штуцеров, труб, плоских фланцев. Угловые соединения должны выполняться с полным проплавлением.
18.10.2016 05:10
в ответ на #68224
1) Так я правильно понял, что магистральная труба на фото с продольным разрывом, и разрыв вне зоны вварки штуцера? И если "да", то продольный разрыв по шву (сварная труба) или просто по длине (цельнотянутая)? Про отвод я теперь понял (разглядел) - он с сужением, но не по всему периметру, а, типа, сплюснутый по бокам…
2) Там, где воротник фланца вставлен в трубу - как вообще можно было сделать "переход" (обжатие кромки) не по всему периметру трубы? Или это мне так кажется, а на самом деле он по всему периметру?
3) Если смотреть на фото "Приварка фланца", то направление движения рабочей среды от левого края фото к правому или от правого к левому? И среда жидкая или газообразная? Это я к тому, что если от левого к правому, то между воротником фланца и трубой, в которую он вставлен, будет немалый зазор, создающий нехилое сопротивление, для газа так вообще…
P.S. Приварка фланца получилась даже не угловым, а нахлесточным швом, который вообще запрещен для работы под давлением.
2) Там, где воротник фланца вставлен в трубу - как вообще можно было сделать "переход" (обжатие кромки) не по всему периметру трубы? Или это мне так кажется, а на самом деле он по всему периметру?
3) Если смотреть на фото "Приварка фланца", то направление движения рабочей среды от левого края фото к правому или от правого к левому? И среда жидкая или газообразная? Это я к тому, что если от левого к правому, то между воротником фланца и трубой, в которую он вставлен, будет немалый зазор, создающий нехилое сопротивление, для газа так вообще…
P.S. Приварка фланца получилась даже не угловым, а нахлесточным швом, который вообще запрещен для работы под давлением.
18.10.2016 06:09
в ответ на #68225
1) да Вы правильно поняли, магистраль прямошовная труба
2) скорее всего там стыковку начали по нижней образующей, а по верхней образующей решили трубу подрезать подбить , подварить…
3) на первом листе примера 4 это паропровод пара давлением 0,3 МПа температура до 150 0С, на втором и третьем листе это трубопроводы воды давлением 1,2 МПа температура 135 0С.
Сколько я работаю в ЭПБ (с 2002 года), нахлесточные соединения встречаются часто в трубопроводах пара и горячей воды с давлением до 1,6 МПа с температурой до 250 0С (IV категории по ПБ 10-573-03) которые эксплуатировались вне зданий котельных и не регистрировались в Ростехнадзоре (Госгортехнадзоре).
2) скорее всего там стыковку начали по нижней образующей, а по верхней образующей решили трубу подрезать подбить , подварить…
3) на первом листе примера 4 это паропровод пара давлением 0,3 МПа температура до 150 0С, на втором и третьем листе это трубопроводы воды давлением 1,2 МПа температура 135 0С.
Сколько я работаю в ЭПБ (с 2002 года), нахлесточные соединения встречаются часто в трубопроводах пара и горячей воды с давлением до 1,6 МПа с температурой до 250 0С (IV категории по ПБ 10-573-03) которые эксплуатировались вне зданий котельных и не регистрировались в Ростехнадзоре (Госгортехнадзоре).
18.10.2016 06:18
в ответ на #68226
1) Магистраль разорвало при гидроиспытании или при работе? Если при работе, то есть ссылка в инете на описание этой аварии и ее последствий? Как-никак паропровод DN 350 рванул, пусть и с не очень высоким давлением.
2) Направление движения воды на третьем листе примера 4 на фото "Приварка фланца" от левого края фото к правому или от правого к левому (если помните)? Просто любопытно - насколько у людей ума хватило)))
P.S. Пунктом 2.3.2 ПБ 10-573-03 нахлесточные соединения допускались только для приварки накладок, укрепляющих отверстия в трубопроводах III и IV категорий, упоров, опор, подвесок, элементов крепления изоляции и т.п.
2) Направление движения воды на третьем листе примера 4 на фото "Приварка фланца" от левого края фото к правому или от правого к левому (если помните)? Просто любопытно - насколько у людей ума хватило)))
P.S. Пунктом 2.3.2 ПБ 10-573-03 нахлесточные соединения допускались только для приварки накладок, укрепляющих отверстия в трубопроводах III и IV категорий, упоров, опор, подвесок, элементов крепления изоляции и т.п.
18.10.2016 06:31
в ответ на #68227
1) извините, я наверно не правильно выразился, там без аварии, магистраль изначально была прямошовная труба
2) направление воды было к фланцу (фланец соединялся с задвижкой)
2) направление воды было к фланцу (фланец соединялся с задвижкой)
18.10.2016 06:34
в ответ на #68228
То есть при гидроиспытании разорвало? На фото ведь явно разрыв…
18.10.2016 06:59
в ответ на #68229
разврыва я не заметил
18.10.2016 07:20
в ответ на #68230
Может это мне так показалось (про разрыв), но что же тогда изображено на той области, которую на фото я обвел в красный круг?
JPG
46713.jpg
Скачать файл
18.10.2016 08:55
в ответ на #68231
нет, это не разрыв
разрывы ровными не бывают
разрывы ровными не бывают
PDF
46714.pdf
Скачать файл
18.10.2016 15:08
в ответ на #68232
А что же тогда это такое ??? Вы уж извините меня за настырность, но я и так смотрел, и эдак - никак не просеку… А интересно)
Кстати, если разрыв по шву сварной трубы, то он очень даже ровным бывает - сам видел.
Кстати, если разрыв по шву сварной трубы, то он очень даже ровным бывает - сам видел.
20.10.2016 03:44
в ответ на #68237
Здравствуйте Сергей Владимирович
Извините за ожидание ответа на Ваш вопрос, просто пришлось поискать старые фото с того трубопровода.
Я считаю, что это не разрыв (я привел фото), я так же привел фото ремонта сварных соединений. Если и был бы ремонт, я его увидел бы.
Извините за ожидание ответа на Ваш вопрос, просто пришлось поискать старые фото с того трубопровода.
Я считаю, что это не разрыв (я привел фото), я так же привел фото ремонта сварных соединений. Если и был бы ремонт, я его увидел бы.
PDF
46736.pdf
Скачать файл
21.10.2016 03:56
в ответ на #68381
С каждой новой выложенной фотой этого трубопровода вопросов становится еще больше… Зачем его разрезали вдоль??? Неужели потом сваривать будут со второй половиной??! Или это уже списанный трубопровод, полутруба которого теперь выполняет функцию крыши для того, что проложено под ней (опять же, непонятно, что за мусор под ней проложен)?
Ещё 1 комментариев в теме
Последний: 16.10.2016 20:10
Ещё 1 комментариев в теме
Последний: 16.10.2016 17:55
Ещё 1 комментариев в теме
Последний: 15.10.2016 12:54
Ещё 1 веток и 4 комментариев в теме
Последний: 20.10.2016 17:43
27.10.2016 06:52
в продолжение темы
1) Анализ напряженно деформированного состояния (НДС) и оценка прочности трубопроводов проводятся с учетом данных технической диагностики по имеющимся дефектам:
• любые отклонения геометрической формы труб от цилиндрической, большие вмятины и т.п.
• общая или (и) локальная коррозия (эрозия);
• дефекты в сварных соединениях;
• не соответствие ОПС проекту.
По результатам технического диагностирования отклонений от требований норм и критериев оценки технического состояния паропровода не обнаружено, и НДС трубопровода соответствует проектному, в связи с этим оценку НДС можно не проводить.
2) Проведен расчёт на прочность от действия внутреннего давления.
3) Проведен расчёт остаточного ресурса паропровода показавший, что остаточный ресурс составил …. лет
расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния технического устройства, включающие анализ режимов работы и исследование напряженно-деформированного состояния
1) Анализ напряженно деформированного состояния (НДС) и оценка прочности трубопроводов проводятся с учетом данных технической диагностики по имеющимся дефектам:
• любые отклонения геометрической формы труб от цилиндрической, большие вмятины и т.п.
• общая или (и) локальная коррозия (эрозия);
• дефекты в сварных соединениях;
• не соответствие ОПС проекту.
По результатам технического диагностирования отклонений от требований норм и критериев оценки технического состояния паропровода не обнаружено, и НДС трубопровода соответствует проектному, в связи с этим оценку НДС можно не проводить.
2) Проведен расчёт на прочность от действия внутреннего давления.
3) Проведен расчёт остаточного ресурса паропровода показавший, что остаточный ресурс составил …. лет
16.05.2017 07:54
Добрый день!
Подскажите пожалуйста какие вероятные механизмы повреждения я могу написать в Акте для мостового электрического крана КМ-5, г/п 5,0 т? Я так подумала - локальная коррозия, коррозионная усталось, малоцикловая усталость. Кран двухбалочный находится в закрытом помещении (цех). В интернете есть только лишь повреждающие факторы, действующие на крановщика, а мне нужно найти факторы, согласно п. 21.2 (в) ФНП № 538 от 14.11.2013 (изм. 28.07.2016).
Подскажите пожалуйста какие вероятные механизмы повреждения я могу написать в Акте для мостового электрического крана КМ-5, г/п 5,0 т? Я так подумала - локальная коррозия, коррозионная усталось, малоцикловая усталость. Кран двухбалочный находится в закрытом помещении (цех). В интернете есть только лишь повреждающие факторы, действующие на крановщика, а мне нужно найти факторы, согласно п. 21.2 (в) ФНП № 538 от 14.11.2013 (изм. 28.07.2016).
