Автор: Л.Р. Кабо (ООО «Научно-Техническое предприятие Трубопровод»).
Опубликовано в журнале Химическая техника №1/2014
Для технологических трубопроводов в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности приказом ФСЭ-ТАН от 25 января 2013 г. №28 отменен основополагающий документ ПБ 03-585–03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».
Одновременно с этим введенное в конце 2012 г. Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» не является нормативным правовым актом и носит рекомендательный характер. На передний план в таком случае, согласно статье 4 ФЗ-116 [1], выходят Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», которые предписывают гармонизацию всего комплекса нормативных требований к технологическим трубопроводам.
В настоящее время подготовлен и передан для оформления и выпуска ГОСТ (международный стандарт) «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах». Стандарт модифицирован по отношению к европейскому стандарту EN 13480: 2002-2005 «Metallic industrial piping» [3] и учитывает требования Директивы 97/23/ЕС Европейского Парламента и Совета от 29.05.97 [2] по сближению законодательств Государств – членов, касающейся оборудования, работающего под давлением.
Стандарт согласован с ведущими предприятиями отрасли, занимающимися разработкой нормативной документации по проектированию, устройству, изготовлению, испытанию, монтажу, эксплуатации стальных технологических трубопроводов с расчетным давлением до 360 МПа включительно и температурой среды от минус 196°С до плюс 700°С. При необходимости возможно увеличение температуры от 700°С до 900°С (трубопроводы за печами пиролиза, производства водорода и т.п.).
Рассмотрим в сжатой форме основные изменения и дополнения, вошедшие в упомянутый ГОСТ.
Увеличен верхний предел применения стандарта по давлению, который составляет 360 МПа (производства полиэтилена высокого давления).
Стандарт не в полной мере соответствует требованиям по эксплуатации, ремонту, испытаниям и т.д., так как не исключается в этих случаях применение других эксплуатационных документов: инструкций, рекомендаций по проведению ремонта конкретного вида оборудования или испытания на прочность и плотность, герметичность и т.д.
Термин «давление номинальное PN». ГОСТ 356–80 [4] дает следующее толкование понятия PN: «Под номинальным давлением (PN) следует понимать наибольшее избыточное давление при температуре среды 293 К (20°С), при котором допустима длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 293 К (20°С).»
К этой формулировке понятия PN возникает ряд вопросов:
- почему указана температура 20°С, если в таблицах этого же ГОСТ 356 диапазон температур, например, для углеродистых и низколегированных сталей составляет от 200 до 455°С (табл. 2), для стали 12МХ – от 200 до 530 °С (табл. 3), для стали 15ХМ – от 200 до 450°С (табл. 4) и т.д.?
- по смыслу текста получается, что только при 20°С «допустима длительная работа арматуры и деталей трубопроводов»; а при температуре выше 20°С длительная работа не допустима?
- если имелось в виду равенство давлений PN и наибольшего допустимого, то оно действует для сталей до температуры 200°С включительно, а не только при 20°С (см. указанные выше таблицы в ГОСТ 356–80).
Справочник по объектам котлонадзора (1974 г.) [5] давал следующее толкование в ГОСТ 356–68: «Условным (ныне «номинальным»)» давлением называется наибольшее избыточное давление, которое допускается для арматуры или соединительных частей трубопровода при определенных значениях температуры среды (для углеродистых и легированных сталей эта температура находится в пределах от 0 до 200 °С; для чугуна, бронзы и латуни – от 0 до 120 °С). При указанных температурах условное давление (ныне «номинальное») равно рабочему давлению. При более высокой температуре рабочее давление будет меньше, чем условное (ныне «номинальное»)». Такое толкование ГОСТ 356–68 точно и понятно объясняет сущность стандарта, т.е. при переиздании ГОСТ 356–68 в ГОСТе 356–80 изменилось толкование основного понятия Pу(PN), в результате был утерян смысл стандарта, и эта редакция «перекочевала» в другие стандарты. Рассматриваемый проект ГОСТ дает также второе отличное от ГОСТ 356–68 определение PN согласно EN 1333–2006 «Фланцы и их соединения – детали трубопроводов – определение и выбор PN» [6]: PN – буквенное обозначение, после которого следует безразмерное число. Поясняющие пункты: n число, следующее после PN, не имеет размерности и не может применяться в расчетах, если нет специальной оговорки в стандарте; n максимальное допустимое давление элемента трубопровода зависит от числа PN, материала, конструкции, максимальной температуры этого элемента и т.д.
Соответствующие европейские стандарты для элементов трубопроводов содержат таблицы с соотношениями давление–температура1 или, как минимум, правило, согласно которому можно рассчитать эти соотношения.
Расчетное давление. За расчетное давление в трубопроводе принимают: .
- наибольшее расчетное (разрешенное) давление для аппаратов, с которыми соединен трубопровод;
- для напорных трубопроводов (после насосов, компрессоров, газодувок) – максимальное давление, развиваемое центробежной машиной при закрытой задвижке со стороны нагнетания; а для поршневых машин – давление срабатывания предохранительного клапана арматуры, установленного на источнике давления;
- в системах трубопроводов, защищенных предохранительными клапанами, – максимально возможное рабочее давление, возникающее при отклонении от нормального технологического режима и определяемое технологической частью проекта, с учетом противодавления при сбросе. Допускается кратковременное превышение расчетного давления при работе клапана в пределах 10%.
- другое возможное давление, которое в сочетании с соответствующей температурой может потребовать большую толщину стенки.
Расчетное давление – давление, на которое проводится расчет на прочность, определяемое автором технологической части проекта согласно указанному выше.
Сварные швы и их расположение. Допускается для труб наружным диаметром до 100 мм принимать расстояние между кольцевыми стыковыми швами равным наружному диаметру трубы.
Расчетная отрицательная температура. Для трубопроводов, размещаемых на открытой площадке или в неотапливаемом помещении, минимальную температуру стенки трубопровода принимают равной:
- абсолютной минимальной температуре окружающего воздуха данного района в соответствии со СНиП 23–01 [30], если температура стенки трубопровода, находящегося под расчетным (рабочим) давлением, может принять это значение температуры;
- значению отрицательной температуры, указанной в таблице для соответствующего материала, если температура стенки трубопровода, находящегося под расчетным (рабочим) давлением, не может быть ниже этой температуры; если указанная температура выше средней температуры самой холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92, то пуск, остановку и испытания на герметичность в зимнее время выполняют в соответствии с «Регламентом проведения в зимнее время пуска (остановки) или испытания на герметичность трубопроводов», если нет других указаний в НД (см. Приложение 6 в руководстве по безопасности [11];
- материал опорных элементов принимают по средней температуре наиболее холодной пятидневки данного района с обеспеченностью 0,92 согласно СНиП 23–01 [7].
Расчет технологических трубопроводов на прочность и вибрацию. Сопротивление материала трубопровода разрушению определяют по критериям максимального касательного напряжения (третья теория прочности) или по предельной величине накопленной энергии формоизменения (четвертая теория прочности).
В качестве основной нагрузки, по которой определяют толщину стенки, принимают расчетное давление рабочей среды (внутреннее или наружное), значение которого указана в технологическом регламенте. Дополнительные внешние нагрузки (осевые усилия, изгибающие или крутящие моменты), действующие постоянно, длительное время или кратковременно, регламентируются соответствующими предельными значениями.
Нагрузки от температурных напряжений учитывают в расчете трубопроводов, в котором регламентированы предельные значения дополнительных напряжений от компенсации температурных расширений. Для трубопроводов, работающих при высокой температуре, вызывающей ползучесть металла, используют формулы несущей способности, в которых предел текучести металла при одноосном растяжении заменен соответствующими характеристиками ползучести и длительной прочности.
Основным критерием вибропрочности трубопровода является условие отстройки собственных частот колебаний трубопровода fjр от дискретных частот детерминированного возбуждения fj.
Условие отстройки собственных частот для первых трех форм колебаний трубопровода в каждой плоскости записывают в виде
fjр/fj≤ 0,75 и fjр/fj≥ 1,3 (j = 1, 2, 3). (1)
Для более высоких форм колебаний при наличии высокочастотных возбудителей вибрации условие отстройки имеет вид
fjр/fj≤ 0,9 и fjр/fj≥ 1,1 (j = 4, 5, …). (2)
В случае невозможности выполнения требований (1) и (2) необходимо показать, что уровни вибраций элементов конструкции находятся в допустимых пределах.
Вибрацию трубопроводов нормируют по амплитуде виброперемещений в зависимости от частоты вибрации (табл. 1). Различают следующие уровни вибрации: 1 – расчетный при проектировании; 2 – допускаемый при эксплуатации; 3 – требующий исправления, реконструкции системы; 4 – уровень появления аварийных ситуаций.
Таблица 1.
| Уровень | Частота, Гц | |||||||||
| 2 | 4 | 6 | 8 | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | |
| 1 | 120 | 115 | 100 | 90 | 85 | 60 | 50 | 45 | 40 | 35 |
| 2 | 250 | 230 | 200 | 180 | 165 | 120 | 95 | 85 | 75 | 70 |
| 3 | 500 | 450 | 400 | 360 | 330 | 230 | 180 | 145 | 135 | 130 |
| 4 | 1250 | 1100 | 950 | 800 | 750 | 500 | 420 | 350 | 320 | 300 |
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; более 4 – экстренное исправление.
Интенсивность колебаний давления принято характеризовать степенью неравномерности давления [8] (см. рисунок):
d = (рmax – pmin)/pср = 2Dрmax/pср, (3)
где рmax, pmin, pср – соответственно максимальное, минимальное и среднее давления; Dрmax – максимальная амплитуда давления газа.
Допустимая степень неравномерности давления (см. рисунок, прямая 3):
d = 3р–0,34. (4)
Для разветвленных трубопроводов принимают следующие значения d: 1% – для трубопроводов на низких бетонных опорах; 0,7% – на кронштейнах, укрепленных в стенах зданий, при давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2); 0,5% – на кронштейнах, укрепленных в стенах зданий, при давлении свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2); 0,3% – для трубопроводов контрольно-измерительных приборов.
Пульсационные составляющие при движении двухфазных потоков оценивают в соответствии со справочником [8].
Способы отстройки системы от резонансных колебаний газа: l изменение длин и диаметров участков трубопроводной системы, если это допускается компоновкой системы; l изменение температуры и давления нагнетания компрессора, если это возможно по технологии процесса; l установка диафрагм для рассеивания энергии колебаний газа и изменения амплитудно-частотного спектра газа. Ориентировочно диаметр расточки диафрагм составляет 0,5D. Оптимальный диаметр расточки диафрагмы d, обеспечивающий эффективное гашение пульсации, для однофазных потоков может быть определен по формуле
d = D(Vcp/C)0,25, (5)
где Vcp – средняя скорость газа в трубопроводе, м/с;
С – скорость звука в газе, м/с;
Для двухфазных потоков этот диаметр
d1 = D(1,5x)0,25, (6)
где x – коэффициент гидравлического сопротивления диафрагмы; l установка буферных емкостей, благодаря чему уменьшаются амплитуды пульсации давления за счет рассеивания энергии колебания газа и изменяется 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.); l установка диафрагм на входе в емкость или выходе из емкости. При этом размеры емкости могут быть уменьшены на ~30 % по сравнению с емкостью без диафрагмы; l установка акустического фильтра в тех случаях, когда возникает необходимость в значительном снижении колебаний. Акустический фильтр характеризуется четким дискретным спектром полос пропускания и гашения частот колебаний газа.
Снижение вибрации и виброзащита окружающих объектов. В трубопроводных обвязках поршневых машин максимальная энергия приходится на низшие гармоники. Расчеты допустимо проводить по нескольким первым (до 3…5) собственным частотам каждого пролета и осуществлять отстройку по этим значениям.
Для устранения механических резонансов проводят корректировку трубопроводной системы.
Спектр собственных частот любой механической системы зависит от ее объемно-конструктивных решений, условий закрепления и инерционно-жесткостных параметров. Для трубопроводных систем такими параметрами являются: n число участков, расположенных между опорами, их конфигурация; n наличие сосредоточенных масс и их величина; n условия опирания; n упругие опоры и их характеристики жесткости; n инерционно-жесткостные параметры участков.
Сосредоточенные массы увеличивают инерционные характеристики и снижают значения собственных частот. Практически снижение значения собственной частоты способом включения дополнительной массы может быть эффективным при массе, соизмеримой с массой участка.
В реальных системах сосредоточенные массы конечных размеров увеличивают жесткость системы. В большинстве случаев в реальных трубопроводных системах сосредоточенные массы имеют самостоятельные опоры и могут рассматриваться как разделители системы на независимые, с жесткими заделками в точках присоединения масс.
Ужесточение системы включением дополнительной массы – фактор конструктивного увеличения собственной частоты. Влияние масс в каждом конкретном случае может быть получено только расчетом всей системы в целом.
Собственные частоты трубопровода зависят от условий закрепления его концевых и промежуточных участков. При применении скользящих односторонних опор необходимо предварительно провести расчет на статическую прочность и убедиться в том, что соответствующие односторонние связи – замкнутые. При отключении односторонней опоры (в случае разомкнутой связи) в исходных данных для расчета собственных частот принимают суммарную длину пролета между двумя соседними опорами, что может существенно снизить значение собственной (парциальной) частоты участка.
Целесообразность применения упругих опор определяют по результатам расчета. Упругие опоры, уменьшая эквивалентную жесткость всей системы, снижают нижнюю границу частотного диапазона участка и системы. Применение их эффективно при отстройке от резонанса в сторону уменьшения значений собственных частот.
Изменение геометрии системы. Необходимо изменить геометрию системы, максимально спрямив трассу, по возможности избегая лишних поворотов. При этом способе необходимо проведение поверочных расчетов трубопровода на прочность и жесткость.
Изменение инерционно-жесткостных параметров трубопровода варьируется диаметром трубопровода.
Корректировку трубопроводной системы для устранения механического резонанса проводят по каждому механизму возбуждения колебаний не менее чем по пяти гармоникам и по числу собственных частот колебаний системы, задаваемому расчетчиком.
Для анализа реальных значений пульсации давления в трубопроводных системах устанавливают датчики пульсации. Требования к посадочным местам для датчиков пульсации давления на трубопроводах поршневых компрессоров определяют в соответствии с НД.
Инструментальные обследования вибрации. Целями обследования являются: .
- измерение уровней вибрации трубопроводов, сравнение их с допускаемыми;
- определение степени опасности вибрации;
- анализ спектров вибрации, диагностика частотных спектров вибровозмущений и их интенсивности;
- оценка уровней вибрации элементов нагнетательных машин как источников вибрации;
- измерение уровней пульсации давления, сравнение их с допускаемыми, определение необходимости их снижения;
- определение необходимости виброзащиты окружающих объектов;
- составление заключения о необходимости периодического или постоянного мониторинга вибрации трубопроводов и нагнетательных машин
Допустимые уровни вибрации машин, фундаментов, рабочих мест. При мониторинге вибросостояния трубопроводов в условиях эксплуатации с целью оценки и выявления причин повышенных уровней вибрации необходимо иметь, кроме уровней пульсации давления, информацию об уровнях вибрации компрессоров, насосов, фундаментов и т.п. (табл. 2–9).
Таблица 4.
Допустимые уровни вибрации фундаментов электродвигателей
| Частота колебаний, Гц | <8 | 8…12,5 | >12,5 |
| Допустимая амплитуда вибрации Sа, мкм |
200 | 150 | 100 |
Таблица 5.
Допустимые уровни вибрации фундаментов турбоагрегатов
| Частота колебаний, Гц | <25 | 25…50 | >50 |
| Допустимая амплитуда вибрации Sа, мкм |
100 | 70 | 40 |
Таблица 6.
Допустимые уровни вибрации цилиндров и межступенчатых аппаратов поршневых машин
| Частота колебаний, Гц | <10 | >10 |
| Допустимая амплитуда вибрации Sа, мкм |
250 | 200 |
Таблица 7.
Допустимые уровни вибрации подшипников турбоагрегатов
| Частота колебаний, Гц | 25…50 | 50…80 | 80… 135 | >135 |
| Допустимая амплитуда вибрации Sа, мкм |
95 | 20 | 13 | 1,5 |
Таблица 8.
Допустимые уровни вибрации подшипников электродвигателей
| Частота колебаний, Гц | <12,5 | 12,5…16,5 | 16,5…25 | 25…50 |
| Допустимая амплитуда вибрации Sа, мкм |
80 | 65 | 50 | 25 |
Таблица 9.
Допустимые уровни вибрации рабочего места машиниста
| Частота колебаний, Гц | <3 | 3…5 | 5…8 | 8…15 | 15…30 | >30 |
| Допустимая амплитуда вибрации Sа, мкм |
300 | 200 | 75 | 25 | 15 | 5 |
Подробно вопросы расчета прочности, вибрации и сейсмических воздействий рассмотрены в стандарте Ассоциации «Ростехэкспертиза» СА 03-003–07 на расчеты трубопроводов на прочность и вибрацию (на период до выпуска ГОСТ под тем же названием).
Таблица объема контроля сварных швов неразрушающими методами дополнена давлением свыше 10 МПа и группой сред А (а) в связи с необходимостью в этих случаях выполнения 100%-ного контроля (в действующем Руководстве по безопасности отсутствует).
Уточнена формула гидравлического испытания трубопроводов на прочность и плотность (согласно Директиве 97/23/ЕС).
Пробное давление на прочность (гидравлическим или пневматическим способом) должна составлять не менее (выбирается бо?льшее из двух значений):
рпр = 1,25р([s]20/[s]t), но не менее 0,2 МПа или
рпр = 1,43р,
где р – расчетное давление трубопровода, МПа; рпр – пробное давление, МПа; [s]20 – допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20°С; [s]t – допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимальной положительной расчетной температуре.
Дополнены примечания к таблице материалов для поковок: для каждой плавки определяется фактор J = (Si + Mn)(P + Sn)104< 100, где содержание элементов выражено в процентах.
Для деталей поковок из хромомолибденовых сталей, подвергающихся сварке и испытывающих напряжения более 0,35[s], минимальная температура равна 0°С.
В приложении ZA к стандарту помещена сопоставительная таблица классификации и испытания кольцевых швов трубопроводов по российским нормам, нормам EN 13480 и Директиве 97/23/ЕС.
Список литературы
- Федеральный закон от 21.07.97 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
- Директива 97/23/ЕС Европейского Парламента и Совета от 29.05.1997.
- EN 13480 Metallic indastrial piping.
- ГОСТ 356–80 Давления номинальные, пробные и рабочие. Ряды.
- Справочник по объектам котлонадзора/Под общ. ред. И.А. Молчанова. М.: Энергия. 1974.
- EN 1333–2006 «Фланцы и их соединения – детали трубопроводов – определение и выбор PN».
- СниП 23–01. Строительная климатология. 8. Миркин А.З., Усиньш В.В. Трубопроводные системы, справочник, М.: Химия, 1991.
- ГОСР Р ИСО 10816-3. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях.
- ГОСТ Р 52630. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия.
- Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2013.
