ПНАЭ Г-7-008-89. 
5.6. Программы проведения гидравлических(пневматических) испытаний

ПНАЭ Г-7-008-89. 5.6. Программы проведения гидравлических(пневматических) испытаний
Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ПБ СМПС - Правила безопасности при строительстве метрополитенов и подземных сооружений.

 

 

 

Сварка ->  Атомная энергетика ->  ПНАЭ Г-7-008-89 -> 

 

 

5.6. Программы проведения гидравлических (пневматических) испытаний

 

5.6.1. Перед проведением гидравлических (пневматических) испытаний оборудования и сборочных единиц (деталей) трубопроводов предприятием-изготовителем должна быть составлена производственная программа (или технологическая инструкция, технологический процесс) испытаний.

5.6.2. Для проведения гидравлических (пневматических) испытаний после монтажа и в процессе эксплуатации проектной организацией должна быть составлена комплексная программа испытаний, на основе которой администрацией АЭУ (или специализированной организацией, определяемой решением соответствующего министерства) должна быть составлена рабочая программа испытаний.

 

(Измененная редакция. Изм. № 1).

 

5.6.3. Производственная программа (технологическая инструкция, технологический процесс) гидравлических (пневматических) испытаний оборудования и сборочных единиц (деталей) трубопроводов после изготовления должна включать следующие данные:

1) наименование оборудования или сборочных единиц (деталей) трубопроводов;

2) расчетное давление;

3) давление гидравлических (пневматических) испытаний;

4) температура гидравлических (пневматических) испытаний;

5) испытательные среды и требования к их качеству;

6) допустимые скорости повышения и снижения давления;

7) допустимые скорости повышения и снижения температуры;

8) время выдержки при давлении испытаний Ph (Pp);

9) давление, при котором должен проводиться осмотр;

10) источник давления;

11) метод нагрева испытательной среды (при необходимости);

12) точки установки датчиков (приборов) контроля давления и их класс точности;

13) точки установки датчиков (приборов) контроля температур и их класс точности;

14) допускаемые пределы колебания давления и температуры в процессе выдержки;

15) требования по технике безопасности;

16) места установки технологических заглушек;

17) перечень организационных мероприятий, включая назначение ответственных за испытания лиц.

Программа должна быть утверждена главным инженером (директором) предприятия-изготовителя и согласована с соответствующей конструкторской организацией.

5.6.4. Комплексная программа гидравлических (пневматических) испытаний систем, их частей или отдельных видов оборудования и трубопроводов после монтажа и в процессе эксплуатации должна включать следующие данные:

1) наименование и границы испытуемой системы (части системы, оборудования, трубопроводов);

2) рабочее давление;

3) давление гидравлических (пневматических) испытаний;

4) температура гидравлических (пневматических) испытаний;

5) испытательные среды и требования к их качеству;

6) допустимые скорости повышения и понижения давления;

7) допустимые скорости повышения и понижения температуры;

8) давление, при котором должен проводиться осмотр;

9) способы заполнения и дренирования испытательной среды;

10) источник создания давления;

11) метод нагрева испытательной среды (при необходимости);

12) точки установки датчиков (приборов) контроля давления;

13) точки установки датчиков (приборов) контроля температуры;

14) допускаемые пределы колебания давления и температуры в процессе выдержки.

Комплексная программа должна быть согласована руководством проектной организации и утверждена администрацией АЭУ.

 

(Измененная редакция. Изм. № 1).

 

5.6.5. Рабочая программа гидравлических (пневматических) испытаний помимо сведений, перечисленных в п. 5.6.4, должна содержать следующие данные:

1) уточнение по паспортам комплектующих испытуемых оборудования и трубопроводов значений давления и температуры гидравлических (пневматических) испытаний;

2) место подключения источника давления;

3) перечень используемых датчиков и приборов контроля давления и температуры с указанием класса точности;

4) график проведения испытаний (ступени подъема и сброса давления, подъема и снижения температуры, время выдержки и т.п.);

5) способы контроля состояния испытуемого оборудования и трубопроводов в процессе осмотра и после завершения испытаний;

6) меры по подготовке к проведению испытаний (с указанием перекрываемой и открываемой арматуры, ограничивающей испытуемую систему или ее часть);

7) перечень мест снятия тепловой изоляции;

8) меры защиты от превышения давления свыше испытательного;

9) требования по технике безопасности;

10) организационные мероприятия (включая назначение ответственного за испытания лица);

11) номер комплексной программы, на основе которой составлена рабочая программа.

Рабочая программа должна быть утверждена администрацией АЭУ.

 

(Измененная редакция. Изм. № 1).

 

5.6.6. После завершения испытаний должен быть составлен протокол, включающий следующие данные:

1) наименование предприятия, проводившего испытания;

2) наименование испытанной системы (части системы, оборудования, трубопроводов, сборочных единиц, деталей);

3) расчетное (рабочее) давление;

4) расчетные температуры;

5) давление испытаний;

6) температура испытаний;

7) испытательная среда;

8) время выдержки при давлении испытаний;

9) давление, при котором проводится осмотр;

10) номер рабочей (производственной) программы;

11) результат испытаний;

12) подпись ответственного лица и дата.

 

5.7. Оценка результатов гидравлических (пневматических) испытаний

 

Оборудование и трубопроводы считаются выдержавшими гидравлические (пневматические) испытания, если в процессе испытаний и при осмотре не обнаружено течей и разрывов металла, в процессе выдержки по п. 3.4.1 падение давления не выходило за пределы, указанные в п. 5.4.3, а после испытаний не выявлено видимых остаточных деформаций.

При гидравлических (пневматических) испытаниях оборудования и сборочных единиц (деталей) трубопроводов течи через технологические уплотнения, предназначенные для проведения испытаний, не являются браковочным признаком.

 


6. ТРЕБОВАНИЯ ПО ОСНАЩЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ АРМАТУРОЙ И КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ ПРИБОРАМИ

 

6.1. Общие требования

 

6.1.1. Количество, тип, места установки и другие требования к арматуре и контрольно-измерительным устройствам оборудования и трубопроводов определяются проектной (конструкторской) организацией исходя из конкретных условий эксплуатации и требований настоящих правил.

6.1.2. Резервирование арматуры и контрольно-измерительных устройств должно осуществляться в соответствии с требованиями ОПБ.

6.1.3. Установка арматуры и контрольно-измерительных устройств должна обеспечивать возможность обслуживания, контроля, ремонта и замены.

6.1.4. Арматура должна отвечать требованиям ОТТ.

6.1.5. Закрытие всех видов приводной арматуры должно происходить при вращении маховика по часовой стрелке, открытие - против часовой стрелки.

6.1.6. На арматуре должны быть указатели крайних положений затвора и указатель промежуточных положений затвора. Необходимость установки указателя промежуточных положений определяется проектной (конструкторской) организацией.

6.1.7. Предприятие-изготовитель должно поставлять арматуру с паспортом и инструкцией по эксплуатации.

6.1.8. Арматура, требующая для открытия и закрытия усилий более 295 Н (30 кгс) или управляемая дистанционно, должна быть снабжена механизированным приводом.

Допускается для уменьшения усилий при открытии использование обводных линий с соответствующей запорной арматурой на них.

Допускается применение арматуры с ручным приводом с усилием страгивания и дожатия не более 735 Н (75 кгс), если открытие и закрытие ее проводится не чаще, чем один раз в сутки.

6.1.9. Использование регулирующей арматуры в качестве запорной и запорной арматуры в качестве регулирующей не допускается.

6.1.10. Необходимость установки на напоре и всасе насосов запорной арматуры, а также обратного клапана, размещаемого между насосом и запорной арматурой, определяется проектной (конструкторской) документацией.

Установка опорной арматуры на всасе насосов, подключаемых к емкостям, работающим под атмосферным давлением, не требуется.

6.1.11. Участки трубопроводов и оборудование, которые в процессе эксплуатации могут подвергаться осмотру или ремонту, а также трубопроводы низкого давления, подключенные к коммуникациям давлением 2,2 МПа (22 кгс/см2) и выше, должны отключаться двумя последовательно расположенными запорными арматурами с дренажем между ними. Трубопроводы систем безопасности, присоединенные к главному циркуляционному контуру, контуру многократной принудительной циркуляции, должны отключаться от него двумя последовательно установленными обратными клапанами и одной запорной арматурой; между запорной арматурой и первым по ходу среды обратным клапаном должен быть установлен дренаж с пропускной способностью, превышающей не менее, чем в 10 раз проектную протечку обратного клапана. При выполнении ремонтных работ в процессе эксплуатации блока на мощности запорная арматура должна быть закрыта, вентили на линии дренажа открыты, схемы электрического силового питания разобраны, шкафы питания закрыты и опечатаны, сделаны записи в оперативных журналах. При работе блока на мощности и нахождении системы безопасности в дежурном состоянии запорная арматура может находиться в открытом состоянии.

В период отключения дренажные вентили должны быть открыты, а арматура закрыта и механическим способом исключено перемещение ее подвижных частей, схемы управления разобраны, а маховики либо сняты, либо заперты замком.

Требование по установке дренажных вентилей между запорными на границах высокого и низкого давления не распространяется на импульсные линии КИП.

Проектом должны быть предусмотрены технические и организационные меры, исключающие возможность изменения состояния указанной арматуры при ошибочных действиях обслуживающего персонала.

Участки трубопроводов и оборудование, подключенные к коммуникациям более высокого давления, но не более 2,2 МПа (22 кгс/см2), которые в процессе эксплуатации подвергаются осмотру или ремонту, могут отключаться одной запорной арматурой. В период осмотра или ремонта в процессе эксплуатации арматура должна быть закрыта и механическим способом исключено перемещение ее подвижных частей (кроме арматуры, находящейся внутри защитной оболочки), маховики сняты, либо заперты замком, схемы электропитания разобраны, шкафы питания закрыты и опечатаны и сделаны записи в оперативных журналах.

6.1.12. Арматура оборудования и трубопроводов групп А и В, непредусмотренное перемещение запорных органов которой может привести к последствиям, влияющим на безопасность АЭУ, должна иметь замковые устройства и сигнализацию положения запорных органов. Необходимость установки замковых устройств и сигнализации определяется проектной (конструкторской) организацией.

 

6.2. Предохранительные устройства

 

6.2.1. Предохранительные устройства должны устанавливаться на оборудовании или трубопроводах, давление в которых может превысить рабочее как за счет происходящих в них физических и химических процессов, так и за счет внешних источников повышения давления, рассчитанных с учетом условий, указанных в п. 2.1.7.

Если давление в оборудовании или трубопроводах не может превысить рабочее, то установка предохранительных устройств не требуется. Это обстоятельство должно быть обосновано в проекте.

Оборудование первого контура и страховочный корпус должны быть рассчитаны на нагрузки, возникающие при разгерметизации корпуса реактора и истечении теплоносителя в страховочный корпус.

Все отсекаемые с двух сторон участки оборудования и трубопроводов с однофазной средой (вода, жидкий металл), которые могут прогреваться любым образом, должны быть оснащены предохранительными устройствами.

 

(Измененная редакция. Изм. № 1).

 

6.2.2. Количество предохранительных устройств, их пропускная способность, уставка на открытие (закрытие) должны быть определены проектной (конструкторской) организацией таким образом, чтобы давление в защищаемом оборудовании и трубопроводе при срабатывании этой арматуры не превышало рабочее на 15% (с учетом динамики переходных процессов в оборудовании и трубопроводах и динамики и времени срабатывания предохранительной арматуры) и не вызывало недопустимых динамических воздействий на предохранительную арматуру.

Допускается учитывать при расчете динамики роста давления в защищаемом оборудовании и трубопроводах опережающее срабатывание аварийной защиты атомной энергетической установки.

Для систем с возможным кратковременным локальным повышением давления (например, при химическом взаимодействии жидкометаллического теплоносителя и воды) допускается местное повышение давления выше давления, при котором должны срабатывать предохранительные устройства (с учетом гидравлического сопротивления на участке от места повышения давления до предохранительных устройств). Такая возможность должна быть предусмотрена в проекте и обоснована расчетом на прочность.

6.2.3. В оборудовании и трубопроводах с рабочим давлением до 0,3 МПа допускается превышение давления не более, чем на 0,05 МПа. Возможность повышения давления на указанное значение должна быть подтверждена расчетом на прочность соответствующего оборудования и трубопроводов.

6.2.4. Если предохранительное устройство защищает несколько связанных между собой единиц оборудования, то оно должно выбираться и настраиваться исходя из меньшего рабочего давления для каждой из этих единиц оборудования.

6.2.5. Конструкция предохранительных устройств должна обеспечивать ее закрытие после срабатывания при достижении давления не ниже 0,9 рабочего давления, по которому выбиралась уставка на срабатывание этой арматуры.

Указанное требование не распространяется на предохранительные мембраны и гидрозатворы.

6.2.6. Уставка на посадку импульсно-предохранительных устройств с механизированным (электромагнитным или другим) приводом должна устанавливаться проектной (конструкторской) организацией исходя из конкретных условий работы оборудования и трубопроводов.

6.2.7. Количество предохранительной арматуры и (или) предохранительных мембран с принудительным разрывом, устанавливаемых для защиты оборудования и трубопроводов групп А и В, должно быть больше количества, определенного по п. 6.2.2, не менее, чем на одну единицу.

Указанное требование не распространяется на мембраны прямого разрыва и гидрозатворы.

6.2.8. Расчет пропускной способности предохранительных устройств должен проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов Госатомнадзора России.

Пропускная способность предохранительных устройств должна проверяться при соответствующих испытаниях головного образца данной конструкции, проводимых предприятием-изготовителем предохранительной арматуры.

 

(Измененная редакция. Изм. № 1).

 

6.2.9. При выборе количества и пропускной способности предохранительных устройств должна учитываться суммарная производительность всех возможных источников давления с учетом анализа проектных аварий, способных привести к повышению давления.

6.2.10. На напорных трубопроводах между поршневым насосом, у которого нет предохранительного клапана, и запорным органом должен быть установлен предохранительный клапан, исключающий возможность повышения давления в трубопроводах выше рабочего.

6.2.11. Установка запорной арматуры между предохранительным устройством (мембраной или другим защитным устройством по п. 2.1.7) и защищаемым ею оборудованием или трубопроводом, а также на отводящих и дренажных трубопроводах предохранительной арматуры не допускается.

Допускается установка запорной арматуры перед импульсными клапанами импульсных предохранительных устройств (ИПУ) и после этих клапанов, если ИПУ снабжены не менее, чем двумя импульсными клапанами, а механическая блокировка указанной запорной арматуры допускает выход из работы только одного из этих клапанов.

6.2.12. Применение импульсных клапанов с рычажным приводом не допускается.

6.2.13. Диаметр условного прохода предохранительной арматуры и импульсного клапана должен быть не менее 15 мм.

6.2.14. В предохранительной арматуре должна быть исключена возможность изменения настройки пружины и других элементов регулировки. У предохранительных пружинных клапанов и у импульсных клапанов ИПУ пружины должны быть защищены от прямого воздействия среды и перегрева.

6.2.15. Допускается установка переключающих устройств перед предохранительной арматурой при наличии удвоенного количества импульсно-предохранительных устройств или предохранительных клапанов и обеспечения при этом защиты оборудования и трубопроводов от превышения давления при любом положении переключающих устройств.

6.2.16. Конструкция предохранительной арматуры должна предусматривать возможность проверки ее исправного действия путем открытия вручную или с пульта управления. У импульсно-предохранительных устройств это требование относится к импульсному клапану. Усилие открытия вручную не должно превышать 196 Н (20 кгс).

В случае невозможности проверки действия предохранительной арматуры на работающем оборудовании должны применяться переключающие устройства, устанавливаемые перед арматурой и позволяющие проводить проверку каждой из них с отключением от оборудования.

Переключающие устройства должны быть такими, чтобы при любом их положении с оборудованием или трубопроводами было соединено столько единиц арматуры, сколько требуется, чтобы обеспечить выполнение требований п. 6.2.2.

Указанные в этом пункте требования не распространяются на мембраны и гидрозатворы.

6.2.17. Предохранительные клапаны (для ИПУ - импульсные каналы), защищающие оборудование и трубопроводы групп А и В, должны иметь механизированные (электромагнитные или другие) приводы, обеспечивающие своевременное открытие и закрытие указанных клапанов в соответствии с требованиями и. 6.2.2 или 6.2.3 и 6.2.5. Эти клапаны должны быть устроены и отрегулированы таким образом, чтобы при отказе привода они срабатывали как клапаны прямого действия и обеспечивали выполнение требований перечисленных выше пунктов. При наличии нескольких клапанов на защищаемом объекте механизированные приводы этих клапанов должны иметь независимые друг от друга каналы управления и энергообеспечения. Механизированные приводы могут быть использованы для проверки исправного действия и принудительного снижения давления в защищаемом объекте. Для оборудования группы С необходимость установки клапанов с таким приводом должна определяться проектной организацией.

6.2.18. Предохранительные устройства должны устанавливаться на патрубках или трубопроводах, непосредственно присоединенных к оборудованию. Допускается установка предохранительных устройств на патрубках, присоединенных к трубопроводам. При установке на одном коллекторе (трубопроводе) нескольких единиц предохранительной арматуры площадь поперечного сечения коллектора (трубопровода) должна быть не менее 1,25 расчетной суммарной площади сечения присоединительных патрубков предохранительной арматуры, установленной на нем. Импульс давления на открытие предохранительной арматуры должен браться от защищаемого оборудования. Допускается отбор импульса от трубопровода, на котором установлена предохранительная арматура с учетом гидравлического сопротивления трубопровода.

6.2.19. На оборудовании и трубопроводах с жидкометаллическим теплоносителем, а также группы С допускается применение предохранительных мембранных устройств, разрушающихся при повышении давления в защищаемом оборудовании на 25% рабочего давления среды (если это подтверждено расчетом). Допускается установка предохранительных мембранных устройств перед предохранительным клапаном при условии, что между ними будет установлено устройство, позволяющее контролировать исправность разрывной мембраны, а также исключающее возможность попадания частей разрушенной разрывной мембраны в предохранительный клапан. При этом испытанием должна быть подтверждена работоспособность сочетания разрывного предохранительного устройства и предохранительного клапана.

Площадь проходного сечения устройства с разрушившейся мембраной должна быть не меньше площади сечения входного патрубка предохранительной арматуры. Маркировка мембраны должна быть видна после ее установки.

6.2.20. В паспорте на предохранительную арматуру должно быть указано значение коэффициента расхода и площадь наименьшего проходного сечения седла при полностью открытом клапане.

На импульсно-предохранительные клапаны требования по указанию этих данных в паспорте не распространяются.

6.2.21. Оборудование, работающее под давлением меньшим, чем давление питающего его источника, должно иметь на подводящем трубопроводе автоматическое редуцирующее устройство (регулятор давления после себя) с манометром и предохранительной арматурой, размещенными на стороне меньшего давления.

Для группы оборудования, работающего от одного питающего источника при одном и том же давлении, допускается устанавливать одно автоматическое редуцирующее устройство с манометром и предохранительной арматурой, расположенными на общей магистрали до первого ответвления. В случаях, когда поддержание постоянного давления за редуцирующим устройством по технологическим причинам невозможно или не требуется, на трубопроводах от питающего источника могут устанавливаться нерегулируемые редуцирующие устройства (шайбы, дроссели и т.п.).

На трубопроводах, соединяющих регенеративные подогреватели турбоустановок по конденсату греющего пара, роль редуцирующих устройств могут выполнять клапаны, регулирующие уровень конденсата в корпусах аппаратов.

6.2.22. Если трубопровод на участке от автоматического редуцирующего устройства до оборудования рассчитан на максимальное давление питающего источника и на оборудовании имеется предохранительное устройство, установка предохранительного устройства после редуцирующего устройства на трубопроводе не требуется.

6.2.23. Если расчетное давление оборудования равно или больше давления питающего источника и в оборудовании исключена возможность повышения давления за счет внешних и внутренних источников энергии, то установка предохранительных устройств не обязательна.

6.2.24. Автоматические регулирующие устройства и предохранительная арматура не требуются:

1) на трубопроводах рециркуляции насосов;

2) на трубопроводах после регуляторов уровня;

3) на трубопроводах продувочных, дренажных и удаления воздуха при сбросе среды в оборудование, оснащенное предохранительными устройствами в соответствии с п. 6.2.9.

Необходимость установки дроссельных шайб на этих трубопроводах определяется проектной документацией.

6.2.25. Предохранительные устройства оборудования и трубопроводов должны устанавливаться в местах, доступных для обслуживания и ремонта.

6.2.26. Отводящие трубы при отсутствии самодренируемости должны быть снабжены дренажным устройством. Установка запорной арматуры на дренажных трубах не допускается.

Внутренний диаметр отводящего трубопровода должен быть не менее диаметра выходного патрубка предохранительного клапана и рассчитан таким образом, чтобы при максимальном расходе противодавление у выходного патрубка не превышало максимального значения противодавления, установленного для данного клапана. Рабочая среда, выходящая из предохранительных устройств, должна отводиться в безопасное для персонала место.

6.2.27. Проверка функциональной способности (исправности) действия предохранительной арматуры, в том числе схем управления, с выбросом рабочей среды должна проводиться перед первым пуском оборудования на рабочие параметры и последующими плановыми пусками, но не реже одного раза в 12 месяцев. Если в результате проверки выявляются дефекты или отказы срабатывания арматуры или схемы управления, следует выполнить ремонт и провести повторную проверку.

6.2.28. Проверку настройки предохранительной арматуры следует проводить после монтажа, после влияющего на настройку ремонта арматуры или схемы управления, но не реже одного раза в 12 месяцев, путем подъема давления на оборудовании, с помощью приспособлений, входящих в комплект поставки этой арматуры, или испытанием на стационарном стенде. После настройки предохранительной арматуры на срабатывание узел настройки должен быть опломбирован. Данные по регулировке (настройке) должны быть зарегистрированы в журнале эксплуатации и ремонта предохранительных устройств.

6.2.29. Проверка исправности действия и настройки систем, защищающих оборудование и трубопроводы от превышения давления, или температуры (п. 2.1.7) должна проводиться в сроки, установленные в п. 6.2.2 и 6.2.28.

6.2.30. Проверка исправности действия гидрозатворов, замена предохранительных мембран и проверка устройств принудительного разрыва их должны проводиться по графику, утвержденному главным инженером АЭУ.

 

6.3. Оснащение контрольно-измерительными устройствами

 

6.3.1. Оборудование и трубопроводы должны быть оснащены контрольно-измерительными устройствами для измерения давления, температуры, расхода, уровня рабочей среды, химического состава теплоносителя и газа, а также контроля перемещений и герметизации.

6.3.2. На парогенераторах, компенсаторах давления, барабан-сепараторах, деаэраторах должно быть установлено не менее трех независимых указателей уровня и предусмотрена звуковая и световая сигнализация верхнего и нижнего уровней.

6.3.3. На реакторах, парогенераторах, барабан-сепараторах, компенсаторах давления, главных паропроводах, а также другом оборудовании и трубопроводах, работающих при температуре более 150 °С, для которых конструкторской (проектной) документацией регламентирована скорость изменения температуры, должны предусматриваться устройства по фиксации изменений температуры теплоносителя и (или) металла стенки. Точки контроля температур должны указываться в конструкторской (проектной) документации.

6.3.4. Для корпусов реакторов на быстрых нейтронах, парогенераторов, барабан-сепараторов, а также трубопроводов систем групп В и С наружным диаметром более 300 мм, работающих при температурах среды более 250 °С, должны устанавливаться устройства, обеспечивающие периодический контроль за перемещением указанного оборудования и трубопроводов, а также фиксация максимальных значений перемещений. Если оборудование и трубопроводы расположены в необслуживаемых помещениях, то контроль и фиксация перемещений должны осуществляться дистанционно.

6.3.5. Схема установки контрольно-измерительных устройств должна предусматривать возможность периодической проверки в лабораторных условиях и (или) по месту установки правильность их функционирования. Порядок и сроки проверки должны указываться в производственных инструкциях по эксплуатации оборудования и трубопроводов.

6.3.6. Объем контроля по п. 6.3.1 - 6.3.4, места установки датчиков и отборных устройств, способы контроля, точность, пределы безопасной эксплуатации должны определяться проектной (конструкторской) организацией и указываться в проектной (конструкторской) документации.

6.3.7 Первичные датчики и отборные устройства, находящиеся в контакте с жидкометаллическим теплоносителем, должны устанавливаться таким образом, чтобы место встройки датчика не было наиболее холодной точкой контура (с целью исключения выпадания в этой зоне примесей, содержащихся в жидкометаллическом теплоносителе). Если длина коммуникаций, содержащих жидкий металл, от датчика к месту подключения к контуру превышает пять номинальных наружных диаметров труб этих коммуникаций, должен быть обеспечен подогрев труб до температуры контура.

6.3.8. Первичные датчики, постоянно работающие на границе раздела жидкий металл-газ (например, уровнемеры), должны быть стойкими к шлакованию их поверхностей примесями, находящимися на свободной поверхности жидкого металла.

6.3.9. Класс точности контрольно-измерительных приборов, применяемых для контроля параметров оборудования и трубопроводов, должен быть не ниже 1,5, а требуемая точность измерения параметров контроля должна быть указана в проектной документации. При этом погрешность измерения температуры не должна превышать 2%.

 

7. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ МЕТАЛЛА ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

7.1.. Общие положения

 

7.1.1. Оборудование и трубопроводы систем групп А и В должны подвергаться периодическому обследованию персоналом АЭУ в объеме, устанавливаемом настоящими Правилами и технической документацией, регламентирующей конкретный порядок осуществления контроля на АЭУ.

Необходимость и объем контроля оборудования и трубопроводов группы С устанавливается конструкторской (проектной) организацией.

7.1.2. Целью контроля за состоянием металла оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации является:

1) выявление и фиксация дефектов металла;

2) выявление и фиксация изменения физико-механических свойств и структуры металла;

3) оценка состояния металла.

7.1.3. Контроль за состоянием металла подразделяется на предэксплуатационной, периодический и внеочередной.

7.1.4. Предэксплуатационный контроль проводится до пуска АЭУ в эксплуатацию.

7.1.5. Периодический контроль проводится планово в процессе эксплуатации АЭУ.

7.1.6. Внеочередной контроль проводится:

1) после землетрясения, соответствующего по бальности проектному или превышающему его;

2) при нарушении нормальных условий эксплуатации или в аварийных ситуациях, приведших к изменению параметров работы оборудования и трубопроводов до уровня, превышающего расчетный;

3) по решению администрации АЭУ, эксплуатирующей организации или межрегионального территориального органа Госатомнадзора России.

 

(Измененная редакция. Изм. № 1)

 

 

 

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru   Каталог популярных сайтов           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге