герб

ГОСТы

флаг

ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Г ОСГО РТ ЕХН АД ЗОР РОССИИ

Утверждены постановлением
Госгор т ехна дзора России
от 10 . 06 . 03 80
Зарегистрировано
в Минюсте
России 19 . 06 . 03 , рег. 4738

ПРАВИЛА
УСТРОЙСТВА
И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

ПБ 03-585-03

Москва

ПИО ОБТ

2003

Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов ( ПБ 03-585-03 ) печатаются по официальному тексту, опубликованному в «Российской газете» от 21 .06 .03 № 120 /1 (3234 /1 ).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждения аварий, случаев производственного травматизма при эксплуатации технологических трубопроводов.

1 .2 . Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации. 1997 . № 30 . Ст. 3588 ), Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12 .01 № 841 (Собрание законодательства Российской Федерации. 2001 . № 50 . Ст. 4742 ), Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 18 .10 .02 № 61 -А, зарегистрированными Минюстом России 28 .11 .02 № 3968 («Российская газета» № 231 от 05 .12 .02 ), и предназначены для применения всеми организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющими деятельность в области промышленной безопасности и поднадзорных Госгортехнадзору России.

1.3. Правила предназначены для применения:

а) при проектировании, изготовлении, монтаже, эксплуатации, модернизации, ремонте и консервации технологических трубопроводов на опасных производственных объектах;

б) при проведении экспертизы промышленной безопасности технологических трубопроводов.

1 .4 . Настоящие Правила распространяются на проектируемые, вновь изготавливаемые и модернизируемые стальные технологические трубопроводы, предназначенные для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне от остаточного давления (вакуума) 0 ,001 МПа (0 ,01 кг с/см2) до условного давления 320 МП а (3200 кгс/см2) и рабочих температур от минус 196 °С до 700 °С и эксплуатирующиеся на опасных производственных объектах.

Возможность распространения требований Правил на конкретные группы, категории и типы технологических трубопроводов определяется условиями эксплуатации и при необходимости обосновывается расчетами и устанавливается в проекте.

1 .5 . В Правилах изложены технические требования к конструкции, материалам, изготовлению, методам испытаний, приемке, реконструкции, ремонту, монтажу технологических трубопроводов. Совместно с требованиями правил следует руководствоваться нормативно-техническими документами по промышленной безопасности.

1 .6 . В организациях с действующими технологическими трубопроводами, не отвечающими требованиям настоящих Правил, при необходимости могут разрабатываться мероприятия, направленные на обеспечение безопасной эксплуатации. Мероприятия согласовываются и утверждаются в установленном порядке.

1 .7 . Руководство по эксплуатации технологических трубопроводов разрабатывается в соответствии с технической документацией, настоящими Правилами и требованиями других нормативных документов по промышленной безопасности.

1 .8 . Для труб, арматуры и соединительных частей трубопроводов условные ( Ру) и соответствующие им пробные ( Рпр), а также рабочие (Рра б ) давления следует определять по государственным стандартам. При отрицательной рабочей температуре среды условное давление определяется при температуре плюс 20 °С.

1 .9 . Толщина стенки труб и деталей трубопроводов должна определяться расчетом на прочность в зависимости от расчетных параметров, коррозионных и эрозионных свойств среды по нормативно-техническим документам применительно к действующему сортаменту труб. При выборе толщины стенки труб и деталей трубопроводов должны учитываться особенности технологии их изготовления (гибка, сборка, сварка).

За расчетное давление в трубопроводе принимается:

расчетное давление для аппарата, с которым 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, установленного на источнике давления;

для трубопроводов с установленными на них предохранительными клапанами - давление настройки предохранительного клапана.

Трубопроводы, которые подвергаются испытанию на прочность и плотность совместно с аппаратом, должны быть рассчитаны на прочность с учетом давления испытания аппарата.

1.10 . При расчете толщины стенок трубопроводов прибавку на компенсацию коррозионного износа к расчетной толщине стенки следует выбирать, исходя из условия обеспечения необходимого расчетного срока службы трубопровода и скорости коррозии.

В зависимости от скорости коррозии сталей среды подразделяются на:

неагрессивные и малоагрессивные - со скоростью коррозии до 0,1 мм/год (сталь стойкая);

среднеагрессивн ы е - со скоростью коррозии 0,1 - 0 ,5 мм/год;

высокоагрессивные - со скоростью коррозии свыше 0 ,5 мм/год.

При скорости коррозии 0 ,1 - 0 ,5 мм/год и свыше 0 ,5 мм/год сталь считается пони женностойкой.

1.11. При выборе материалов и изделий для трубопроводов следует руководствоваться требованиями настоящих Правил, а также указаниями отраслевых, межотраслевых и других нормативно-технических документов, устанавливающих их сортамент, номенклатуру, типы, основные параметры, условия применения и т.п. При этом следует учитывать:

расчетное давление и расчетную температуру транспортируемой среды;

свойства транспортируемой среды (агрессивность, взрыв о - и пожароопасность, вредность и т.п.);

свойства материалов и изделий (прочность, х л ад остойкость, стойкость против коррозии, свариваемость и т.п.);

отрицательную температуру окружающего воздуха для трубопроводов, расположенных на открытом воздухе или в неотапливаемых помещениях.

За расчетную отрицательную температуру воздуха при выборе материалов и изделий для трубопроводов следует принимать:

- среднюю температуру наиболее холодной пятидневки района с обеспеченностью 0 ,92 , если рабочая температура стенки трубопровода, находящегося под давлением или вакуумом, положительная;

- абсолютную минимальную температуру данного района, если рабочая температура стенки трубопровода, находящегося под давлением или вакуумом, может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха.

1.12 . За выбор схемы трубопровода, правильность его конструкции, расчета на прочность и выбор материала, за принятый срок службы, качество изготовления, монтажа и ремонта, а также за соответствие трубопровода требованиям правил, несут ответственность организации, выполнявшие соответствующие работы.

1.13 . Организация, осуществляющая эксплуатацию трубопровода, несет ответственность за безопасную эксплуатацию трубопровода, контроль за его работой, за своевременность и качество проведения ревизии и ремонта, а также за согласование с автором проекта изменений, вносимых в объект и проектную документацию.

1.14 . Для трубопроводов и арматуры проектной организацией устанавливается расчетный срок эксплуатации, что должно быть отражено в проектной документации и внесено в паспорт трубопровода.

Эксплуатация трубопроводов, отработавших назначенный или расчетный срок службы, допускается при получении разрешения в установленном порядке.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ С УСЛОВНЫМ ДАВЛЕНИЕМ ДО 10 МПа (100 кгс/см2)

2.1. Классификация трубопроводов

2.1.1. Трубопроводы с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) включительно в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взры во-, пожароопасность и вредность) подразделяются на группы (А, Б, В) и в зависимости от рабочих параметров среды (давления и температуры) - на пять категорий ( I , II , III , IV , V ).

Классификация трубопроводов приведена в таблице 1 .


Таблица 1

Классификация трубопроводов Ру 10 МПа (100 к гс/см2)

Группа

Транспортируемые вещества

Категория трубопроводов

I

II

III

IV

V

Ррасч . , МПа (кгс / см2)

t расч. , °С

Ррасч . , МПа (кгс / см2)

t расч. , °С

Ррасч . , МПа (кгс / см2)

t расч. , °С

Ррасч . , МПа (кгс / см2)

t расч. , °С

Ррасч . , МПа (кгс / см2)

t расч. , °С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

А

Вещества с токсичным действием

а) чрезвычайно и высокоопасные вещества классов 1, 2

Независимо

Независимо

-

-

-

-

-

-

-

-

б) умеренно опасные вещества класса 3

Свыше 2 ,5 (25 )

Свыше 300 и ниже минус 40

Вакуум от 0,08 (0 ,8 ) (абс) до 2 ,5 (25 )

От минус 40 до 300

-

-

-

-

-

-

Вакуум ниже 0,08 (0 ,8 ) (абс)

Независимо

-

-

-

-

-

-

-

-

Б

Взр ы во- и пожароопасные вещества

а) горючие газы (ГГ), в том числе сжиженные углеводородные газы (СУГ)

Свыше 2 ,5 (25 )

Свыше 300 и ниже минус 40

Вакуум от 0 ,08 (0 ,8 ) (абс) до 2,5 (25 )

От минус 40 до 300

-

-

-

-

-

-

Вакуум ниже 0,08 (0,8 ) (абс )

Независимо

б) лег к овоспл аменяющиеся жидкости (ЛВЖ)

Свыше 2 ,5 (25 )

Свыше 300 и ниже минус 40

Свыше 1 ,6 (16 ) до 2 ,5 (25 )

От 120 до 300

До 1 ,6 (16 )

От минус 40 до 120

-

-

-

-

Вакуум ниже 0 ,08 (0,8 ) (абс)

Независимо

Вакуум выше 0 ,08(0 ,8 ) (абс)

От минус 40 до 300

-

-

-

-

-

-

в) горючие жидкости (ПК)

Свыше 6 ,3 (63 )

Свыше 350 и ниже минус 40

Свыше 2,5 (25 ) до 6 ,3 (63 )

Свыше 250 до 350

Свыше 1 ,6 (16 ) до 2 ,5 (25 )

Свыше 120 до 250

До 1 ,6 (16 )

От минус 40 до 120

-

-

Вакуум ниже 0 ,003 (0 ,03 ) (абс)

Т ож е

Вакуум ниже 0 ,08 (0 ,8 ) (абс)

Т ож е

Вакуум до 0,08 (0 ,8 ) (абс)

От минус 40 до 250

-

-

-

-

В

Трудногорючие ( ТГ ) и негорючие вещества (НГ )

Вакуум ниже 0 ,003 (0 ,03 ) (абс)

-

Свыш е 6 ,3 (63 ) вакуум ниже 0 ,08 (0 ,8 ) (абс)

Свыше 350 до 450

Свыше 2 ,5 (25 ) до 6 ,3 (63 )

От 250 до 350

Свыше 1 ,6 (16 ) до 2 ,5 (25 )

Свыше 120 до 250

До 1 ,6 (16 )

От минус 40 до 120


2 .1 .2 . Категории трубопроводов определяют совокупность технических требований к конструкции, монтажу и объему контроля трубопроводов.

2.1 .3 . Класс опасности технологических сред определяется разработчиком проекта на основании классов опасности веществ, содержащихся в технологической среде, и их соотношений.

2 .1 .4 . Категории трубопроводов устанавливаются разработчиком проекта для каждого трубопровода и указываются в проектной документации.

2 .1 .5 . Допускается в зависимости от условий эксплуатации принимать более ответственную (чем определяемую рабочими параметрами среды) категорию трубопроводов.

Обозначение группы определенной транспортируемой среды включает в себя обозначение группы среды (А, Б, В) и обозначение подгруппы (а, б, в), отражающее класс опасности вещества.

Обозначение группы трубопровода в общем виде соответствует обозначению группы транспортируемой среды. Обозначение «трубопровод группы А (б )» обозначает трубопровод, по которому транспортируется среда группы А (б).

Группа трубопровода, транспортирующего среды, состоящие из различных компонентов, устанавливается по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более ответственной группе. При этом, если при содержании в смеси опасных веществ 1, 2 и 3 классов опасности концентрация одного из наиболее опасна, группу смеси определяют по этому веществу.

В случае, если наиболее опасный по физико-химическим свойствам компонент входит в состав смеси в незначительном количестве, вопрос об отнесении трубопровода к менее ответственной группе или категории решается проектной организацией.

Класс опасности вредных веществ и показатели пожаровзр ы воопасности веществ следует принимать по государственным стандартам.

Категорию трубопровода следует устанавливать по параметру, требующему отнесения его к более ответственной категории.

Для вакуумных трубопроводов следует учитывать не условное давление, а абсолютное рабочее давление.

Трубопроводы, транспортирующие вещества с рабочей температурой, равной или превышающей температуру их самовоспламенения или рабочей температурой ниже минус 40 °С, а также несовместимые с водой или кислородом воздуха при нормальных условиях, следует относить к I категории.

2.2. Требования к материалам, применяемым для трубопроводов

2 .2 .1. Трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия, применяемые для трубопроводов, по качеству, технической характеристике и материалам должны отвечать соответствующей нормативно-технической документации.

Качество и техническая характеристика материалов и готовых изделий, применяемых для изготовления трубопроводов, подтверждается соответствующими паспортами или сертификатами. Материалы и изделия, не имеющие паспортов или сертификатов, допускается применять только для трубопроводов II и ниже категорий и после их проверки и испытания в соответствии со стандартами, техническими условиями и нормативно-технической документацией.

Материал деталей трубопроводов, как правило, должен соответствовать материалу соединяемых труб. При применении и сварке разнородных сталей следует руководствоваться указаниями соответствующих нормативно-технических документов.

Допускается по заключению специализированных (экспертных) организаций применение труб и деталей трубопроводов из материалов, не указанных в государственных стандартах и нормативно-технической документации.

2 .2 .2 . Трубы и фасонные детали трубопроводов должны быть изготовлены из стали, обладающей технологической свариваемостью, с отношением предела текучести к пределу прочности не более 0 ,75 , относительным удлинением металла при разрыве на пятикратных образцах не менее 16 % и ударной вязкостью не ниже KCU = 30 Д ж/ см2 (3 ,0 кгс· м/см2) при минимальной расчетной температуре стенки элемента трубопровода.

2 .2 .3 . Применение импортных материалов и изделий допускается, если характеристики этих материалов соответствуют требованиям российских стандартов и подтверждены заключением специализированной (экспертной) организации.

2 .2 .4 . Трубы в зависимости от параметров транспортируемой среды необходимо выбирать в соответствии с нормативно-технической документацией.

2 .2 .5 . Бесшовные трубы, изготовленные из слитка, а также фасонные детали из этих труб допускается применять для трубопроводов групп А и Б первой и второй категорий при условии проведения их контроля методом ультразвуковой дефектоскопии (УЗД) в объеме 100 % по всей поверхности.

2 .2 .6 . Для трубопроводов, транспортирующих сжиженные углеводородные газы (СУГ), а также вещества, относящиеся к группе А (а), следует применять бесшовные горяче- и холоднодеформированны е трубы по государственным стандартам или специальным техническим условиям. Допускается применение электросварных труб условным диаметром более 400 мм в соответств ии с указаниями НТД, для трубопроводов, транспортирующих вещества, относящиеся к группе А (а) и сжиженные углеводородные газы (СУГ) при скорости коррозии металла до 0 ,1 мм/год, с рабочим давлением до 2 ,5 МП а (25 кгс/см2) и температурой до 200 °С, прошедших термообработку, 100 % -ны й контроль сварных швов (УЗД или просвечивание) при положитель ных результатах механических испытаний образцов из сварных соединений в полном объеме, в том числе и на ударную вязкость ( KCU ).

Допускается применять в качестве труб обечайки, изготовленные из листовой стали в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, на условное давление до 2 ,5 МПа (25 кгс/см2) .

2 .2 .7 . Для трубопроводов следует применять трубы с нормированными химическим составом и механическими свойствами металла (группа В).

2 .2 .8 . Трубы должны быть испытаны изготовителем пробным гидравлическим давлением, указанным в нормативно-технической документации на трубы, или иметь указание в сертификате о гарантируемой величине пробного давления.

Допускается не проводить гидроиспытания бесшовных труб, если они подвергались по всей поверхности контролю неразрушающими методами.

2 .2 .9 . Трубы электросварные со спиральным швом допускается применять только для прямых участков трубопроводов.

2 .2 .10 . Электросварные трубы, применяемые для транспортирования веществ групп А (б), Б (а), Б (б) (см. таблицу 1) , за исключением сжиженных газов давлением свыше 1,6 МП а (16 кгс/см2) и групп Б (в) и В давлением свыше 2 ,5 МПа (25 кгс/см2) , а также с рабочей температурой свыше 300 °С должны быть в термообработанном состоянии, а их сварные швы подвергнуты 100 % -ному неразрушающему контролю (УЗД или просвечивание) и испытанию на загиб или ударную вязкость.

Допускается применение нетермообработанн ы х труб с соотношением наружного диаметра трубы к толщине стенки равным или более 50 для транспортирования сред, не вызывающих коррозионное растрескивание металла.

2 .2.11. Электросварные трубы, контактирующие со средой, вызывающей коррозионное растрескивание металла, независимо от давления и толщины стенки должны быть в термообработанном состоянии, а их сварные швы равнопрочны основному металлу и подвергнуты 100 %-ному контролю физическими методами (УЗД или просвечивание).

2 .2 .12 . Трубы из углеродистой полуспокойной стали допускается применять для сред группы В при толщине стенки не более 12 мм в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 30 °С при обеспечении температуры стенки трубопровода в процессе эксплуатации не ниже минус 20 °С.

Трубы из углеродистой кипящей стали допускается применять для сред группы В при толщине стенки не более 8 мм и давлении не более 1,6 МПа (16 кгс/см2) в районах с расчетной температурой воздуха не ниже минус 10 °С.

2 .2 .13 . Плоские приварные фланцы применяются для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2 ,5 МПа (25 кгс/см2) и температуре среды не выше 300 °С. Для трубопроводов групп А и Б с условным давлением до 1 МПа (10 кгс/см2) применяются фланцы, предусмотренные на условное давление 1,6 МПа(16 кгс/см2).

Нумерация пунктов производится в соответствии с первоисточником.

2 .2.15 . Для трубопроводов, работающих при условном давлении свыше 2 ,5 МПа (25 кгс/см2) независимо от температуры, а также для трубопроводов с рабочей температурой выше 300 °С независимо от давления применяются фланцы приварные встык.

2 .2 .16 . Фланцы приварные встык должны изготавливаться из поковок или бандажных заготовок.

Допускается изготовление фланцев приварных встык путем вальцовки заготовок по плоскости листа для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2 ,5 М Па (25 кгс/см2), или гиба кованых полос для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 6 ,3 МПа (63 кгс/см2), при условии контроля сварных швов радиографическим или ультразвуковым методом в объеме 100 % .

2 .2.17 . При выборе типа уплотнительной поверхности фланцев следует руководствоваться таблицей 2.

Рис. 1. Уплотнительны е поверхности фланцев арматуры и соединительных частей трубопроводов:

а - гладкая; б - под линзовую прокладку; в - под кольцевую прокладку овального сечения; г - выступ - впадина; д - шип - паз

2 .2.18 . Для трубопроводов, транспортирующих вещества групп А и Б технологических объектов I категории взрывоопасности, не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотнительной поверхностью за исключением случаев применения спиральнонавитых прокладок.

2 .2.19 . Крепежные детали для фланцевых соединений и материалы для них следует выбирать в зависимости от рабочих условий и марок сталей фланцев.

Таблица 2

Выбор типа уплотнит ел ьной поверхности фланцев

Среда

Давление Р МПа (кгс/см2)

Рекомендуемый тип уплотнительной поверхности

Все вещества группы В

≤ 2 ,5 (25 )

Гладкая

Все вещества групп А, Б, кроме А (а) и ВОТ (высокотемпературный органический теплоноситель)

≤ 2 ,5 (25 )

Гладкая

Все группы веществ, кроме ВОТ

> 2 ,5 (25 )

< 6 ,3 (63 )

Выступ - впадина

Вещества группы А (а)

≤ 0 ,25 (2 ,5 )

Гладкая

Вещества группы А (а)

> 0 ,25 (2 ,5 )

Выступ - впадина

ВОТ

Независимо

Шип - паз

Фреон, аммиак

Независимо

Выступ - впадина

Все группы веществ при вакууме

От 0 ,095 до 0 ,05 абс.

( 0 ,95 - 0 ,5 )

Гладкая

Все группы веществ при вакууме

От 0 ,05 до 0 ,001 абс.

( 0 ,5 - 0 ,01 )

Шип - паз

Все группы веществ

≥ 6 ,3 (63 )

Под линзовую прокладку или прокладку овального сечения

Для соединения фланцев при температуре выше 300 °С и ниже минус 40 °С независимо от давления следует применять шпильки.

2 .2 .20 . При изготовлении шпилек, болтов и гаек твердость шпилек или болтов должна быть выше твердости гаек не менее чем на 10 - 15 НВ.

2 .2 .21. На материалы, применяемые для изготовления крепежных изделий, а также на крепежные детали, должны быть сертификаты изготовителей.

При отсутствии сертификата на материал изготовитель крепежных изделий должен провести проверку (аттестацию) материалов для определения их физико-механических характеристик (в том числе химического состава) и составить сертификат.

2 .2 .22 . Не допускается изготавливать крепежные детали из кипящей, полуспокойной, бессемеровской и автоматной сталей.

2 .2 .23 . Материал заготовок или готовые крепежные изделия из качественных углеродистых, а также теплоустойчивых и жаропрочных легированных сталей должны быть термообработаны .

Для крепежных деталей, применяемых при давлении до 1 ,6 МПа (16 кгс/см2) и рабочей температуре до 200 °С, а также крепежных деталей из углеродистой стали с резьбой диаметром до 48 мм термообработку допускается не проводить.

2 .2 .24 . В случае применения крепежных деталей из сталей аустенитного класса при рабочей температуре среды свыше 500 °С изготовлять резьбу методом накатки не допускается.

2 .2 .25 . Материалы крепежных деталей следует выбирать с коэффициентом линейного расширения, близким по значению к коэффициенту линейного расширения материала фланца при разнице в значениях коэффициентов линейного расширения материалов не выше 10 %.

Допускается применять материалы крепежных деталей и фланцев с коэффициентами линейного расширения, значения которых различаются более чем на 10 %, в случаях, обоснованных расчетом на прочность или экспериментальными исследованиями, а также для фланцевых соединений при рабочей температуре среды не более 100 °С.

2 .2 .26 . Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений выбираются в зависимости от транспортируемой среды и ее рабочих параметров в соответствии с проектом, нормативно-технической документацией и/ или по рекомендациям специализированных (экспертных) организаций.

2 .2 .27 . Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации следует выбирать по действующей нормативно-технической документации, а также по проекту.

2 .2 .28 . Фасонные детали трубопроводов следует изготавливать из стальных бесшовных и прямошовны х сварных труб или листового проката, металл которых отвечает требованиям проекта, нормативно-технической документации, а также условиям свариваемости с материалом присоединяемых труб.

2 .2 .29 . Детали трубопроводов для сред, вызывающих коррозионное растрескивание металла, независимо от конструкции, марки стали и технологии изготовления подлежат термообработке.

Допускается местная термообработка сварных соединений секционных отводов и сварных из труб тройников, если для их изготовления применены термообработанн ы е трубы.

2 .2 .30 . При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться нормативно-технической документацией.

2 .2 .31. Сварку фитингов и контроль качества сварных стыков следует производить в соответствии с требованиями нормативно-технической и проектной документацией.

2 .2 .32 . Ответвление от трубопровода выполняется одним из способов, показанных на рис. 2. Не допускается усиление т ройниковы х соединений с помощью ребер жесткости.

Рис. 2 . Ответвления на технологических трубопроводах:

а - без укрепления; б - с помощью тройника; в - укрепленное штуцером и накладкой; г - укрепленное накладкой; д - укрепленное штуцером; е - укрепленное накладками на основной и ответвляемый трубопровод; ж - крестообразное

2 .2 .33 . Присоединение ответвлений по способу «а» (рис. 2) применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения.

2 .2 .34 . При выборе способа присоединения ответвлений к основному трубопроводу следует отдавать предпочтение способам «б», «в», « е» (рис. 2).

2 .2 .35 . Накладку на ответвляемый трубопровод (присоединение по способу «е») устанавливают при отношении диаметров ответвляемого и основного трубопроводов не менее 0 ,5.

2 .2 .36 . Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 М Па (100 кг с/см2).

2 .2 .37 . Отводы сварные с условным проходом Dy 150 - 400 мм следует применять для технологических трубопроводов при давлении Ру не более 6 ,3 МПа (63 кгс/см2) .

Отводы сварные с условным проходом Dy 500 - 1400 мм допускается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру не более 2 ,5 МПа (25 кгс/см2).

2 .2 .38 . Сварные концентрические и эксцентрические переходы с условным проходом Dy 250 - 400 мм допускается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 4 МПа (40 кгс/см2), а с Dy 500 - 1400 мм при Ру до 2 ,5 МПа (25 кгс/см2).

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры и агрессивности среды должны соответствовать пределам применения присоединяемых труб для аналогичных марок сталей.

Сварные швы переходов подлежат 100 % -ному контролю ультразвуковым или радиографическим методом.

2 .2 .39 . Допускается применение лепестковых переходов для технологических трубопроводов с условным давлением Ру не более 1 ,6 МПа (16 кгс/см2) и условным диаметром Dy 100 - 500 мм.

Не допускается устанавливать лепестковые переходы на трубопроводах, предназначенных для транспортирования сжиженных газов и веществ группы А (а) (см. таблицу 1 ) .

2 .2 .40 . Лепестковые переходы следует сваривать с последующим 100 % -ны м контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методом.

После изготовления лепестковые переходы следует подвергать высокотемпературному отпуску.

2 .2 .41 . Сварные крестовины допускается применять на трубопроводах из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше 250 °С.

Крестовины из электросварных труб допускается применять при давлении Ру не более 1 ,6 МПа (16 кг с/см2) , при этом они должны быть изготовлены из труб, рекомендуемых для применения при давлении Ру не менее 2 ,5 МПа (25 кгс/см2).

Крестовины из бесшовных труб допускается применять при давлении Ру не более 2 ,5 МПа (25 кгс/см2), при условии изготовления их из труб, рекомендуемых для применения при давлении Ру не менее 4 МПа (40 кгс/см2).

2 .2 .42 . Для технологических трубопроводов следует применять, как правило, крутоизогнутые отводы, изготовленные из бесшовных и сварных прямошовны х труб методом горячей штамповки или протяжки, гнутые и штампосварны е отводы.

2 .2 .43 . Гнутые отводы, изготовляемые из бесшовных труб, применяются вместо крутоизогнутых и сварных отводов в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода, на трубопроводах с пульсирующим потоком среды (с целью снижения вибрации), а также на трубопроводах при условном проходе D у менее 25 мм.

Пределы применения гладкогнут ы х отводов с радиусом гиба R ≥ 2 D н из труб действующего сортамента должны соответствовать пределам применения труб, из которых они изготовлены.

2 .2 .44 . При выборе радиуса гиба гладкогнутых отводов следует руководствоваться проектной и/или нормативно-технической документацией.

Минимальную длину прямого участка от конца трубы до начала закругления следует принимать равной диаметру D н трубы, но не менее 100 мм.

2 .2 .45 . Заглушки рекомендуется выбирать в зависимости от рабочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации.

2 .2 .46 . Температурные пределы применения материалов фланцевых заглушек или заглушек, устанавливаемых между фланцами, следует принимать с учетом температурных пределов применения материалов фланцев.

2 .2 .47 . Бы стросъемны е заглушки выпускаются и устанавливаются в соответствии с проектом.

Приварные плоские и ребристые заглушки можно применять для технологических трубопроводов, транспортирующих вещества групп А и Б при давлении Ру до 2 ,5 МПа (25 кгс/см2).

2 .2 .48 . Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также бы ст росъемны е заглушки, не следует применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.

2 .2 .49 . Качество и материал заглушек подтверждаются сертификатом.

На каждой съемной заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии - на цилиндрической поверхности) следует обозначать номер заглушки, марку стали, условное давление Ру и условный проход Dy .

2 .2 .50 . Установку и снятие заглушек отмечают в специальном журнале.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ СВЫШЕ 10 МПа (100 кгс/см2) ДО 320 МПа (3200 кгс/см2)

3.1. Общие положения

3.1.1. Конструкция трубопровода должна обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность его полного опорожнения, очистки, промывки, продувки, наружного и внутреннего осмотра, контроля и ремонта, удаления из него воздух а при гидравлическом испытании и воды после его проведения.

3.1.2 . Если конструкция трубопровода не позволяет проведения наружного и внутреннего осмотров, контроля или испытаний, в проекте должны быть указаны методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечит своевременное выявление и устранение дефектов.

3.1 .3 . Соединения элементов трубопроводов, работающих под давлением до 35 МП а (350 кгс/см2), следует производить сваркой со стыковыми без подкладного кольца сварными соединениями. Фланцевые соединения допускается предусматривать в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы, а также на участках трубопроводов, требующих в процессе эксплуатации периодической разборки или замены. Соединения трубопроводов под давлением свыше 35 МПа (350 кгс/см2) следует выполнять по специальным требованиям и техническим условиям.

3.1 .4 . В трубопроводах, предназначенных для работы под давлением до 35 МПа (350 кгс/см2), допускается вварка штуцеров на прямых участках, а также применение тройников, сваренных из труб, штампосварны х колен с двумя продольными швами при условии проведения 100 % -ного контроля сварных соединений неразрушающими методами.

3.1 .5 . Вварка штуцеров в сварные швы, а также в гнутые элементы (в местах гибов) трубопроводов не допускается.

На гибах трубопроводов, работающих под давлением до 35 МПа (350 кгс/см2), может быть допущена вварка одного штуцера (трубы) для измерительного устройства внутренним диаметром не более 25 мм.

3.1 .6 . Для соединения элементов трубопроводов из высокопрочных сталей с временным сопротивлением разрыву 650 МПа (6500 кгс/см2) и более следует использовать муфтовые или фланцевые соединения на резьбе.

3.1 .7 . В местах расположения наиболее напряженных сварных соединений и точек измерения остаточной деформации, накапливаемой при ползучести металла, следует предусматривать съемные участки изоляции.

3.2. Требования к конструкции трубопровода

3 .2.1. Детали трубопроводов высокого давления следует изготавливать из поковок, объемных штамповок и труб. Допускается применение других видов заготовок, если они обеспечивают безопасную работу в течение расчетного срока службы с учетом заданных условий эксплуатации.

3 .2 .2 . Отношение внутреннего диаметра ответвления к внутреннему диаметру основной трубы в кованых тройниках-вставках принимается не менее 0 ,25 . Если соотношение диаметра штуцера и диаметра основной трубы менее 0 ,25 , применяют тройники или штуцера.

3 .2 .3 . Конструкция и геометрические размеры тройников, сваренных из труб, штампосварны х колец, гнутых отводов и штуцеров должны соответствовать установленным требованиям.

3 .2 .4 . Сваренные из труб тройники, штампосварны е отводы, тройники и отводы из литых по электрошлаковой технологии заготовок допускается применять на давление до 35 МПа (350 кгс/см2). При этом все сварные швы и металл литых заготовок подлежат неразрушающему контролю в объеме 100 % .

3 .2 .5 . Отношение внутреннего диаметра штуцера (ответвления) внутреннему диаметру основной трубы в сварных тройниках принимается не выше значения 0 ,7 .

3 .2 .6 . Применение отводов, сваренных из секторов, не рекомендуется.

3 .2 .7 . Гнутые отводы после гибки подвергают термической обработке.

3 .2 .8 . Отводы гнутые из стали марок 20 , 15 ГС, 14 ХГС после холодной гибки подвергают отпуску при условии, что до холодной гибки трубы подвергались закалке с отпуском или нормализации.

3 .2 .9 . Для разъемных соединений следует применять фланцы резьбовые и фланцы, приваренные встык с учетом требований п. 3.1.3 настоящих Правил.

3 .2 .10 . В качестве уплотнительны х элементов фланцевых сое динений следует применять металлические прокладки - линзы плоские, восьмиугольного, овального и других сечений.

3 .2.11. На деталях трубопроводов, фланцах резьбовых, муфтах и крепежных изделиях выполняется стандартная резьба. Форма впадин наружных резьб должна быть закругленной. Допуски на резьбу - 6 Н, 6 g . Качество резьбы проверяется свободным прохождением резьбового калибра.

3 .2 .12 . В случае изготовления крепежных деталей холодным деформированием они подвергаются термической обработке - отпуску. Накатка резьбы на шпильках из аустенитной стали для эксплуатации при температуре более 500 °С не допускается.

3 .2 .13 . Конструкция и расположение сварных соединений должны обеспечивать их качественное выполнение и контроль всеми предусмотренными методами в процессе изготовления, монтажа, эксплуатации и ремонта.

3 .2 .14 . Расстояние между соседними кольцевыми стыковыми сварными соединениями должно быть не менее трехкратного значения номинальной толщины свариваемых элементов, но не менее 50 мм при толщине стенки до 8 мм и не менее 100 мм при толщине стенки свыше 8 мм.

В любом случае указанное расстояние должно обеспечивать возможность проведения местной термообработки и контроля шва неразрушающими методами.

Сварные соединения трубопроводов следует располагать от края опоры на расстоянии 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее чем на расстоянии 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

3 .2.15 . Расстояние от начала гиба трубы до оси кольцевого сварного шва для труб с наружным диаметром до 100 мм должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм.

Для труб с наружным диаметром 100 мм и более это расстояние должно быть не менее 100 мм.

3.3. Требования к материалам, применяемым для трубопроводов высокого давления

3 .3.1. Для изготовления, монтажа и ремонта трубопроводов на давление свыше 10 МПа (100 кгс/см2) до 320 МПа (3200 кгс/см2) и температуру от минус 50 до плюс 540 °С следует применять стандартные материалы и полуфабрикаты.

3 .3 .2 . Условия применения материалов для коррозионных сред, содержащих водород, окись углерода, аммиак, определяются в соответствии с таблицами 3 - 5.

Таблица 3

Максимально допустимая температура применения сталей в водородсодер жащих средах (°С)

Марка стали

Температура ( °С ) при парциальном давлении водорода, МП а (кгс/см2)

1 ,5 (15 )

2 ,5 (25 )

5 (50 )

10 (100 )

20 (200 )

30 (300 )

40 (400 )

20, 20 ЮЧ, 15 ГС, 16 ГС, 09 Г2 С, 10 Г2

290

280

260

230

210

200

190

14 ХГС

310

300

280

260

250

240

230

30ХМА, 15 ХМ, 12 Х1 МФ,20 Х2 МА

400

390

370

330

290

260

250

20 Х2 МА

480

460

450

430

400

390

380

15 Х1 М1 Ф

510

490

460

420

390

380

380

22 Х3М

510

500

490

475

440

430

420

18 Х3М Ф

510

510

510

510

500

470

450

20 Х3МВФ, 15 Х5 М, 15Х5М - III , 08 Х18Н10 Т, 08 Х18 Н12 Т, 12 Х18 Н10 Т, 12 Х18 Н12 Т, 03Х17 Н14 М3, 08 Х17 Н15 М3Т, 10Х17Н13 М2 Т, 10Х17 Н13 М3Т

510

510

510

510

510

510

510

3 .3 .4 . Параметры применения сталей, указанные в таблице, относятся также к сварным соединениям при условии, что содержание легирующих элементов в металле шва не ниже, чем в основном металле.

Сталь марок 15 Х5 М и 15Х5М - III допускается применять до 540 °С при парциальном давлении водорода не более 6 ,7 МПа (67 кгс/см2).

Условия применения установлены для скорости карбонильной коррозии не более 0 ,5 мм/год. Условия применения установлены для скорости азотирования не более 0 ,5 мм/год.

Таблица 4

Максимально допустимые парциальные давления окиси углерода, МПа (кгс/см2)

Типы стали

Парциальное давление, МПа (кгс/см2) при температуре, °С

до 100

свыше 100

Углеродистые и низколегированные с содержанием хрома до 2 %

24 (240 )

-

Низколегированные с содержанием хрома свыше 2 % до 5 %

-

10 (100 )

Коррозионностойкие стали аустенитного класса

-

24 (240 )

Таблица 5

Максимально допустимые температуры применения сталей в средах, содержащих аммиак (°С)

Марка стали

Температура (°С) при парциальном давлении аммиака, МПа (кгс/см2)

св. 1 (10 ) до 2(20 )

св. 2 (20 ) до 5(50 )

св. 5 (50 ) до 8(80 )

20,20 ЮЧ, 15 ГС, 16 ГС, 09 Г2 С, 10 Г2

300

300

300

14 ХГС, 30ХМ А, 15 ХМ, 12 Х1 МФ

340

330

310

15 Х1М1Ф , 20 Х2 МА, 22 Х3М, 18 X3МВ , 15Х5М , 20 X3 МВФ, 15 Х5 М- III

360

350

340

08 Х18Н10 Т, 08 Х18Н12 Т, 12 Х18 Н10 Т, 12 Х18 Н12 Т, 03Х17 Н14 М3, 10 Х17 Н13 М2 Т, 10 Х17 Н13 М3Т, 08 Х17Н15 М3Т

540

540

540

3 .3 .5 . Качество и свойства полуфабрикатов подтверждаются сертификатами и соответствующей маркировкой. При отсутствии ил и неполноте сертификата или маркировки следует провести все необходимые испытания с оформлением их результатов протоколом, дополняющим или заменяющим сертификат.

3 .3 .6 . Изготовитель полуфабрикатов должен осуществлять контроль химического состава материала. В сертификат следует вносить результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабриката, или данные по сертификату на заготовку, использованную для его изготовления.

3 .3 .7 . Контроль механических свойств металла полуфабрикатов следует выполнять путем испытаний на растяжение при 20 °С с определением временного сопротивления разрыву, условного или физического предела текучести, относительного удлинения, относительного сужения, на ударный изгиб.

3 .3 .8 . Испытанию на ударный изгиб подвергаются полуфабрикаты на образцах с концентраторами типа U ( KCU ) и типа V ( KCV ) при температуре 20 °С, а также при отрицательных температурах в случае, когда изделие эксплуатируется в этих условиях.

Значения ударной вязкости при всех температурах испытаний для KCU должны быть не менее 30 Д ж/ см2 (3 ,0 кгс· м/см2), для KCV - не менее 25 Дж/ см2 (2 ,5 кгс· м/ см2).

3 .3 .9 . Нормированные значения механических свойств при повышенных температурах и температура испытаний указываются в технической документации на полуфабрикаты, предназначенные для работы при повышенных температурах.

3 .3 .10 . Для материала полуфабрикатов, предназначенных для работы при температуре выше 400 °С, определяется величина сопротивления ползучести металла, что должно быть указано.

3 .3 .11. Пределы применения материала труб, виды испытаний и контроля устанавливаются нормативно-технической документацией.

3 .3.12 . Бесшовные трубы изготавливаются из катаной или ков аной заготовки.

3 .3.13 . Для каждой трубы предусматриваются гидравлические испытания. Величина пробного давления указывается в нормативно-технической документации на трубы.

3 .3 .14 . Трубы должны поставляться в термообработанном состоянии.

На конце каждой трубы ставят клеймо, содержащее следующие данные: номер плавки, марка стали, изготовитель и номер партии.

3 .3 .15 . Трубы с внутренним диаметром 14 мм и более контролируются неразрушающими методами. Трубы с диаметром менее 14 мм контролируются магнитопорошковы м или капиллярным (цветным) методом.

3 .3 .16 . Трубы из коррозионно-стойких сталей, если это предусмотрено проектом, испытываются на склонность к межкристал литной коррозии (МК К).

3 .3 .17 . Для изготовления поковок следует применять качественные углеродистые, низколегированные, легированные и коррозионностойкие стали.

3 .3.18 . Поковки для деталей трубопроводов следует относить к группам IV и IV К .

3 .3.19 . Размеры поковок принимаются с учетом припусков на механическую обработку, допусков на размеры, технологических напусков и напусков для проб.

3 .3 .20 . Поковки из углеродистых, низколегированных и легированных сталей, имеющие один из габаритных размеров более 200 мм и толщину более 50 мм, подлежат поштучному контролю ультразвуковым или другим равноценным методом.

Дефектоскопии подвергаются не менее 50 % объема контролируемой поковки. Площадь контроля распределяется равномерно по всей контролируемой поверхности.

3 .3 .21 . Шпильки, гайки, фланцы и линзы допускается изготавливать из сортового проката.

3 .3 .22 . Материал шпилек, гаек, фланцев и линз, изготовленных из сортового проката, должен удовлетворять техническим требованиям, указанным в нормативно-технической документации на данные изделия.

3 .3 .23 . Пределы применения сталей различных марок для фланцев и крепежных деталей, виды обязательных испытаний и контроля должны соответствовать нормативно-технической документации.

3 .3 .24 . Материалы крепежных деталей выбираются согласно п. 2.2.25 настоящих Правил.

3 .3 .25 . Гайки и шпильки изготавливаются из сталей разных марок, а при изготовлении из стали одной марки - с разной твердостью. При этом твердость гайки должна быть ниже твердости шпильки не менее чем на 10 - 15 НВ .

3.4. Требования к изготовлению трубопроводов

3 .4 .1. Сварка сборочных единиц должна производиться в соответствии с требованиями технических условий на изготовление трубопроводов, утвержденных инструкций или технологической документации, содержащих указания по технологии сварки трубопроводов, применению присадочных материалов, видам и объему контроля, а также предварительному и сопутствующему подогреву и термической обработке.

3 .4 .2 . Изготовление сборочных единиц может производиться предприятиями, которые располагают техническими возможностями и специалистами, обеспечивающими качество изготовления сборочных единиц в полном соответствии с требованиями настоящих Правил, стандартов или технических условий.

3 .4 .3 . При изготовлении, монтаже, ремонте следует осуществлять входной контроль труб, поковок, деталей сварных соединений и сварочных материалов на соответствие их требованиям настоящих Правил, стандартов, технических условий и технической документации.

3 .4 .4 . Трубы, поковки, детали и сварочные материалы комплектуются сертификатами, паспортами и маркируются.

3 .4 .5 . Объем и методы входного контроля металла сборочных единиц и элементов трубопроводов должны соответствовать таблице 6.

3 .4 .6 . В случае отсутствия сертификатов и паспортов или необх одимых данных в них, а также при несоответствии ярлыков (бирок ) на упаковках данным сертификатов, проводятся необходимые испытания.

3.4 .7 . Трубы, поковки, детали и сварочные материалы к конт ролю предъявляются партиями. Методы контроля должны соответс твовать требованиям технических условий на поставку.

Таблиц а 6

Материалы и элементы

Вид контроля

Объем контроля

1

2

3

Трубы

Анализ сертификатных и паспортных данных

Осмотр наружной и внутренней поверхности

100 %

Проверка маркировки

100 %

Контроль наружного диаметра и толщины стенки

100 %

Магнитная дефектоскопия по наружной поверхности

100 % труб с наружным диаметром менее 14 мм

Проверка ст ил оскопом наличия хрома, вольфрама, никеля, молибдена, ванадия, титана в металле труб из легированных марок стали

100 %

Контроль твердости по Бринеллю с обоих концов трубы

100 % труб с толщиной стенки 5 мм и более

Испытание на растяжение

2 трубы от партии

Испытание на ударный изгиб

2 трубы от партии с толщиной стенки более 12 мм

Контроль загрязненности неметаллическими включениями (при отсутствии документа на данный вид контроля)

2 трубы от партии

Испытание на раздачу (по требованию проекта)

2 трубы от партии

Испытание на сплющивание (по требованию проекта)

2 трубы от партии с наружным диаметром 45 мм и более

Испытание на изгиб (по требованию проекта)

2 трубы от партии с наружным диаметром менее 45 мм_

Испытание на межкриста л литную коррозию (по требованию проекта)

2 трубы от партии

Поковки

Анализ сертификатных и паспортных данных

Внешний осмотр

100 %

Проверка маркировки

100 %

Проверка размеров

100 %

Магнитопорошков ы й контроль или капиллярный (цветной) контроль

Выборочно, в местах, где внешним осмотром трудно определить дефекты, а также в местах исправления поверхностных дефектов

Ультразвуковой контроль

Каждая поковка деталей D у 32 мм и более

Проверка ст ил оскопом наличия хрома, вольфрама, молибдена, никеля, ванадия, титана в металле поковок из легированных марок стали

100 %

Контроль твердости по Бринеллю

100 %

Испытание на растяжение

2 поковки от партии

Испытание на ударный изгиб

2 поковки от партии

Контроль загрязненности неметаллическими включениями (при отсутствии документа на данный вид контроля)

Каждая поковка деталей D y менее 250 мм

Испытание на межкрис т ал литну ю коррозию (по требованию проекта)

2 поковки от партии

Э лектроды

Проверка наличия сертификатов (паспортов)

Проверка наличия ярлыков на упаковке и соответствия их данных сертификатам

100 %

Проверка соответствия качества электродов

По одному электроду из 5 пачек от партии

Проверка сварочно-технологических свойств электродов путем сварки тавровых соединений

1 пачка из партии

Проверка химического состава и (при наличии требований) содержания ферритной фазы и стойкости к МКК

1 пачка из партии

Сварочная проволока

Проверка наличия сертификатов и соответствия их данных техническим требованиям

100 %

Проверка наличия бирок на мотках и соответствия их данных сертификатам

100 %

Проверка соответствия поверхности проволоки

100 % мотков

Проверка стилоскопом химического состава проволоки

1 моток от каждой партии

Сварочный флюс

Проверка наличия сертификатов и соответствия их данных техническим требованиям

100 %

Проверка наличия ярлыков на таре и соответствия их данных сертификату

100 %

Защитный газ

Проверка наличия сертификата (паспорта)

Проверка наличия ярлыков на баллонах и соответствия их данных сертификату

100 %

Проверка чистоты газа на соответствие сертификату

1 баллон от партии

Фасонные детали тройники, переходы и т.п .)

Анализ сертификатных (паспортных) данных

Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку

Каждая деталь

Проверка визуальным осмотром наружных и внутренних поверхностей на отсутствие коррозии, трещин, раковин, забоин, повреждений от транспортировки и разгрузки

Каждая деталь

Проверка качества обработки уплотнительн ы х мест и кромок под сварку

Каждая деталь

Магнитопорошков ы й или капиллярный (цветной) контроль

Выборочно, в тех местах, где внешним осмотром трудно определить дефекты, а также в местах исправления поверхностных дефектов

Проверка качества резьбы на присоединенных концах и в гнездах под упорные шпильки (внешним осмотром, резьбовыми калибрами, прокручиванием резьбовых фланцев, шпилек)

Каждая деталь

Проверка габаритных и присоединительных размеров

Каждая деталь

Проверка стилоскопом наличия хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, титана

Каждая деталь из легированной марки стали

Металлические уплотнительн ы е прокладки

Анализ сертификатных (паспортных) данных

Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку

Каждая прокладка

Визуальный осмотр у пл отнительной поверхности

Каждая прокладка

Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль

В сомнительных случаях

Проверка геометрических размеров

2 прокладки от партии

Отводы гнутые

Анализ паспортных данных

Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку

Каждая деталь

Проверка визуальным осмотром наружных и внутренних поверхностей на отсутствие коррозии, трещин, раковин, забоин и повреждений от транспортировки и разгрузки

Каждая деталь

Измерение ультразвуковым методом толщины стенки в месте гиба

Каждая деталь

Замер овальности

Каждая деталь

Ультразвуковой контроль сплошности металла в месте гиба (при отсутствии документа на данный вид контроля)

Каждая деталь

Магнитопорошковы й или капиллярный (цветной) контроль

Выборочно, в местах исправления поверхностных дефектов

Проверка качества обработки уплотнительны х мест и кромок под сварку

Каждая деталь

Проверка качества резьбы на присоединительных концах резьбовыми калибрами или прокручиванием резьбовых фланцев

Каждая деталь

Проверка габаритных и присоединительных размеров

Каждая деталь

Проверка стил оскопом наличия хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, титана

Каждая деталь из легированной марки стали

Ш пильки, гайки

Анализ паспортных данных

Проверка типа шпилек

Каждая шпилька

Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку

Каждая деталь

Проверка длины шпилек

Каждая шпилька

Проверка визуальным осмотром поверхностей шпилек и гаек на отсутствие коррозии, трещин, раковин, забоин и повреждений

Каждая деталь

Проверка качества резьбы резьбовыми калибрами

Каждая деталь

Проверка качества и толщины покрытия

Каждая шпилька

Сварные соединения

Внешний осмотр

100 %

Магнитопорошков ы й или капиллярный (цветной) контроль (при отсутствии документации на данный вид контроля)

100 %

Радиография или ультразвуковая дефектоскопия (при отсутствии документации на данный вид контроля)

100 %

Измерение твердости основного металла, металла шва, зоны термического влияния при отсутствии документации на данный вид контроля)

100 % соединений из хромомолибденовых, хромомолибденованадиевы х и хромомолибденованад иевольфрамовы х сталей; 2 соединения из остальных марок стали

Проверка ст ил оскопом наличия основных легирующих элементов, определяющих марку стали в основном и наплавленном металле

100 %

Определение содержания ферритной фазы для сварных соединений из аустенитн ы х сталей, работающих при температуре свыше 350 °С (при отсутствии документации на данный вид контроля)

100 %

3 .4 .8 . Осмотр наружной поверхности труб, деталей и поковок можно проводить без применения увеличительных приборов. Внут реннюю поверхность труб осматривают с помощью приборов.

При обнаружении рисок, плен, закатов, рванин, глубина котор ы х выходит за пределы допусков, установленных техническим условиями, трубы отбраковываются.

3 .4 .9 . Заковы , плены, песочницы, раковины, обнаружении внешним осмотром на обрабатываемых поверхностях поковок, могут быть допущены при условии, что их глубина не превышав 75 % фактического одностороннего припуска на технологическую обработку.

3 .4.10 . Для механических испытаний отбирают трубы и поков ки с наибольшей и наименьшей твердостью.

3 .4.11 . С одного конца каждой отобранной трубы отрезают:

2 образца для испытаний на растяжение при 20 °С;

2 образца для испытаний на ударный изгиб при 20 °С;

2 образца для испытаний на растяжение при рабочей темпера туре;

2 образца для испытаний на ударный изгиб при отрицательной температуре;

1 образец для исследования микроструктуры;

1 образец для испытания на сплющивание;

1 образец для испытания на статический изгиб.

3 .4 .12 . От каждой отобранной поковки вырезают:

1 образец для испытания на растяжение при 20 °С;

2 образца для испытаний на ударный изгиб при 20 °С;

1 образец для испытания на растяжение при рабочей температуре;

2 образца для испытаний на ударный изгиб при отрицательной температуре.

3 .4.13 . Отбор образцов для проверки стойкости к межкристалл итной коррозии выполняется согласно нормативно-технической до кументации.

3 .4 .14 . Необходимость испытаний на стойкость против межкр истал литной коррозии труб, поковок, наплавленного металла или металла сварного соединения, а также определения содержания ферритной фазы устанавливается проектом.

3 .4 .15 . Для макроисследования металла труб допускается использовать образцы, на которых определялся ударный изгиб.

3 .4 .16 . При неудовлетворительных результатах испытаний, проведенных в соответствии с требованиями пп. 3.4.10 - 3.4.12 хотя бы по одному из показателей, по нему должны производиться повторные испытания на удвоенном количестве образцов, взятых от других труб (поковок) той же партии.

При неудовлетворительных результатах повторных испытаний проводятся повторные испытания каждой трубы (поковки). Трубы (поковки), показавшие неудовлетворительные результаты, бракуются.

3 .4 .17 . Химический состав металла труб, поковок, деталей указывается в сертификатах (паспортах) на заготовку.

3 .4 .18 . Металл труб и поковок из стали марки 03Х17Н14 М3 следует подвергать контролю на содержание ферритной фазы. Содержание ферритной фазы не должно превышать 0 ,5 балла (1 - 2 %).

3 .4 .19 . На поверхностях готовых колен и отводов допускаются следы от зажима матриц.

3 .4 .20 . Отклонения габаритных размеров сборочных единиц должны соответствовать 16 -му квал итету . Суммарное отклонение габаритных размеров сборочной единицы не должно превышать ±10 мм.

3 .4 .21. Габаритные размеры сборочных единиц, в том числе и в упаковке, не должны превышать установленных габаритов транспортных средств.

3 .4 .22 . Смещение кромок по внутреннему диаметру в стыковых ш вах труб и деталей трубопроводов допускается в пределах 10 % от толщины стенки, но не более 1 мм. При смещении более чем на 1 мм должна производиться расточка по внутреннему диаметру под углом 12 - 15 °. Глубина расточки не должна выходить за преде лы расчетной толщины стенки.

3 .4 .23 . Смещение кромок по наружному диаметру в стыковых швах труб и деталей трубопроводов не должно превышать 30 % толщины более тонкой трубы или детали, но не более 5 мм. В случае превышения указанных значений на трубе или детали трубопровода с наружной стороны должен быть выполнен скос под углом 12 - 15 °.

При сборке труб с деталями трубопроводов, на которых не разрешается, допускается скос, должны применяться переходники, обеспечивающие допускаемое смещение.

4. ПРИМЕНЕНИЕ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

4 .1. По способу присоединения к трубопроводу арматуру разделяют на фланцевую, муфтовую, цапковую и приварную. Муфтовая и цапковая чугунная арматура рекомендуется для трубопроводов с условным проходом D у не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды. Муфтовая и цапковая стальная арматура может применяться на трубопроводах для всех сред при условном проходе Dy не более 40 мм.

Фланцевая и приварная арматура допускается к применению для всех категорий трубопроводов.

По эксплуатационному назначению трубопроводная арматура подразделяется на запорную, регулирующую, предохранительную, распределительную, защитную и фазоразделитель ну ю.

Применяемая трубопроводная арматура должна соответствовать требованиям безопасности к промышленной трубопроводной арматуре.

4 .2 . Трубопроводную арматуру следует поставлять комплектной, испытанной и обеспечивающей расконсервацию без разборки.

Арматура должна комплектоваться эксплуатационной документацией, в том числе паспортом, техническим описанием и руководством по эксплуатации.

На арматуре следует указывать условное давление, условный диаметр , марку материала и заводской или инвентаризационный номер.

Арматуру, не имеющую эксплуатационной документации и маркировки, можно использовать для трубопроводов категории V только после ее ревизии, испытаний и технического диагностирования (экспертизы).

Чугунную арматуру с условным проходом более 200 мм, независимо от наличия паспорта, маркировки и срока хранения, перед установкой следует подвергнуть ревизии и гидравлическому испытанию на прочность и плотность.

4 .3 . Материал арматуры для трубопроводов следует выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды и требований нормативно-технической документации. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам.

4 .4 . При выборе арматуры с электроприводом следует руководствоваться указаниями настоящих Правил и Правилами устройства электроустановок.

4 .5 . Для уменьшения усилий при открывании запорной арматуры с ручным приводом и условным проходом свыше 500 мм при условном давлении до 1 ,6 МПа (16 кгс/см2) включительно и с условным проходом свыше 350 мм при условном давлении свыше 1 ,6 МПа (16 кгс/см2) ее рекомендуется снабжать обводными линиями (байпасами) для выравнивания давления по обе стороны запорного органа. Условный проход обводной линии должен быть не менее, мм:

запорной арматуры

350 - 600

700 - 800

1000

1200

1400

обводной линии

50

80

100

125

150

4 .6 . При выборе типа запорной арматуры следует руководствоваться следующими положениями:

основным типом запорной арматуры, рекомендуемой к применению для трубопроводов с условным проходом от 50 мм и выше, является задвижка, имеющая минимальное гидравлическое сопротивление, надежное уплотнение затвора, небольшую строительную длину и допускающая переменное направление движения среды;

запорные клапаны рекомендуется применять для трубопроводов диаметром до 50 мм; при большем диаметре они могут быть использованы, если гидравлическое сопротивление запорного устройства не имеет существенного значения или при ручном дросселировании давления;

краны следует применять, другой арматуры недопустимо или нецелесообразно;

применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дросселирующей) не допускается.

4 .7 . Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с нормативно-технической документацией.

4 .8 . Запорная трубопроводная арматура по герметичности затвора выбирается из условий обеспечения норм герметичности.

Классы герметичности затворов следует выбирать в зависимости от назначения арматуры:

класс А - для веществ групп А, Б (а), Б (б);

класс В - для веществ групп Б (в) и В на Р у более 4 МП а (40 кгс/см2 );

класс С - для веществ группы В на Р у менее 4 МПа (40 кгс/см2).

4 .9 . Арматуру из углеродистых и легированных сталей допускается применять для сред со скоростью коррозии не более 0 ,5 мм/год. Для сред со скоростью коррозии более 0 ,5 мм/год арматуру выбирают по рекомендациям специализированных (экспертных) организаций.

4.10 . Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже К Ч 30 -6 и из серого чугуна марки не ниже СЧ 18 -36 следует применять для трубопроводов, транспортирующих среды группы В, с учетом ограничений, указанных в п. 4.14.

4.11. Для сред групп А (б), Б (а), кроме сжиженных газов, Б (б), кроме Л ВЖ с температурой кипения ниже 45 °С, Б (в) арматуру из ковкового чугуна допускается использовать, если пределы рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °С при давл ении среды не более 1 ,6 МПа (16 к гс/см2). При этом для рабочих давлений среды до 1 МПа (10 кгс/см2) применяется арматура, расс читанная на давление Ру не менее 1 ,6 МПа (16 кгс/см2), а для рабочих давлений более 1 МПа (10 кгс/см2) - а рматура, рассчитанная на давление не менее 2 ,5 МПа (25 кгс/см2).

4.12 . Не допускается применять арматуру из ковкого чугуна на трубопроводах, транспортирующих среды группы А (а), сжиженные газы группы Б (а); ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 °С группы Б (б).

4.13 . Не допускается применять арматуру из серого чугуна на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, а также на паропроводах и трубопроводах горячей воды, используемых в качестве спутников.

4.14 . Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять независимо от среды, рабочего давления и температуры в следующих случаях:

на трубопроводах, подверженных вибрации;

на трубопроводах, работающих при резкопеременном температурном режиме среды;

при возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссель-эффекта;

на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, содержащие воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 °С независимо от давления;

в обвязке насосных агрегатов при установке насосов на открытых площадках;

в обвязке резервуаров и емкостей для хранения взр ы вопожароопасны х и токсичных веществ.

4.15 . На трубопроводах, работающих при температуре среды ниже 40 °С, следует применять арматуру из соответствующих легированных сталей, специальных сплавов или цветных металлов, имеющих при наименьшей возможной температуре корпуса ударную вязкость металла не ниже 20 Д ж/ см2 (2 кгс· м/см2).

4.16 . Для жидкого и газообразного аммиака допускается применение специальной арматуры из ковкого чугуна в пределах параметров и условий, изложенных в п. 4.11.

4 .17 . Запорная арматура с условным проходом Dy более 400 мм должна применяться с механическим приводом (шестеренчатым, червячным, электрическим, пневматическим, гидравлическим и др.). Выбор типа привода обуславливается соответствующими требованиями технологического процесса и устанавливается в проекте. Запорная арматура с электроприводом должна иметь дублирующее ручное управление.

4.18 . В гидроприводе арматуры следует применять негорючие и незамерзающие жидкости, соответствующие условиям эксплуатации.

4 .19 . С целью исключения возможности выпадения в пневмоприводах конденсата в зимнее время газ осушают до точки росы при отрицательной расчетной температуре трубопровода.

4 .20 . Быстродействующая арматура с приводом должна отвечать требованиям безопасного ведения технологического процесса.

4 .21 . При ручном приводе можно применять дистанционное управление арматурой с помощью цепей, шарнирных соединений и т.п.

4.22. Приварную арматуру следует применять на трубопроводах, в которых опасные среды обладают высокой проникающей способностью через разъемные соединения (фланцевые, муфтовые и др.).

4 .23 . Арматуру, устанавливаемую на трубопроводах высокого давления, следует изготавливать в соответствии с чертежами и техническими условиями на эту арматуру. Материалы применяются в соответствии со спецификацией чертежей.

4 .24 . Детали арматуры не должны иметь дефектов, влияющих на прочность и плотность при ее эксплуатации.

Поковки, штамповки, литье подлежат неразрушающему контролю (радиография, УЗД или другой равноценный метод).

Обязательному контролю подлежат также концы патрубков литой приварной арматуры.

Не допускаются срывы резьбы шпинделя, втулки и наружной резьбы патрубков корпуса и фланцев.

Резьба на корпусе патрубков и фланцев должна быть метрической с крупным шагом и полем допуска 6 g . Форма впадин резьбы закругленная. Уплотни т ельны е поверхности должны быть тщат ельно притерты. Раковины, свищи, плены, волосовины, трещины, закаты, риски и другие дефекты, снижающие герметичность, прочность и надежность уплотнения, недопустимы.

4 .25 . Для трубопроводов с рабочим давлением свыше 35 МПа (350 кгс/см2) применение литой арматуры не допускается.

4 .26 . Арматуру с фланцами, имеющими гладкую уплотнительную поверхность, в трубопроводах высокого давления применять не допускается.

При применении линзовых и овальных прокладок уплотняющую поверхность фланцев арматуры при условном давлении до 20 МПа (200 кгс/см2) и выше, следует выполнять в соответствии государственными стандартами, фланцы арматуры - по нормативно-технической документации.

Арматуру с уплотнением фланцев «выступ - впадина» в случае применения специальных асбомета л лических прокладок допускается применять при рабочих давлениях не выше 35 МПа (350 кгс/см2).

5. ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВУ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Размещение трубопроводов

5.1.1. Прокладка технологических трубопроводов должна осуществляться по проекту в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

5.1.2 . Прокладка трубопроводов должна обеспечивать:

возможность использования предусмотренных проектом подъемно-транспортных средств и непосредственного контроля за техническим состоянием;

разделение на технологические узлы и блоки с учетом производства монтажных и ремонтных работ с применением средств механизации;

возможность выполнения всех видов работ по контролю, термической обработке сварных швов и испытанию;

изоляцию и защиту трубопроводов от коррозии, атмосферного и статического электричества;

предотвращение образования ледяных и других пробок в трубопроводе;

наименьшую протяженность трубопроводов;

исключение провисания и образования застойных зон;

возможность самокомпенсации температурных деформаций трубопроводов;

возможность беспрепятственного перемещения подъемных механизмов, оборудования и средств пожаротушения.

5.1 .3 . При выборе трассы трубопровода необходимо предусматривать возможность самокомпенсации температурных деформаций за счет поворотов трасс.

Трасса трубопроводов должна располагаться, как правило, со стороны, противоположной размещению тротуаров и пешеходных дорожек.

5.1 .4 . Трубопроводы необходимо проектировать с уклонами, обеспечивающими их опорожнение при остановке.

Уклоны трубопроводов следует принимать не менее:

для легкоподвижных жидких веществ - 0 ,002 ;

для газообразных веществ по ходу среды - 0 ,002 ;

для газообразных веществ против хода среды - 0 ,003;

для кислот и щелочей - 0 ,005 .

Для трубопроводов с высоковязкими и застывающими веществами величины уклонов принимаются исходя из конкретных свойств и особенностей веществ, протяженности трубопроводов и условий их прокладки (в пределах до 0 ,02 ).

В обоснованных случаях допускается прокладка трубопроводов с меньшим уклоном или без уклона, но при этом должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие их опорожнение.

5 .1 .5 . Для трубопроводов групп А, Б прокладка должна быть надземной на несгораемых конструкциях, эстакадах, этажерках, стойках, опорах.

Допускается прокладка этих трубопроводов на участках присоединения к насосам и компрессорам в непроходных каналах.

В непроходных каналах допускается прокладка трубопроводов, транспортирующих вязкие, легкозастывающие и горючие жидкости группы Б (в) (мазут, масла и т.п.), а также в обоснованных случаях при прокладке дренажных трубопроводов групп А и Б в случае периодического опорожнения оборудования.

Для трубопроводов группы В помимо надземной прокладки допускается прокладка в каналах (закрытых или с засыпкой песком), тоннелях или в земле. При прокладке в земле рабочая температура трубопровода не должна превышать 150 °С. Применение низких опорных конструкций допускается в тех случаях, когда это не препятствует движению транспорта и средств пожаротушения.

При прокладке трубопроводов в тоннелях и проходных каналах необходимо руководствоваться правилами и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

5 .1 .6 . Каналы для трубопроводов групп А и Б следует выполнять из сборных несгораемых конструкций, засыпать песком, перекрывать железобетонными плитами и, при необходимости, предусматривать защиту от проникновения в них грунтовых вод.

5 .1 .7 . Прокладка трубопроводов в полупроходных каналах допускается только на отдельных участках трассы, протяженностью не более 100 м, в основном при пересечении трубопроводами групп Б (в) и В внутризаводских железнодорожных путей и автодорог с усовершенствованным покрытием.

При этом в полупроходных каналах следует предусматривать проход шириной не менее 0 ,6 м и высотой не менее 1 ,5 м до выступающих конструкций. На концах канала предусматриваются выходы и люки.

5 .1 .8 . В местах ввода (вывода) трубопроводов групп А, Б в цех (из цеха) по каналам или тоннелям следует предусматривать средства по предотвращению попадания вредных и горючих веществ из цеха в канал и обратно (установка диафрагм из несгораемых материалов или устройство водо- и газонепроницаемых перемычек в каждом конкретном случае определяется проектом).

5 .1 .9 . Расстояние между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до строительных конструкций (рис. 3) как по горизонтали, так и по вертикали, следует принимать с учетом возможности сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также величины смещения трубопровода при температурных деформациях. В таблице 7 указаны рекомендуемые расстояния между осями смежных трубопроводов и от стенок каналов и стен зданий.

При наличии на трубопроводах арматуры для обогревающих с путников принятые по таблице расстояния А и Б (см. рис. 3) следует проверять исходя из условий необходимости обеспечения расстояния в свету не менее:

Таблица 7

Рекомендуемые расстояния ме ж ду осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до стенок каналов и стен зданий, не менее, мм

Условный проход трубопроводов, Dу, м м

Для изолированных трубопроводов

Для неизолированных трубопроводов

при температуре стенки, °С

без фланцев

с фланцами в одной плоскости при давлении среды, МП а (кг с/см2)

ниже минус 30

от минус 30 до 19

от 20 до 600

до 1 ,6 (16 )

2 ,5 (25 ) и 4 (40 )

6 ,3 (63 )

10 (100 )

А

b 1

А

b 2

А

b 3

А

b 4

А

b 5

А

b 6

А

b 7

А

b 8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

И

12

13

14

15

16

17

10

190

140

170

120

170

120

60

30

100

70

100

70

110

80

110

80

15

190

140

170

120

170

120

60

30

100

70

100

70

110

80

110

80

20

210

160

170

120

200

150

70

40

110

80

110

80

120

90

120

90

25

220

170

180

130

200

150

70

40

110

90

110

90

120

100

120

100

32

240

190

180

130

200

150

70

40

120

100

120

100

130

100

130

100

40

240

190

180

130

200

150

80

50

130

100

130

100

140

110

140

110

50

270

220

210

160

230

180

80

50

130

110

130

110

140

120

150

130

65

300

250

240

190

280

230

90

60

140

120

140

120

150

130

160

140

80

310

260

250

200

310

260

100

70

150

130

150

130

160

130

170

140

100

370

300

310

240

350

280

110

80

160

140

170

140

180

150

190

160

125

410

340

350

280

370

300

120

100

180

150

190

160

200

180

210

180

150

420

350

360

290

380

310

130

110

190

170

200

180

220

200

230

200

175

440

370

380

310

420

350

150

130

210

180

230

200

240

210

250

220

200

450

380

390

320

430

360

160

140

220

190

240

210

260

230

270

240

225

480

410

420

350

440

370

170

150

240

210

260

230

270

240

290

260

250

500

430

440

370

460

390

190

160

260

230

280

250

290

260

330

300

300

560

480

500

420

520

440

210

190

280

260

310

280

320

290

350

320

350

610

530

550

470

550

470

240

210

310

290

340

310

350

330

380

350

400

690

590

630

530

630

530

260

240

340

320

380

360

390

360

410

390

450

740

640

680

580

670

560

290

270

370

350

390

370

450

430

-

-

500

790

690

730

630

690

590

320

290

410

380

440

410

520

490

-

-

600

840

740

780

680

760

660

370

340

470

450

500

470

-

-

-

-

700

880

780

820

720

800

700

410

380

510

480

550

530

-

-

-

-

800

980

860

920

800

860

800

490

450

590

500

650

610

-

-

-

-

900

1030

910

970

850

970

860

540

550

640

600

-

-

-

-

-

-

1000

1130

960

1070

900

1070

900

610

560

730

680

-

-

-

-

-

-

1200

1230

1060

1170

1000

1170

1000

710

660

850

800

-

-

-

-

-

-

1400

1330

1160

1270

1100

1270

1100

810

760

950

900

-

-

-

-

-

-

Рис . 3

для неизолированных трубопроводов при D у до 600 мм - 50 мм; для неизолированных трубопроводов при D у свыше 600 мм и всех трубопроводов с тепловой изоляцией - 100 мм.

Расстояние между нижней образующей или теплоизоляционной конструкцией и полом или дном канала принимается не менее 100 мм.

Расстояние Б (между осями трубопроводов) определяется суммированием табличных размеров bi , где bi = b 1 , b 2 , … b 8 .

При расположении фланцев в разных плоскостях (вразбежку) расстояние между осями неизолированных трубопроводов следует определять суммированием b 4 большего диаметра и b 5 - b 8 меньшего диаметра.

5.1.10 . При проектировании трубопроводов в местах поворотов трассы следует учитывать возможность перемещений, возникающих от изменения температуры стенок трубы, внутреннего давления и других нагрузок.

5 .1 .11. При совместной прокладке трубопроводов и электрокабелей для определения расстояния между ними следует руководствоваться нормативно-технической документацией.

5 .1 .12 . Не допускается прокладка технологических трубопроводов внутри административных, бытовых, хозяйственных помеще ний и в помещениях электрораспределительных устройств, э лектроустановок, щитов автоматизации, в помещениях трансф орматоров, вентиляционных камер, тепловых пунктов, на путях эвакуации персонала (лестничные клетки, коридоры и т.п.), а также транзитом через помещения любого назначения.

Трубопроводы групп А и Б, прокладываемые вне опасного производственного объекта, следует располагать от зданий, где возможно массовое скопление людей (столовая, клуб, медпункт, административные здания и т.д.), на расстоянии не менее 50 м при надземной прокладке и не менее 25 м при подземной прокладке.

5.1.13 . При проектировании трубопроводных трасс рекомендуется учитывать возможность реконструкции, для этого при определении размеров конструкций следует предусматривать резерв как по габаритам, так и по нагрузкам на эти конструкции. В каждом конкретном случае резерв определяется проектом.

5 .1.14 . Не допускается размещение арматуры, компенсаторов, дренажных устройств, разъемных соединений в местах пересечения надземными трубопроводами железных и автомобильных дорог, пешеходных переходов, над дверными проемами, под и над окнами и балконами. В случае необходимости применения разъемных соединений (например, для трубопроводов с внутренним защитным покрытием) должны предусматриваться защитные поддоны.

5.1.15 . Внутрицеховые трубопроводы, транспортирующие вещества групп А, Б и газы группы В (с условным проходом до 100 мм), а также жидкие вещества группы В (независимо от диаметра трубопровода) допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений.

По несгораемой поверхности несущих стен производственных зданий допускается прокладывать внутрицеховые трубопроводы с условным проходом до 200 мм исходя из допускаемых нагрузок на эти стены. Такие трубопроводы должны располагаться на 0 ,5 м ниже или выше оконных и дверных проемов. При этом трубопров оды с легкими газами располагаются выше, а с тяжелыми - ниже о конных и дверных проемов. Прокладка трубопроводов по стенам зд аний со сплошным остеклением, а также по легкосбрасываемым к онструкциям не допускается.

5.1.16 . Прокладку трубопроводов на низких и высоких отдельно стоящих опорах или эстакадах можно применять при любом сочетании трубопроводов независимо от свойств и пара м етров транспортируемых веществ.

При этом трубопроводы с веществами, несовместимыми друг с другом, следует располагать на максимальном удалении друг друга.

При двух- и трехъярусной прокладке трубопроводов их след у ет располагать с учетом следующего:

трубопроводы кислот, щелочей и других агрессивных веществ - на самых нижних ярусах;

трубопроводы веществ группы Б (а), Б (б) - на верхнем ярусе и, по возможности, у края эстакады;

трубопроводы с веществами, смешение которых может вызвать пожар или взрыв, - на максимальном удалении друг от друга.

5.1.17 . Установка П- образны х компенсаторов над проездами и дорогами, как правило, не допускается. Указанная установка компенсаторов допускается при наличии обоснования невозможности или нецелесообразности их размещения в других местах.

5.1.18 . При прокладке на эстакадах трубопроводов, требующих регулярного обслуживания (не менее одного раза в смену), а также на заводских эстакадах должны предусматриваться проходные мостики из несгораемых материалов шириной не менее 0 ,6 м и с перилами высотой не менее 0 ,9 м, а через каждые 200 м и в торцах эстакады при расстоянии менее 200 м - лестницы вертикальные с шатровым ограждением или маршевые.

5.1.19 . При прокладке трубопроводов на низких опорах расстояние от поверхности земли до низа трубы и теплоизоляции следует принимать в соответствии с требованиями стандартов и правил. Для перехода через трубопроводы должны быть оборудованы пешеходные мостики.

Допускается предусматривать укладку трубопроводов диаме т ром до 300 мм включительно в два и более яруса, при этом расстояние от поверхности земли до верха труб или теплоизоляции верхнего яруса должно быть, как правило, не более 1 ,5 м.

5.1 .20 . При соответствующих обоснованиях, когда позволяет несущая способность трубопроводов, допускается крепление к ним других трубопроводов меньшего диаметра. Не допускается такой способ крепления к трубопроводам, транспортирующим:

среды групп А, Б;

технологические среды с температурой свыше 300 °С и ниже м инус 40 °С или давлением свыше 10 МП а (100 кгс/см2) независимо от температуры;

вещества с температурой самовоспламенения в прикрепляемом т рубопроводе ниже 0 ,8 температуры веществ в несущем трубопроводе.

Возможность закрепления трубопроводов должна подтвер ж даться расчетом.

5 .1 .21. При прокладке паропроводов совместно с другими трубопроводами следует руководствоваться правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

5 .1 .22 . Трубопроводы, проходящие через стены или перекрытия зданий, следует заключать в специальные гильзы или футляры. Сварные и резьбовые соединения трубопроводов внутри футляров или гильз не допускаются.

Внутренний диаметр гильзы принимается на 10 - 12 мм больше наружного диаметра трубопровода (при отсутствии изоляции) или наружного диаметра изоляции (для изолированных трубопроводов).

Гильзы должны быть жестко заделаны в строительные конструкции, зазор между трубопроводом и гильзой (с обоих концов) должен заполняться негорючим материалом, допускающим перемещение трубопровода вдоль его продольной оси.

5 .1 .23 . На трубопроводах выброса в атмосферу от технологических аппаратов, содержащих взры во- и пожароопасные вещества, должны устанавливаться огнепреград ители. Установка огнепреград ителей на выбросах от аппаратов с азотным дыханием не требуется.

На выбросах от предохранительных клапанов огнепреградители не устанавливаются.

5 .1 .24 . Трубопроводы для выброса газовых технологических с ре д (факельные трубопроводы) должны отвечать требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

5.1 .25 . Всасывающие и нагнетательные коллекторы компресс оров со средами групп А и Б следует располагать, как правило, вне ма шинных залов. Отключающая (запорная) от коллектора армату ра на всасывающем трубопроводе со средами групп А и Б в кажд ой машине должна быть установлена у коллектора, вне здания, с целью ограничения количества вредных и взры вопожаро опасных веществ, которые могут попасть в помещение при ав арийны х ситуациях. На нагнетательных линиях газовых компрессе, ров, работающих на общий коллектор, предусматривается установка обратных клапанов между компрессором и запорной арматурой.

5 .1 .26 . Прокладка технологических трубопроводов в каналах допускается только при соответствующем обосновании (с учетом п.п. 5.1.5; 5.1.7).

5.1 .27 . Межцеховые трубопроводы групп А и Б не допускается прокладывать под и над зданиями.

Трубопроводы групп А, Б (а), Б (б) не допускается укладывать в общих каналах с паропроводами, теплопроводами, кабелями силового и слабого тока.

5.1 .28 . Подземные трубопроводы, прокладываемые непосредственно в грунте, в местах пересечения автомобильных дорог и железнодорожных путей, должны быть проложены в защитных металлических и бетонных трубах, концы которых должны отстоять от головки рельсов или от обочины дороги не менее чем на 2 м; расстояние от верхней образующей защитной трубы до подошвы шпалы железнодорожного пути должно быть не менее 1 м; до полотна автодороги - не менее 0 ,5 м.

5.1 .29 . Свободная высота эстакад для трубопроводов над проездами и проходами должна быть не менее:

для железнодорожных путей (над головкой рельса) - 5 ,55 м;

для автомобильных дорог - 5 м (4 ,5 при соответствующем обосновании);

для пешеходных дорог - 2 ,2 м.

5 .1 .30 . При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее:

до оси железнодорожного пути нормальной колеи - 2 ,45 м;

до бордюра автодороги - 1 ,0 м.

5.1 .31. Пересечение эстакад с воздушными линиями электропередач выполняется в соответствии с правилами устройства электроустановок.

Воздушные линии электропередач на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимально е р асстоян ие по вертикали от верхних технологических трубопровод ов эстакады до линий электропередач (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения.

Напряжение, кВ

Д о 1

От 1 до 20

От 35 до 110

150

220

Расстояние над трубопроводом, м

1 ,0

3 ,0

4 ,0

4 ,5

5 ,0

Расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов до нижней части вагонеток (с учетом провисания троса) подвесной дороги должно быть не менее 3 м.

При определении вертикального и горизонтального расстояния между воздушными линиями электропередач и технологическими трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток, галерей, площадок, рассматриваются как части трубопровода.

5.1 .32 . При подземной прокладке трубопроводов, в случае одновременного расположения в одной траншее двух и более трубопроводов, они должны располагаться в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между ними в свету следует принимать при следующих условных диаметрах трубопроводов:

до 300 мм - не менее 0 ,4 м;

более 300 мм - не менее 0 ,5 м.

5.1 .33 . Подземные трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии специальной усиленной противокоррозионной защитой (изоляцией).

5 .1 .34 . Глубина заложения подземных трубопроводов должна б ыть не менее 0 ,6 м от поверхности земли до верхней части трубы ил и теплоизоляции в тех местах, где не предусмотрено движение т ранспорта, а на остальных участках принимается исходя из услов ий сохранения прочности трубопровода с учетом всех действующ их нагрузок.

Тр убопроводы, транспортирующие застывающие, увлажненн ые и конденсирующиеся вещества, должны располагаться на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта с уклоном к конд енсатосборникам, другим емкостям или аппаратам.

5.1 .35 . По возможности следует избегать пересечения и сближения до расстояния менее 11 м трубопроводов с рельсовыми п утями электрифицированных (на постоянном токе) дорог и другими источниками блуждающих токов.

В обоснованных случаях допускается уменьшение указанного расстояния при условии применения соответствую щ ей защиты от блуждающих токов.

В местах пересечения подземных трубопроводов с путями электрифицированных железных дорог применяются диэлектрические прокладки.

5.2. Устройства для дренажа и продувки трубопроводов

5 .2 .1 . Все технологические трубопроводы независимо от транспортируемого продукта должны иметь дренажи для слива воды после гидравлического испытания и воздушники в верхних точках трубопроводов для удаления газа.

Необходимость специальных устройств для дренажа и продувки определяется проектом в зависимости от назначения и условий работы трубопровода.

5 .2 .2 . Опорожнение трубопроводов, как правило, должно производиться в технологическое оборудование, имеющее устройства для периодического или непрерывного отвода жидкости. При невозможности обеспечения полного опорожнения (при наличии «мешков», обратных уклонов и т.д.) в нижних точках трубопроводов следует предусматривать специальные дренажные устройства непрерывного или периодического действия.

5 .2 .3 . Трубопроводы, в которых возможна конденсация продукта, должны иметь дренажные устройства для непрерывного удаления жидкости.

В качестве дренажных устройств непрерывного действия в зависимости от свойств и параметров среды могут применяться ко н денсатоотводчики, гидравлические затворы, сепараторы и другие устройства с отводом жидкости в закрытые системы.

5 .2 .4 . Непрерывный отвод дренируемой жидкости из трубопровода предусматривается из специального штуцера-кармана, ввариваемого в дренируемый трубопровод.

Диаметр штуцера-кармана в зависимости от диаметра дренируемого трубопровода следует принимать:

Диаметр трубопровода, D у , м м

от 100 до 125

от 150 до 175

от 200 до 250

от 300 до 350

от 400 до 450

от 500 до 600

от 700 до 800

от 900 до 1200

Диаметр штуцера-ка рмана, Dy , мм

50

80

100

150

200

250

300

350

На трубопроводах условным диаметром менее 100 мм штуцера-карманы не предусматриваются.

Диаметр отводящей трубы, присоединяемой к штуцеру-карману, определяется гидравлическим расчетом.

5 .2 .5 . В качестве дренажных устройств периодического действия следует предусматривать специальные сливные штуцера с запорной арматурой для присоединения стационарных или съемных трубопроводов, гибких шлангов для отвода продуктов в дренажные емкости или технологическое оборудование. На запорную арматуру устанавливается заглушка. Дренажные устройства для аварийного опорожнения проектировать стационарными.

Для продуктов 1 и 2 классов опасности и сжиженных газов устройства для опорожнения с помощью гибких шлангов не допускаются.

Диаметр дренажного трубопровода принимается в соответствии с гидравлическим расчетом исходя из условий регламентированного времени дренажа, но не менее 25 мм.

5 .2 .6 . Для прогрева и продувки трубопроводов, в которых возможна конденсация продукта, на вводе в производственные цеха, технологические узлы и установки перед запорной армат урой, а также на всех участках трубопроводов, отключаемых запорными органами, должен быть предусмотрен в концевых точках дренажный штуцер с вентилем (и заглушкой - для токс ичных продуктов).

Диаметры дренажных штуцеров и запорной арматуры для уда л ения конденсата из паропровода при его продувке, а также из т рубопроводов другого назначения, в случае необходимости их про дувки паром, принимаются в зависимости от диаметра трубоп ровода:

Диаметр трубопровода, D у , м м

до 70

от 80 до 125

от 150 до 170

от 200 до 250

от 300 до 400

от 450 до 600

от 700 до 800

от 900 до 1200

Диаметр штуцера и арматуры, Dy , мм

25

32

40

50

80

100

125

150

5 .2 .7 . Для опорожнения трубопроводов от воды после гидравлического испытания в первую очередь используются устройства для технологического дренажа трубопроводов. При отсутствии технологического дренажа предусматриваются штуцеры, ввариваемые непосредственно в дренируемый трубопровод.

Диаметры дренажных штуцеров рекомендуется принимать не менее указанных ниже:

Диаметр трубопровода, D у , м м

от 25 до 80

от 100 до 150

от 175 до 300

от 350 до 450

от 500 до 700

от 800 до 1200

Диаметр штуцера, Dy , мм

15

20

25

32

40

50

5 .2 .8 . Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных газов, пожаровзры воопасны х продуктов и веществ 1 и 2 классов опасности, должны быть предусмотрены в начальных и конечных точках трубопровода штуцера с арматурой и заглушкой для продувки их инертным газом или водяным паром и (или) промывки водой или 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.

Диаметры штуцеров для продувки и промывки принимаются в зависимости от диаметра трубопровода, но не менее указанных в п. 5.2.7.

5 .2 .9 . Применение гибких шлангов для удаления сжиженных газов из стационарного оборудования не допускается.

Для заполнения и опорожнения нестационарного оборудовани я (слив и налив железнодорожных цистерн, контейнеров, бочек и ба л ло нов) допускается применение гибких шлангов, рассчитанных на с оответствующее давление.

5 .2 .10 . Трубопроводы с технологическими средами 1 , 2 и 3 классов опасности следует продувать в специальные сбросные тру бопроводы с последующим использованием или обезвреживанием продувочных газов и паров. Продувку остальных трубопроводов допускается осуществлять через продувочные свечи в атмосферу.

5 .2 .11. Схема продувки трубопровода и расположение продувочных свечей определяется при проектировании в каждом конкретном случае с соблюдением требований нормативно-технической документации.

5 .2.12 . Продувочные свечи должны иметь устройства для отбора проб с арматурой, а продувочные свечи для горючих и взрывоопасных продуктов - также огнепреградители.

5 .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.

5 .2.14 . Все виды конденсатоотвод ящих устройств и все дренажные трубопроводы, размещаемые вне помещений, должны быть надежно защищены от замерзания теплоизоляцией и обогревом.

5.3. Размещение арматуры

5 .3.1. На вводах трубопроводов в цехи, технологические узлы и установки и выводах должна устанавливаться запорная арматура. На вводах трубопроводов для горючих газов, в том числе сжиженн ых, а также для трубопроводов для легковоспламеняющихся и г орючих жидкостей (ЛВ Ж и ГЖ) диаметром 400 мм и более должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным управлен ием и ручным дублированием.

Запорная арматура с дистанционным управлением должна распо л агаться 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. Управление арматурой допускается располагать в производственных помещениях при условии дублирования его из безопасного места.

5 .3 .2 . На внутрицеховых обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность надежного отключения каждого агрегата или технологического аппарата, а также всего трубопровода.

Необходимость применения арматуры с дистанционным приводом или ручным определяется условиями технологического процесса и обеспечением безопасности работы, а также требованиями нормативно-технической документации по промышленной безопасности.

5 .3 .3 . Управление запорной арматурой с дистанционным управлением, предназначенной для аварийного сброса газа, следует осуществлять из операторной.

5 .3 .4 . Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры непрерывного технологического процесса, следует снабжать обводной (байпасной) линией с соответствующими запорными устройствами. При невозможности по условиям безопасности осуществления ручного регулирования технологическим процессом требуется устройство байпасной линии с регулирующим клапаном.

5 .3 .5 . При установке привода к арматуре маховики для ручного управления должны открывать арматуру движением против часовой стрелки, а закрывать - по часовой стрелке.

Направление осей ш пинделей должно определяться в проектной документации.

5 .3 .6 . На запорной арматуре устанавливаются указатели, показывающие ее состояние: «открыто», «закрыто».

5 .3 .7 . При расположении арматуры на трубопроводе следует руководствоваться указаниями, имеющимися в технических условиях и нормативно-технической документации.

5 .3 .8 . В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, проектом предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа.

5 .3 .9 . На нагнетательных линиях компрессоров и центробежных насосов предусматривается установка обратных клапанов.

Обратный клапан устанавливается между нагнетателем и запорной арматурой. На центробежных насосах, работающих в системе без избыточного давления, допускается обратные клапаны не с тавить.

5 .3.10 . На трубопроводах, подающих вещества групп А и Б в емкости (сосуды), работающие под избыточным давлением, устанавливаются обратные клапаны.

Обратный клапан должен размещаться между емкостью и запорной арматурой на подводящем трубопроводе. Если один и тот же трубопровод служит для подачи и отбора продукта, то обратный клапан не устанавливаетс я.

5 .3 .11 . Для надежного отключения от коллектора агрегатов (технологических аппаратов), работающих под давлением 4 МПа (40 кгс/см2) и выше, на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А, Б (а), Б (б), следует устанавливать два запорных органа с дренажным устройством между ними с условным проходом 25 мм, соединенным с атмосферой. На дренажной арматуре устанавливаются заглушки.

Дренажные устройства трубопроводов группы А и жидких сероводородсодержа щ их сред должны соединяться с закрытой системой.

На трубопроводах, транспортирующих вещества указанных групп с рабочим давлением менее 4 МПа (40 кгс/см2), а также групп Б (в), В вне зависимости от давления, устанавливается один запорный орган и дренажное устройство с заглушкой на дренажной арматуре.

5 .3 .12 . В случае возможности повышения давления, в том числе за счет объемного расширения жидких сред, свыше расчетного, на трубопроводах должны устанавливаться предохранительные устройства. Сбросы от предохранительных клапанов должны отвечать требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

5 .3.13 . Трубопроводная арматура должна размещаться в места х, доступных для удобного и безопасного ее обслуживания и рем онта. Ручной привод арматуры должен располагаться на высоте не более 1,8 м от уровня пола помещения или площадки, с которой п роизводят управление. При частом использовании арматуры привод следует располагать на высоте не более 1 ,6 м.

При размещении арматуры на высоте более, чем указано для обслуживания, должны предусматриваться стационарные или переносн ы е площадки и лестницы. Время закрытия (открывания) запорной арматуры должно соответствовать требованиям проекта.

5 .3 .14 . На вводе трубопровода в производственные цехи, технологические узлы и установки, если максимально возможное ра бочее д авление технологической среды в трубопроводе превышает расчетное давление технологического оборудования, в которое она направляется, необходимо предусматривать редуцирующее устройс тво (автоматическое для непрерывных процессов или ручное для периодических) с манометром и предохранительным клапаном на стороне низкого давления.

5.4. Опоры и подвески трубопроводов

5 .4.1. Трубопроводы следует монтировать на опорах или подвесках. Расположение опор (неподвижных, скользящих, катковых, пружинных и т.д.), 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 по возможности ближе к сосредоточенным нагрузкам, арматуре, фланцам, фасонным деталям и т.п.

5 .4 .2 . Опоры и подвески рассчитываются на вертикальные нагрузки от массы трубопровода с транспортируемой средой (или водой при гидроиспытании), изоляции, футеровки, льда (если возможно обледенение), а также нагрузки, возникающие при термическом расширении трубопровода.

5 .4 .3 . Опоры и подвески располагаются на расстоянии не менее 50 мм от сварных швов для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

5 .4 .4 . Для трубопроводов, транспортирующих вещества с отрицательной температурой, при необходимости исключения потерь холода следует применять опоры с теплоизолирующими прокладками.

5 .4 .5 . При выборе материалов для опорных конструкций, опор подвесок, размещаемых вне помещений и в неотапливаемых помеще ниях, за расчетную температуру принимается средняя температу ра наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0 ,92 .

Материал элементов опор и подвесок, привариваемых к трубоп р оводу, должен соответствовать материалу трубопровода.

Для элементов опор и подвесок, непосредственно соприкасающихся с трубопроводом, следует также учитывать температуру т ранспортируемого вещества.

5 .4 .6 . Для обеспечения проектного уклона трубопровода разрешается установка под подушки опор металлических подкладок, привариваемых к строительным конструкциям.

5 .4 .7 . Для трубопроводов, подверженных вибрации, следует применять опоры с хомутом и располагать их на строительных конструкциях. Подвески для таких трубопроводов допускается предусматривать в качестве дополнительного способа крепления.

5 .4 .8 . В проекте при необходимости указываются величины предварительного смещения подвижных опор и тяг подвесок, а также данные по регулировке пружинных опор подвесок.

При применении подвесок в проекте указываются длины тяг в пределах от 150 до 2000 мм кратные 50 мм.

5 .4 .9 . Опоры под трубопроводы должны устанавливаются с соблюдением следующих требований:

а) они должны плотно прилегать к строительным конструкциям;

б) отклонение их от проектного положения не должно превышать в плане ± 5 мм для трубопроводов внутри помещений и ±10 мм для наружных трубопроводов; отклонение по уклону не должно превышать +0 ,001;

в) уклон трубопровода проверяется приборами или специальными приспособлениями (нивелиром, гидростатическим уровнем и др. ) ;

г ) подвижные опоры и их детали (верхние части опор, ролики, ш арики) должны устанавливаться с учетом теплового удлинения кажд ого участка трубопровода, для чего опоры и их детали необходимо смещать по оси опорной поверхности в сторону, противоположную удлинению;

д) тяги подвесок трубопроводов, не имеющих тепловых у дл инений, должны быть установлены отвесно; тяги подвесок т рубопроводов, имеющих тепловые удлинения, должны устанавливаться с наклоном в сторону, обратную удлинению;

е) пружины опор и подвесок должны быть затянуты в соот вет ствии с указаниями в проекте; на время монтажа и гидравлического испытания трубопроводов пружины разгружаются распорными приспособлениями;

ж) опоры, устанавливаемые на дне лотков и каналов, не должны препятствовать свободному стоку воды по дну лотка или канала.

5 .4.10 . При необходимости уменьшения усилий от трения следует устанавливать специальные конструкции опор, в том числе шариковые и катковы е.

К атковы е и шариковые опоры не допускается применять при прокладке трубопроводов в каналах.

5 .4 .11 . Подвижные и неподвижные опоры трубопроводов с сероводородсодержащими средами должны применяться, как правило, хомут овы е. Применение приварных к трубопроводу деталей опор без последующей термообработки трубопровода не допускается.

5 .4.12 . Приварка элементов подвижных опор к трубопроводам из термически упрочненных труб и труб контролируемой прокатки не допускается.

5.5. Дополнительные требования к устройству трубопроводов при комплектно-блочном методе монтажа

5 .5 .1 . Проектирование и изготовление трубопроводов, входящих в состав поставочных блоков, должны соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям на проектирование и изготовление трубопроводных блоков.

5.6. Компенсация температурных деформаций трубопроводов

5 .6 .1. Температурные деформации следует компенсировать за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией (например, на совершенно прямых участках значительной протяженности) на трубопроводах устанавливаются П-образны е, линзовые, волнистые и другие компенсаторы .

В тех случаях, когда проектом предусматривается продувка пар ом или горячей водой, компенсирующая способность трубопроводов должна быть рассчитана на эти условия.

5 .6 .2 . Не допускается применять сальниковые компенсаторы на технологических трубопроводах, транспортирующих среды групп А и Б.

Не допускается установка линзовых, сальниковых и волнистых компенсаторов на трубопроводах с условным давлением свыше 10 М Па (100 к гс/см2).

5 .6 .3 . П-образны е компенсаторы следует применять для технологических трубопроводов всех категорий. Их изготавливают либо гнутыми из цельных труб, либо с использованием гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов.

5 .6 .4 . Для П-образны х компенсаторов гнутые отводы следует применять только из бесшовных, а сварные - из бесшовных и сварных прямошовны х труб. Применение сварных отводов для изготовления П-образных компенсаторов допускается в соответствии с указаниями п. 2.2.37 настоящих Правил.

5 .6 .5 . Применять водогазопроводны е трубы для изготовления П-образных компенсаторов не допускается, а электросварные со спиральным швом рекомендуются только для прямых участков компенсаторов.

5 .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.

5 .6 .7 . П-образные компенсаторы перед монтажом должны быть установлены на трубопроводах вместе с распорными приспособле ниями, которые удаляют после закрепления трубопроводов на не подвижных опорах.

5 .6 .8 . Линзовые компенсаторы, осевые, а также линзовые компе нсаторы шарнирные применяются для технологических трубоп роводов в соответствии с нормативно-технической документацией.

5 .6 .9 . При установке линзовых компенсаторов на горизонтал ьных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы до лжен быть предусмотрен дренаж конденсата. Патрубок для дре нажной трубы изготавливают из бесшовной трубы. При установ и линзовых компенсаторов с внутренним стаканом на горизонтальны х трубопроводах с каждой стороны компенсатора должны быть предусмотрены направляющие опоры на расстоянии не более 1,5Ду компенсатора.

5 .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.

5 .6 .11 . Качество компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться паспортами или сертификатами.

5 .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;

температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату.

5 .6.13 . Расчет П-образны х, Г- образны х и Z -образн ы х компенсаторов следует производить в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

5.7. Требования к снижению вибрации трубопроводов

5 .7 .1. Для оборудования и трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, следует предусматривать в проектах меры и средства по снижению вибрации и исключению возможности аварийного разрушения и разгерметизации системы.

Способы снижения и допустимые уровни вибрации, методы и средства контроля ее должны соответствовать требованиям государственных стандартов и других нормативных документов.

5 .7 .2 . Для устранения вибрации трубопроводов от пульсации потока у поршневых машин должна предусматриваться установка бу фе рны х и акустических емкостей, обоснованная соответствующи м расчетом, и в случае необходимости - установка специальн ых гасителей пульсации.

При работе нескольких компрессоров на общий коллектор бу ф ерные и акустические емкости должны устанавливаться для каждой нагнетательной установки.

5 .7 .3 . Конструкцию и габариты буферных и акустических емк остей для гашения пульсации, места установки выбирают по результатам расчета.

В качестве буферной емкости для гашения пульсации можно использовать аппараты, комплектующие компрессор (холодильники, сепараторы, маслоотделители и т.д.), при соответствующей проверке расчетом объема и места установки аппарата.

5.8. Тепловая изоляция, обогрев

5 .8 .1. Необходимость применения тепловой изоляции определяется в каждом конкретном случае, в зависимости от свойств транспортируемых веществ, места и способа прокладки трубопровода, требований технологического процесса и требований безопасности труда и взры вопожаробезопасности.

5 .8 .2 . Тепловой изоляции трубопроводы подлежат в следующих случаях:

при необходимости предупреждения и уменьшения тепло- или холодопотерь (для сохранения температуры, предотвращения конденсации, образования ледяных, гидратн ы х или иных пробок и т.п.);

при температуре стенки трубопровода за пределами рабочей или обслуживаемой зоны выше 60 °С, а на рабочих местах и в обс луживаемой зоне при температуре выше 45 °С - во избежание ожогов;

при необходимости обеспечения нормальных температурных условий в помещении.

В обоснованных случаях теплоизоляция трубопроводов может меняться ограждающими конструкциями.

5 .8 .3 . Тепловая изоляция трубопроводов должна соответствовать требованиям нормативно-технической документации.

5 .8 .4 . При прокладке трубопровода с обогреваемыми спут ни ками тепловая изоляция осуществляется совместно с обогрев аемы ми спутниками.

Необходимость обогрева, выбор теплоносителя, диаметр обогреваемого спутника и толщина теплоизоляции определяются проектом на основании соответствующих расчетов.

5 .8 .5 . Тепловая изоляция трубопроводов осуществляется после испытания их на прочность и плотность и устранения всех обнаруженных при этом дефектов.

Обогревающие спутники также должны быть испытаны и принят ы комиссией по акту до нанесения тепловой изоляции.

При монтаже обогревающих спутников особое внимание должно быть обращено на отсутствие гидравлических «мешков» и правильное осуществление дренажа во всех низших точках.

5 .8 .6 . В теплоизоляционных конструкциях трубопровода следует предусматривать следующие элементы:

основной теплоизолирующий слой;

армирующие и крепежные детали;

защитно-покровный слой (защитное покрытие).

В состав теплоизоляционных конструкций трубопроводов с температурой транспортируемых веществ ниже плюс 12 °С должен входить пароизоляционны й слой. Необходимость в пароизоляционном слое при температуре транспортируемых веществ свыше плюс 12 °С определяется расчетом.

При отрицательных рабочих температурах среды проектом тепловой изоляции должны предусматриваться тщательное уплотнение всех мест соединений отдельных элементов и герметизация швов при установке сборных теплоизоляционных конструкций.

5 .8 .7 . Для арматуры, фланцевых соединений, компенсаторов, а также в местах измерения и проверки состояния трубопроводов должны предусматриваться съемные теплоизоляционные конструкции. Толщина тепловой изоляции этих элементов должна приниматься равной 0 ,8 толщины тепловой изоляции труб.

5 .8 .8 . Для трубопроводов с рабочей температурой выше плюс 250 °С и ниже минус 60 °С не допускается применение однослойных теплоизоляционных конструкций из формованных изделий (перлитоцементны х, известковокремнеземисты х, совелитовых, вулканитовы х).

5 .8 .9 . Не допускается применять элементы теплоизоляционных конструк ций из сгораемых материалов для трубопроводов групп А и Б, а также трубопроводов группы В при надземной прокладке, для в нутрицеховых, расположенных в тоннелях и на путях эвакуации эксплуатационного персонала (коридорах, лестничных клетках и др.).

5 .8 .10 . Для трубопроводов, транспортирующих активные окислители, не допускается применять тепловую изоляцию с содержанием органических и горючих веществ более 0 ,45 % по массе.

5 .8 .11 . Теплоизоляционные материалы и изделия, содержащие органические компоненты, допускаются к применению на трубопроводах с рабочей температурой выше 100 °С при наличии соответствующих обоснований.

5 .8 .12 . Для трубопроводов, подверженных вибрации, не рекомендуется предусматривать порошкообразные теплоизоляционные материалы, минеральную вату и вату из непрерывного стеклянного волокна.

5.9. Защита от коррозии и окраска трубопроводов

5 .9 .1 . При транспортировке агрессивных веществ защиту от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов следует обеспечивать с учетом химических и физических свойств веществ, конструкции и материалов элементов трубопроводов, условий эксплуатации и других факторов.

5 .9 .2 . Выбор вида и системы защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов осуществляется в зависимости от способа и условий их прокладки, характера и степени коррозионной активности внешней среды, степени опасности электрокоррозии, в ида и параметров транспортируемых веществ.

5 .9 .3 . Оценку степени агрессивности воздействия окружающей с реды и защиту от коррозии наружной поверхности надземных т рубопроводов следует осуществлять с использованием металлич еских и неметаллических защитных покрытий в соответствии с т ребованиями строительных норм и правил.

5.9 .4 . Для защиты трубопроводов от подземной коррозии в про екте предусматриваются решения по обеспечению их над ежной эксплуатации.

5 .9 .5 . Решение о необходимости электрохимической защиты принимается в соответствии с требованиями НТД на основании коррозионных исследований, выполняемых с целью выявления на участках прокладки трубопроводов опасности почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами.

5 .9 .6 . Проектирование системы электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной) необходимо производить в соответствии с требованиями нормативно-технической докумен тации.

5 .9 .7 . При бесканальной прокладке подземных трубопроводов проектирование средств защиты от почвенной коррозии и корро зии, вызываемой блуждающими токами, следует осуществлять для трубопроводов без тепловой изоляции.

5 .9 .8 . Трубопроводы, транспортирующие вещества с температурой ниже плюс 20 °С и подлежащие тепловой изоляции, следует защищать от коррозии, как трубопроводы без тепловой изоляции.

5 .9 .9 . При электрохимической защите трубопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС). Размещение ИФС - согласно строительным нормам и правилам.

5 .9 .10 . Для измерения электропотенциалов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения.

5 .9 .11 . При проектировании мероприятий по антикоррозионной защите технологических трубопроводов конструктивные решения должны обеспечивать доступность осмотра и восстановление антикоррозионных покрытий.

5 .9 .12 . Опознавательную окраску трубопроводов следует выполнять в соответствии с государственными стандартами и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности

6. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ ТРУБОПРОВОДОВ

6.1. Общие требования к монтажу трубопроводов

6.1 .1. Монтаж трубопроводов и блоков коммуникаций (далее трубопроводов) следует производить в соответствии с требов аниями настоящих Правил, разработанного плана производства работ (ППР) и проекта.

Монтаж трубопроводов взр ы вопожароопасны х производств с блоками I категории взрывоопасности следует, как правило, осуще с твлять на основе узлового или м онтажно-блочного метода.

6 .1 .2 . Не допускается отступление от проекта и ППР без проведен ия согласования в установленном порядке.

6.1 .3 . При монтаже трубопроводов следует осуществлять входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и армату ры на соответствие их сертификатам, стандартам, техническим у словиям и другой технической документации, а также операционный контроль качества выполненных работ. Результаты входного контроля оформляются актом с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий.

6 .1 .4 . Отклонение линейных размеров сборочных единиц трубопроводов не должно превышать ±3 мм на 1 м, но не более ±10 мм на всю длину.

6 .1 .5 . Изделия и материалы, на которые истекли расчетные сроки, указанные в документации могут быть переданы в монтаж только после проведения ревизии, устранения дефектов, испытания и других работ, обеспечивающих их качество и безопасность применения.

6 .1 .6 . Условия хранения изделий и материалов для монтажа трубопроводов должны соответствовать требованиям технической документации.

6 .1 .7 . Если труба в процессе монтажа разрезается на несколько частей, то на все вновь образовавшиеся части наносится клеймение, соответствующее клеймению первоначальной трубы.

6.2. Монтаж трубопроводов

6 .2 .1 . При приемке в монтаж сборочных единиц, труб, элемент ов и других изделий, входящих в трубопровод, необходимо внешним осмотром (без разборки) проверить соответствие их требо ваниям документации и комплектности.

6.2 .2 . Не допускается монтаж сборочных единиц, труб, деталей, других изделий, загрязненных, поврежденных коррозией, деформ ированны х, с поврежденными защитными покрытиями.

6.2 .3 . Специальные виды очистки внутренних поверхностей тру бопроводов (обезжиривание, травление), если нет других ука заний в документации, выполняются после монтажа в период пус конал ад очны х работ.

6 .2 .4 . Трубопроводы допускается присоединять только к зак репленному в проектном положении оборудованию. Соединять трубопроводы с оборудованием следует без перекоса и дополнительного натяжения. Неподвижные опоры прикрепляют к опорным конструкциям после соединения трубопроводов с оборудованием.

6 .2 .5 . При сборке трубопроводов под сварку не допускается нагрузка на сварной стык до его полного остывания после сварки и термообработки (при необходимости).

6 .2 .6 . Расстояние от поперечного сварного соединения до края опоры или подвески должно обеспечить (при необходимости) возможность его термообработки и контроля.

Расстояние от штуцера или другого элемента с угловым (тавровым) швом до начала гнутого участка или поперечного сварного шва трубопровода должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм для труб с наружным диаметром до 100 мм. Для труб с наружным диаметром 100 мм и более это расстояние должно быть не менее 100 мм.

Длина прямого участка между сварными швами двух соседних гибов должна составлять не менее 100 мм при условном диаметре менее 150 мм и 200 мм при условном диаметре от 150 мм и выше. При применении крутоизогнутых отводов допускается расположение сварных соединений в начале изогнутого участка и сварка между собой отводов без прямых участков.

6 .2 .7 . Расстояние между соседними сварными соединениями и длина кольцевых вставок при вварке их в трубопровод должны быть не менее 100 мм.

6 .2 .8 . Вварка штуцеров, бобышек, муфт и других деталей в местах расположения сварных швов, в гнутые и штампованные детали трубопроводов не допускается.

В обоснованных случаях в гнутые и штампованные детали трубопроводов допускается вварка одного штуцера внутренни м диаметром не более 25 мм.

6 .2 .9 . При сборке поперечных сварных стыков продольные сварные швы соединяемых элементов должны быть смещены поворотом вокруг продольной оси элементов относительно друг друга.

6.2.10 . Перед установкой сборочных единиц трубопроводов в проектное положение гайки на болтах (шпильках) фланцевых соединений должны быть затянуты, сварные стыки заварены (при нео бхо дим ости термообработаны ) и проконтролированы в соответствии с требованиями документации.

6 .2 .11. Отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверх ности фланца к оси трубы или детали не должно превышать величин, приведенных в таблице 8.

Таблица 8

Диаметр трубы (детали), мм

Отклонение, мм

25 - 60

0 ,15

60 - 160

0 ,25

160 - 400

0 ,35

400 - 750

0 ,5

Свыше 750

0 ,6

6 .2 .12 . Несоосность уплотнительны х поверхностей сопрягаемых фланцев не должна превышать удвоенного отклонения, указанного в таблице 8, при этом зазор должен быть одинаковым по всей окружности и соответствовать толщине прокладки.

6 .2.13 . При сборке фланцевых соединений следует выполнять следующие требования:

гайки болтов должны быть расположены с одной стороны фланцевого соединения;

высота выступающих над гайками концов болтов и шпилек должна быть не менее 1 и не более 3 шагов резьбы;

гайки соединений с мягкими прокладками затягивают способом крестообразного обхода, а с металлическими прокладками - с пособом кругового обхода;

болты и шпильки соединений трубопроводов должны быть с мазаны в соответствии с требованиями рабочей документации, а т рубопроводов, работающих при температуре свыше 300 °С, предварительно покрыты графитовой смазкой. Мягкие прокладки натираю тся с обеих сторон сухим графитом;

диаметр отверстия прокладки не должен быть меньше внутр е ннего диаметра трубы и должен соответствовать внутреннему д иаметру уплотнительной поверхности фланца;

не допускается выравнивание перекосов фланцевых соединений натяжением болтов (шпилек), а также применением кл иновых прокладок.

6 .2 .14 . Монтаж трубопровода разрешается только после уста новки и закрепления опорных конструкций и подвесок в соответ ствии с требованиями проекта. Сборочные единицы и узлы т рубопроводов должны быть уложены не менее чем на две опоры (или закреплены на двух подвесках) с защитой их от опрокидывания или разворота.

6 .2 .15 . Расстояние от фланца арматуры или фланца компенсатора до опоры, подвески, стены, перегородки или перекрытия должно быть не менее 400 мм.

6 .2.16 . В местах расположения измерительных диафрагм вместо них при монтаже допускается временно устанавливать монтажные кольца в соответствии с нормативно-технической документацией.

6 .2 .17 . Арматура, имеющая механический или электрический привод, до передачи ее в монтаж должна проходить проверку работоспособности привода.

6 .2 .18 . Положение корпуса арматуры относительно направления потока среды и установка осей штурвалов определяются проектом.

6 .2.19 . Трубопроводную арматуру следует монтировать в закрытом состоянии. Фланцевые и приварные соединения арматуры должны быть выполнены без натяжения трубопровода. Во время сварки приварной арматуры ее затвор или клапан необходимо полностью открыть, чтобы предотвратить заклинивание его при нагревании корпуса. Если сварка производится без подкладных колец, арматуру по окончании сварки можно закрыть только после ее внутренней очистки.

6 .2 .20 . Холодный натяг трубопроводов можно производить после выполнения всех сварных соединений (за исключением замыкающего), окончательного закрепления неподвижных опор на концах участка, подлежащего холодному натягу, а также после термической обработки (при необходимости ее проведения) и контроля качества сварных соединений, расположенных на всей длине участка, на котором необходимо произвести холодный натяг.

6.2.21. П- образны е компенсаторы, расположенные в горизонтальной плоскости, следует устанавливать с соблюдением общего укло на трубопровода, указанного в рабочей документации.

6.2.22 . Осевые компенсаторы следует устанавливать соосно с т рубопроводами.

Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительн ы х патрубков компенсаторов при их установке и сварке долж ны соответствовать документации на компенсаторы.

6 .2 .23 . При установке компенсаторов направление стрелки на корпусе должно совпадать с направлением движения вещества в т рубопроводе.

6 .2 .24 . При монтаже компенсаторов должны исключаться скручивающие нагрузки относительно продольной оси и провисание их под действием собственной массы и массы примыкающих трубопроводов, а также обеспечиваться защита гибкого элемента от механических повреждений и попадания искр при сварке.

6 .2 .25 . Монтажная длина сильфонны х, линзовых и сальниковых компенсаторов принимается с учетом поправок на температуру наружного воздуха при монтаже.

6 .2 .26 . Растяжение компенсаторов до монтажной длины следует производить с помощью приспособлений, предусмотренных конструкцией компенсатора, или натяжными монтажными устройствами. Растяжка (сжатие) компенсаторов оформляется актом.

6 .2 .27 . При монтаже сальниковых компенсаторов обеспечивается свободное перемещение подвижных частей и сохранность набивки.

6 .2 .28 . Сварное соединение, перед сваркой которого следует производить растяжку компенсатора, должно быть указано в рабочей документации. Допускается во избежание снижения компенсационной способности компенсатора и его перекоса использовать с оединение, расположенное на расстоянии не менее 20 D н от оси симметрии компенсатора.

6 .2 .29 . Линзовые, сильфонны е и сальниковые компенсаторы следует устанавливать в сборочных единицах и блоках коммуник аций при их укрупненной сборке, применяя при этом дополнительны е жесткости для предохранения компенсаторов от деформации и повреждения во время транспортировки, подъема и установ ки. По окончании монтажа временно установленные жесткости удаляются.

6 .2 .30 . Отклонение трубопроводов от вертикали (если нет указаний в проекте) не должно превышать 2 мм на один метр дл ины, трубопровода.

6 .2 .31. При монтаже вертикальных участков трубопроводов в рабочей документации должны быть предусмотрены меры, искл ючающие возможность сжатия компенсаторов под действие массы вертикального участка трубопровода.

6 .2 .32 . Окончательное закрепление трубопроводов в кажд ом температурном блоке при укладке на эстакадах, в каналах или лотках должно производиться, начиная от неподвижных опор.

6 .2 .33 . Монтаж трубопроводов, пересекающих железнодорожные пути, автодороги, проезды и другие инженерные сооружения, следует производить по согласованию в установленном порядке.

6 .2 .34 . Дл я обогрева технологических трубопроводов преимущественно применяются трубопроводы D у не менее 20 мм с соединением их на сварке (за исключением мест установки фланцевой арматуры).

6 .2 .35 . Крепление трубопроводов обогрева к технологическим трубопроводам должно обеспечивать свободную компенсацию тепловых удлинений трубопроводов.

6 .2 .36 . Антикоррозионную защиту и тепловую изоляцию трубопроводов до установки их в проектное положение допускается выполнять с условием обеспечения сохранности защитного покрытия при производстве последующих монтажных работ.

6.3. Особенности монтажа трубопроводов с условным давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2) до 320 МПа (3200 кгс/см2)

6 .3.1. Сборочные единицы и детали трубопроводов должны соответствовать государственным стандартам и нормативно- технической документации. При приемке в монтаж трубопроводов и других изделий следует проверять:

резьбовые присоединительные концы труб, деталей и арматуры - прокручиванием фланцев;

резьбу шпилек - прокручиванием гаек;

геометрические размеры присоединительных концов труб и соединительн ы х деталей, арматуры, фланцев, муфт, крепежных деталей и прокладок в количестве 2 % от каждой партии, но не мене е 2 штук;

соответствие количества труб, соединительных деталей, фланцев линз, муфт, арматуры, крепежных деталей и прокладок количес т ву, указанному для этих партий в сопроводительной документации.

Трубопроводная арматура, независимо от испытаний и гарантийного срока, перед выдачей в монтаж подлежит испытанию на прочность и герметичность.

6 .3 .2 . Требования к очистке, смазке, сборке, соосности и зазорам в разъемных соединениях трубопроводов устанавливаются в проектной документации или нормативно-технической документацией.

Не допускается устранять зазоры, не параллельности или не соосности между сборочными единицами или деталями путем натяжения трубопроводов.

6 .3 .3 . Крепежные детали должны быть одной партии и затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия натяжения. Порядок сборки соединений, контроля усилий затяжки должны быть приведены в нормативно-технической документации или производственной инструкции (технологической карте) с учетом величин, приведенных в рабочей документации или (при отсутствии) в таблице 9.

6 .3 .4 . В собранном фланцевом соединении шпильки должны выступать из г аек не менее чем на один виток резьбы.

Не допускается установка шайб между фланцами и гайками. При навернутом фланце резьбовая часть присоединительного конца трубы должна выступать от торца фланца на один шаг резьбы.

6 .3 .5 . В рабочей документации расстояние между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекры тиях и других строительных конструкциях следует прин имать с учетом возможности сборки и разборки соединения с п рименением механизированного инструмента, при этом для т рубоп роводов с условным диаметром до 65 мм указанное расстояние д олжно быть не менее 300 мм и не менее 600 мм для трубопроводе большего диаметра.

Таблица 9

Величина усилий затяжки шпилек

Диаметр условного прохода , мм

Усилие затяжки* одной шпильки ( кН ) при условном давлении, МПа (кгс/см2)

20 (200 )

25 (250 )

32 (320 )

40 (400 )

50 (500 )

64 (640)

80 (800 )

100 (1000 )

160 (1600 )

250 (2500 )

320 (3200 )

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

6

1 ,1

1 ,2

1 ,3

1 ,5

1 ,5

1 ,9

2 ,2

2 ,5

24 ,0

24 ,0

30 ,0

10

3 ,1

3 ,3

3 ,7

4 ,0

4 ,5

5 ,2

6 ,0

6 ,6

36 ,0

36 ,0

40 ,6

15

7,0

7 ,5

8 ,2

6 ,8**

7 ,6**

8 ,8

10 ,0

11 ,5

48,0

48 ,0

55 ,0

9 ,0

10 ,0

25

11 ,8

12 ,7

13 ,9

15 ,8

17 ,0

19 ,7

22,6

26 ,0

46 ,5

46 ,5

74 ,1

32

21 ,0

22 ,5

24 ,5

27 ,0

20 ,0**

23 ,0

26 ,5

31 ,0

64 ,5

64 ,5

100 ,3

30 ,0

40

21 ,0

22 ,5

24 ,5

27 ,0

30 ,0

34 ,5

39 ,5

46 ,0

75 ,5

82 ,0

135 ,5

50

37,5

40 ,0

44 ,0

48 ,5

54 ,0

62 ,5

71 ,0

82 ,5

91 ,0

99 ,8

150 ,0

65

51 ,5

55,0

60 ,0

67 ,0

74 ,0

85,0

98,0

114 ,0

124 ,0

134 ,5

167 ,8

80

77 ,0

82,0

90 ,0

99 ,0

110 ,0

95 ,0**

110 ,0**

127 ,0

155 ,2

-

-

127 ,0

145 ,0

100

100 ,0

107 ,0

117 ,0

97 ,0**

108 ,0**

124 ,0

142 ,0

165 ,0

-

-

-

130 ,0

144 ,0

125

116 ,0

125,0

136 ,0

151 ,0

168 ,0

194 ,0

222 ,0

257 ,0

-

-

-

150

173 ,0

185 ,0

200 ,0

223 ,0

250,0

286 ,0

327 ,0

380 ,0

-

-

-

200

280 ,0

300 ,0

330 ,0

290 ,0**

324 ,0**

470 ,0

530 ,0

620 ,0

-

-

-

360 ,0

400 ,0

300

-

-

364 ,0

-

-

-

-

-

-

-

-

350

-

-

494 ,0

-

-

-

-

-

-

-

-

400

-

-

522 ,0

-

-

-

-

-

-

-

-

* В таблице даны усилия затяжки для фланцевых соединений со сферическими линзами и прокладками восьмиугольного сечения.

** В числителе - усилие затяжки одной шпильки для фланцевых соединений D у 15 мм - с четырьмя шпильками; D у 32 мм - с шестью шпильками; D у 80 мм - с восемью шпильками; Dy 100 и 200 мм - с десятью шпильками. В знаменателе - усилие затяжки одной шпильки для соединений Dy 15 мм - с тремя шпильками; Dy 32 мм - с четырьмя шпильками; Dy 80 мм - с шестью шпильками ; Dy 100 и 200 мм - с в осемь ю шпильк ами .

6.4. Документация и маркировка трубопроводов или сборочных единиц, поставляемых заводами-изготовителями

6 .4.1 . Каждый трубопровод или сборочная единица поставляе тся заказчику со следующей документацией:

сборочный чертеж трубопровода или сборочной единицы в двух экземплярах;

паспорт на сборочные единицы стальных трубопроводов комплектных трубопроводных линий;

копии паспортов на арматуру и детали трубопровода , крепежные детали и уплотнения;

ведомость на упаковку (комплектовочная ведомость) в одном экземпляре;

упаковочный лист в трех экземплярах, из которых:

один экземпляр отправляется почтой;

один экземпляр - в упаковочном ящике;

один экземпляр - на упаковочном ящике.

6 .4 .2 . Сборочные единицы из нержавеющих сталей и стали 20 ЮЧ, маркируются яркой несмываемой краской.

6 .4 .3 . Сборочные единицы из других сталей маркируются клеймением.

6 .4 .4 . Маркировать следует на расстоянии не менее 200 мм от одного из присоединительных концов с указанием в числителе шифра технологической установки, в знаменателе - шифра линии трубопровода. Маркировать - шрифтом в соответствии с нормативно-технической документацией.

6 .4 .5 . Схема маркировки сборочных единиц должна быть единой для всех трубопроводов выполняемого заказа.

Места маркировки обводятся яркой несмываемой краской и покрываются бесцветным лаком.

6 .4 .6 . Детали, арматура, не вошедшие в сборочные единицы, м аркируются несмываемой краской номером трубопроводной лин ии по монтажной спецификации.

6 .4 .7 . Каждое упаковочное место труб, поставляемых метражом и входящих в поставочный блок, маркируется с указанием ш ифра технологической установки, номера поставочного блока, но мера трубопроводной линии и буквой «Т». Бирки с маркиров кой, нанесенной ударным способом, крепятся с обоих концов упаковки.

6 .4 .8 . На каждом грузовом месте маркировка наносится на ярлыках или непосредственно на торцевых и боковых стенках ящиков яркой несмываемой краской с указанием номера грузового места, числа грузовых мест в данной трубопроводной линии, получателя и ег о адреса, отправителя и его адреса, массы (нетто, брутто), габаритных размеров грузового места, манипуляционны х знаков («верх», «не кантовать», «место строповки», «центр масс»).

6 .4 .9 . С каждой трубопроводной линией потребителю направляется следующая техническая документация:

паспорт;

сведения о трубах и деталях трубопровода;

сведения о сварных соединениях;

перечень арматуры, входящей в сборочные единицы стальных комплектных технологических линий;

акт гидравлического испытания сборочных единиц;

акт ревизии и испытания арматуры (низкого и высокого давления);

спецификацию;

заключение о техническом контроле.

Оформление технической документации осуществляется в установленном порядке.

7. ТРЕБОВАНИЯ К СВАРКЕ И ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ

7.1. Сварка

7 .1.1. При изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов и их элементов допускаются к применению все промышленные методы сварки в установленном порядке, обеспечивающие необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений.

7.1 .2 . Газовая (ацет илено-кислородная) сварка допускается для труб из углеродистых и низколегированных неподкаливающихся сталей (17 ГС, 09 Г2 С и др.) с условным диаметром до 80 мм и толщиной стенки не более 3 ,5 мм при давлении до 10 МП а (100 к гс/см2).

7 .1 .3 . Газовую сварку стыков из низколегированных закаливающихся сталей (15 ХМ, 12 Х1М Ф и др.) следует применять при монтаж е и ремонте труб с условным диаметром до 40 мм и толщин ой стенки не более 5 мм при давлении до 10 МПа (100 кгс/см2).

7 .1 .4 . Сварка трубопроводов и их элементов производится в соответствии нормативно-технической документацией.

7 .1 .5 . К производству сварочных работ, включая прихватку и приварку временных креплений, следует допускать сварщиков, аттестованных в установленном порядке.

7 .1 .6 . Для сварки трубопроводов и их элементов следует применять следующие сварочные материалы:

электроды покрытые металлические по стандартам или техническим условиям на изготовление и поставку конкретной марки электродов;

электроды вольфрамовые сварочные по стандартам;

проволока стальная сварочная по стандартам или техническим условиям на конкретную марку проволоки;

аргон газообразный по стандарту (высшего и первого сортов);

двуокись углерода (углекислый газ) по стандарту;

флюс сварочный плавленный по стандарту или техническим условиям на поставку конкретной марки;

кислород газообразный технический по стандарту;

ацетилен растворенный и газообразный технический по стандарту.

7 .1 .7 . Сварочные материалы должны иметь сертификаты и удовлетворять требованиям государственных стандартов или технических условий.

7 .1 .8 . При отсутствии сертификатов сварочные материалы допускается использовать после проверки химического состава и механических свойств наплавленного металла.

7 .1 .9 . При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний или химическому анализу разрешае тся повторные испытания. Повторные испытания проводят на удвоенном количестве образцов по тем видам испытаний, которые дали неудовлетворительные результаты. Если при повторных испытаниях получены неудовлетворительные результаты даже по одному из видов, данная партия сварочных материалов бракуется.

7 .1 .10 . Хранение, подготовка и контроль качества сварочных материалов осуществляются в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

7 .1 .11. Для аустенитны х сварочных материалов, предназначенных для сварки соединений, работающих при температуре свыше 350 °С , проводится контроль на содержание ферритной фазы в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. При температуре эксплуатации соединений свыше 350 до 450 °С содержание ферритной фазы в наплавленном металле должно быть не более 8 % , при температуре свыше 450 °С - не более 6 % .

7 .1 .12 . Сварочные материалы, предназначенные для сварки соединений из перлитных хромомолибденовы х сталей, работающих в водородсодержащих средах при температуре свыше 200 °С , должны обеспечивать содержание хрома в наплавленном металле не менее минимального содержания хрома в свариваемой стали, установленного требованиями нормативно-технической документации.

7.1 .13 . При наличии требований по стойкости сварных соединений против межкристал литной коррозии аустенитны е сварочные материалы испытываются на склонность к межкристаллитной коррозии.

7.1.14 . Типы, конструктивные элементы подготовленных кромок и сварных швов должны соответствовать нормативно-технической документацией.

7.1 .15 . Резка труб и подготовка кромок под сварку производится механическим способом. Допускается применение газовой резки для труб из углеродистых, низколегированных и теплоустойчивых сталей, а также воздушно-дуговой и плазменной резки для труб из всех марок сталей. При огневой резке труб должен быть предусмотрен припуск на механическую обработку, величина которого определяется нормативно-технической документацией.

7.1.16 . Газовую, воздушно-дуговую и плазменную резку труб из закаливающихся теплоустойчивых сталей необходимо производить с предварительным подогревом до 200 - 250 °С и медленным охлаждением под слоем теплоизоляции.

7 .1.17 . После огневой резки труб из закаливающихся теплоустойчивых сталей подготовленные под сварку кромки должны быть пр оконтролированы капиллярной или магнитопорошковой дефект оскопией или травлением. Обнаруженные трещины удаляются путем дальнейшей механической зачистки всей поверхности кромки.

7 .1.18 . Отклонение от перпендикулярности обработанного под сварку торца трубы относительно образующей не должно быть более:

0 ,5 мм - для D у до 65 мм;

1 ,0 мм - д ля D у свыше 65 до 125 мм;

1,5 мм - для D у свыше 125 до 500 мм;

2 ,0 мм - для D у свыше 500 мм.

7 .1.19 . Подготовленные под сварку кромки труб и других элементов, а также прилегающие к ним участки по внутренней и наружной поверхностям шириной не менее 20 мм должны быть очищены от ржавчины и загрязнений до металлического блеска и обезжирены.

7.1 .20 . Сборка стыков труб под сварку должна производиться с использованием центровочных приспособлений, обеспечивающих требуемую соосность стыкуемых труб и равномерный зазор по всей окружности стыка, а также с помощью прихваток или привариваемых на расстоянии 50 - 70 мм от торца труб временных технологических креплений.

Технологические крепления должны быть изготовлены из стали того же класса, что и свариваемые трубы. При сборке стыков из закаливающихся теплоустойчивых сталей технологические крепления могут быть изготовлены из углеродистых сталей.

7 .1 .21. При сборке стыков из аустенитны х сталей с толщиной с тенки трубы менее 8 мм, к сварным соединениям которых предъя вляются требования стойкости к межкристал литной коррозии, п риварка технологических креплений не допускается.

7.1 .22 . При сборке труб и других элементов с продольными ш вами последние должны быть смещены относительно друг друга.

Смещение должно быть не менее трехкратной толщины стенки свари в аемы х труб (элементов), но не менее 100 мм. При сборке труб и других элементов с условным диаметром 100 мм и менее продоль ны е швы должны быть смещены относительно друг друга на величину, равную одной четверти окружности трубы (элемента).

7 .1 .23 . При сборке стыка необходимо предусмотреть возможность свободной усадки металла шва в процессе сварки. Не доп ускается выполнять сборку стыка с натягом.

7 .1 .24 . При сборке труб и других элементов смещение кромок по наружному диаметру не должно превышать 30 % от толщины тонкостенного элемента, но не более 5 мм. При этом плавный переход от элемента с большей толщиной стенки к элементу с меньшей толщиной обеспечивается за счет наклонного расположения поверхности сварного шва. Если смещение кромок превышает допустимое значение, то для обеспечения плавного перехода необходимо проточить конец трубы с большим наружным диаметром под углом не более 15 °.

7.1 .25 . Смещение кромок по внутреннему диаметру не должно превышать значений, указанных в таблице 10. Если смещение кромок превышает допустимое значение, то плавный переход в месте стыка должен быть обеспечен путем проточки конца трубы с меньшим внутренним диаметром под углом не более 15 °. Для трубопроводов с Ру до 10 МПа (100 кгс/см2) допускается калибровка концов труб методом цилиндрической или конической раздачи.

Таблица 10

Допустимое сме щ ение внутренних кромок при сборке стыков труб

Условное давление Ру , МПа (кгс/см2)

Категория трубопроводов

Величина смещения в зависимости от номинальной толщины стенки S , мм

кольцевой шов

продольный шов

Свыше 10 (100 ) до 320 (3200 ) и I категории при температуре ниже - 70 °С

-

0 ,10 S , н о н е более 1 мм

-

До 10 (100 )

I и II

0 ,15 S , н о н е более 2 мм

0 ,10 S , но не более 1 мм

III и IV

0 ,20 S , но не более 3 мм

0 ,15 S , но не более 2 мм

V

0 ,30 S , но не более 3 мм

0 ,20 S , но не более 3 мм

7 .1.26 . Отклонение от прямолинейности собранного встык участка трубопровода, замеренное линейкой длиной 400 мм в трех ра вно мерно расположенных по периметру местах на расстоянии 200 мм от стыка, не должно превышать:

1,5 мм - для трубопроводов Ру свыше 10 МП а (100 кгс/см2) и т рубопроводов I категории;

2 ,5 мм - для трубопроводов II - V категорий.

7 .1 .27 . Способ сварки и сварочные материалы при выполнении прихваток должны соответствовать способу и сварочным материалам при сварке корня шва.

7 .1 .28 . Прихватки необходимо выполнять с полным проваром и полностью переплавлять их при сварке корневого шва.

7 .1 .29 . К качеству прихваток предъявляются такие же требования, как и к основному сварному шву. Прихватки, имеющие недопустимые дефекты, обнаруженные внешним осмотром, должны быть удалены механическим способом.

7 .1 .30 . Прихватки должны быть равномерно расположены по периметру стыка. Их количество, длина и высота зависят от диаметра и толщины трубы, а также способа сварки в документации.

7 .1 .31 . Сборка стыков труб и других элементов, работающих под давлением до 10 МПа (100 кгс/см2), может осуществляться на остающихся подкладных кольцах или съемных медных кольцах.

7.2. Термическая обработка

7 .2 .1 . Необходимость выполнения термической обработки сварных соединений и ее режимы (скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость охл ажд ения, охлаждающая среда и др.) указываются в документации.

7 .2 .2 . К проведению работ по термической обработке сварных с оединений допускаются термисты-операторы, прошедшие специальну ю подготовку и аттестованные в соответствующем порядке.

7.2 .3 . Термообработке подлежат:

стыковые соединения элементов из углеродистых сталей с то лщ иной стенки более 36 мм;

с варные соединения штуцеров с трубами из углеродистых стали при толщине стенки трубы и штуцера соответственно более 36 и 25 м м;

стыковые соединения элементов из низколегированных марганцовист ы х и кремнем арганцовисты х сталей с толщиной стенки более 30 мм;

сварные соединения штуцеров с трубами из низколегированн ы х марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера соответственно более 30 и 25 мм;

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами, предназначенные для эксплуатации в средах, содержащих сероводород, при парциальном давлении более 0 ,0003 МПа независимо от толщины стенки и марки стали;

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из хромокремнемарганцовист ы х, хромомолибденовы х, хромомолибденованадиевы х, хромованадиевольфрамовы х и хромомолибденованад иевольфрамовы х сталей независимо от толщины стенки;

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых и низколегированных сталей, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание (по указаниям в проекте);

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из аус т енит ны х сталей, стабилизированных титаном или ниобием, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание, а также при температурах выше 350 °С в средах, вызывающих межк ристалл итную коррозию, должны подвергаться стабилизирующему отжигу (по указаниям в проекте);

сварные соединения продольных швов лепестковых переходо в из углеродистых и низколегированных сталей независимо от толщины стенки.

7 .2 .4 . Дл я термической обработки сварных соединений следует применять как общий печной нагрев, так и местный по кольцу любым методом, обеспечивающим одновременный и равномерный нагрев сварного шва и примыкающих к нему с обеих сторон участков основного металла по всему периметру. Минимальная ширина участка, нагреваемого до требуемой температуры, не должна быть менее двойной толщины стенки в каждую сторону от края шва, но не менее 50 мм.

7 .2 .5 . Участки трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, покрываются теплоизоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине.

7 .2 .6 . Для трубопроводов из хромоникелевы х аустенитны х стал ей, независимо от величины рабочего давления, применение газ опламенного нагрева не допускается.

7 .2 .7 . При проведении термической обработки должны соблюд аться условия, обеспечивающие возможность свободного теплово го расширения и отсутствие пластических деформаций.

7 .2 .8 . Термообработку сварных соединений следует производить без перерывов. При вынужденных перерывах в процессе термообработки (отключение электроэнергии, выход из строя нагревателя) следует обеспечить медленное охлаждение сварного соединения до 300 °С. При повторном нагреве время пребывания сварного соединения при температуре выдержки суммируется с временем выдержки первоначального нагрева.

7 .2 .9 . Режимы нагрева, выдержки и охлаждения при термической обработке труб и других элементов с толщиной стенки более 20 мм должны регистрироваться самопишущими приборами.

7 .2 .10 . Термообработку одного и того же сварного соединения допускается производить не более трех раз.

7.3. Контроль качества сварных соединений

7 .3.1. Контроль качества сварных соединений стальных трубопроводов включает:

а) пооперационный контроль;

б) внешний осмотр и измерения;

в) ультразвуковой или радиографический контроль;

г) капиллярный или магнитопорошков ы й контроль;

д) определение содержания ферритной фазы;

е) с тилоскопирование;

ж) измерение твердости;

з) механические испытания;

и) контроль другими методами (металлографические исследо в ания, испытание на стойкость против межкристал литной коррозии и др.), предусмотренными проектом;

к ) гидравлические или пневматические испытания.

Окончательный контроль качества сварных соединений, под д ающихся термообработке, должен проводиться после проведен ия термообработки.

2 . Конструкция и расположение сварных соединений должны обеспечивать проведение контроля качества сварных соединений, предусмотренными документацией методами.

7 .3 .2 . Пооперационный контроль предусматривает:

а) проверку качества и соответствия труб и сварочных материалов требованиям стандартов и технических условий на изготовление и поставку;

б) проверку качества подготовки концов труб и деталей трубопроводов под сварку и качества сборки стыков (угол скоса кромок, совпадение кромок, зазор в стыке перед сваркой, правильность центровки труб, расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);

в) проверку температуры предварительного подогрева;

г) проверку качества и технологии сварки (режима сварки, порядка наложения швов, качества послойной зачистки шлака);

д) проверку режимов термообработки сварных соединений.

7 .3 .3 . Внешнему осмотру и измерениям подлежат все сварные соединения после их очистки от шлака, окалины, брызг металла и загрязнений на ширине не менее 20 мм по обе стороны от шва.

7 .3 .4 . По результатам внешнего осмотра и измерений сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям:

а) форма и размеры шва должны быть стандартными;

б) поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой; ноздреватость, свищи, скопления пор, прожоги, незаплавленн ы е кратеры, наплывы в местах перехода сварного шва к основному металлу трубы не допускаются.

Допускаются отдельные поры в количестве не более 3 на 100 мм сварного шва с размерами, не превышающими указанных в таблице 11 для балла 1.

7 .3 .5. При расшифровке радиографических снимков не учитываются включения (поры) длиной 0 ,2 мм и менее, если они не образуют скоплений и сетки дефектов.

Число отдельных включений (пор), длина которых меньше указанной в таблице, не должно превышать: 10 - для балла 1, 12 - для балла 2 , 15 - для балла 3 на любом участке снимка длиной 100 мм, при этом их суммарная длина не должна быть больше, чем указано в таблице.

Таблица 11

Оценка качества сварных соединений трубопроводов по результатам радиографического контроля в зависимости от размеров объемных дефектов (включений, пор)

Оценка в б аллах

Толщина стенки, мм

Включения (поры)

Скопления, длина, мм

Суммарная длина на любом участке шва длиной 100 мм

ширина (диаметр), мм

длина, мм

1

До 3

0 ,5

1 ,0

2 ,0

3 ,0

Свыше 3 до 5

0 ,6

1 ,2

2 ,5

4 ,0

Свыше 5 до 8

0 ,8

1 ,5

3 ,0

5 ,0

Свыше 8 до 11

1 ,0

2 ,0

4 ,0

6 ,0

Свыше 11 до 14

1 ,2

2 ,5

5 ,0

8 ,0

Свыше 14 до 20

1 ,5

3 ,0

6 ,0

10 ,0

Свыше 20 до 26

2 ,0

4 ,0

8 ,0

12 ,0

Свыше 26 до 34

2 ,5

5 ,0

10 ,0

15 ,0

Свыше 34

3 ,0

6 ,0

10 ,0

20 ,0

2

До 3

0 ,6

2 ,0

3 ,0

6 ,0

Свыше 3 до 5

0 ,8

2 ,5

4 ,0

8 ,0

Свыше 5 до 8

1 ,0

3 ,0

5 ,0

10 ,0

Свыше 8 до 11

1 ,2

3 ,5

6 ,0

12 ,0

Свыше 11 до 14

1 ,5

5 ,0

8 ,0

15 ,0

Свыше 14 до 20

2 ,0

6 ,0

10 ,0

20 ,0

Свыше 20 до 26

2 ,5

8 ,0

12,0

25 ,0

Свыше 26 до 34

2 ,5

8 ,0

12,0

30 ,0

Свыше 34 до 45

3 ,0

10 ,0

15 ,0

30 ,0

Свыше 45

3 ,5

12 ,0

15 ,0

40 ,0

3

До 3

0 ,8

3 ,0

5 ,0

8 ,0

Свыше 3 до 5

1 ,0

4 ,0

6 ,0

10 ,0

Свыше 5 до 8

1 ,2

5 ,0

7 ,0

12 ,0

Свыше 8 до 11

1 ,5

6 ,0

9 ,0

15 ,0

Свыше 11 до 14

2 ,0

8 ,0

12 ,0

20 ,0

Свыше 14 до 20

2 ,5

10 ,0

15 ,0

25 ,0

Свыше 20 до 26

3 ,0

12 ,0

20,0

30 ,0

Свыше 26 до 34

3 ,5

12 ,0

20 ,0

35 ,0

Свыше 34 до 45

4 ,0

15 ,0

25,0

40 ,0

Свыше 45

4 ,5

15 ,0

30 ,0

45 ,0

6

Независимо от толщины

Включения (поры), скопления, размер или суммарная протяженность которых превышают установленные для балла 3 настоящей таблицы

Для сварных соединений протяженностью менее 100 мм нормы, приведенные в таблице, по суммарной длине включений (пор), а также по числу отдельных включений (пор) следует пропорционал ьно уменьшать.

Оценку участков сварных соединений трубопроводов Р у св ыше 10 МПа (100 кгс/см2), в которых обнаружены скопления включений (пор), следует увеличить на один балл.

Оценку участков сварных соединений трубопроводов всех категорий, в которых обнаружены цепочки включений (пор), следует увеличить на один балл.

Переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным. Подрезы в местах перехода от шва к основному металлу допускаются по глубине не более 10 % толщины стенки трубы, но не более 0 ,5 мм. При этом общая протяженность подреза на одном сварном соединении не должна превышать 30 % длины шва.

В сварных соединениях трубопроводов на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), а также в трубопроводах I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С, подрезы не допускаются;

трещины в шве, в зоне термического влияния и в основном металле не допускаются;

отклонения от прямолинейности сваренных встык труб не должны превышать величин, установленных требованиями п. 7.1.26.

7 .3 .6 . Дефекты сварных соединений подлежат устранению в установленном порядке.

7 .3 .7 . Контроль качества сварных соединений неразрушающими методами следует проводить в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

7 .3 .8 . К контролю сварных соединений физическими методами следует допускать дефектоскопистов, имеющих соответствующее квалификационное удостоверение на проведение контроля. Каждый дефектоскопист может быть допущен к тем методам контроля, которые указаны в его удостоверении. Дефектоскописты подлежат аттестации в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

7 .3 .9 . Неразрушающему контролю подвергают наихудшие по результатам внешнего осмотра сварные швы по всему периметру тр уб ы . Число контролируемых сварных швов определяется техниче ским и условиями на объект, но во всех случаях должно быть не ниже приведенных в таблице 12.

Таблица 12

Объем контроля сварных соединений ультразвуковым или радиографическим методом в % от общего числа сваренных каждым свар щ иком (но не менее одного) соединений

Условия изготовления стыков

Категория трубопроводов

Ру > 10 М Па (100 кгс/см2) и I категории при температуре ниже - 70 °С

I

II

III

IV

V

При изготовлении и монтаже на предприятии нового трубопровода, а также при ремонте

100

20

10

2

1

Согласно требованиям п. 7.3.2 настоящих Правил

При сварке разнородных сталей

100

100

100

100

100

10

При сварке трубопроводов, входящих в блоки I категории взрывоопасности

100

100

10

2

1

-

7 .3 .10 . Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом следует производить после устранения дефектов, выявленных внешним осмотром и измерениями, а для т рубопроводов, рассчитанных на Ру свыше 10 МП а (100 кгс/см2), и для трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С, после контроля на выявление выходящих на поверхность дефектов магнитопорошковы м или капиллярным методом.

7.3 .11 . Метод контроля (ультразвуковой, радиографический или оба метода в сочетании) выбирают исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, а также освоенности данного метода контроля для конкретного объекта и вида сварных соединений.

7 .3.12 . Перед контролем сварные соединения должны быть замаркированы так, чтобы их положение было легко обнаружить на картах контроля, радиографических снимках и обеспечить привязку результатов контроля к соответствующему участку сварного шва.

7 .3 .13 . При радиографическом контроле следует обеспечить чувствительность для трубопроводов на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), категорий I и II на уровне класса 2 , для трубопроводов категорий III , IV и V - на уровне класса 3 .

7 .3.14 . Оценку качества сварных соединений по результатам радиог рафического контроля следует проводить по балльной системе.

Суммарный балл качества сварного соединения определяется сложением наибольших баллов, полученных при раздельной оценке качества соединений по плоскостным (трещины, несплавления, непровар ы ) и объемным (поры, шлаковые включения) дефектам согласно таблицам 11 и 13.

Таблица 13

Оценка качества сварных соединений трубопроводов по результатам радиографического контроля в зависимости от величины и протяженности плоских дефектов (непровары по оси шва, несплавления и др.)

Оценка в баллах

Непровары по оси шва, несплавления, трещины, вогнутость и выпуклость металла в корне шва

Глубина, % к номинальной толщине стенки

Допустимая суммарная длина по периметру т рубы

0

Непровар отсутствует

Вогнутость корня шва до 10 %, но не более 1 ,5 мм

До 1 /8 периметра

Выпуклость корневого шва до 10 %, но не более 3 мм

До 1 /8 периметра

1

Непровар по оси шва до 10 %, но не более 2 мм

До 1 /4 периметра

или до 5 %, но не более 1 мм

До 1 /2 периметра

2

Непровар по оси шва до 20 %, но не более 3 мм

До 1/4 периметра

или до 10 %, но не более 2 мм

До 1 /2 периметра

или до 5 %, но не более 1 мм

Не ограничивается

6

Н еп ров ары по оси шва более 20 % и более 3 мм

Независимо от длины

Трещины любой глубины

Независимо от длины

Несплавления между основным металлом и швом и между отдельными валиками шва

Независимо от длины

Величина вогнутости корня шва и выпуклости корневого шва для трубопроводов I - IV категорий, за исключением трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С, не регламентируется.

Сварным соединениям с конструктивным непроваром присваивается балл 0 .

При необходимости точная глубина непровара определяется методом профильной радиографической толщиноме т рии в месте его наибольшей величины по плотности снимка или по ожидаемому местоположению.

При расшифровке снимков определяют вид дефектов и их размеры по стандарту или НТД.

В заключении или журнале радиографического контроля следует указать балл сварного соединения, определенный по таблице 13, наибольший балл участка сварного соединения, определенный по таблице 11 , а также суммарный балл качества сварного соединения (например: 0 /2 = 2 или 6 /6 = 12 ).

Сварные соединения признаются негодными, если суммарный балл равен или больше значений, указанных ниже:

Категория трубопровода

Ру > 10 МПа (100 кг с/см2 )

I категории, при температуре ниже минус 70 °С

I

II

III

IV

V

Суммарный балл

2

2

3

3

5

6

6

Сварные соединения, оцененные указанным или большим баллом, подлежат исправлению и повторному контролю. Сварные соединения трубопроводов III и IV категорий, оцененные соответстве н но суммарным баллом 4 и 5 , исправлению не подлежат, но необхо димо подвергнуть дополнительному контролю удвоенное от первоначального объема количество стыков, выполненных данным сварщиком.

Если при дополнительном контроле для трубопроводов III и IV категорий хотя бы один стык будет оценен соответственно баллом 4 и 5 , контролю подвергают 100 % стыков, выполненных данным сварщиком.

7 .3 .15 . Сварные соединения трубопроводов на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2) и трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С, по результатам ультразвукового контроля считаются годными, если:

а) отсутствуют протяженные дефекты;

б) отсутствуют непротяженные (точечные) дефекты эквивалентной площадью более:

1 ,6 мм2 при толщине стенки трубы до 10 мм включительно;

2 ,0 мм2 при толщине стенки трубы до 20 мм включительно;

3 ,0 мм2 при толщине стенки трубы свыше 20 мм;

в) количество непротяженных дефектов не более двух на каждые 100 мм шва по наружному периметру эквивалентной площадью:

1,6 мм2 при толщине стенки трубы до 10 мм включительно;

2 ,0 мм2 при толщине стенки трубы до 20 мм включительно;

23 ,0 мм2 при толщине стенки трубы свыше 20 мм.

Оценка качества сварных соединений трубопроводов I - IV категорий (за исключением трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С) по результатам ультразвукового контроля должна соответствовать требованиям таблицы 14.

Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает амплитуду эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.

Протяженные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда сигналов от них превышает 0 ,5 амплитуды эхо-сигналов от искусственного отражателя. Условная протяженность цепочки точечных дефектов измеряется в том случае, если амплитуда эхо-сигнала от них составляет 0 ,5 и более амплитуды эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.

Таблица 14

Нормы допустимых дефектов в сварных швах т рубопроводов Ру 10 МПа (100 к гс/см2 ), выявленных при ультразвуковом контроле

Номинальная толщина стенки, Н, мм

Эквивалентная площадь (размеры) отдельных дефектов

Условная протяженность цепочки точечных дефектов на участке сварного шва длиной 10 Н

Наименьшая фиксируемая, дБ

По отверстию с плоским дном, мм2

По зарубке, мм×мм

8 - 10

На 6 дБ ниже эхо-сигнала от максимально допустимых эквивалентных дефектов

1 ,6

1 ,0 ×2 ,0

1 ,5 Н

12 - 18

2 ,0

2 ,0 ×2 ,0

1 ,5 Н

20 - 24

3,0

3 ,0 ×2 ,0

1 ,5 Н

7 .3 .16 . Сварные соединения трубопроводов с Ру до 10 МПа (100 кгс/см2) по результатам контроля капиллярным (цветным) методом считаются годными, если:

а) индикаторные следы дефектов отсутствуют;

б) все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и округлыми;

в) наибольший размер каждого индикаторного следа не пре в ышает трехкратных значений норм для ширины (диаметра), приве денных в таблице 11 для балла 2 ;

г) суммарная длина всех индикаторных следов на любом участ к е шва длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведе нной в табл. 7.2 для балла 2 .

Округлые индикаторные следы с максимальным размером до 0, 5 мм включительно не учитываются независимо от толщины конт ролируемого металла.

Сварные соединения трубопроводов с Р v свыше 10 М Па (100 кгс/см2 ) и трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С, считаются годными, если индикаторные следы дефектов отсутствуют. При этом чувствительность контроля должна соответствовать 2 классу.

7 .3 .17 . Сварные соединения по результатам магнитопорошкового или магнитографического контроля считаются годными, если отсутствуют протяженные дефекты.

7 .3.18 . Определение содержания ферритной фазы следует производить в сварных соединениях трубопроводов из аустенитны х сталей, рассчитанных на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), в объеме 100 % на сборочных единицах, предназначенных для работы при температуре свыше 350 °С, а в остальных случаях по требованию проекта.

7 .3.19 . Стилоскопированию на наличие основных легирующих элементов подлежат сварные соединения легированных сталей трубопроводов с Ру до 10 МПа (100 кгс/см2) в следующих случаях:

выборочно, но не менее двух соединений, выполненных одним сварщиком одной партией сварочных материалов;

если соответствие использованных сварочных материалов назначенным вызывает сомнение;

если после термической обработки твердость сварного соединения не соответствует установленным требованиям.

Сварные соединения трубопроводов из легированных сталей с Р у свыше 10 МПа (100 кгс/см2) подлежат стил оскопированию в объеме 100 % .

Результаты стилоскопирования считаются удовлетворительными, если при контроле подтверждено наличие (отсутствие) и содержание соответствующих химических элементов в наплавленном или основном металле. При неудовлетворительных результатах стилоскопирования хотя бы одного сварного соединения в случае выборочного контроля стилоскопированию подлежат все сварные швы, выполненные с использованием той же партии сварочных материалов сварщиком, выполнившим данное сварное соединение.

7 .3 .20 . Измерение твердости проводится для сварных соединений трубопроводов, изготовленных из хромокремнемарганц ови сты х, хромомолибденовы х, хромомолибденованадиевы х, хромов анадиевольфрам овы х и хромомолибденованадиевольфрамовы х сталей.

Измерение твердости необходимо производить на каждом тер м ообработанном сварном соединении по центру шва, в зоне термического влияния, по основному металлу. Результаты измерения твердости должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. При отсутствии таких требований значения твердости не должны превышать указанных в таблице 15; при твердости, превышающей допустимую, сварные соединения следует подвергнуть стилоскопированию и при положительных его результатах - повторной термообработке. На сварных соединениях наружным диаметром менее 50 мм замер твердости не производится.

Таблица 15

Оценка качества сварных соединений по твердости

Марка стали

Допустимая твердость металла шва и зоны термического влияния, НВ, не более

14 ХГС

230

15 ХМ, 12 Х1 МФ, 15 Х1М1 Ф, 15 Х2 М1 , 15 Х5 М, 15 Х5 МУ, 15 Х5 ВФ

240

30ХМА, 20 Х2 МА, 22 Х3М , 18 Х3МВ

270

20 Х3МВФ

300

При этом твердость следует замерять на контрольных сварных соединениях и заносить в паспорт трубопровода.

7 .3 .21. При выявлении методами неразрушающего контроля дефектных сварных соединений контролю подвергается удвоенное от первоначального объема количество сварных соединений на данном участке трубопровода, выполненных одним сварщиком.

Если при дополнительном контроле хотя бы одно сварное со е динение будет признано негодным, контролю следует подвергать 100 % сварных соединений, выполненных на данном участке трубопровода.

7 .3 .22 . Дефекты, обнаруженные в процессе контроля, должны быть устранены с последующим контролем исправленных участков.

Исправлению подлежат все дефектные участки сварного соединения, выявленные при внешнем осмотре и измерениях, к он троле неразрушающими физическими методами. В стыках, забракованных по результатам радиографического контроля, исправлению подлежат участки шва, оцененные наибольшим баллом, в случае, если стык забракован по сумме одинаковых баллов, исправлению подлежат участки с непроваром.

Исправлению путем местной выборки и последующей подварки (без повторной сварки всего соединения) подлежат участки сварного шва, если размеры выборки после удаления дефектного участка шва не превышают значений, указанных в таблице 16.

Таблица 16

Допустимые размеры выборки после удаления дефектов в сварных швах трубопроводов

Глубина выборки, % от номинальной толщины стенки труб или расчетного сечения шва

Суммарная протяженность выборки, % от номинального наружного периметра сварного соединения

Для трубопроводов Р у свыше 10 МП а (100 кгс/см2), трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70 °С

15 и менее

Не нормируется

Более 15 до 30 включительно

До 35

Более 30 до 50 включительно

До 20

Более 50

До 15

Для трубопроводов I - IV категории

25 и менее

Не нормируется

Более 25 до 50 включительно

До 50

Более 50

До 25

Для трубопроводов V категории

30 и менее

Не нормируется

Более 30 до 50 включительно

До 50

Более 50

До 35

Сварное соединение, в котором для исправления дефектного участка требуется произвести выборку размером более допустимого по таблице 16, следует полностью удалить, а на его место вварить «катушку».

7 .3 .23. Механические свойства стыковых сварных соединений т рубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений.

7 .3 .24 . Контрольные сварные соединения должны свариваться на партию однотипных производственных стыков. В партию входят сваренные в срок не более трех месяцев не более ста однотипн ых стыковых соединений с условным диаметром Dy до 150 мм или не более пятидесяти стыков с D у 175 мм и выше.

Однотипными считаются соединения из сталей одной марки, выполненные одним сварщиком по единому технологическому процессу и отличающиеся по толщине стенки не более чем на 50 %.

Однотипными по условному диаметру являются соединения: Dy 6 - 32 мм, Dy 50 - 150 , Dy 175 мм и выше.

7 .3 .25 . Количество контрольных сварных соединений для проведения механических испытаний и металлографических исследований должно соответствовать указанному ниже:

Условный диаметр трубы Dv , мм

Количество контрольных соединений

6 - 32

4

50 - 150

2

175 и выше

1

При необходимости проведения испытаний на стойкость против межкриста л литной коррозии должно быть сварено на два соединения больше, чем указано для Dy 6 - 32 , и на одно соединение больше для Dy 50 мм и выше. При диаметре труб Dy 450 мм и выше допускается сваривать контрольные сварные соединения из пластин.

7 .3 .26 . Из контрольных сварных соединений должны изготавливаться образцы для следующих видов испытаний:

на статическое растяжение при температуре плюс 20 °С - два о бразца;

на ударный изгиб ( KCU ) при температуре плюс 20 °С - три обра зца с надрезом по центру шва;

на ударный изгиб ( KCU ) при рабочей температуре для трубопр о водов, работающих при температуре стенки минус 20 °С и ниже - три образца с надрезом по центру шва;

на статический изгиб - два образца;

для металлографических исследований - два образца (по тр е бов анию проекта);

на ударный изгиб ( KCU ) при температуре плюс 20 °С - три образца с надрезом по зоне термического влияния (по требованию проекта);

для испытаний на стойкость к межкриста л литной коррозии - четыре образца (по требованию проекта).

Испытания на ударный изгиб проводятся на образцах с концентратором типа « U » ( KCU ).

7 .3 .27 . Образцы необходимо вырезать методами, не изменяющими структуру и механические свойства металла. Не допускается применение правки заготовок образцов как в холодном, так и в горячем состояниях.

7 .3 .28 . Испытание на статическое растяжение стыковых соединений труб с условным проходом до 50 мм может быть заменено испытанием на растяжение целых стыков со снятым усилением.

7 .3 .29 . Испытание на статический изгиб сварных соединений труб с условным проходом до 50 мм может быть заменено испытанием целых стыков на сплющивание.

7 .3 .30 . Результаты механических испытаний сварных соединений должны удовлетворять требованиям таблицы 17.

Таблица 17

Механические свойства сварных соединений

Стали

Предел прочности при температуре 20 °С

Угол изгиба, не менее, при толщине стенки

Ударная вязкость ( KCU ), Дж/ см2 (кгс· м/см2) не менее, при температуре испытаний

до 20 мм включительно

более 20 мм

20 °С

Минус 20 °С и ниже

Углеродистые

Не ниже нижнего предела прочности основного металла по стандартам или техническим условиям для данной марки стали

100 °

100 °

50 (5 )

30 (3 )

М арганцовистые , кремнемарганцовисты е

80 °

60 °

-

-

Х ром окремнемарг анц овис ты е

70 °

50 °

-

-

Хром омолибденовы е, хром омолибденов анадиевы е, хром ованадиевольфрамовы е, хромомолибденованадиевольфрамовы е

50 °

40 °

-

-

А у стенитны е

100 °

100 °

70 (7 )

-

Показатели механических свойств сварных соединений должны определяться как среднеарифметическое значение результатов испытаний отдельных образцов. Результаты испытаний на статическое растяжение и статический изгиб считаются неудовлетворительными, если хотя бы один из образцов показал значение ниже установленных требований более чем на 10 %. Результаты испытаний на ударный изгиб считаются неудовлетворительными, если хотя бы один из образцов показал значение ниже установленных требований.

Испытанию на ударный изгиб подвергаются сварные соединения труб с толщиной стенки 12 мм и более. В обоснованных случаях испытания на ударный изгиб производят для труб с толщиной стенки 6 - 11 мм.

7.3.31. В разнородных соединениях прочность оценивается по стали с более низкими механическими свойствами, а ударная вязкость и угол изгиба - по менее пластичной стали.

7 .3 .32 . При проведении металлографических исследований (по т ребованию проекта) определяются наличие в сварном соединении допустимых дефектов и соответствие формы и размеров сварного шва установленным требованиям.

7.3.33. Качество сварных соединений по результатам испы таний на стойкость против межкристалл итной коррозии (по требованию проекта) считается удовлетворительным, если результат испытаний соответствуют установленн ым требованиям.

8. ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЮ И ПРИЕМКЕ СМОНТИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

8.1. Общие требования

8.1.1. Трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила после окончания монтажных и сварочных работ, термообработки (при необходимости), контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, а также после установки и окончательного закрепления всех опор, подвесок (пружины пружинны х опор и подвесок на период испытаний должны быть разгружены) и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергаются наружному осмотру, испытанию на прочность и плотность и, при необходимости, дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения давления.

8 .1 .2 . Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический, пневматический) и величина испытательного давления указываются в проекте для каждого трубопровода.

8 .1 .3 . При наружном осмотре трубопровода проверяются: соответствие смонтированного трубопровода проектной документации; правильность установки запорных устройств, легкость их закрывания и открывания; установка всех проектных креплений и снятие всех временных креплений; окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников и дренажей; завершение работ по термообработке (при необходимости).

8 .1 .4 . Испытанию, как правило, подвергается весь трубопровод полностью. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными участками.

8 .1 .5 . При испытании на прочность и плотность испытываемый трубопровод (участок) отсоединяется от аппаратов и других трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для отключения испытываемого трубопровода (участка) допускается в обоснованных случаях.

8 .1 .6 . При проведении испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, с альники - уплотнены; на месте регулирующих клапанов и измер ительных устройств должны быть установлены монтажные катуш ки; все врезки, штуцера, бобышки должны быть заглушены.

8.1 .7 . Места расположения заглушек на время проведения испытания должны быть отмечены предупредительными знаками и пребывание около них людей не допускается.

8 .1 .8 . Давление при испытании должно контролироваться двум я манометрами, прошедшими поверку и опломбированными. М анометры должны быть класса точности не ниже 1 ,5 , с диаметром корпуса не менее 160 мм и шкалой на номинальное давление 4 /3 измеряемого. Один манометр устанавливается у опрессовочног о агрегата после запорного вентиля, другой - в точке трубопровода, наиболее удаленной от опрессовочного агрегата.

8 .1 .9 . Допускается проводить испытания с нанесенной тепловой или антикоррозионной изоляцией трубопроводов из бесшовных труб или заранее изготовленных и испытанных блоков (независимо от применяемых труб) при условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения будут иметь доступ для осмотра.

8 .1 .10 . Испытание на прочность и плотность трубопроводов с условным давлением до 10 МП а (100 кг с/см2) может быть гидравлическим или пневматическим. Как правило, испытание проводится гидравлическим способом.

Замена гидравлического испытания на пневматическое допускается в следующих случаях:

а) если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитаны на заполнение трубопровода водой;

б ) при температуре окружающего воздуха ниже 0 °С и опаснос ти промерзания отдельных участков трубопровода;

в) если применение жидкости (воды) недопустимо по иным п ричинам.

8 .1.11 . Испытание на прочность и плотность трубопроводов, Ра ссчитанных на условное давление свыше 10 МПа (100 кгс/см2), сл едует проводить гидравлическим способом. В технически обоснов анны х случаях для трубопроводов с условным давлением до 50 МПа (500 кгс/см2) допускается замена гидравлического испы тания на пневматическое при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии (только при положительной темпера тур е окружающего воздуха).

На этот вид испытания разрабатывается инструкция, содер жа щая мероприятия, исключающие возможность разрушения трубопроводов в случае появления критического АЭ-сигнал а.

8.1.12 . При совместном испытании обвязочных трубопроводов с аппаратами величину давления при испытании трубопроводов на прочность и плотность (до ближайшей отключающей задвижки) следует принимать, как для аппарата.

8.1.13 . Короткие (до 20 м) отводящие трубопроводы от предохранительных клапанов, а также свечи от аппаратов и систем, связанных непосредственно с атмосферой (кроме газопроводов на факел), испытанию не подлежат, если нет указаний в проекте.

8 .1.14 . Дополнительные испытания трубопроводов на герметичность проводятся пневматическим способом.

8.1.15 . Порядок и методика проведения испытаний определяются проектом и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

8.1.16 . Испытание трубопроводов на прочность и плотность следует проводить одновременно, независимо от способа испытания.

8.1.17 . При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены.

Подчеканка сварных швов и устранение дефектов во время нахождения трубопровода под давлением не допускается.

8 .1 .18 . О проведении испытаний трубопроводов составляют соответствующие акты.

8.2. Гидравлическое испытание на прочность и плотность

8 .2.1. Гидравлическое испытание трубопроводов должно прои зводиться преимущественно в теплое время года при положительной температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже плюс 5 °С и не выше плюс 40 °С или специальные смеси (для трубопроводов высокого давления).

Если гидравлическое испытание производится при темпера туре ок ружающего воздуха ниже 0 °С, следует принять меры против зам ерзания воды и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.

После окончания гидравлического испытания трубопровод сле дует полностью опорожнить, и продуть до полного удаления воды.

8 .2 .2 . Величина пробного давления на прочность (гидравлическ им или пневматическим способом) устанавливается проектом и должна составлять не менее:

, но не менее 0 ,2 МП а (2 кг с/см2),

где:

Р - расчетное давление трубопровода, МПа;

[σ] 20 - допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20 °С;

[ σ ] t - допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимальной положительной расчетной температуре.

Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы эквивалентное напряжение в стенке трубопровода при пробном давлении не превышало 90 % предела текучести материала при температуре испытания.

Величину пробного давления на прочность для вакуумных трубопроводов и трубопроводов без избыточного давления для токсичных и взр ы вопожароопасны х сред следует принимать равной 0 ,2 МПа (2 кгс/см2).

8 .2 .3 . Арматуру следует подвергать гидравлическому испытанию пробным давлением после изготовления или ремонта.

8 .2 .4 . При заполнении трубопровода водой воздух следует удал ять полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации.

8 .2 .5 . При испытаниях обстукивание трубопроводов не допускается.

8.2 .6 . Испытываемый трубопровод допускается заливать водой п осредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления.

8 .2 .7 . Требуемое давление при испытании создается гидравлическим прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через два запорных вентиля.

После достижения испытательного давления трубопровод отк лю чается от пресса или насоса.

Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 10 минут (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность).

По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 минут, после чего снова снижают до рабочего и вторично тщательно осматривают трубопровод.

Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.

После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден от воды через соответствующие дренажи.

8 .2 .8 . Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.

8 .2 .9 . Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается, если это установлено проектом.

8.3. Пневматическое испытание на прочность и плотность

8 .3.1. Пневматическое испытание на прочность проводится для трубопроводов на Ру 10 МПа (100 кгс/см2) и ниже с учетом требований п. 8.1.10, если давление в трубопроводе выше, - с учетом требований п. 8.1.11.

8 .3.2 . Величина испытательного давления принимается в соотве тствии с указаниями п. 8.2.2.

8 .3 .3 . Пневматическое испытание должно проводиться воздух ом или инертным газом и только в светлое время суток.

8 .3 .4 . В случае установки на трубопроводе арматуры из серого ч угуна величина давления испытания на прочность должна сос тавлять не более 0 ,4 МП а (4 кгс/см2).

8 .3 .5 . Пневматическое испытание трубопроводов на прочность в действующих цехах, а также на эстакадах и в каналах, где уложены трубопроводы, находящиеся в эксплуатации, допускается в обоснованных случаях безопасными методами.

8 .3 .6 . Пневматическое испытание следует проводить по документации, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

8 .3 .7 . При пневматическом испытании трубопроводов на прочность подъем давления следует производить плавно со скоростью равной 5 % от Рпр в мин, но не более 0 ,2 МПа (2 кгс/см2) в минуту с периодическим осмотром трубопровода на следующих этапах:

а) при рабочем давлении до 0 ,2 МПа (2 кгс/см2) - осмотр производится при давлении равном 0 ,6 пробного давления и при рабочем давлении;

б) при рабочем давлении выше 0 ,2 МПа (2 кгс/см2) - осмотр производится при давлении равном 0 ,3 и 0 ,6 пробного давления и при рабочем давлении.

Во время осмотра подъем давления не допускается. При осмотре обстукивание молотком трубопровода, находящегося под давлением, не допускается.

Места утечки определяются по звуку просачивающегося возд у ха, а также по пузырям при покрытии сварных швов и фланцевых соединений мыльной эмульсией и другими методами.

Дефекты устраняются при снижении избыточного давления до н уля и отключении компрессора.

8 .3 .8 . На время проведения пневматических испытаний на п рочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавл иваться охраняемая (безопасная) зона. Минимальное расстояние зоны должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке т рубопровода и не менее 10 м при подземной. Границы зоны огораживаются.

8 .3 .9 . Во время подъема давления в трубопроводе и при дости жении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охранной зоне не допускается.

Окончательный осмотр трубопровода допускается после то г о как испытательное давление будет снижено до расчетного и проводится в установленном порядке.

8 .3 .10 . Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, следует располагать вне охранной зоны.

8 .3 .11 . Для наблюдения за охранной зоной устанавливаются специальные посты. Число постов определяется, исходя из условий, чтобы охрана зоны была надежно обеспечена.

8.4. Промывка и продувка трубопроводов

8 .4 .1. Трубопроводы должны промываться или продуваться в соответствии с указаниями проекта.

Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими реагентами и другими допустимыми веществами.

Продувка может осуществляться сжатым воздухом , паром или инертным газом.

8 .4 .2 . Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1 - 1 ,5 м/сек.

После промывки трубопровод должен полностью опорожняться и продуваться воздухом или инертным газом.

8 .4 .3 . Продувка трубопроводов должна производиться под давлением равным рабочему, но не более 4 МПа (40 кгс/см2). Продувка трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0 ,1 МПа (1 кгс/см2) или вакуумом, должна производиться под давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/см2).

8 .4 .4 . Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 мин.

8 .4 .5 . Во время промывки (продувки) снимаются диафрагмы, приборы, регулирующая, предохраняющая арматура и устанавливаются катушки и заглушки.

8 .4 .6 . Во время промывки или продувки трубопровода арматура, установленная на спускных линиях и тупиковых участках, до л ж на быть полностью открыта, а после окончания промывки или продувки тщательно осмотрена и очищена.

8 .4 .7 . Монтажные шайбы, установленные вместо измерительных диафрагм, могут быть заменены рабочими диафрагмами тольк о после промывки или продувки трубопровода.

8.5. Дополнительные испытания на герметичность

8 .5.1. Все трубопроводы групп А, Б (а), Б (б), а также вакуумные трубопроводы, помимо обычных испытаний на прочность и плотность, должны подвергаться дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания.

Необходимость проведения дополнительных испытаний на герметичность остальных трубопроводов устанавливается проектом.

Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием.

8 .5 .2 . Дополнительное испытание на герметичность проводится воздухом или инертным газом после проведения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.

8 .5 .3 . Дополнительное испытание на герметичность производится давлением равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов давлением 0,1 МПа (1 кгс/см2).

8 .5 .4 . Продолжительность дополнительных испытаний должна составлять не менее 24 часов для строящихся межцеховых, внутрицеховых и межзаводских трубопроводов и указываться в проектной документации для каждого трубопровода, подлежащего испытанию.

При периодических испытаниях, а также после ремонта, свя з анного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность и спытания устанавливается не менее 4 часов.

8 .5 .5 . Результаты дополнительного пневматического испы тани я на герметичность смонтированных технологических трубопроводов, прошедших ремонт, связанный с разборкой или сваркой, признаю тся удовлетворительными, если скорость падения давления окажется не более 0,1 % за час для трубопроводов группы А и вакуумных и 0 ,2 % за час для трубопроводов группы Б (а), Б (б).

Скорость падения давления для трубопроводов, транспортирующих вещества других групп, устанавливается проектом.

Указанные нормы относятся к трубопроводам внутренним диаметром до 250 мм включительно.

При испытании трубопроводов больших диаметров нормы падения давления в них определяются умножением приведенных величин на поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле:

где D вн - внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.

Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяется по формуле:

г де D 1 , D 2 , D n - внутренний диаметр участков, м;

L 1 , L 2 , Ln - длина участков трубопровода, соответствующая указанным диаметрам, м.

Падение давления в трубопроводе во время испытания его на герметичность определяется по формуле:

∆Р = 100 (1 - Ркон.×Тнач.нач.× Ткон. ),

где ∆Р - падение давления, % от испытательного давления;

Р кон . , Рнач. - сумма манометрического и барометрического давления в конце и начале испытания, МПа;

Т нач. , Т кон. - температура в трубопроводе в начале и конце испытания, К.

Давление и температуру в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на нем во время испытаний.

8 .5 .6 . Испытание на герметичность с определением пад ения давления допускается проводить только после выравнивания темп ерату р в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубо проводе в начале и в конце испытываемого участка следует устанавливать термометры.

8 .5 .7 . После окончания дополнительного испытания на гермет ичность по каждому трубопроводу составляется акт по установленной форме.

8.6. Сдача - приемка смонтированных трубопроводов

8 .6.1. Сдача - приемка трубопроводов после монтажа осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правил и проекта.

8 .6 .2 . До начала пусконал ад очны х работ готовится необходимая документация.

8 .6 .3. Исполнительный чертеж участка, прилагаемый к свидетельству, выполняется в аксонометрическом изображении в границах присоединения к оборудованию или запорной арматуре, без масштаба. Он должен содержать нумерацию элементов трубопровода и нумерацию сварных соединений с выделением монтажных швов. Для трубопроводов, подлежащих изоляции или прокладываемых в непроходных каналах, указывается расстояние между сварными соединениями. Нумерация сварных соединений на исполнительном чертеже и в свидетельстве о монтаже, должна быть единой. Для трубопроводов с условным давлением 10 МПа (100 кгс/см2) и более нумеруются также разъемные соединения.

К исполнительному чертежу прикладывается спецификация на детали и изделия, применяемые при изготовлении и монтаже трубопровода.

8 .6 .4 . Перечни скрытых работ при монтаже технологических т рубопроводов указываются в документации. Освидетельствован ие скрытых работ следует производить перед началом последующих работ.

8 .6 .5 . Перечень документов на сборочные единицы, детали и материалы, применяемые при монтаже трубопровода, включают в с остав свидетельства о монтаже.

8 .6 .6 . Комплектовать свидетельство о монтаже участков т рубопроводов следует на технологический блок или технологический узе л, указанный в проекте.

9. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

9.1. Обслуживание

9 .1 .1. Обслуживание трубопроводов следует производить в соответствии с проектом и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

9.1 .2 . Лица, осуществляющие обслуживание трубопроводов проходят подготовку и аттестацию в установленном порядке.

9.1 .3 . По каждой установке (цеху, производству) составляется перечень трубопроводов и разрабатывается эксплуатационная документация.

9.1 .4 . На все трубопроводы высокого давления [свыше 10 МП а (100 кгс/см2)] и трубопроводы низкого давления [до 10 МПа (100 кгс/см2) включительно] категорий I , II , III , а также трубопроводы всех категорий, транспортирующие вещества при скорости коррозии металла трубопровода 0 ,5 мм/год, составляется паспорт установленного образца.

9.1 .5. Паспорт на трубопровод хранится в установленном порядке.

9.1.6 . Для трубопроводов на каждой установке следует завести эксплуатационный журнал.

9.1 .7 . Технологические трубопроводы, работающие в водо родосодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью оценки технического состояния.

9.1 .8 . Для трубопроводов высокого давления следует вести книгу учета периодических испытаний.

9.1.10 . На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой стали с рабочей температурой 400 °С и выше, а также трубопроводах из хромомолибденовой (рабочая температура 500 °С и выше) и из высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550 °С и выше) следует осуществлять контроль за ростом остаточных деформаций в установленном порядке.

9.2. Эксплуатация

9 .2.1. В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элеме нтов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в э ксплуатационном журнале.

9 .2 .2 . Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.

9 .2 .3 . При периодическом контроле следует проверять:

техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;

устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

9 .2 .4 . Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0 ,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.

Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3 месяца.

9 .2 .5 . Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное удаление изоляции.

9 .2 .6 . Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непрох одимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавлив ается в зависимости от условий эксплуатации.

9 .2 .7 . Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть с нижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60 °С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

9 .2 .8 . При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а также состояние:

изоляции и покрытий;

сварных швов;

фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки приборов;

опор;

компенсирующих устройств;

дренажных устройств;

арматуры и ее уплотнений;

реперов для замера остаточной деформации;

сварных тройников ы х соединений, гибов и отводов.

9.3. Ревизия трубопроводов

9 .3.1. Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

9 .3 .2 . Продление сроков службы трубопроводов и его элементов проводится в установленном порядке.

9 .3 .3 . Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении до 10 МП а (100 кгс /см2) устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, условий эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизии. Сроки ревизии, как правило, не должны быть реже указанных в таблице 18 .

9 .3 .4 . Для трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная, генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.

Таблица 18

П ерио дичность проведения ревизий технологических трубопроводов с давлением до 10 МП а (100 к гс/см2 )

Т ранспортируемые среды

Категория трубопровода

Периодичность проведения ревизий при скорости коррозии, мм/год

более 0 ,5

0 ,1 - 0 ,5

до 0 ,1

Чрезвычайно, высоко и умеренно опасные вещества 1, 2, 3 и высокотемпературные органические теплоносители (ВОТ) (среды групп А)

I и II

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 3 года

Взр ы во- и пожароопасные вещества (ВВ), горючие газы (ГГ), в том числе сжиженные, легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) [среды группы Б(а), Б(б)]

I и II

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 3 года

III

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 3 года

Не реже одного раза в 4 года

Горючие жидкости ( U :) [среды группы Б(в )]

I и II

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 3 года

III и IV

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 3 года

Не реже одного раза в 4 года

Т рудногорючие (ТГ) и негорючие (Н Г) веществ а (среды группы В)

I и II

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 4 года

Не реже одного раза в 6 лет

III , IV и V

Не реже одного раза в 3 года

Не реже одного раза в 6 лет

Не реже одного раза в 8 лет

Первую выборочную ревизию трубопроводов, транспортиру ю щих неагрессивные или малоагрессивные среды, следует производить не позднее, чем через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.

9 .3 .5 . Отсрочка в проведении ревизии трубопроводов допускается с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов, обеспечивающего их дальнейшую надежную эксплуатацию, но не может превышать более одного года.

9 .3 .6 . При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).

9 .3 .7 . Приступать к ревизии следует после выполнения необходимых подготовительных работ.

9 .3 .8 . При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:

а) провести наружный осмотр трубопровода;

б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.

Количество участков для проведения толщиноме т рии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов.

При этом на прямых участках в нут риу становочны х трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее, чем в трех местах.

Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте с ледует производить в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не мен ее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.

Следует обеспечить правильность и точность выполнения за м еров, исключая влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.).

Результаты замера фиксируются в паспорте трубопровода.

Ревизию постоянно действующих участков факельных линий, не имеющих байпасов, проводят без их отключения путем измере н ия толщины стенки ультразвуковыми толщиномерами и обмы ливанием фланцевых соединений.

Места частичного или полного удаления изоляции при ревизии трубопроводов определяются конкретно для каждого участка трубопровода.

Ревизия воротников фланцев проводится внутренним осмотром (при разборке трубопровода) или измерением толщины неразрушающими методами контроля (ультразвуковым или радиографическим) не менее чем в трех точках по окружности воротника фланца. Толщину стенки воротника фланца допускается контролировать также с помощью контрольных засверловок. На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса ( 08 Х18Н10 Т, 12 Х18Н10 Т и т.п), работающих в средах, вызывающих межкристал литну ю коррозию, сквозные засверловки не допускаются.

Внутренний осмотр участков трубопроводов проводится с помощью ламп, приборов, луп, эндоскопа или других средств.

Внутренняя поверхность должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости - протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в наиболее неблагоприятных условиях (где возможна коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, застойные зоны). Демонтаж дефектного участка трубопровода при наличии разъемных с оединений проводится путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.

Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, у м еньшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов.

При необходимости проводится радиографический или ультразву к овой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания.

Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащ их средах, проводится в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.

Проводятся также следующие работы:

измерения на участках трубопроводов деформаций по состоянию на время проведения ревизии;

выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе, осмотр их и контроль резьбовыми калибрами;

проверка состояния и условий работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок;

испытание трубопроводов.

9 .3.9 . При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.

9 .3 .10 . Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] составляет:

не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от температуры;

не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.

9 .3 .11 . При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:

а) провести наружный осмотр согласно требованиям;

б) при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;

в) произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;

г) при обнаружении в процессе о смотра дефектов в сварных швах (околошовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве произвести контроль неразрушающими методами (радиографический, ультразвуковой и т.д.);

д) при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;

е) проверить состояние муфт, фланцев, их прива л очны х поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;

з) провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;

ж) провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре 400 °С.

9 .3 .12 . Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.

При неудовлетворительных результатах ревизии следует про в ерить еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку.

9 .3.13 . Если при ревизии трубопровода высокого давления будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность эксплуатации следует подтверждать расчетом на прочность. При необходимости проводится экспертиза промышленной безопасности.

9 .3.14 . При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести генеральную выборочную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30 % каждого из указанных трубопроводов.

9 .3 .15 . Генеральная выборочная ревизия трубопроводов высокого давления производится периодически в сроки, установленные проектом, но не реже, чем в следующие сроки:

а) в производстве аммиака:

трубопроводы, предназначенные для транспортирования азотоводородн ы х и других водородсодержащих газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С, - через 8 лет;

б) в производстве метанола:

трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей, содержащих, кроме водорода, окись углерода, при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С, - через 6 лет;

в) в производстве капрола кт ама:

трубопроводы, предназначенные для транспортирования водород ны х газовых смесей при температуре среды до 200 °С , - через 10 лет, трубопроводы, предназначенные для транспортирования ок иси углерода при температуре свыше 150 °С, - через 8 лет;

г) в производстве синтетических жирных спиртов (СЖС):

трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 10 лет, при температуре среды свыше 200 °С , - через 8 лет;

трубопроводы, предназначенные для транспортирования пасты (катализатор с метиловыми эфирами) при температуре среды до 200 °С, - через 3 года;

д) в производстве мочевины:

трубопроводы, предназначенные для транспортирования плава мочевины от колонны синтеза до дросселирующего вентиля, - через 1 год;

трубопроводы, предназначенные для транспортирования аммиака от подогревателя до смесителя при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет;

трубопроводы, предназначенные для транспортирования углекислого газа от компрессора до смесителя при температуре среды до 200 °С , - через 6 лет;

трубопроводы, предназначенные для транспортирования углеаммонийн ы х солей (карбамата) при температуре среды до 200 °С, - через 4 года.

Генеральную выборочную ревизию трубопроводов, предназначенных для транспортирования других жидких и газообразных сред и других производств, следует также производить:

при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 °С - через 10 лет;

то же при температуре 200 - 400 °С - через 8 лет;

для сред со скоростью коррозии до 0 ,65 мм/год и температурой среды до 400 °С - через 6 лет.

При неудовлетворительных результатах генеральной выборочной ревизии назначается полная ревизия трубопровода.

9 .3.16 . При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе.

9 .3 .17 . Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.

Для трубопроводов с Ру ≤ 10 МПа (100 кгс/см2 ) в обоснованных случаях при разборке фланцевых соединений, связанной с заменой прокладок, арматуры или отдельных элементов, допускается проводить испытания только на плотность. При этом вновь уст анавливаемые арматуру или элементы трубопровода следует предварительно испытать на прочность пробным давлением.

9 .3.18 . После проведения ревизии составляются акты, к которым прикладываются все протоколы и заключения о проведенных проверках. Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладываются к паспорту.

9 .3.19 . После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут комплексному обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.

9 .3 .20 . Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ревизии и ремонта.

9 .3 .21. При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на состояние набивочных материалов (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку).

9 .3 .22 . Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и п рографиченная, может быть использована для рабочих температур не выше 200 °С.

9 .3 .23 . Для температур выше 200 °С и давлений до 25 МПа (250 кгс/см2) допускается применять прог рафиченную асбестовую набивку, если кольцо пересыпать слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

9 .3 .24 . Для высоких температур следует применять специальные набивки, в частности асбомет ал лические, пропитанные особыми составами, стойкими к разрушению и вытеканию под влиянием транспортируемой среды и высокой температуры.

9 .3 .25 . Для давлений свыше 32 МПа (320 кгс/см2) и температуры более 200 °С следует применять специальные набивки.

9 .3 .26 . Сальниковые набивки арматуры следует изготавливать из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширин е сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке следует нарезать заготовки колец со скошенными под углом 45 ° концами.

9 .3 .27 . Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку смещая линии разреза и уплотнение каждого кольца. Вы соту сальниковой набивки следует принимать такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1 /6 - 1 /7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм.

Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбукс ы .

9 .3 .28 . Для обеспечения плотности сальникового уплотнения следует следить за чистотой поверхности шпинделя и штока арматуры.

9 .3 .29 . Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры.

9 .3 .30 . Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания.

9 .3 .31. Предохранительные клапаны обслуживаются в соответствии с технической документацией и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

9 .3 .32 . Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры.

9 .3 .33 . Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.

9 .3 .34 . Ревизию и ремонт арматуры следует производить в специализированных мастерских или ремонтных участках. В обоснованных случаях допускается ревизия арматуры путем ее разборки и осмотра непосредственно на месте установки (приварная арматура, крупногабаритная, труднодоступная и т.д.).

9 .3 .35 . При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:

а) внешний осмотр;

б) разборка и осмотр состояния отдельных деталей;

в) осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;

г) притирка у пл отнительны х поверхностей (при необходимости);

д) сборка, опроб ыв ание и опрессовка на прочность и плотность.

9 .3 .36 . При планировании сроков ревизии и ремонта арматуры следует в первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры, работающей в наиболее сложных условиях. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляются актами и заносятся в эксплуатационную документацию.

9 .3 .37 . В случаях, когда характер и скорость коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены типовыми методами контроля, используемыми при ревизии, для контроля приближения толщины стенки к отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки.

9 .3 .38 . Трубопроводы, по которым транспортируются вещества группы А (а), А (б), газы всех групп, трубопроводы, работающие под вакуумом и высоким давлением [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)], трубопроводы в блоках I категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из аустенитн ы х сталей и работающих в средах, вызывающих межкристал литную коррозию, контрольным засверловкам не подвергают. В этих случаях следует установить контроль за состоянием толщины стенок трубопровода путем замера ультразвуковым толщиномером или иными допускаемыми методами.

9 .3 .39 . При засверловке контрольных отверстий следует пользоваться сверлом диаметром 2 ,5 - 5 мм, заправленным под острым углом, чтобы предотвратить большие утечки продукта.

9 .3 .40 . Отверстия при контрольных засверловках следует располагать в местах поворотов, сужений, врезок, застойных зонах, а также в тройниках, дренажных отводах, перед запорной арматурой и после нее и т.п. местах.

9 .3 .41. Отверстия контрольных засверловок на отводах и полуотводах следует располагать преимущественно по наружному радиусу гиба из расчета одно отверстие на 0 ,2 м длины, но не менее одного отверстия на отвод или секцию сварного отвода.

9 .3 .42 . Глубина контрольных засверловок устанавливается равной расчетной толщине трубопровода плюс П×С (где П - поло вина периода между очередными ревизиями, год, С - фактичес кая скорость коррозии трубопровода, мм/год).

9 .3 .43 . Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе следует четко обозначить и зафиксировать в документации.

9 .3.44 . Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод следует подвергнуть внеочередной ревизии.

9 .3 .45 . Периодические испытания трубопроводов на прочность и плотность проводят, как правило, во время проведения ревизии трубопровода.

Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) принимаются равными удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиям п. 9.3.3 для данного трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет.

Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2) должны быть не реже:

для трубопроводов с температурой до 200 °С - один раз в 8 лет;

для трубопроводов с температурой свыше 200 °С - один раз в 4 года.

9 .3 .46 . Испытательное давление и порядок проведения испытания должны соответствовать требованиям раздела 8 настоящих Правил.

При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение акустикоэмиссионного контроля.

9 .3 .47 . Результаты периодических испытаний трубопроводов оформляются в установленном порядке.

9 .3 .48 . Трубы, детали трубопроводов, арматура, в том числе литая (корпуса задвижек, вентили, клапаны и т.п.), подлежат отбраковке:

если в результате ревизии окажется, что из-за воздействия среды толщина стенки стала ниже проектной и достигла величины, определяемой расчетом на прочность без учета прибавки на коррозию (отбраковочный размер);

Отбраковочные толщины стенок элементов трубопровода следует указывать в проектной документации. Трубы и детали трубопроводов отбраковываются, если:

при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и т.п.);

в результате воздействия среды за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров, определяемых расчетом на прочность;

изменились механические свойства металла;

при контроле сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению;

размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ;

трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытаний;

уплотнительн ы е элементы арматуры износились так, что не обеспечивают безопасное ведение технологического процесса.

9 .3 .49 . Фланцы отбраковываются при:

неудовлетворительном состоянии прива л очны х поверхностей;

наличии трещин, раковин и других дефектов;

деформации;

уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы;

срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах высокого давления, а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимые пределы. Линзы и прокладки овального сечения отбраковываются при наличии трещин, забоин, сколов, смяти и уплотнительны х поверхностей, деформации.

9 .3 .50 . Крепежные детали отбраковываются:

при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы;

в случаях изгиба болтов и шпилек;

при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы;

в случае износа боковых граней головок болтов и гаек;

в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого уровня.

9 .3 .51. Сильфонны е и линзовые компенсаторы отбраковываются в следующих случаях:

толщина стенки с ил ьфона или линзы достигла расчетной величины, указанной в паспорте компенсатора;

толщина стенки сильфона достигла 0 ,5 мм, а расчетная толщина стенки сильфона имеет более низкие значения;

при наработке компенсаторами допустимого числа циклов с учетом условий эксплуатации на пожароопасных и токсичных средах.

9 .3 .52 . Нормы отбраковки следует указывать в ремонтной документации с учетом условий конкретного объекта.

9.4. Техническая документация

9 .4 .1. Технологические трубопроводы комплектуются следующей технической документацией:

перечень трубопроводов;

проектная документация (в том числе расчеты);

паспорт трубопровода;

схемы трубопроводов с указанием условного прохода, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, мест спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков, контрольных засверловок (если они имеются) и их нумерации;

акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода;

удостоверение о качестве ремонтов трубопроводов, в том числе журнал сварочных работ на ремонт трубопроводов, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков;

документация по контролю металла трубопроводов, работающих в водородс од ержащих средах;

акт периодического наружного осмотра трубопровода;

акт испытания трубопровода на прочность и плотность;

акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры;

эксплуатационные журналы трубопроводов;

акты отбраковки;

журнал установки-снятия заглушек;

журнал термической обработки сварных соединений трубопроводов;

заключение о качестве сварных стыков;

заключение обследований и экспертизы промышленной безопасности.

10. ПОДЗЕМНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

10 .1. Для подземных трубопроводов устанавливается периодический контроль технического состояния с учетом положений настоящих Правил.

10 .2 . Для ревизии подземных трубопроводов производят вскрытие и выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты, осмотром трубопровода, измерением толщины стенок, а в обоснованных случаях, с вырезкой отдельных участков.

Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии устанавливается в зависимости от условий эксплуатации трубопровода:

при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью приборов вскрытие производится в местах выявленных повреждений изоляции;

при выборочном контроле вскрытие производится из расчета один участок на 200 - 300 м длины трубопровода.

10 .3 . При проведении ремонтных и монтажных работ на подземных трубопроводах следует установить контроль за выполнением требований проекта в части компенсации температурных деформаций, качества применяемых материалов, сварных швов, антикоррозионного покрытия и своевременного оформления всей необходимой документации по результатам проводимых работ.

10 .4 . Подземные технологические трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами.

11. ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТНЫХ И МОНТАЖНЫХ РАБОТ

11.1. Ремонтные и монтажные работы на трубопроводах производятся после выполнения подготовительных работ.

11 .2 . Переустройство и реконструкция трубопроводов допускается после изменения проектной документации.

Ремонт трубопроводов выполняется на основании актов ревизии и отбраковки с приложением в ы копировки из схем трубопров одов.

11.3 . Узлы, детали и материалы, применяемые при выполнении ремонтных и монтажных работ, объем и методы их контроля должны соответствовать установленным требованиям. Элементы трубопроводов, не имеющие сертификатов или паспортов, можно применять только для трубопроводов II категории и ниже при условии проверки и испытания в соответствии с государственными стандартами, нормалями и техническими условиями.

Трубы, фланцы и фасонные детали трубопроводов из легированных сталей, независимо от наличия сертификата и заводской маркировки (Р у , Dy , марка стали), допускается применять для трубопроводов только после проверки марки стали (химический анализ, стилоскопирование и т.п.).

11.4 . Все узлы и детали перед ремонтными и монтажными работами должны проверяться. Поверхности труб, фасонных деталей, фланцев, прокладок, корпусов и крышек арматуры не должны иметь трещин, раковин, плен, заусенцев и других дефектов, снижающих их прочность и работоспособность.

Маркировка должна соответствовать документации.

Толщину стенки труб и фасонных деталей следует проверять замером на обоих концах в четырех точках. Наружный диаметр, овальность и толщина стенки должны соответствовать установленным требованиям.

На поверхности резьбы крепежных деталей не должно быть следов коррозии, вмятин, надрывов и других дефектов, снижающих прочност ь.

11 .5 . Арматуру, предназначенную для установки на трубопроводах высокого давления и I категории, а также всю арматуру (независимо от категории трубопровода) с просроченными сроками перед установкой необходимо подвергнуть проверкам, в т.ч. гидравлическому испытанию на прочность и плотность. При необходимости проводится экспертиза промышленной безопасности.

11 .6 . При выполнении ремонтно-монтажны х работ следует руководствоваться требованиями настоящих Правил.

11 .7 . При изготовлении разметка труб и деталей производится способами, не нарушающими качества последних и обеспечивающими четкое нанесение на заготовках осевых линий, размеров и форм, необходимых при изготовлении деталей и сборке их в узлы.

11 .8 . Резку труб допускается производить газопламенным, плазменным и механическим способами. Способы резки выбирают в зависимости от марки стали, размеров труб и способа соединения с обеспечением требований к качеству и чистоте поверхности. Предпочтение следует отдавать резке труб механическим способом, особенно труб из легированной стали.

11.9 . При резке труб на каждый вновь образованный конец должна переноситься маркировка завода-изготовителя.

11 .10 . Технология сварки и сварочные материалы должны соответствовать установленным требованиям.

11.11. Контроль качества сварных соединений следует производить в соответствии с установленными требованиями.

11.12 . Резьбовые концы труб выполняются в соответствии с требованиями государственных стандартов.

11 .13 . Перед сборкой фланцевых соединений упло тнительны е поверхности труб, арматуры, деталей трубопроводов, а также металлические прокладки и линзы должны промываться и насухо протираться. Торцы труб, соединяемых на фланцах (муфтах), должны быть параллельными в пределах установленных допусков.

11 .14 . Гибку труб при изготовлении элементов трубопроводов применяют в тех случаях, когда отсутствуют стандартные крутоизогнутые отводы, а также в случаях, когда по проекту требуется радиус гиба более 1 ,5 Dy .

11.15 . Не разрешается вварка штуцеров, бобышек, дренажей в сварные швы и в гнутые и штампованные детали трубопровода, за исключением вварки одного штуцера с внутренним диаметром не более 25 мм, если эта вварка предусмотрена проектом.

Допускается вварка штуцеров в отбортованные заглушки, при этом ось штуцера должна совпадать с осью трубопровода, а его условный проход должен быть не более половины условного диаметра заглушки.

11 .16 . При сопряжении двух труб, труб с деталями, деталей между собой угловые отклонения (излом осей) не должны превышать допустимых значений; линейные отклонения (смещение осей) не должны превышать 3 мм на каждый метр длины трубопровода, но не более 10 мм на всю длину. Совмещение кромок т руб и деталей с применением усилий, нагрева или изгиба труб при сборке не допускается, за исключением трубопроводов Ру ≤ 10 М Па (100 к гс/см2) из углеродистой и к ремнемарганцовистой стали, для которых в процессе сборки допускается подгонка кромок методом подкатки по всему периметру или его части с предварительным подогревом кромок до 850 - 900 °С. При подкатке должен обеспечиваться плавный переход под углом не более 15 ° от деформированной кромки к недеформированной части трубы.

11.17 . При сборке фланцев под сварку с различными деталями (патрубками, фасонными частями, бесфланцевой арматурой, компенсаторами и т.п.) следует обеспечивать перпендикулярность и соосность упл отнит ельной поверхности фланцев к оси смежной детали в соответствии с требованиями раздела 6 настоящих Правил.

11.18 . При сборке фланцевых соединений труб, деталей трубопроводов и арматуры следует обеспечивать соосность уплотнительны х поверхностей фланцев.

11 .19 . При сборке фланцев с трубами и деталями следует симметрично располагать отверстия под болты и шпильки относительно оси фланцевого соединения. Смещение отверстий двух смежных фланцев не должно превышать половины разности номинальных диаметров отверстия и устанавливаемого болта (или шпильки).

11.20 . При сборке труб и деталей с плоскими приварными фланцами расстояние между уплотнительной поверхностью фланца и торцом трубы (недовод трубы) должно приниматься равным толщине трубы +1 мм или выбираться в зависимости от условного прохода трубы:

Dy трубы, мм

20

20 - 50

70 - 150

200

225

250 - 300

350 - 450

Недовод, мм

4

5

8

8

9

10

11

11 .21. При ремонте и установке опор необходимо соблюдать следующие требования:

трубы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на подушки неподвижных опор, хомуты для крепления труб плотно прилегать к трубе и не допускать ее перемещения;

верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это требование предусмотрено проектом;

ролики, шарики и катки должны свободно вращаться и не выпадать из гнезд, опорные поверхности должны прилегать по всей площади соприкосновения без перекосов;

сжатие пружин на опорах и подвесках должно быть обеспечено распорными приспособлениями; пружины при установке следует затягивать в соответствии с указаниями документации;

тяги подвесок трубопроводов, не подверженных тепловым удлинениям (перемещениям), устанавливаются отвесно, а подверженных тепловым удлинениям, - с наклоном в сторону, обратную перемещению, на половину этого перемещения;

прокладки для обеспечения необходимого уклона трубопровода устанавливаются под подошву опоры; установка прокладок между трубой и опорой не допускается;

при креплении опор на стенах или колоннах кронштейны должны прилегать к бетону или кирпичной кладке и крепиться к силовым закладным элементам;

при укладке трубопроводов сварные швы необходимо располагать от края опоры на расстоянии 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм;

при укладке на опоры труб, имеющих продольные сварные швы, необходимо располагать их так, чтобы они были доступны для осмотра.

11 .22 . Расстояние от штуцера или друго го элемента с угловым (тавровым) швом до начала гиба трубы или поперечного сварного шва должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм для трубопроводов с наружным диаметром до 100 мм и не менее 200 мм - для трубопроводов больших наружных диаметров.

11.23. Для поперечных сварных соединений, подлежащих ультразвуковому контролю, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и т.п.) должна быть не менее:

100 мм при толщине стенки трубопровода до 15 мм;

( 5 S + 25 ) мм - при толщине стенки трубопровода S от 15 до 30 мм.

11 .24 . При установке арматуры для определения ее правильног о положения на трубопроводе необходимо в каждом случае руководствоваться указаниями, имеющимися в технической документации.

Направление осей маховиков арматуры определяется проектом.

11 .25 . Сильфонную арматуру следует устанавливать на трубопроводах после их испытания, промывки и продувки. На время испытания, промывки и продувки вместо сильфонной арматуры необходимо устанавливать временные катушки.

11 .26 . Арматуру необходимо ремонтировать в специализированных ремонтно-механических мастерских и участках. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

11 .27 . После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность. Опрессовку на прочность следует производить при открытом запорном устройстве.

11 .28 . Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актами. Акты хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на трубопроводы.

11.29 . На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

11 .30 . На стальной литой арматуре (кроме арматуры высокого давления) допускается исправление дефектов электросваркой:

единичных (до двух) раковин на уплотнительн ы х и опорных поверхностях;

газовых и иных раковин местного характера, давших течь при гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных раковин, занимающих в сумме не более 10 % поверхности отливки, при условии что расстояние между кромками дефектных мест после их разделки не менее 50 мм;

дефектов в стойках и маховиках;

дефектов на опорных поверхностях и корпусах задвижек и клапанов путем наплавки всей опорной поверхности.

На каждый случай исправления дефектов должна быть составлена технология с учетом материала и условий эксплуатации.

11.31. Дефектные места для исправления сваркой должны быть подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и т.п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла. При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких переходов по краям разделки.

11 .32 . Качество подготовки дефектных мест под сварку должно контролироваться в установленном порядке.

11 .33 . Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре на спокойном воздухе (без сквозняков).

Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

11.34 . Выбор электродов при исправлении дефектов сваркой, необходимость подогрева изделия до сварки, термической обработки после исправления дефектов определяются технологической документацией.

11 .35 . К ремонтным работам допускается персонал, обученный и аттестованный в установленном порядке.

12. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ

12.1. Безопасность работ с технологическими трубопроводами обеспечивается их соответствием требованиям настоящих Правил и соблюдением условий изготовления, испытаний, транспортирования, хранения, монтажа, эксплуатации, ремонта, диагностирования и освидетельствования.

12 .2 . На трубопроводы распространяются соответствующие их применению требования нормативно-технической документации по промышленной безопасности и в установленном порядке оформляются разрешения на применение.

12 .3 . Назначенные и расчетные сроки безопасной эксплуатации трубопроводов указываются в технической документации. Продление сроков эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.

12 .4 . К обслуживанию трубопроводов допускается персонал, обученный и аттестованный в установленном порядке.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения . 1

2. Технологические трубопроводы с условным давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) 3

2.1. Классификация трубопроводов . 3

2.2. Требования к материалам, применяемым для трубопроводов . 5

3. Технологические трубопроводы высокого давления свыше 10 МПа (100 кгс/см2) до 320 МПа (3200 кгс/см2) 10

3.1. Общие положения . 10

3.2. Требования к конструкции трубопровода . 10

3.3. Требования к материалам, применяемым для трубопроводов высокого давления . 11

3.4. Требования к изготовлению трубопроводов . 13

4. Применение трубопроводной арматуры .. 17

5. Требования к устройству трубопроводов . 19

5.1. Размещение трубопроводов . 19

5.2. Устройства для дренажа и продувки трубопроводов . 24

5.3. Размещение арматуры .. 26

5.4. Опоры и подвески трубопроводов . 27

5.5. Дополнительные требования к устройству трубопроводов при комплектно-блочном методе монтажа . 28

5.6. Компенсация температурных деформаций трубопроводов . 28

5.7. Требования к снижению вибрации трубопроводов . 29

5.8. Тепловая изоляция, обогрев . 30

5.9. Защита от коррозии и окраска трубопроводов . 31

6. Требования к монтажу трубопроводов . 31

6.1. Общие требования к монтажу трубопроводов . 31

6.2. Монтаж трубопроводов . 32

6.3. Особенности монтажа трубопроводов с условным давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2) до 320 МПа (3200 кгс/см2) 34

6.4. Документация и маркировка трубопроводов или сборочных единиц, поставляемых заводами-изготовителями . 35

7. Требования к сварке и термической обработке . 36

7.1. Сварка . 36

7.2. Термическая обработка . 39

7.3. Контроль качества сварных соединений . 40

8. Требования к испытанию и приемке смонтированных трубопроводов . 47

8.1. Общие требования . 47

8.2. Гидравлическое испытание на прочность и плотность . 48

8.3. Пневматическое испытание на прочность и плотность . 49

8.4. Промывка и продувка трубопроводов . 50

8.5. Дополнительные испытания на герметичность . 50

8.6. Сдача - приемка смонтированных трубопроводов . 51

9. Требования к эксплуатации трубопроводов . 52

9.1. Обслуживание . 52

9.2. Эксплуатация . 52

9.3. Ревизия трубопроводов . 53

9.4. Техническая документация . 59

10. Подземные трубопроводы .. 59

11. Выполнение ремонтных и монтажных работ . 59

12. Условия применения . 62

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Армирование Гост 15150 Гост 8328 75 Гост сетки арматурные сварные Катет сварного шва Перечень работ повышенной опасности Плиты покрытия размеры Позиционный допуск Проточка Рмг 29 99 Сварка арматуры гост Состав рабочей документации в строительстве Усадка песка при уплотнении Условные обозначения на генплане гост Швеллер сортамент