Орган по экологической сертификации
филиала БНТУ
"Научно-исследовательский
политехнический институт"
Центр экологических услуг
Поиск по сайту
Законодательство
Размер шрифта: Увеличить шрифт Размер шрифта по умолчанию Уменьшить шрифт
Полный текст документа в архиве: Скачать документ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ МИНИСТЕРСТВА ПО ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ СИТУАЦИЯМ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

21 марта 2007 г. № 20

Об утверждении Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Изменения и дополнения:

Постановление Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 1 декабря 2009 г. № 63 (зарегистрировано в Национальном реестре - № 8/21779 от 12.01.2010 г.)

Постановление Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 13 июля 2010 №33

 

На основании Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь, утвержденного Указом Президента Республики Беларусь от 29 декабря 2006 г. № 756 «О некоторых вопросах Министерства по чрезвычайным ситуациям», Министерство по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемые Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

2. Не применять Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов (ПУГ-69), утвержденные Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору при Совете Министров СССР 19 сентября 1969 г.

 

Министр

Э.Р.Бариев

 

СОГЛАСОВАНО Министр труда  и социальной защиты  Республики Беларусь В.Н.Потупчик 19.03.2007

СОГЛАСОВАНО Министр промышленности  Республики Беларусь А.М.Русецкий 19.03.2007

 

 

СОГЛАСОВАНО Председатель Белорусского  государственного концерна  по нефти и химии А.В.Боровский 19.03.2007

 

 

 

УТВЕРЖДЕНО Постановление  Министерства  по чрезвычайным ситуациям  Республики Беларусь 21.03.2007 № 20

ПРАВИЛА
устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

РАЗДЕЛ I
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ГЛАВА 1
ОБЛАСТЬ И ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов (далее - Правила) устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма при эксплуатации стальных технологических трубопроводов (далее - трубопроводы).

Правила распространяются на проектируемые, вновь изготавливаемые, реконструируемые и действующие трубопроводы, кроме магистральных, предназначенные для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне от остаточного давления (вакуума) 0,001 МПа (0,01 кгс/см2) до условного давления 320 МПа (3200 кгс/см2) и рабочих температур от -196 до 700 °С и эксплуатирующиеся на опасных производственных объектах.

2. Действие настоящих Правил распространяется на все организации независимо от их организационно-правовых форм и формы собственности (далее - субъекты хозяйствования), которые осуществляют деятельность по проектированию, строительству, реконструкции (техническому перевооружению), изготовлению, монтажу, испытанию, ремонту, эксплуатации трубопроводов.

3. Основные термины и определения, применяемые в Правилах:

деталь трубопровода - составная часть трубопровода, предназначенная для соединения отдельных его участков с изменением или без изменения направления или проходного сечения (отвод, переход, тройник, заглушка, фланец) или крепления трубопроводов (опора, подвеска, болт, гайка, шайба, прокладка);

допустимая толщина стенки - толщина стенки, при которой возможна работа детали на расчетных параметрах в течение назначенного срока службы; она является критерием для определения достаточных значений фактической толщины стенки;

заглушка - отъемная деталь, позволяющая герметично закрывать отверстие штуцера или бобышки;

избыточное давление - разность абсолютного давления и давления окружающей среды, показываемого барометром;

испытания на прочность - испытания, проводимые для определения значений воздействующих факторов, вызывающих выход значений характеристик свойств объекта за установленные пределы или его разрушение;

кованый отвод - отвод, изготовленный из поковки с последующей механической обработкой;

класс опасности вещества - показатель степени воздействия на организм человека вредных веществ;

метод неразрушающего контроля - метод контроля, при котором не должна быть нарушена пригодность объекта к применению;

метод разрушающего контроля - метод контроля, при котором может быть нарушена пригодность объекта к применению;

методика испытаний - организационно-методический документ, обязательный к выполнению, включающий метод испытаний, средства и условия испытаний, отбор проб, алгоритмы выполнения операций по определению одной или нескольких взаимосвязанных характеристик свойств объекта, формы предоставления данных и оценивания точности, достоверности результатов, требования техники безопасности и охраны окружающей среды;

назначенный ресурс - суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация трубопровода должна быть прекращена независимо от его технического состояния;

опора - устройство для установки трубопровода в рабочем положении и передачи нагрузок от трубопровода на фундамент или несущую конструкцию;

отвод - фасонная часть трубопровода, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180 градусов;

отвод крутоизогнутый - отвод, изготовленный гибкой радиусом от одного для трех номинальных наружных диаметров трубы;

предельная температура стенки - максимальная температура стенки деталей трубопровода;

пробное давление (Рпр) - давление, при котором производится испытание трубопровода (сосуда);

программа испытаний - организационно-методический документ, обязательный к выполнению, устанавливающий объект и цели испытаний, виды, последовательность и объем проводимых экспериментов, порядок, условия, место и сроки проведения испытаний, обеспечение отчетности по ним, а также ответственность за обеспечение и проведение испытаний;

расчетная толщина стенки трубопровода - толщина стенки, теоретически необходимая для обеспечения прочности детали трубопровода при воздействии внутреннего или наружного давления;

рабочее давление (Рраб) - максимальное внутреннее избыточное или наружное давление, возникающее в трубопроводе при нормальном протекании рабочего (технологического) процесса;

разрешенное давление - максимальное допустимое избыточное давление в трубопроводе или его фасонной детали, установленное по результатам технического освидетельствования или контрольного расчета на прочность;

расчетное давление - давление, при котором производится расчет на прочность;

ремонт трубопроводов - комплекс операций по восстановлению исправности и работоспособности трубопроводов и восстановлению ресурса трубопроводов и их деталей;

расчетный срок службы - срок службы в календарных годах, исчисляемый со дня ввода трубопровода в эксплуатацию;

сборочная единица - изделие, составные части которого подлежат соединению между собой на предприятии-изготовителе с применением сборочных операций (сварки, свинчивания, развальцовки и др.);

секторный отвод - отвод, изготовленный из сварных между собой секторов, выполненных из листа, бесшовных или стальных труб;

специализированная организация - организация, вид деятельности которой определен положением (уставом) и является среди прочих работ (продукции, услуг) основной, с ориентированной на эту производственную деятельность материально-технической базой и кадрами, а также имеющая лицензию (разрешение) на соответствующий вид деятельности;

соединение фланцевое - неподвижное разъемное соединение частей трубопровода, герметичность которого обеспечивается путем сжатия уплотнительных поверхностей непосредственно друг с другом или через посредство расположенных между ними прокладок из более мягкого материала, сжатых крепежными деталями;

стыковое сварное соединение - соединение, в котором свариваемые элементы примыкают друг к другу торцевыми поверхностями и включают в себя шов и зону термического влияния;

техническая документация - к технической документации, которой комплектуются технологические трубопроводы, относятся следующие документы:

перечень трубопроводов;

проектная документация (в том числе расчеты);

паспорт трубопровода и эксплуатационные документы;

исполнительная схема трубопроводов с указанием на ней марки стали, диаметров и толщин труб, условного прохода, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, протяженности трубопровода, мест расположения опор, компенсаторов, подвесок, арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, воздушников и дренажных устройств, сварных соединений, указателей для контроля тепловых перемещений и проектных величин перемещений, устройств для измерения ползучести (для трубопроводов, которые работают при температурах, вызывающих ползучесть металла), контрольных засверловок (если они имеются), их нумерации;

акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода;

удостоверения о качестве ремонта 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 водородсодержащих средах;

акты периодического визуального осмотра трубопровода;

акты 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;

заключения о качестве сварных стыков;

заключения обследований, проверок;

технические нормативные правовые акты (далее - ТНПА) - технические регламенты, технические кодексы установившейся практики, стандарты, в том числе государственные стандарты Республики Беларусь, стандарты организаций, технические условия, нормы и правила пожарной безопасности, нормы и правила по обеспечению промышленной безопасности, утвержденные (введенные в действие) в порядке, установленном законодательством Республики Беларусь;

температура рабочей среды - минимальная (максимальная) температура среды в трубопроводе при нормальном протекании технологического процесса;

техническое освидетельствование - комплекс работ по техническому диагностированию трубопровода, оценка системы его эксплуатации в соответствии с требованиями НПА и ТНПА с целью определения возможности (или невозможности) его дальнейшей эксплуатации в течение определенного времени с документальным подтверждением результатов;

технологический блок - аппарат или группа аппаратов, которые в заданное время могут быть отключены (изолированы) от технологической системы без опасных изменений режима в смежной аппаратуре или системе;

технологическая среда - сырьевые материалы, реакционная масса, полупродукты и другие газообразные и жидкие продукты, находящиеся и перемешивающиеся в технологической аппаратуре (технологической системе);

трубопровод - сооружение из труб, деталей, арматуры, плотно соединенных между собой, предназначенное для транспортирования технологической среды;

условное давление (Ру) - рабочее давление среды в арматуре и деталях трубопроводов, при котором обеспечивается их длительная эксплуатация при температуре 20 °С;

условный проход - параметр, принимаемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей. Этот параметр не имеет единицы измерения и приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах, округленному до ближайшей величины из стандартного ряда;

условия эксплуатации трубопровода - совокупность факторов, действующих на трубопровод при его эксплуатации;

фактическая толщина стенки трубопровода - толщина стенки, измеренная на определяющем параметры эксплуатации участке трубопровода (детали) при изготовлении или в процессе эксплуатации;

фасонная часть (деталь) трубопровода - деталь или сборочная единица трубопровода или трубной системы, обеспечивающая изменение направления, слияние или деление, расширение или сужение потока рабочей среды;

штуцер - элемент, предназначенный для присоединения к сосуду, емкостному оборудованию, трубопроводу других трубопроводов, трубопроводной арматуры, контрольно-измерительной арматуры;

эксплуатационный документ - конструкторский документ, который в отдельности или в совокупности с другими документами определяет правила эксплуатации изделия и (или) отражает сведения, удостоверяющие гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантии и сведения по его эксплуатации в течение установленного срока службы (ГОСТ 2.601-2006);

элемент трубопровода - сборочная единица трубопровода, предназначенная для выполнения одной из основных функций трубопровода (например, прямолинейный участок, колено, тройник, конусный переход, фланец и другое);

эстакада - надземное открытое горизонтальное или наклонное протяжное сооружение, состоящее из ряда опор и пролетного строения и находящееся в здании или вне его;

этажерка - многоярусное каркасное сооружение (без стен), свободно стоящее в здании или вне его и предназначенное для размещения и обслуживания технологического и прочего оборудования (СНиП 2.09.02-05).

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

5. В организациях с действующими трубопроводами, не отвечающими требованиям настоящих Правил, при необходимости могут разрабатываться технические решения и мероприятия, направленные на обеспечение безопасной эксплуатации, обоснованные расчетами.

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

Руководство по эксплуатации трубопроводов разрабатывается в соответствии с технической документацией, настоящими Правилами и требованиями других ТНПА.

7. Толщина стенки труб и деталей трубопроводов должна определяться расчетом на прочность в зависимости от расчетных параметров, коррозионных и эрозионных свойств среды по ТНПА 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 принимаются:

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.

8. 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);

среднеагрессивные - 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 пониженностойкой.

9. При выборе материалов и изделий для трубопроводов следует руководствоваться требованиями настоящих Правил, а также указаниями других ТНПА, устанавливающих их сортамент, номенклатуру, типы, основные параметры, условия применения и тому подобное. При этом следует учитывать:

расчетное давление и расчетную температуру транспортируемой среды;

свойства транспортируемой среды (агрессивность, взрыво- и пожароопасность, вредность и тому подобное);

свойства материалов и изделий (прочность, хладостойкость, стойкость против коррозии, свариваемость и тому подобное);

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.

10. За выбор схемы трубопровода, правильность его конструкции, расчета на прочность и выбор материала, за назначенные сроки службы, качество изготовления, монтажа и ремонта, диагностирования, а также за соответствие трубопровода требованиям Правил несут ответственность организации, выполнявшие соответствующие работы.

11. Организация, осуществляющая эксплуатацию трубопровода, несет ответственность за безопасную эксплуатацию трубопровода, контроль за его работой, своевременность и качество проведения ревизии и ремонта, а также за согласование в установленном порядке изменений, вносимых в его конструкцию и проектную документацию.

12. Для трубопроводов и арматуры проектной организацией устанавливаются расчетные и назначенные сроки эксплуатации, что должно быть отражено в проектной документации и внесено в паспорт трубопровода. Проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности и необходимым согласованиям в установленном порядке.

13. Эксплуатация трубопроводов, отработавших назначенный или расчетный срок службы, допускается в установленном порядке.

РАЗДЕЛ II
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ С УСЛОВНЫМ ДАВЛЕНИЕМ ДО 10 МПа (100 кгс/см2)

ГЛАВА 2
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

14. Трубопроводы с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) включительно в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-, 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) согласно приложению 1.

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

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

17. Категории трубопроводов устанавливаются разработчиком проекта для каждого трубопровода и указываются в проектной документации.

18. 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 вредных веществ 1, 2 и 3-го классов опасности концентрация одного из них наиболее опасна, группу смеси определяют по этому веществу.

В случае, когда 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.

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

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

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

ГЛАВА 3
ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ

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

Качество и техническая характеристика материалов и готовых изделий, применяемых для изготовления трубопроводов, подтверждаются 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 с ТНПА.

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

Допускается по заключению специализированных организаций применение труб и деталей трубопроводов из материалов, не указанных в ТНПА.

20. 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 КСU=30 Дж/см2 (3,0 кгс·м/см2) при минимальной расчетной температуре стенки элемента трубопровода.

21. Применение импортных материалов и изделий допускается, если их характеристики соответствуют ТНПА.

22. Трубы в зависимости от параметров транспортируемой среды необходимо выбирать в соответствии с ТНПА и технической документацией.

23. 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 (далее - УЗД) в объеме 100 % по всей поверхности.

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

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).

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

26. Трубы должны быть испытаны изготовителем пробным гидравлическим давлением, указанным в НТПА на трубы, или иметь указание в сертификате о гарантируемой величине пробного давления.

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

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

29. Электросварные трубы, применяемые для транспортирования веществ групп А (б), Б (а), Б (б), за исключением сжиженных газов, давлением свыше 1,6 МПа (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%-му неразрушающему контролю (радиографическим или ультразвуковым методом) и испытанию на загиб или ударную вязкость.

Допускается применение нетермообработанных труб с соотношением наружного диаметра трубы к толщине стенки, равным или более 50 для транспортирования сред, не вызывающих коррозионного растрескивания металла.

30. 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%-му контролю неразрушающими методами (радиографическим или ультразвуковым методом).

31. 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 -30 °С при обеспечении температуры стенки трубопровода в процессе эксплуатации не ниже -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 -10 °С.

32. Конструкцию фланцев и материалов для них следует выбирать с учетом параметров рабочих сред по нормативно-технической документации и (или) рекомендациям специализированных (экспертных) организаций.

33. 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).

34. 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.

35. 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 МПа (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 %.

36. При выборе типа уплотнительной поверхности фланцев следует руководствоваться приложением 2.

Примеры уплотнительных поверхностей фланцев арматуры и соединительных частей трубопроводов приведены в приложении 3.

37. Для трубопроводов, транспортирующих вещества групп А и Б технологических блоков I категории взрывоопасности, не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотнительной поверхностью, за исключением случаев применения спирально навитых прокладок с ограничительным кольцом.

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

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

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

40. 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.

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

42. 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.

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

44. 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.

45. Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений выбираются в зависимости от транспортируемой среды и ее рабочих параметров в соответствии с проектом, ТНПА, технической документацией и (или) по рекомендациям специализированных организаций.

46. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации следует выбирать по действующим ТНПА и технической документации, а также по проекту.

47. Фасонные детали трубопроводов следует изготавливать из стальных бесшовных и прямошовных сварных труб или листового проката, металл которых отвечает требованиям проекта, ТНПА и технической документации, а также условиям свариваемости с материалом присоединяемых труб.

48. 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 термообработанные трубы.

49. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться ТНПА и технической документацией.

50. Сварку фитингов и контроль качества сварных стыков следует производить в соответствии с ТНПА, технической и проектной документацией.

51. Ответвление от трубопровода выполняется одним из следующих способов:

без укрепления;

с помощью тройника;

укрепленное штуцером и накладкой;

укрепленное накладкой;

укрепленное штуцером;

укрепленное накладками на основной и ответвляемый трубопровод;

крестообразное.

Графическое изображение ответвлений от трубопровода приведено в приложении 4.

Не допускается усиление тройниковых соединений с помощью ребер жесткости.

52. Присоединение ответвлений по способу «без укрепления» применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения.

53. При выборе способа присоединения ответвлений к основному трубопроводу следует отдавать предпочтение способам «с помощью тройника», «укрепленное штуцером и накладкой», «укрепленное накладками на основной и ответвляемый трубопровод».

54. Накладку на ответвляемый трубопровод (присоединение по способу «укрепленное накладками на основной и ответвляемый трубопровод») устанавливают при отношении диаметров ответвляемого и основного трубопроводов не менее 0,5.

55. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа (100 кгс/см2).

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

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

57. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с условным проходом Dу 250-400 мм допускается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 4 МПа (40 кгс/см2), а с Dу 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%-му контролю ультразвуковым или радиографическим методом.

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

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

59. Лепестковые переходы следует сваривать с последующим 100%-ым контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методом.

После изготовления лепестковые переходы следует подвергать высокотемпературному отпуску.

60. 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 кгс/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).

61. Для технологических трубопроводов следует применять, как правило, крутоизогнутые отводы, изготовленные из бесшовных и сварных прямошовных труб методом горячей штамповки или протяжки, гнутые и штампосварные отводы.

62. 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 Dу менее 25 мм.

Пределы применения гладкогнутых отводов с радиусом гиба R >= 2Dн из труб действующего сортамента должны соответствовать пределам применения труб, из которых они изготовлены.

63. При выборе радиуса гиба гладкогнутых отводов следует руководствоваться ТНПА, проектной и (или) технической документацией.

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

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

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

66. Быстросъемные заглушки выпускают и устанавливают 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).

67. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также быстросъемные заглушки не следует применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.

68. Качество и материал заглушек подтверждаются сертификатом.

Заглушка должна иметь видимый хвостовик, окрашенный в красный цвет.

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 Dу.

69. Установку и снятие заглушек отмечают в специальном журнале, где отражаются: дата и время установки и снятия, место установки, номер, давление и диаметр, а также подпись лица, установившего и снявшего заглушку.

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

ГЛАВА 4
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

70. 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 воздуха при гидравлическом испытании и воды после его проведения.

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

72. Соединения элементов трубопроводов, работающих под давлением до 35 МПа (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.

73. 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, штампосварных колен с двумя продольными швами при условии проведения 100%-го контроля сварных соединений неразрушающими методами.

74. 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.

75. 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.

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

ГЛАВА 5
ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ТРУБОПРОВОДА

77. 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.

78. 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.

79. Конструкция и геометрические размеры тройников, сваренных из труб, штампосварных колец, гнутых отводов и штуцеров, должны соответствовать установленным требованиям.

80. Сваренные из труб тройники, штампосварные 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 %.

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

82. Применение отводов, сваренных из секторов, не рекомендуется.

83. Гнутые отводы после гибки подвергают термической обработке.

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

85. Для разъемных соединений следует применять фланцы резьбовые и фланцы, приваренные встык с учетом требований пункта 72 настоящих Правил.

86. В качестве уплотнительных элементов фланцевых соединений следует применять металлические прокладки - линзы плоские, восьмиугольного, овального и других сечений.

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

88. 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.

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

90. 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 не менее 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее чем на расстоянии 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

91. 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.

ГЛАВА 6
ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

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

93. Условия применения материалов для коррозионных сред, содержащих водород, окись углерода, аммиак, определяются согласно приложениям 5-7.

94. Параметры применения сталей, указанные в приложении 5, относятся также к сварным соединениям при условии, что содержание легирующих элементов в металле шва не ниже, чем в основном металле. Сталь марок 15Х5М и 15Х5М-III согласно приложению 5 допускается применять до 540 °С при парциальном давлении водорода не более 6,7 МПа (67 кгс/см2).

95. Условия применения марок сталей для скорости карбонильной коррозии не более 0,5 мм/год устанавливаются согласно приложению 6.

Условия применения марок сталей для скорости азотирования не более 0,5 мм/год устанавливаются согласно приложению 7.

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

97. 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.

98. 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.

99. Испытанию на ударный изгиб подвергаются полуфабрикаты на образцах с концентраторами типа U (КСU) и типа V (КСV) 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 КСU должны быть не менее 30 Дж/см2 (3,0 кгс·м/см2), для КСV - не менее 25 Дж/см2 (2,5 кгс·м/см2).

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

101. Для материала полуфабрикатов, предназначенных для работы при температуре выше 400 °С, определяется величина сопротивления ползучести металла.

102. Пределы применения материала труб, виды испытаний и контроля устанавливаются ТНПА и указываются в технической документации.

103. Бесшовные трубы изготавливаются из катаной или кованой заготовки.

104. Для каждой трубы предусматриваются гидравлические испытания. Величина пробного давления указывается в технической документации на трубы.

105. Трубы должны поставляться в термообработанном состоянии, обеспечивающем заданный уровень механических свойств и остаточных напряжений.

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

106. Трубы с внутренним диаметром 14 мм и более контролируются неразрушающими методами. Трубы с диаметром менее 14 мм контролируются магнитопорошковым или капиллярным (цветным) методом.

107. Трубы из коррозионно-стойких сталей, если это предусмотрено проектом, испытываются на склонность к межкристаллитной коррозии (МКК).

108. Для изготовления поковок следует применять качественные углеродистые, низколегированные, легированные и коррозионно-стойкие стали.

109. Поковки для деталей трубопроводов следует относить к группам IV и IVК.

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

111. 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 подвергается не менее 50 % объема контролируемой поковки. Площадь контроля распределяется равномерно по всей контролируемой поверхности.

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

113. Материал шпилек, гаек, фланцев и линз, изготовленных из сортового проката, должен удовлетворять техническим требованиям, указанным в ТНПА и технической документации на данные изделия.

114. Пределы применения сталей различных марок для фланцев и крепежных деталей, виды обязательных испытаний и контроля должны соответствовать ТНПА и технической документации.

115. Материалы крепежных деталей выбираются согласно пункту 44 настоящих Правил.

116. 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.

ГЛАВА 7
ТРЕБОВАНИЯ К ИЗГОТОВЛЕНИЮ ТРУБОПРОВОДОВ

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

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

119. При изготовлении, монтаже, ремонте трубопроводов следует осуществлять входной контроль труб, поковок, деталей сварных соединений и сварочных материалов на соответствие их требованиям настоящих Правил, ТНПА и технической документации.

120. Трубы, поковки, детали и сварочные материалы комплектуются сертификатами соответствия, паспортами и маркируются.

121. Объем и методы входного контроля металла сборочных единиц и элементов трубопроводов должны соответствовать приложению 8.

122. В случае отсутствия сертификатов соответствия и паспортов или необходимых данных в них, а также при несоответствии ярлыков (бирок) на упаковках данным сертификатов проводятся необходимые испытания и контрольные проверки.

123. Трубы, поковки, детали и сварочные материалы к контролю предъявляются партиями. Методы контроля должны соответствовать требованиям технических условий на поставку.

124. Осмотр наружной поверхности труб, деталей и поковок можно проводить без применения увеличительных приборов. Внутреннюю поверхность труб осматривают с помощью приборов.

При обнаружении рисок, плен, закатов, рванин, глубина которых выходит за пределы допусков, установленных техническими требованиями, трубы отбраковываются.

125. Заковы, плены, песочницы, раковины, обнаруженные внешним осмотром на обрабатываемых поверхностях поковок, могут быть допущены при условии, что их глубина не превышает 75 % фактического одностороннего припуска на технологическую обработку.

126. Для механических испытаний отбирают трубы и поковки с наибольшей и наименьшей твердостью.

127. 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 температуре;

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.

128. 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.

129. Отбор образцов для проверки стойкости к межкристаллитной коррозии выполняется согласно ТНПА и технической документации.

130. Необходимость испытаний на стойкость против межкристаллитной коррозии труб, поковок, наплавленного металла или металла сварного соединения, а также определения содержания ферритной фазы устанавливается проектом.

131. Для макроисследования металла труб допускается использовать образцы, на которых определялся ударный изгиб.

132. При неудовлетворительных результатах испытаний, проведенных в соответствии с требованиями пунктов 126-128 настоящих Правил, 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.

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

134. Металл труб и поковок из стали марки 03Х17Н14М3 следует подвергать контролю на содержание ферритной фазы. Содержание ферритной фазы не должно превышать 0,5 балла (1-2 %).

135. На поверхностях готовых колен и отводов допускаются следы от зажима матриц.

136. Отклонения габаритных размеров сборочных единиц должны соответствовать 16-му квалитету. Суммарное отклонение габаритных размеров сборочной единицы не должно превышать ±10 мм.

137. Габаритные размеры и масса сборочных единиц, в том числе и в упаковке, не должны превышать установленных габаритов и нагрузок для перевозки транспортными средствами.

138. Смещение кромок по внутреннему диаметру в стыковых швах 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 пределы расчетной толщины стенки.

139. 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 допускается скос, следует применять переходники, обеспечивающие допускаемое смещение.

РАЗДЕЛ IV
ПРИМЕНЕНИЕ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

ГЛАВА 8
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

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

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

По эксплуатационному назначению трубопроводная арматура условно подразделяется на запорную, регулирующую, предохранительную, распределительную, защитную и фазоразделительную.

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

142. Трубопроводную арматуру следует поставлять комплектной, проверенной, испытанной и обеспечивающей расконсервацию без разборки.

Арматура должна комплектоваться эксплуатационной документацией.

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) с оформлением дубликатов документов.

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.

143. 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.

144. При выборе арматуры с электроприводом следует руководствоваться условиями безопасной работы со взрывозащищенным электрооборудованием (при необходимости).

ГЛАВА 9
УСЛОВИЯ ВЫБОРА И ПРИМЕНЕНИЯ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

145. 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:

50 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном от 350-600 мм;

80 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном от 700-800 мм;

100 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном 1000 мм;

125 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном 1200 мм;

150 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном 1400 мм.

146. 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;

клапаны (вентили) 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, если применение другой арматуры недопустимо или нецелесообразно;

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

147. Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с нормативно-технической документацией и обосновывать выбор в проекте.

148. 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 Ру более 4 МПа (40 кгс/см2);

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

149. 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 организаций и обосновывают ее выбор в проекте.

150. Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 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 пункте 154 Правил.

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

152. 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).

153. 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.

154. 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 взрывопожароопасных и токсичных веществ.

155. 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 (KCV) не ниже 20 Дж/см2 (2 кгс·м/см2).

156. Для жидкого и газообразного аммиака допускается применение специальной арматуры из ковкого чугуна при температуре ниже 30 °С, если заводом-изготовителем не регламентируются другие температурные пределы, а также в пределах параметров и условий, изложенных в пункте 151 Правил.

157. Запорная арматура с условным проходом Dу более 400 мм должна применяться с управляющим приводом (шестеренчатым, червячным, электрическим, пневматическим, гидравлическим и другим). Выбор типа привода обусловливается соответствующими требованиями технологического процесса и устанавливается в проекте. Запорная арматура с электроприводом должна иметь дублирующее ручное управление.

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

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

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

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

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

163. 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.

164. 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 6g. Форма впадин резьбы закругленная. Уплотнительные поверхности должны быть тщательно притерты. Раковины, свищи, плены, волосовины, трещины, закаты, риски и другие дефекты, снижающие герметичность, прочность и надежность уплотнения, недопустимы.

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

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

167. 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 с ТНПА и технической документацией.

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

РАЗДЕЛ V
ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВУ ТРУБОПРОВОДОВ

ГЛАВА 10
РАЗМЕЩЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

168. Прокладка трубопроводов должна осуществляться по проекту в соответствии с ТНПА и технической документацией.

169. 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, испытаниям и диагностированию;

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 и защиту от повреждений;

возможность беспрепятственного перемещения подъемных механизмов, оборудования и средств пожаротушения.

170. При выборе трассы трубопровода следует предусматривать возможность самокомпенсации от температурных деформаций за счет поворотов трасс.

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

171. 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.

172. 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 тому подобное), 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 ТНПА и технической документацией.

173. Каналы для трубопроводов групп А и Б следует выполнять из сборных несгораемых конструкций, перекрывать железобетонными несгораемыми конструкциями (железобетонными плитами), засыпать песком и при необходимости предусматривать защиту от проникновения в них грунтовых вод.

174. 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.

175. 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).

176. Расстояние между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до строительных конструкций 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 согласно приложению 9, в котором указаны рекомендуемые расстояния между осями смежных трубопроводов и от стенок каналов и стен зданий.

При наличии на трубопроводах арматуры для обогревающих спутников принятые согласно приложению 9 расстояния А и Б следует проверять исходя из условий необходимости обеспечения расстояния в свету не менее:

для неизолированных трубопроводов при Dу до 600 мм - 50 мм;

для неизолированных трубопроводов при Dу 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 = b1, b2, ..., b8.

При расположении фланцев в разных плоскостях (вразбежку) расстояние между осями неизолированных трубопроводов следует определять суммированием b4 большего диаметра и b5-b8 меньшего диаметра.

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

178. При совместной прокладке трубопроводов и электрических кабелей для определения расстояния между ними следует руководствоваться нормативно-технической документацией.

179. Не допускается прокладка технологических трубопроводов внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений и в помещениях электрораспределительных устройств, электроустановок, щитов автоматизации, в помещениях трансформаторов, вентиляционных камер, тепловых пунктов, на путях эвакуации персонала (лестничные клетки, коридоры и тому подобное), а также транзитом через помещения любого назначения.

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

180. 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.

181. 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 и козырьки.

182. 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, обеспечивая их защиту.

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 трубопроводы с легкими газами располагаются выше, а с тяжелыми - ниже оконных и дверных проемов. Прокладка трубопроводов по стенам зданий со сплошным остеклением, а также по легкосбрасываемым конструкциям не допускается.

183. Прокладку трубопроводов на низких и высоких отдельно стоящих опорах или эстакадах можно применять при любом сочетании трубопроводов независимо от свойств и параметров транспортируемых веществ.

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

При двух- и трехъярусной прокладке трубопроводов их следует 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.

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

185. 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.

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

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

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

технологические среды групп А, Б;

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

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

Возможность крепления трубопроводов должна подтверждаться расчетом и обосновываться в проекте.

188. При прокладке паропроводов совместно с другими трубопроводами следует дополнительно руководствоваться Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденными постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 25 января 2007 г. № 6 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2007 г., № 84, 8/15906).

189. 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.

190. На трубопроводах выброса в атмосферу от технологических аппаратов, содержащих взрыво- и пожароопасные вещества, должны устанавливаться огнепреградители. На выбросах от аппаратов с азотным дыханием и на выбросах от предохранительных клапанов огнепреградители могут не устанавливаться при обосновании в проекте.

191. Трубопроводы для выброса газовых технологических сред (факельные трубопроводы) должны отвечать требованиям НПА и ТНПА по устройству и безопасной эксплуатации факельных систем.

192. Всасывающие и нагнетательные коллекторы компрессоров со средами групп А и Б следует располагать, как правило, вне машинных залов. Отключающая (запорная) от коллектора арматура на всасывающем трубопроводе со средами групп А и Б в каждой машине должна быть установлена у коллектора, вне здания, с целью ограничения количества вредных и взрывопожароопасных веществ, которые могут попасть в помещение при аварийных ситуациях. На нагнетательных линиях газовых компрессоров, работающих на общий коллектор, предусматривается установка обратных клапанов между компрессором и запорной арматурой.

193. Прокладка технологических трубопроводов в каналах допускается при соответствующем обосновании в проекте и с учетом пунктов 172, 174 настоящих Правил.

194. 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.

195. 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.

196. 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.

197. 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.

198. Пересечение эстакад с воздушными линиями электропередачи выполняется в соответствии с требованиями НПА и ТНПА по устройству и безопасной эксплуатации электроустановок.

Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:

при напряжении до 1кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 1,0 м;

при напряжении от 1 до 20 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 3,0 м;

при напряжении от 35 до 110 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 4,0 м;

при напряжении до 150 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 4,5 м;

при напряжении до 220 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 5,0 м.

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 электропередачи и трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток, галерей, площадок, рассматриваются как части трубопровода.

199. 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.

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

201. Глубина заложения подземных трубопроводов должна быть не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней части трубы или теплоизоляции в тех местах, где не предусмотрено движение транспорта, а на остальных участках глубина заложения принимается исходя из условий сохранения прочности трубопровода с учетом всех действующих нагрузок.

Трубопроводы, транспортирующие застывающие, увлажненные и конденсирующиеся вещества, должны располагаться на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам, другим емкостям или аппаратам.

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

203. В обоснованных случаях допускается уменьшение указанного расстояния при условии применения соответствующей защиты от блуждающих токов с обоснованиями в проекте.

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

ГЛАВА 11
УСТРОЙСТВА ДРЕНАЖА И ПРОДУВКИ ТРУБОПРОВОДОВ

205. 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.

206. 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 так далее) в нижних точках трубопроводов следует предусматривать специальные дренажные устройства непрерывного или периодического действия.

207. 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 конденсатоотводчики, гидравлические затворы, сепараторы и другие устройства с отводом жидкости в закрытые системы и сборники.

208. 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 согласно приложению 10.

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

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

209. 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 следует проектировать стационарными.

Для продуктов 1-го и 2-го 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.

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

Диаметры дренажных штуцеров и запорной арматуры для удаления конденсата из паропровода при его продувке, а также из трубопроводов другого назначения в случае необходимости их продувки паром принимаются в зависимости от диаметра трубопровода согласно приложению 11.

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

Диаметры дренажных штуцеров рекомендуется принимать согласно приложению 12.

212. Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных газов, пожаровзрывоопасных продуктов и веществ 1-го и 2-го 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 пункте 211 Правил.

213. Применение гибких шлангов для удаления сжиженных газов из стационарного оборудования не допускается.

Для заполнения и опорожнения нестационарного оборудования (слив и налив железнодорожных цистерн, контейнеров, бочек и баллонов) допускается применение гибких шлангов, рассчитанных на соответствующее давление.

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

215. Схема продувки трубопровода и расположение продувочных свечей определяются при проектировании в каждом конкретном случае с соблюдением требований ТНПА и технической документации.

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

217. 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.

218. Все виды конденсатоотводящих устройств и все дренажные трубопроводы, размещаемые вне помещений, должны быть надежно защищены от замерзания теплоизоляцией и обогревом.

ГЛАВА 12
РАЗМЕЩЕНИЕ АРМАТУРЫ

219. На вводах трубопроводов в цехи, технологические узлы и установки и выводах должна устанавливаться запорная арматура. На вводах трубопроводов для горючих газов, в том числе сжиженных, а также для трубопроводов для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей диаметром 400 мм и более должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным управлением и ручным дублированием.

Запорная арматура с дистанционным управлением должна располагаться вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, расположенного вне здания.

Дистанционное управление запорной арматурой следует располагать в пунктах управления, операторных и других безопасных местах. Управление арматурой допускается располагать в производственных помещениях при условии дублирования его из безопасного места.

220. 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.

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

222. 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.

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

224. Направление осей шпинделей должно определяться в проектной документации и быть безопасным.

225. На запорной арматуре устанавливаются указатели, показывающие ее состояние: «открыто», «закрыто».

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

227. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 30 кг, требующих периодической разборки, проектом предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа.

228. 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 ставить.

229. 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 устанавливается.

230. 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 съемные заглушки.

Дренажные устройства трубопроводов группы А и жидких сероводородсодержащих сред должны соединяться с закрытой системой дренажа.

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, может устанавливаться один запорный орган и дренажное устройство с заглушкой на дренажной арматуре.

231. 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.

232. Трубопроводная арматура должна размещаться в местах, доступных для удобного и безопасного ее обслуживания и ремонта. Ручной привод арматуры должен располагаться на высоте не более 1,8 м от уровня пола помещения или площадки, с которой производят управление. При частом использовании арматуры привод следует располагать на высоте не более 1,6 м.

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

233. На вводе трубопровода в производственные цехи, технологические узлы и установки, если максимально возможное рабочее давление технологической среды в трубопроводе превышает расчетное давление технологического оборудования, в которое она направляется, необходимо предусматривать редуцирующее устройство (автоматическое для непрерывных процессов или ручное для периодических) с манометром и предохранительным клапаном на стороне низкого давления.

ГЛАВА 13
ОПОРЫ И ПОДВЕСКИ ТРУБОПРОВОДОВ

234. Трубопроводы следует монтировать на опорах или подвесках. Расположение опор (неподвижных, скользящих, катковых, пружинных и так далее), 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 тому подобному.

235. 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.

236. 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.

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

238. При выборе материалов для опорных конструкций, опор и подвесок, размещаемых вне помещений и в неотапливаемых помещениях, за расчетную температуру принимается средняя температура наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92.

Материал элементов опор и подвесок, привариваемых к трубопроводу, должен соответствовать материалу трубопровода.

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

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

240. 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.

241. 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.

242. Опоры под трубопроводы должны устанавливаться с соблюдением следующих требований:

они должны плотно прилегать к строительным конструкциям;

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;

уклон трубопровода проверяется приборами или специальными приспособлениями (нивелиром, гидростатическим уровнем и другими);

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

тяги подвесок трубопроводов, не имеющих тепловых удлинений, должны быть установлены отвесно; тяги подвесок трубопроводов, имеющих тепловые удлинения, должны устанавливаться с наклоном в сторону, обратную удлинению;

пружины опор и подвесок должны быть затянуты в соответствии с указаниями в проекте; на время монтажа и гидравлического испытания трубопроводов пружины разгружаются распорными приспособлениями;

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

243. При необходимости уменьшения усилий от трения следует устанавливать специальные конструкции опор, в том числе шариковые и катковые.

Катковые и шариковые опоры не допускается применять при прокладке трубопроводов в каналах.

244. Подвижные и неподвижные опоры трубопроводов с сероводородсодержащими средами должны применяться, как правило, хомутовые. Применение приварных к трубопроводу деталей опор без последующей термообработки трубопровода не допускается.

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

ГЛАВА 14
КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

246. 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-образные, линзовые, волнистые и другие компенсаторы.

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

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

248. Не допускается установка линзовых, сальниковых и волнистых компенсаторов на трубопроводах с условным давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2).

249. П-образные компенсаторы следует применять для технологических трубопроводов всех категорий. Их изготавливают либо гнутыми из цельных труб, либо с использованием гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов.

250. Для П-образных компенсаторов гнутые отводы следует применять только из бесшовных, а сварные - из бесшовных и сварных прямошовных труб. Применение сварных отводов для изготовления П-образных компенсаторов допускается в соответствии с указаниями пункта 56 настоящих Правил.

251. Применять водогазопроводные трубы для изготовления П-образных компенсаторов не допускается, а электросварные со спиральным швом рекомендуются только для прямых участков компенсаторов.

252. 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.

253. П-образные компенсаторы перед монтажом должны быть установлены на трубопроводах вместе с распорными приспособлениями, которые удаляют после закрепления трубопроводов на неподвижных опорах.

254. Линзовые компенсаторы, осевые, а также линзовые компенсаторы шарнирные применяются для технологических трубопроводов в соответствии с нормативно-технической документацией.

255. При установке линзовых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы должен быть предусмотрен дренаж конденсата. Патрубок для дренажной трубы изготавливают из бесшовной трубы. При установке линзовых компенсаторов с внутренним стаканом на горизонтальных трубопроводах с каждой стороны компенсатора должны быть предусмотрены направляющие опоры на расстоянии не более 1,5Dу компенсатора.

256. 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.

257. Качество компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться паспортами или сертификатами.

258. 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.

259. Расчет П-образных, Г-образных и Z-образных компенсаторов следует производить в соответствии с ТНПА и технической документацией.

ГЛАВА 15
ТРЕБОВАНИЯ К СНИЖЕНИЮ ВИБРАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

260. 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.

На трубопроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой рабочей среды 300 °С и выше должны быть установлены указатели перемещений для контроля за расширением трубопроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки указателя и расчетные значения перемещений по ним должны быть указаны в проекте трубопровода.

К указателям тепловых перемещений должен быть обеспечен свободный доступ.

261. Для устранения вибрации трубопроводов от пульсации потока у поршневых машин должна предусматриваться установка буферных и акустических емкостей, обоснованная соответствующим расчетом, и в случае необходимости - установка специальных гасителей пульсации.

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

262. Конструкцию и габариты буферных и акустических емкостей 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 так далее), при соответствующей проверке расчетом объема и места установки аппарата.

ГЛАВА 16
ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ, ОБОГРЕВ

263. Необходимость применения тепловой изоляции определяется в каждом конкретном случае в зависимости от свойств транспортируемых веществ, места и способа прокладки трубопровода, требований технологического процесса, охраны труда и взрывопожаробезопасности.

264. Тепловой изоляции трубопроводы подлежат в следующих случаях:

при необходимости предупреждения и уменьшения тепло- или холодопотерь (для сохранения температуры, предотвращения конденсации, образования ледяных, гидратных 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 обслуживаемой зоне при температуре выше 45 °С - во избежание ожогов;

при необходимости обеспечения нормальных температурных условий в помещении.

В обоснованных случаях теплоизоляция трубопроводов может заменяться ограждающими конструкциями.

265. Тепловая изоляция трубопроводов должна соответствовать требованиям ТНПА и технической документации.

266. При прокладке трубопровода с обогреваемыми спутниками тепловая изоляция осуществляется совместно с обогреваемыми спутниками.

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

268. 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 приняты 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.

269. 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 12 °С должен входить пароизоляционный слой. Необходимость в пароизоляционном слое при температуре транспортируемых веществ свыше 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.

270. 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 от толщины тепловой изоляции труб.

271. Для трубопроводов с рабочей температурой выше 250 °С и ниже -60 °С не допускается применение однослойных теплоизоляционных конструкций из формованных изделий (перлитоцементных, известковокремнеземистых, совелитовых, вулканитовых).

272. Не допускается применять элементы теплоизоляционных конструкций из сгораемых материалов для трубопроводов групп А и Б, а также трубопроводов группы В при надземной прокладке, для внутрицеховых, расположенных в тоннелях и на путях эвакуации эксплуатационного персонала (коридорах, лестничных клетках и других).

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

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

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

ГЛАВА 17
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ И ОКРАСКА ТРУБОПРОВОДОВ

276. 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.

277. 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, вида и параметров транспортируемых веществ.

278. Оценку степени агрессивности воздействия окружающей среды и защиту от коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов следует осуществлять с использованием металлических и неметаллических защитных покрытий в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

279. Для защиты трубопроводов от подземной коррозии в проекте предусматриваются решения по обеспечению их надежной эксплуатации.

280. Решение о необходимости электрохимической защиты принимается в соответствии с требованиями ТНПА и технической документации на основании коррозионных исследований, выполняемых с целью выявления на участках прокладки трубопроводов опасности почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами.

281. Проектирование системы электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной) необходимо производить в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

282. При бесканальной прокладке подземных трубопроводов проектирование средств защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, следует осуществлять для трубопроводов без тепловой изоляции.

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

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

285. Для измерения электропотенциалов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения.

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

287. Опознавательную окраску и маркировку трубопроводов и их элементов следует выполнять в соответствии с НПА, ТНПА и технической документацией по промышленной безопасности.

РАЗДЕЛ VI
ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ ТРУБОПРОВОДОВ

ГЛАВА 18
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ ТРУБОПРОВОДОВ

288. Монтаж трубопроводов следует производить в соответствии с требованиями настоящих Правил, разработанного плана производства работ (далее - ППР) и проекта.

289. Не допускается отступление от проекта и ППР без проведения согласования в установленном порядке.

290. При монтаже трубопроводов следует осуществлять входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам соответствия, стандартам, техническим условиям и другой технической документации, а также операционный контроль качества выполненных работ. Результаты входного контроля оформляются актом с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий.

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

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

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

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

ГЛАВА 19
МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДОВ

295. При приемке в монтаж сборочных единиц, труб, элементов и других изделий, входящих в трубопровод, необходимо визуальным осмотром (без разборки) проверить соответствие их требованиям документации и комплектности.

296. Не допускается монтаж сборочных единиц, труб, деталей и других изделий, загрязненных, поврежденных коррозией, деформированных, с поврежденными защитными покрытиями.

297. Специальные виды очистки внутренних поверхностей трубопроводов (обезжиривание, травление), если нет других указаний в документации, могут выполняться после монтажа в период пусконаладочных работ.

298. Трубопроводы допускается присоединять только к закрепленному 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.

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

300. 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.

301. Расстояние между соседними сварными соединениями и длина кольцевых вставок при вварке их в трубопровод должна быть не менее 100 мм.

302. 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 внутренним диаметром не более 25 мм.

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

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

305. Отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси трубы или детали принимается согласно приложению 13.

306. Несоосность уплотнительных поверхностей сопрягаемых фланцев не должна превышать удвоенного отклонения, указанного в приложении 13, при этом зазор должен быть одинаковым по всей окружности и соответствовать толщине прокладки.

307. 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 - способом кругового обхода;

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

диаметр отверстия прокладки не должен быть меньше внутреннего диаметра трубы и должен соответствовать внутреннему диаметру уплотнительной поверхности фланца;

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

308. Монтаж трубопровода разрешается только после установки и закрепления опорных конструкций и подвесок в соответствии с требованиями проекта. Сборочные единицы и узлы трубопроводов должны быть уложены не менее чем на две опоры (или закреплены на двух подвесках) с защитой их от опрокидывания или разворота.

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

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

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

312. Положение корпуса арматуры относительно направления потока среды и установка осей штурвалов определяются проектом.

313. 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.

314. 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.

315. П-образные компенсаторы, расположенные в горизонтальной плоскости, следует устанавливать с соблюдением общего уклона трубопровода, указанного в рабочей документации.

316. Осевые компенсаторы следует устанавливать соосно с трубопроводами.

Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительных патрубков компенсаторов при их установке и сварке должны соответствовать документации на компенсаторы.

317. При установке компенсаторов направление стрелки на их корпусе должно совпадать с направлением движения вещества в трубопроводе.

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

319. Монтажная длина сильфонных, линзовых и сальниковых компенсаторов принимается с учетом поправок на температуру наружного воздуха при монтаже.

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

321. При монтаже сальниковых компенсаторов обеспечивается свободное перемещение подвижных частей и сохранность набивки.

322. 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 соединение, расположенное на расстоянии не менее 20Dн от оси симметрии компенсатора.

323. Линзовые, сильфонные и сальниковые компенсаторы следует устанавливать в сборочных единицах и блоках коммуникаций при их укрупненной сборке, применяя при этом дополнительные жесткости для предохранения компенсаторов от деформации и повреждения во время транспортировки, подъема и установки. По окончании монтажа временно установленные жесткости удаляются.

324. Отклонение трубопроводов от вертикали (если нет указаний в проекте) не должно превышать 2 мм на один метр длины трубопровода.

325. При монтаже вертикальных участков трубопроводов в рабочей документации должны быть предусмотрены меры, исключающие возможность сжатия компенсаторов под действием массы вертикального участка трубопровода.

326. Окончательное закрепление трубопроводов в каждом температурном блоке при укладке на эстакадах, в каналах или лотках должно производиться начиная от неподвижных опор.

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

328. Для обогрева технологических трубопроводов преимущественно применяются трубопроводы Dу не менее 20 мм с соединением их на сварке (за исключением мест установки фланцевой арматуры).

329. Крепление трубопроводов обогрева к технологическим трубопроводам должно обеспечивать свободную компенсацию тепловых удлинений трубопроводов.

330. 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.

ГЛАВА 20
ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА ТРУБОПРОВОДОВ С УСЛОВНЫМ ДАВЛЕНИЕМ СВЫШЕ 10 МПа (100 кгс/см2) ДО 320 МПа (3200 кгс/см2)

331. 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 соединительных деталей, арматуры, фланцев, муфт, крепежных деталей и прокладок в количестве 2 % от каждой партии, но не менее 2 штук;

соответствие количества труб, соединительных деталей, фланцев, линз, муфт, арматуры, крепежных деталей и прокладок количеству, 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.

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

Не допускается устранять зазоры, непараллельности или несоосности между сборочными единицами или деталями путем натяжения трубопроводов.

333. Крепежные детали должны быть одной партии и затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия затяжки. Порядок сборки соединений, контроля усилий затяжки должен быть приведен в нормативно-технической документации или производственной инструкции (технологической карте) с учетом величин, приведенных в рабочей документации или (при отсутствии) согласно приложению 14.

334. В собранном фланцевом соединении шпильки должны выступать из гаек 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.

335. Расстояние между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях и других строительных конструкциях следует принимать с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента. При этом для трубопроводов с условным диаметром до 65 мм указанное расстояние принимается не менее 300 мм и не менее 500 мм для трубопроводов большего диаметра и указывается в документации.

ГЛАВА 21
ДОКУМЕНТАЦИЯ И МАРКИРОВКА ТРУБОПРОВОДОВ ИЛИ СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ, ПОСТАВЛЯЕМЫХ ОРГАНИЗАЦИЯМИ-ИЗГОТОВИТЕЛЯМИ

336. Каждый трубопровод или сборочная единица поставляется 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.

337. Сборочные единицы из нержавеющих сталей и стали 20ЮЧ маркируются яркой несмываемой краской.

338. Сборочные единицы из других сталей маркируются клеймением.

339. 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.

340. Схема маркировки сборочных единиц должна быть единой для всех трубопроводов в технологической схеме или проекте.

Места маркировки обводятся яркой несмываемой краской и покрываются бесцветным устойчивым лаком.

341. Детали, арматура, не вошедшие в сборочные единицы, маркируются несмываемой краской номером трубопроводной линии по монтажной спецификации.

342. Каждое упаковочное место труб, поставляемых метражом и входящих в поставочный блок, маркируется с указанием номера технологической установки, номера поставочного блока, номера трубопроводной линии и буквой «Т». Бирки с маркировкой, нанесенной ударным способом, крепятся с обоих концов упаковки.

343. 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 его адреса, отправителя и его адреса, массы (нетто, брутто), габаритных размеров грузового места, манипуляционных знаков («верх», «не кантовать», «место строповки», «центр масс»).

344. 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);

спецификация;

заключение о техническом контроле.

Оформление технической документации осуществляется в установленном порядке на предприятии.

РАЗДЕЛ VII
ТРЕБОВАНИЯ К СВАРКЕ И ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ

ГЛАВА 22
СВАРКА

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

346. Газовая (ацетилено-кислородная) сварка допускается для труб из углеродистых и низколегированных неподкаливающихся сталей (17ГС, 09Г2С и другие) с условным диаметром до 80 мм и толщиной стенки не более 3,5 мм при давлении до 10 МПа (100 кгс/см2).

347. Газовую сварку стыков из низколегированных закаливающихся сталей (15ХМ, 12Х1МФ и другие) следует применять при монтаже и ремонте труб с условным диаметром до 40 мм и толщиной стенки не более 5 мм при давлении до 10 МПа (100 кгс/см2).

348. Сварка трубопроводов и их элементов производится в соответствии с ТНПА и технической документацией.

349. К производству сварочных работ трубопроводов I-V категорий, включая прихватку и приварку временных креплений, следует допускать сварщиков, аттестованных в установленном порядке.

350. 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 сорта);

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.

Допускается применение газа МАФ (метилацетилен-алеиновая фракция) в качестве заменителя ацетилена при условии соответствия полученных соединений требованиям необходимой эксплуатационной надежности.

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

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

353. При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний или химическому анализу разрешаются 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.

354. Хранение, подготовка и контроль качества сварочных материалов должны осуществляться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

355. Для аустенитных 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 %.

356. Сварочные материалы, предназначенные для сварки соединений из перлитных хромомолибденовых 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.

357. При наличии требований по стойкости сварных соединений против межкристаллитной коррозии аустенитные сварочные материалы испытываются на склонность к межкристаллитной коррозии.

358. Типы, конструктивные элементы подготовленных кромок и сварных швов должны соответствовать ТНПА.

359. Резка труб и подготовка кромок под сварку производятся 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.

360. 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.

361. После огневой резки труб из закаливающихся теплоустойчивых сталей подготовленные под сварку кромки должны быть проконтролированы капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопией или травлением. Обнаруженные трещины удаляются путем дальнейшей механической зачистки всей поверхности кромки.

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

0,5 мм - для Dу до 65 мм;

1,0 мм - для Dу свыше 65 до 125 мм;

1,5 мм - для Dу свыше 125 до 500 мм;

2,0 мм - для Dу свыше 500 мм.

363. 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.

364. 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.

365. При сборке стыков из аустенитных сталей с толщиной стенки трубы менее 8 мм, к сварным соединениям которых предъявляются требования стойкости к межкристаллитной коррозии, приварка технологических креплений не допускается.

366. При сборке труб и других элементов с продольными швами последние должны быть смещены относительно друг друга. Смещение должно быть не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм. При сборке труб и других элементов с условным диаметром 100 мм и менее продольные швы должны быть смещены относительно друг друга на величину, равную одной четверти окружности трубы (элемента).

367. При сборке стыка необходимо предусмотреть возможность свободной усадки металла шва в процессе сварки. Не допускается выполнять сборку стыка с натягом.

368. 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°.

369. Смещение кромок по внутреннему диаметру не должно превышать значений, указанных в приложении 15. 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 Pу до 10 МПа (100 кгс/см2) допускается калибровка концов труб методом цилиндрической или конической раздачи.

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

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

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

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

372. Прихватки необходимо выполнять с полным проваром и полностью переплавлять их при сварке корневого шва.

373. 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.

374. 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.

375. 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.

ГЛАВА 23
ТЕРМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА

376. Необходимость выполнения термической обработки сварных соединений и ее режимы (скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость охлаждения, охлаждающая среда и другое) указываются в документации.

377. К проведению работ по термической обработке сварных соединений допускаются термисты, прошедшие специальную подготовку и аттестованные в соответствующем порядке.

378. Термообработке подлежат:

стыковые соединения элементов из углеродистых сталей с толщиной стенки более 36 мм;

сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера соответственно более 36 и 25 мм;

стыковые соединения элементов из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей с толщиной стенки более 30 мм;

сварные соединения штуцеров с трубами из низколегированных 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 хромокремнемарганцовистых, хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хромомолибденованадиевольфрамовых 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 аустенитных сталей, стабилизированных титаном или ниобием, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание, а также при температурах выше 350 °С в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, должны подвергаться стабилизирующему отжигу (по указаниям в проекте);

сварные соединения продольных швов лепестковых переходов из углеродистых и низколегированных сталей независимо от толщины стенки;

приварные к трубопроводу детали опор.

379. Для 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.

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

381. Для трубопроводов из хромоникелевых аустенитных сталей независимо от величины рабочего давления применение газопламенного нагрева не допускается.

382. При проведении термической обработки должны соблюдаться условия, обеспечивающие возможность свободного теплового расширения и отсутствие пластических деформаций.

383. 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 со временем выдержки первоначального нагрева.

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

385. Термообработку одного и того же сварного соединения допускается производить не более трех раз.

ГЛАВА 24
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

386. Контроль качества сварных соединений стальных трубопроводов включает:

пооперационный контроль;

визуальный осмотр и измерения;

ультразвуковой или радиографический контроль;

капиллярный или магнитопорошковый контроль;

определение содержания ферритной фазы;

стилоскопирование;

измерение твердости;

механические испытания;

контроль другими методами (металлографические исследования, испытание на стойкость против межкристаллитной коррозии, метод акустической эмиссии и другие), предусмотренными проектом;

гидравлические или пневматические испытания.

Окончательный контроль качества сварных соединений, подвергающихся термообработке, должен проводиться после проведения термообработки.

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

387. Пооперационный контроль предусматривает:

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

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);

проверку температуры предварительного подогрева;

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

проверку режимов термообработки сварных соединений.

388. Визуальному 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.

389. По результатам визуального осмотра и измерений сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям:

форма и размеры шва должны быть стандартными;

поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой; ноздреватость, свищи, скопления пор, прожоги, незаплавленные 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 приложении 16 для балла 1.

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

391. Число отдельных включений (пор), длина которых меньше указанной в приложении 16, 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 приложении 16.

Для сварных соединений протяженностью менее 100 мм нормы, приведенные в приложении 16, по суммарной длине включений (пор), а также по числу отдельных включений (пор) следует пропорционально уменьшать.

Оценку участков сварных соединений трубопроводов Ру свыше 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 -70 °С, не допускаются подрезы, трещины в шве, в зоне термического влияния и в основном металле, а отклонения от прямолинейности сваренных встык труб не должны превышать величин, установленных требованиями пункта 370 настоящих Правил.

392. Дефекты сварных соединений подлежат устранению в установленном порядке.

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

394. К неразрушающему контролю основного металла и сварных соединений методами, перечисленными в пункте 386 настоящих Правил, допускаются специалисты, прошедшие специальную теоретическую подготовку, практическое обучение, подтверждение квалификации и сертификацию в соответствии с государственным стандартом СТБ EН 473 «Квалификация и сертификация персонала в области неразрушающего контроля. Общие требования». Уровень квалификации специалистов, выполняющих неразрушающий контроль с расшифровкой и оценкой результатов в соответствии с применяемыми ТНПА, должен быть не ниже 2-го (2-й или 3-й по СТБ EН 473). Повторная проверка знаний (аттестация) указанных специалистов проводится не реже одного раза в 12 месяцев.

395. Неразрушающему контролю подвергают наихудшие по результатам внешнего осмотра сварные швы по всему периметру трубы. Число контролируемых сварных швов определяется технической документацией на объект, но во всех случаях должно быть не ниже приведенных в приложении 17.

396. Контроль сварных соединений радиографическим или ультразвуковым методом следует производить после устранения дефектов, выявленных внешним осмотром и измерениями, а для трубопроводов, рассчитанных на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), и для трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже -70 °С, после контроля на выявление выходящих на поверхность дефектов магнитопорошковым или капиллярным методом.

397. 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.

398. 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.

399. 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.

400. Оценку качества сварных соединений по результатам радиографического 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, непровары) и объемным (поры, шлаковые включения) дефектам, согласно приложениям 16 и 18.

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

Сварным соединениям с конструктивным непроваром присваивается балл 0.

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

При расшифровке снимков определяют вид дефектов и их размеры в соответствии с ТНПА.

В заключении или журнале радиографического контроля следует указать балл сварного соединения, определенный согласно приложению 18, наибольший балл участка сварного соединения, определенный согласно приложению 16, а также суммарный балл качества сварного соединения (например: 0/2 = 2 или 6/6 = 12).

Сварные соединения, оцененные указанным или большим баллом, подлежат исправлению и повторному контролю. Сварные соединения трубопроводов III и IV категорий, оцененные соответственно суммарным баллом 4 и 5, исправлению не подлежат, но необходимо 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.

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

отсутствуют протяженные дефекты;

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;

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;

3,0 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 -70 °С) по результатам ультразвукового контроля должна соответствовать требованиям приложения 19.

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.

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

индикаторные следы дефектов отсутствуют;

все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и округлыми;

наибольший размер каждого индикаторного следа не превышает трехкратных значений норм для ширины (диаметра), приведенных в приложении 16 для балла 2;

суммарная длина всех индикаторных следов на любом участке шва длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведенной в приложении 16 для балла 2.

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

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

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

403. Определение содержания ферритной фазы следует производить в сварных соединениях трубопроводов из аустенитных сталей, рассчитанных на Pу 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.

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

выборочно, но не менее двух соединений, выполненных одним сварщиком из одной партии 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 Pу свыше 10 МПа (100 кгс/см2) подлежат стилоскопированию 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.

405. Измерение твердости проводится для сварных соединений трубопроводов, изготовленных из хромокремнемарганцовистых, хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей.

Измерение твердости необходимо производить на каждом термообработанном 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 приложении 20; 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.

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

406. 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 соединение будет признано негодным, контролю следует подвергать 100 % сварных соединений, выполненных на данном участке трубопровода.

407. 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, контроле 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 приложении 21.

Сварное соединение, в котором для исправления дефектного участка требуется произвести выборку размером более допустимого согласно приложению 21, следует полностью удалить, а на его место вварить катушку.

408. Механические свойства стыковых сварных соединений при изготовлении трубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений.

409. Контрольные сварные соединения должны свариваться на партию однотипных производственных стыков. В партию входят сваренные в срок не более трех месяцев не более ста однотипных стыковых соединений с условным диаметром Dу до 150 мм или не более пятидесяти стыков с Dу 175 мм и выше.

Механические свойства стыковых сварных соединений при монтаже и ремонте трубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений.

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:

Dу 6 - 32 мм;

Dу 50 - 50 мм;

Dу 175 мм и выше.

410. Количество контрольных сварных соединений для проведения механических испытаний и металлографических исследований должно соответствовать следующим требованиям:

при Dу трубы 6-32 мм необходимо 4 контрольных соединения;

при Dу трубы 50-150 мм необходимо 2 контрольных соединения;

при Dу трубы 175 мм и более необходимо 1 контрольное соединение.

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

411. Из контрольных сварных соединений должны изготавливаться образцы для следующих видов испытаний:

на статическое растяжение при температуре 20 °С - два образца;

на ударный изгиб (КСU) при температуре 20 °С - три образца с надрезом по центру шва;

на ударный изгиб (КСU) при рабочей температуре для трубопроводов, работающих при температуре стенки -20 °С и ниже, - три образца с надрезом по центру шва;

на статический изгиб - два образца;

для металлографических исследований - два образца (по требованию проекта);

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

для испытаний на стойкость к межкристаллитной коррозии - четыре образца (по требованию проекта).

Испытания на ударный изгиб проводятся на образцах с концентратором типа U (КСU).

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

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

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

415. Результаты механических испытаний сварных соединений должны удовлетворять требованиям приложения 22.

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.

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

417. При проведении металлографических исследований (по требованию проекта) определяются наличие в сварном соединении недопустимых дефектов и соответствие формы и размеров сварного шва установленным требованиям.

418. Качество сварных соединений по результатам испытаний на стойкость против межкристаллитной коррозии (по требованию проекта) считается удовлетворительным, если результаты испытаний соответствуют установленным требованиям.

РАЗДЕЛ VIII
ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЮ И ПРИЕМКЕ СМОНТИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ГЛАВА 25
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

419. 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 пружинных опор и подвесок на период испытаний должны быть разгружены) и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергаются визуальному осмотру, испытанию на прочность и плотность и при необходимости дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения давления.

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

421. При визуальном 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).

422. Испытанию, как правило, подвергается весь трубопровод полностью. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными участками.

423. 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.

424. При проведении испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники - уплотнены; на месте регулирующих клапанов и измерительных устройств должны быть установлены монтажные катушки; все врезки, штуцера, бобышки должны быть заглушены.

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

426. Давление при испытании должно контролироваться двумя манометрами, прошедшими поверку и опломбированными. Манометры 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 опрессовочного агрегата после запорного вентиля, другой - в точке трубопровода, наиболее удаленной от опрессовочного агрегата.

427. 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.

428. Испытание на прочность и плотность трубопроводов с условным давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) может быть гидравлическим или пневматическим. Как правило, испытание проводится гидравлическим способом.

Замена гидравлического испытания пневматическим допускается в следующих случаях:

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

при температуре окружающего воздуха ниже 0 °С и опасности промерзания отдельных участков трубопровода;

если применение жидкости (воды) недопустимо по иным причинам.

429. Испытание на прочность и плотность трубопроводов, рассчитанных на условное давление свыше 10 МПа (100 кгс/см2), следует проводить гидравлическим способом. В технически обоснованных случаях для трубопроводов с условным давлением до 50 МПа (500 кгс/см2) допускается замена гидравлического испытания пневматическим при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии (только при положительной температуре окружающего воздуха).

На этот вид испытания разрабатывается инструкция, содержащая мероприятия, исключающие возможность разрушения трубопроводов в случае появления критического акустико-эмиссионного сигнала (АЭ-сигнала).

430. 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.

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

432. Дополнительные испытания трубопроводов на герметичность могут проводиться пневматическим способом.

433. Порядок и методика проведения испытаний определяются проектом и ТНПА.

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

435. 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 допускаются.

436. О проведении испытаний трубопроводов составляют соответствующие акты.

ГЛАВА 26
ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ

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

Если гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 °С, следует принять меры против замерзания воды и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.

После окончания гидравлического испытания трубопровод следует полностью опорожнить и продуть до полного удаления воды.

438. Величина пробного давления на прочность (гидравлическим или пневматическим способом) устанавливается проектом и должна составлять не менее

 

1,25P

[s]20

, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см2),

 

[s]t

 

 

где   Р - расчетное давление трубопровода, МПа;

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

[s]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 взрывопожароопасных сред следует принимать равной 0,2 МПа (2 кгс/см2).

439. Арматуру следует подвергать гидравлическому испытанию пробным давлением после изготовления или ремонта.

440. При заполнении трубопровода водой воздух следует удалять полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации.

441. При испытаниях обстукивание трубопроводов не допускается.

442. Испытываемый трубопровод допускается заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления.

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

После достижения испытательного давления трубопровод отключается 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.

444. 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.

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

ГЛАВА 27
ПНЕВМАТИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ

446. Пневматическое испытание на прочность проводится для трубопроводов на Р 10 МПа (100 кгс/см2) и ниже с учетом требований пункта 428 Правил, если давление в трубопроводе выше - с учетом требований пункта 429 Правил.

447. Величина испытательного давления принимается в соответствии с указаниями пункта 438 Правил.

448. Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в светлое время суток.

449. В случае установки на трубопроводе арматуры из серого чугуна величина давления испытания на прочность должна составлять не более 0,4 МПа (4 кгс/см2).

450. 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.

451. Пневматическое испытание следует проводить по документации, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

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

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

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

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

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

Дефекты устраняются при снижении избыточного давления до нуля и отключении компрессора.

453. На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавливаться охраняемая (безопасная) зона. Минимальное расстояние зоны должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке трубопровода и не менее 10 м при подземной. Границы зоны огораживаются и обозначаются согласно документации на испытания.

454. Во время подъема давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в безопасной зоне не допускается.

Окончательный осмотр трубопровода допускается после того, как испытательное давление будет снижено до расчетного, и проводится в установленном порядке.

455. Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, следует располагать в безопасной зоне.

456. Для наблюдения за безопасной зоной устанавливаются специальные посты. Число постов определяется исходя из условий, чтобы охрана и безопасность зоны были надежно обеспечены.

ГЛАВА 28
ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА ТРУБОПРОВОДА

457. 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.

458. Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1-1,5 м/с.

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

459. 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).

460. Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 минут.

461. Во время промывки (продувки) снимаются диафрагмы, приборы, регулирующая, предохраняющая арматура и устанавливаются катушки и заглушки.

462. Во время промывки или продувки трубопровода арматура, установленная на спускных линиях и тупиковых участках, должна быть полностью открыта, а после окончания промывки или продувки тщательно осмотрена и очищена.

463. Монтажные шайбы, установленные вместо измерительных диафрагм, могут быть заменены рабочими диафрагмами только после промывки или продувки трубопровода.

ГЛАВА 29
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ИСПЫТАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ

464. 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.

465. Дополнительное испытание на герметичность проводится воздухом или инертным газом после проведения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.

466. Дополнительное испытание на герметичность производится давлением, равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов давлением 0,1 МПа (1 кгс/см2).

467. 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, связанного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания устанавливается не менее 4 часов.

468. Результаты дополнительного пневматического испытания на герметичность смонтированных технологических трубопроводов, прошедших ремонт, связанный с разборкой или сваркой, признаются 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 с 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

 

K =

250

,

 

Dвн

 

 

где   Dвн - внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.

Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяется по формуле

 

Dср =

D12L1 + D22L2 + ...+ Dn2Ln

,

 

D1L1 + D2L2 + ...+ DnLn

 

 

где   D1, D2, ... Dn - внутренний диаметр участков, м;

L1, L2, ... Ln - длина участков трубопровода, соответствующая указанным диаметрам, м.

Падение давления в трубопроводе во время испытания его на герметичность определяется по формуле

 

DP = 100 (1 - Pкон

Tнач

 Tкон),

 

Pнач

 

 

где   DP - падение давления, % от испытательного давления;

Pкон, Pнач - сумма манометрического и барометрического давления в конце и начале испытания, МПа;

Tнач, Tкон - 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.

469. Испытание на герметичность с определением падения давления допускается проводить только после выравнивания температур в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубопроводе в начале и в конце испытываемого участка следует устанавливать термометры.

470. После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому трубопроводу составляется акт по установленной форме.

ГЛАВА 30
СДАЧА-ПРИЕМКА СМОНТИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

471. Сдача-приемка трубопроводов после монтажа осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правил и проекта.

472. До начала пусконаладочных работ готовится необходимая документация, в том числе свидетельство о монтаже.

473. 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.

474. Перечни скрытых работ при монтаже технологических трубопроводов указываются в технической документации. Освидетельствование скрытых работ следует производить перед началом последующих работ.

475. Перечень документов на сборочные единицы, детали и материалы, применяемые при монтаже трубопровода, включают в состав свидетельства о монтаже.

476. Комплектовать свидетельство о монтаже участков трубопроводов следует на технологический блок или технологический узел, указанный в проекте, и необходимо прилагать к нему все акты, протоколы, паспорта, сертификаты, чертежи и другие необходимые документы.

РАЗДЕЛ IX
ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

ГЛАВА 31
ОБСЛУЖИВАНИЕ

477. Обслуживание трубопроводов должно осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил, НПА, ТНПА, локальных нормативных правовых актов, технической и эксплуатационной документации.

478. К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие обязательные медицинские осмотры, обучение и аттестацию в установленном порядке.

479. По каждой установке (цеху, производству) составляется перечень трубопроводов и разрабатывается эксплуатационная документация.

480. На все трубопроводы высокого давления (свыше 10 МПа (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 согласно приложению 23. Все вышеперечисленные трубопроводы подлежат регистрации на предприятии, являющемся владельцем трубопровода.

481. Паспорт на трубопровод хранится и заполняется в установленном порядке.

482. Для трубопроводов на каждой установке следует завести эксплуатационный журнал.

483. Трубопроводы, работающие в водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать и контролировать в целях оценки технического состояния.

484. Для трубопроводов высокого давления следует вести журнал учета периодических испытаний и освидетельствований.

485. На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой стали с рабочей температурой 400 °С и выше, а также на 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.

ГЛАВА 32
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И НАДЗОР

486. Руководитель организации - владелец трубопроводов должен обеспечить содержание трубопроводов в исправном состоянии путем организации надлежащего обслуживания и надзора.

Для ведения надзора за состоянием трубопроводов и безопасностью их обслуживания руководитель организации должен назначить приказом ответственное лицо, имеющее соответствующую квалификацию.

487. В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и так далее с ежесменными записями результатов в эксплуатационном журнале, для чего в организации должны быть назначены лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

488. При периодическом контроле следует проверять:

техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных участков 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.

489. 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 технической документации, но не реже одного раза в 3 месяца.

490. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное удаление изоляции.

491. Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.

492. Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов снижена до 60 °С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен и подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

493. 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 тройниковых соединений, гибов и отводов.

ГЛАВА 33
РЕВИЗИЯ (ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ) ТРУБОПРОВОДОВ

494. Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия (освидетельствование), которая проводится в соответствии с ТНПА (методики, инструкции), согласованными с органом надзора.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

495. Продление сроков службы трубопроводов и его элементов проводится в установленном порядке.

496. Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении до 10 МПа (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 приложении 24.

497. Для трубопроводов высокого давления (свыше 10 МПа (100 кгс/см2) предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.

Первую выборочную ревизию трубопроводов, как правило, следует производить не позднее чем через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.

498. Отсрочка в проведении ревизии трубопроводов допускается с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов, обеспечивающего их дальнейшую надежную и безопасную эксплуатацию, но не может превышать более одного года и согласовывается в установленном порядке.

499. 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).

500. Приступать к ревизии следует после выполнения необходимых подготовительных работ.

501. При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) следует:

провести наружный осмотр трубопровода;

измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.

Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяются 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 внутриустановочных 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 следует производить в 3-4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4-6 точках по выпуклой и вогнутой частям.

Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключая влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и тому подобного).

Результаты замера фиксируются в паспорте трубопровода.

Ревизию постоянно действующих участков факельных линий, не имеющих байпасов, проводят без их отключения путем измерения толщины стенки ультразвуковыми толщиномерами и обмыливания фланцевых соединений.

Места частичного или полного удаления изоляции при ревизии трубопроводов определяются конкретно для каждого участка трубопровода.

Ревизия воротников фланцев проводится визуальным 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 (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и тому подобное), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную 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 возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, застойные зоны). Демонтаж дефектного участка трубопровода при наличии разъемных соединений проводится путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.

Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов.

При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания.

Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих 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:

измерение 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.

502. При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и тому подобное) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.

503. 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.

504. При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:

провести наружный осмотр согласно требованиям;

при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;

произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;

при обнаружении в процессе осмотра дефектов в сварных швах (околошовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве произвести контроль неразрушающими методами (радиографический, ультразвуковой и т.д.);

при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;

проверить состояние муфт, фланцев, их уплотнительных поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;

провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;

провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре 400 °С.

505. Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.

При неудовлетворительных результатах ревизии следует дополнительно проверить еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку.

506. 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.

507. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести полную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30 % каждого из указанных трубопроводов.

508. Выборочная ревизия трубопроводов высокого давления производится периодически в сроки, установленные проектом, но не реже чем в следующие сроки:

в производстве аммиака трубопроводы, предназначенные для транспортирования азотоводородных и других водородсодержащих газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 °С - через 8 лет;

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 производстве капролактама трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 °С, - через 10 лет, трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси углерода при температуре свыше 150 °С, - через 8 лет;

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;

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 углеаммонийных солей (карбамата) при температуре среды до 200 °С, - через 4 года.

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;

при скорости коррозии до 0,1 мм/год и 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 выборочной ревизии назначается полная ревизия трубопровода.

509. При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе.

510. 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 устанавливаемые арматуру или элементы трубопровода следует предварительно испытать на прочность пробным давлением.

511. 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.

512. 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, определения необходимости ремонта или прекращения эксплуатации.

513. Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ревизий, ремонта и диагностирования.

514. При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на состояние набивочных материалов (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку).

515. Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, может быть использована для рабочих температур не выше 200 °С.

516. Для температур выше 200 °С и давления до 25 МПа (250 кгс/см2) допускается применять прографиченную асбестовую набивку, если кольцо пересыпать слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

517. Для высоких температур следует применять специальные набивки, в частности асбометаллические, пропитанные особыми составами, стойкими к разрушению и вытеканию под влиянием транспортируемой среды и высокой температуры.

518. Для давления свыше 32 МПа (320 кгс/см2) и температур более 200 °С следует применять специальные набивки.

519. Сальниковые набивки арматуры следует изготавливать из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке следует нарезать заготовки колец со скошенными под углом 45° концами.

520. Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку, смещая линии разреза и уплотнение каждого кольца. Высоту 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 грундбуксы.

521. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения следует следить за чистотой поверхности шпинделя и штока арматуры.

522. 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.

523. Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания.

524. Предохранительные клапаны обслуживаются в соответствии с ТНПА.

525. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры.

526. 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.

527. Ревизию и ремонт арматуры следует производить в специализированных мастерских или ремонтных участках.Допускается ревизия путем осмотра непосредственно на месте установки при условии проведения диагностики арматуры и наличия заключения о ее техническом состоянии с обеспечением необходимых мер безопасности.

528. При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:

визуальный осмотр;

разборка и осмотр состояния отдельных деталей;

осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;

притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);

сборка, опробование и опрессовка на прочность и плотность.

529. 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.

530. 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.

531. 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 аустенитных сталей и работающие в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, контрольным засверловкам не подвергают. В этих случаях следует установить контроль за состоянием толщины стенок трубопровода путем замера ультразвуковым толщиномером или иными допускаемыми методами.

532. При засверловке контрольных отверстий следует пользоваться сверлом диаметром 2,5-5 мм, заправленным под острым углом, чтобы предотвратить возможные большие утечки продукта.

533. 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 тому подобных местах.

534. 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.

535. Глубина контрольных засверловок устанавливается равной расчетной толщине трубопровода плюс П x С (где П - половина периода между очередными ревизиями, год, С - фактическая скорость коррозии трубопровода, мм/год).

536. Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе следует четко обозначить и зафиксировать в документации.

537. Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод следует подвергнуть внеочередной ревизии.

538. 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 пункта 496 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.

539. Порядок проведения испытания трубопроводов должен соответствовать требованиям раздела VIII настоящих Правил.

При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение акустико-эмиссионного контроля.

540. Результаты периодических испытаний трубопроводов оформляются в установленном порядке.

541. Трубы, элементы трубопроводов и арматуры, в том числе литой (корпуса задвижек, вентили, клапаны и тому подобное), подлежат отбраковке, если:

при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и тому подобное);

в результате воздействия среды толщина стенки стала ниже проектной и достигла величины, определяемой расчетом на прочность без учета прибавки на коррозию (отбраковочный размер);

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 испытания;

уплотнительные элементы износились и не обеспечивают безопасное ведение технологического процесса.

Отбраковочные толщины стенок элементов трубопроводов и арматуры следует указывать в проектной документации с учетом требований нормативно-технических документов.

542. Фланцы отбраковываются при:

неудовлетворительном состоянии уплотнительных 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, смятин уплотнительных поверхностей, деформации.

543. 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.

544. Сильфонные и линзовые компенсаторы отбраковываются в следующих случаях:

толщина стенки сильфона 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 в пожароопасных и токсичных средах.

545. Нормы отбраковки следует указывать в технической документации с учетом условий конкретного объекта и требований нормативно-технических документов.

ГЛАВА 34
ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

546. Трубопроводы комплектуются следующей технической документацией:

перечень трубопроводов;

проектная документация (в том числе расчеты);

паспорт трубопровода и эксплуатационные документы;

исполнительная схема трубопроводов с указанием на ней марки стали, диаметров и толщин труб, протяженности трубопровода, расположения опор, компенсаторов, подвесок, арматуры, воздушников и дренажных устройств, сварных соединений, указателей для контроля тепловых перемещений и проектных величин перемещений, устройств для измерения ползучести (для трубопроводов, которые работают при температурах, вызывающих ползучесть металла), контрольных засверловок (если они имеются), 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 водородсодержащих средах;

акт периодического визуального 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;

заключения обследований, проверок.

 

 

 

Приложение 1 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Классификация трубопроводов Ру <= 10 МПа (100 кгс/см2)

Группа

Транспортируемые вещества

Категория трубопроводов

 

 

I

II

III

IV

V

 

 

Pрасч, МПа  (кгс/см2)

tрасч, °С

Pрасч, МПа (кгс/см2)

tрасч, °С

Pрасч, МПа (кгс/см2)

tрасч, °С

Pрасч, МПа (кгс/см2)

tрасч, °С

Pрасч, МПа (кгс/см2)

tрасч, °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 -40

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

От -40 до 300

-

-

-

-

-

-

 

 

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Независимо

-

-

-

-

-

-

-

-

Б

Взрыво- и пожароопасные вещества

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

Свыше 2,5 (25)

Свыше 300 и ниже -40

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

От -40 до 300

-

-

-

-

-

-

 

 

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Независимо

-

-

-

-

-

-

-

-

 

б) легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ)

Свыше 2,5 (25)

Свыше 300 и ниже -40

Свыше 1,6 (16) до 2,5 (25)

От 120 до 300

До 1,6 (16)

От -40 до 120

-

-

-

-

 

 

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

Независимо

Вакуум выше 0,08 (0,8) (абс)

От -40 до 300

-

-

-

-

-

-

 

в) горючие жидкости (ГЖ)

Свыше 6,3 (63)

Свыше 350 и ниже -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 -40 до 120

 

 

 

 

Вакуум ниже 0,003 (0,03) (абс)

То же

Вакуум ниже 0,08 (0,8) (абс)

То же

Вакуум до 0,08 (0,8) (абс)

От -40 до 250

-

-

-

-

В

Трудногорючие (ТГ) и негорючие вещества (НГ)

Вакуум ниже 0,003 (0,03) (абс)

-

Свыше 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 -40 до 120

 

 

 

Приложение 2 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Выбор типа уплотнительной поверхности фланцев

Среда

Давление, Pу, 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

 

 

Приложение 3 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Уплотнительные поверхности фланцев арматуры и соединительных частей трубопроводов

***На бумажном носителе

 

Приложение 4 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

 

Ответвления на технологических трубопроводах

***На бумажном носителе

 

Приложение 5 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

 

Максимально допустимая температура применения сталей в водородсодержащих средах, °С

Марка стали

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

 

1,5 (15)

2,5 (25)

5 (50)

10 (100)

20 (200)

30 (300)

40 (400)

20, 20ЮЧ, 15ГС, 16ГС, 09Г2С, 10Г2

290

280

260

230

210

200

190

14ХГС

310

300

280

260

250

240

230

30ХМА, 15ХМ, 12Х1МФ, 20Х2МА

400

390

370

330

290

260

250

20Х2МА

480

460

450

430

400

390

380

15Х1М1Ф

510

490

460

420

390

380

380

22X3М

510

500

490

475

440

430

420

18Х3МФ

510

510

510

510

500

470

450

20Х3МВФ, 15Х5М, 15X5M-III, 08X18H10T, 08Х18Н12Т, 12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, 03Х17Н14М3, 08Х17Н15М3Т, 10Х17Н13М2Т, 10Х17Н13М3Т

510

510

510

510

510

510

510

 

 

Приложение 6 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Максимально допустимое парциальное давление окиси углерода, МПа (кгс/см2)

Тип 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)

Коррозионно-стойкие стали аустенитного класса

-

24 (240)

 

 

Приложение 7 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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

Марка стали

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

 

свыше 1 (10) до 2 (20)

свыше 2 (20) до 5 (50)

свыше 5 (50) до 8 (80)

20, 20ЮЧ, 15ГС, 16ГС, 09Г2С, 10Г2

300

300

300

14ХГС, 30ХМА, 15ХМ, 12Х1МФ

340

330

310

15Х1М1Ф, 20Х2МА, 22Х3М, 18Х3МВ, 15Х5М, 20ХЗМВФ, 15X5M-III

360

350

340

08X18Н10Т, 08X18Н12Т, 12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, 03Х17Н14М3, 10Х17Н13М2Т, 1РХ17Н13М3Т, 08Х17Н15М3Т

540

540

540

 

 

Приложение 8 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Объемы входного контроля металла сборочных единиц и элементов трубопроводов высокого давления

Материалы и элементы

Вид контроля

Объем контроля

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 стилоскопом 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 межкристаллитную коррозию (по требованию проекта)

2 трубы от партии

Поковки

Анализ сертификатных и паспортных данных

 

 

Внешний осмотр

100 %

 

Проверка маркировки

100 %

 

Проверка размеров

100 %

 

Магнитопорошковый 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 Dу 32 мм и более

 

Проверка стилоскопом 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 менее 250 мм

 

Испытание на межкристаллитную коррозию (по требованию проекта)

2 поковки от партии

Электроды

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 тому подобное)

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 уплотнительных мест и кромок под сварку

Каждая деталь

 

Магнитопорошковый 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 уплотнительные прокладки

Анализ сертификатных (паспортных) данных

 

 

Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку

Каждая прокладка

 

Визуальный осмотр уплотнительной 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

 

Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль

Выборочно, в местах исправления поверхностных дефектов

 

Проверка качества обработки уплотнительных 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 стилоскопом наличия хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, титана

Каждая деталь из легированной марки стали

Шпильки, 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 %

 

Магнитопорошковый 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, хромомолибденованадиевых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей; 2 соединения из остальных марок стали

 

Проверка стилоскопом наличия основных легирующих элементов, определяющих марку стали в основном и наплавленном металле

100 %

 

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

100 %

 

 

Приложение 9 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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

***На бумажном носителе

 

Условный проход трубо- проводов, Dу, мм

Для изолированных трубопроводов при температуре стенки, °С

Для неизолированных трубопроводов

 

 

без фланцев

с фланцами в одной плоскости при давлении среды, МПа (кгс/см2)

 

ниже -30

от -30 до 19

от 20 до 600

 

до 1,6 (16)

2,5 (25) и 4 (40)

6,3 (63)

10 (100)

 

А

b1

А

b2

А

b3

А

b4

А

b5

А

b6

А

b7

А

b8

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

-

-

-

-

 

-

 

 

Приложение 10 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Размеры диаметра штуцера-кармана в зависимости от диаметра дренируемого трубопровода

Диаметр трубопровода, Dу, мм

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-кармана, Dу, мм

50

80

100

150

200

250

300

350

 

 

Приложение 11 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Диаметры дренажных штуцеров и запорной арматуры для удаления конденсата из паропровода при его продувке

Диаметр трубопровода, Dу, мм

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, Dу, мм

25

32

40

50

80

100

125

150

 

 

Приложение 12 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Диаметры дренажных штуцеров для опорожнения трубопроводов от воды после гидравлического испытания

Диаметр трубопровода, Dу, мм

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, Dу, мм

15

20

25

32

40

50

 

 

Приложение 13 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Отклонение от перпендикулярности к оси уплотнительной поверхности фланца

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

 

 

Приложение 14 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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)

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 Dу 15 мм - с четырьмя шпильками; Dу 32 мм - с шестью шпильками; Dу 80 мм - с восемью шпильками; Dу 100 и 200 мм - с десятью шпильками. В знаменателе - усилие затяжки одной шпильки для соединений Dу 15 мм - с тремя шпильками; Dу 32 мм - с четырьмя шпильками; Dу 80 мм - с шестью шпильками; Dу 100 и 200 мм - с восемью шпильками.

 

Приложение 15 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Допустимое смещение 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

 

0,10S, но не более 1 мм

 

До 10 (100)

I и II

0,15S, но не более 2 мм

0,10S, но не более 1 мм

 

III и IV

0,20S, но не более 3 мм

0,15S, но не более 2 мм

 

V

0,30S, но не более 3 мм

0,20S, но не более 3 мм

 

 

Приложение 16 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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

Оценка в баллах

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

 

 

Приложение 17 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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

Условия изготовления стыков

Категория трубопроводов

 

Ру > 10 МПа (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 пунктов 3, 8, 7 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

-

 

 

Приложение 18 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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

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 трубы

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

Непровары 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

 

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

 

Категория трубопровода

Ру > 10 МПа (100 кгс/см2)

I категории при температуре ниже -70°С

I

II

III

IV

V

Суммарный балл

2

2

3

3

5

6

6

 

 

Приложение 19 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Нормы допустимых дефектов в сварных швах трубопроводов Pу <= 10 МПа (100 кгс/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 10Н

 

наименьшая фиксируемая, дБ

по отверстию с плоским дном, мм2

по зарубке, мм x мм

 

8-10

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

1,6

1,0 x 2,0

1,5Н

12-18

 

2,0

2,0 x 2,0

1,5Н

20-24

 

3,0

3,0 x 2,0

1,5Н

 

 

Приложение 20 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Оценка качества сварных соединений по твердости

Марка стали

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

14ХГС

230

15ХМ, 12Х1МФ, 15Х1М1Ф, 15Х2М1, 15Х5М, 15Х5МУ, 15Х5ВФ

240

30ХМА, 20Х2МА, 22Х3М, 18Х3МВ

270

20Х3МВФ

300

 

 

Приложение 21 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

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 Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже -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 категорий

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

 

 

Приложение 22 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Механические свойства сварных соединений

Стали

Предел прочности при температуре  20 °С

Угол изгиба, не менее, при толщине стенки

Ударная вязкость (KCU), Дж/см22), не менее, при температуре испытаний (кгс·м/см

 

 

до 20 мм включительно

более 20 мм

20 °С

-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)

Марганцовистые, кремнемарганцовистые

 

80°

60°

-

-

Хромокремнемарганцовистые

 

70°

50°

-

-

Хромомолибденовые, хромомолибденованадиевые, хромованадиевольфрамовые, хромомолибденованадиевольфрамовые

 

50°

40°

-

-

Аустенитные

 

100°

100°

70 (7)

-

 

 

 

Приложение 23 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

 

Форма паспорта трубопровода

(паспорт оформляется в жесткой обложке; формат 210 х 297 мм)

 

Страница 1

ПАСПОРТ
трубопровода
регистрационный № _____

Страница 2

 

Наименование и адрес организации - владельца трубопровода ________________________

______________________________________________________________________________

Категория трубопровода ________________________________________________________

Назначение трубопровода _______________________________________________________

Рабочая среда _________________________________________________________________

Рабочие параметры среды:

давление, МПа (кгс/см2) ________________________________________________________

температура, °С _______________________________________________________________

Назначенный срок службы, лет* _________________________________________________

Назначенный ресурс, ч* ________________________________________________________

Перечень документов (схемы, чертежи, свидетельства) на изготовление и монтаж трубопровода, представляемых при регистрации: ___________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

____________________________________

(подпись главного инженера

предприятия (владельца трубопровода)

М.П.

«__» _______________ ____ г.

 

Страница 3

 

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода

 

Номер и дата приказа о назначении

Должность, фамилия, имя, отчество

Дата проверки знания настоящих Правил

Подпись ответственного лица

 

 

 

 

 

Страницы 4-12

 

Записи администрации о ремонте и реконструкции трубопровода

 

Дата записи

Перечень работ, проведенных при ремонте и реконструкции трубопровода; дата их проведения

Подпись ответственного лица

 

 

 

 

Страницы 13-25

 

Записи результатов освидетельствования трубопровода

 

Дата освидетельствования

Результаты освидетельствования

Срок следующего освидетельствования

 

 

 

 

Страница 26

 

Трубопровод зарегистрирован, регистрационный № ________ в ______________________

(наименование

______________________________________________________________________________

регистрирующего органа)

В паспорте пронумеровано ____ страниц и прошнуровано всего ___ листов, в том числе чертежей (схем) на ___ листах.

______________________________________________________________________________

(должность регистрирующего лица и его подпись)

М.П.

«__» __________________ ____ г.

 

______________________________

*Проставляются данные проектной организации.

 

 

Приложение 24 к Правилам устройства  и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

Периодичность проведения ревизий технологических трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2)

Транспортируемые 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-го классов и высокотемпературные органические теплоносители (ВОТ) (среды группы А)

I и II

Не реже одного раза в год

Не реже одного раза в 2 года

Не реже одного раза в 3 года

Взрыво- 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 (ГЖ) (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

Трудногорючие (ТГ) и негорючие (НГ) вещества (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

 

 

 

Белорусский Зеленый Портал Rating All.BY Каталог TUT.BY
Каталог Бизнес Сайтов на BEL.BIZ