| | 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 | Включения (поры), скопления, размер |
| | толщины | или суммарная протяженность которых |
| | | превышают установленные для балла 3 |
| | | настоящей таблицы |
--------------------------------------------------------------------------
7.3.5. При расшифровке радиографических снимков не учитываются
включения (поры) длиной 0,2 мм и менее, если они не образуют скоплений
и сетки дефектов.
Число отдельных включений (пор), длина которых меньше указанной в
таблице, не должно превышать: 10 - для балла 1, 12 - для балла 2, 15 -
для балла 3 на любом участке снимка длиной 100 мм, при этом их
суммарная длина не должна быть больше, чем указано в таблице.
Для сварных соединений протяженностью менее 100 мм нормы,
приведенные в таблице, 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 минус 70 град. С, подрезы не допускаются;
трещины в шве, в зоне термического влияния и в основном металле
не допускаются;
отклонения от прямолинейности сваренных встык труб не должны
превышать величин, установленных требованиями п. 7.1.26.
7.3.6. Дефекты сварных соединений подлежат устранению в
установленном порядке.
7.3.7. Контроль качества сварных соединений неразрушающими
методами следует проводить в соответствии с действующей
нормативно-технической документацией.
7.3.8. К контролю сварных соединений физическими методами следует
допускать дефектоскопистов, имеющих соответствующее квалификационное
удостоверение на проведение контроля. Каждый дефектоскопист может быть
допущен к тем методам контроля, которые указаны в его удостоверении.
Дефектоскописты подлежат аттестации в соответствии с
нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.
7.3.9. Неразрушающему контролю подвергают наихудшие по
результатам внешнего осмотра сварные швы но всему периметру трубы.
Число контролируемых сварных швов определяется техническими условиями
на объект, но во всех случаях должно быть не ниже приведенных в
таблице 12.
Таблица 12
Объем контроля сварных соединений
ультразвуковым или радиографическим методом
в % от общего числа сваренных каждым сварщиком
(но не менее одного) соединений
----------------------------------------------------------------------------
| Условия изготовления стыков| Категория трубопроводов |
|- |---------------------------------------------|
| |Ру > 10МПа(100| I | II|III| IV| V |
| | кгс/см2) и I | | | | | |
| |категории при | | | | | |
| | температуре | | | | | |
| | ниже -70 | | | | | |
| | град. С | | | | | |
|----------------------------|--------------|---|---|---|---|--------------|
| При изготовлении и монтаже | 100 | 20| 10| 2| 1| Согласно |
| на предприятии нового | | | | | | требованиям |
| трубопровода, а также при | | | | | | п. 7.3.2 |
| ремонте | | | | | | настоящих |
| | | | | | | Правил |
|----------------------------|--------------|---|---|---|---|--------------|
| При сварке разнородных | 100 |100|100|100|100| 10 |
| сталей | | | | | | |
|----------------------------|--------------|---|---|---|---|--------------|
| При сварке трубопроводов, | 100 |100| 10| 2| 1| - |
| входящих в блоки I | | | | | | |
| категории взрывоопасности | | | | | | |
----------------------------------------------------------------------------
7.3.10. Контроль сварных соединений радиографическим или
ультразвуковом 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 минус 70 град. С, после
контроля на выявление выходящих на поверхность дефектов
магнитопорошковым или капиллярным методом.
7.3.11. Метод контроля (ультразвуковой, радиографический или оба
метода в сочетании) выбирают исходя из возможности обеспечения более
полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом
особенностей физических свойств металла, а также освоенности данного
метода контроля для конкретного объекта и вида сварных соединений.
7.3.12. Перед контролем сварные соединения должны быть
замаркированы так, чтобы их положение было легко обнаружить на картах
контроля, радиографических снимках и обеспечить привязку результатов
контроля к соответствующему участку сварного шва.
7.3.13. При радиографическом контроле следует обеспечить
чувствительность для трубопроводов на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2),
категорий I и II на уровне класса 2, для трубопроводов категорий III,
IV и V - на уровне класса 3.
7.3.14. Оценку качества сварных соединений по результатам
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 таблице 11 и 13.
Таблица 13
Оценка качества
сварных соединений трубопроводов
по результатам радиографического контроля
в зависимости от величины и протяженности
плоских дефектов (непровары по оси шва,
несплавления и др.)
------------------------------------------------------------------
|Оценка в|Непровары по оси шва, несплавления, трещины, вогнутость|
| баллах | и выпуклость металла в корне шва |
| |-------------------------------------------------------|
| |Глубина, % к номинальной|Допустимая суммарная длина по |
| | толщине стенки | периметру трубы |
|--------|------------------------|------------------------------|
| 0 |Непровар отсутствует | |
| |------------------------|------------------------------|
| |Вогнутость корня шва до |До 1/8 периметра |
| |10%, но не более 1,5 мм | |
| |------------------------|------------------------------|
| |Выпуклость корневого шва|До 1/8 периметра |
| |до 10%, но не более 3 мм| |
|--------|------------------------|------------------------------|
| 1 |Непровар по оси шва до |До 1/4 периметра |
| |10%, но не более 2 мм | |
| |------------------------|------------------------------|
| |или до 5%, но не более |До 1/2 периметра |
| |1 мм | |
|--------|------------------------|------------------------------|
| 2 |Непровар по оси шва до |До 1/4 периметра |
| |20%, но не более 3 мм | |
| |------------------------|------------------------------|
| |или до 10%, но не более |До 1/2 периметра |
| |2 мм | |
| |------------------------|------------------------------|
| |или до 5%, но не более |Не ограничивается |
| |1 мм | |
|--------|------------------------|------------------------------|
| 6 |Непровары по оси шва |Независимо от длины |
| |более 20% и более 3 мм | |
| |------------------------|------------------------------|
| |Трещины любой глубины |Независимо от длины |
| |------------------------|------------------------------|
| |Несплавления между |Независимо от длины |
| |основным металлом и | |
| |швом и между отдельными | |
| |валиками шва | |
------------------------------------------------------------------
Величина вогнутости корня шва и выпуклости корневого шва для
трубопроводов I - IV категорий, за исключением трубопроводов I
категории, работающих при температуре ниже минус 70 град. 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 по
стандарту или НТД.
В заключении или журнале радиографического контроля следует
указать балл сварного соединения, определенный по таблице 13,
наибольший балл участка сварного соединения, определенный по таблице
11, а также суммарный балл качества сварного соединения (например: 0/2
= 2 или 6/6 = 12).
Сварные соединения признаются негодными, если суммарный балл
равен или больше значений, указанных ниже:
------------------------------------------------------------------
|Категория | Ру > 10 МПа |I категории, при| I | II | III |IV| V|
|трубопровода|(100 кгс/см2)|температуре ниже| | | | | |
| | |минус 70 град. С| | | | | |
|------------|-------------|----------------|---|----|-----|--|--|
|Суммарный | 2 | 2 | 3 | 3 | 5 | 6| 6|
|балл | | | | | | | |
------------------------------------------------------------------
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.
7.3.15. Сварные соединения трубопроводов на Ру свыше 10 МПа (100
кгс/см2) и трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже
минус 70 град. С, по результатам ультразвукового контроля считаются
годными, если:
а) отсутствуют протяженные дефекты;
б) отсутствуют непротяженные (точечные) дефекты эквивалентной
площадью более:
1,6 мм2 при толщине стенки трубы до 10 мм включительно;
2,0 мм2 при толщине стенки трубы до 20 мм включительно;
3,0 мм2 при толщине стенки трубы свыше 20 мм;
в) количество непротяженных дефектов не более двух на каждые 100
мм шва по наружному периметру эквивалентной площадью:
1,6 мм2 при толщине стенки трубы до 10 мм включительно;
2,0 мм2 при толщине стенки трубы до 20 мм включительно;
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 минус 70 град. С) по результатам ультразвукового контроля должна
соответствовать требованиям таблицы 14.
Таблица 14
Нормы допустимых дефектов в сварных швах трубопроводов
Ру <= 10 МПа (100 кгс/см2), выявленных
при ультразвуковом контроле
----------------------------------------------------------------------------------
| Номинальная |Эквивалентная площадь (размеры) отдельных | Условная |
| толщина | дефектов | протяженность |
| стенки, |------------------------------------------| цепочки точечных |
| Н, мм | Наименьшая |По отверстию с|По зарубке,| дефектов |
| |фиксируемая, дБ|плоским дном, | мм х мм | на участке |
| | | мм2 | | сварного |
| | | | | шва длиной 10 Н |
|-----------------|---------------|--------------|-----------|-------------------|
| 8 - 10 |На 6 дБ ниже | 1,6 | 1,0 x 2,0 | 1,5 Н |
| |эхосигнала от | | | |
| |максимально | | | |
| |допустимых | | | |
| |эквивалентных | | | |
| |дефектов | | | |
|-----------------| |--------------|-----------|-------------------|
| 12 - 18 | | 2,0 | 2,0 х 2,0 | 1,5 Н |
|-----------------| |--------------|-----------|-------------------|
| 20 - 24 | | 3,0 | 3,0 х 2,0 | 1,5 Н | П5Н
----------------------------------------------------------------------------------
Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда
эхосигналов от них превышает амплитуду эхосигнала от искусственного
отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой
эквивалентной площадью.
Протяженные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда
сигналов от них превышает 0,5 амплитуды эхосигналов от искусственного
отражателя. Условная протяженность цепочки точечных дефектов
измеряется в том случае, если амплитуда эхосигнала от них составляет
0,5 и более амплитуды эхосигнала от искусственного отражателя, размеры
которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.
7.3.16. Сварные соединения трубопроводов с Ру до 10 МПа (100
кгс/см2) по результатам контроля капиллярным (цветным) методом
считаются годными, если:
а) индикаторные следы дефектов отсутствуют;
б) все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и
округлыми;
в) наибольший размер каждого индикаторного следа не превышает
трехкратных значений норм для ширины (диаметра), приведенных в таблице
11 для балла 2;
г) суммарная длина всех индикаторных следов на любом участке шва
длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведенной в табл. 7.2
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 Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2)
и трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже минус 70
град. С, считаются годными, если индикаторные следы дефектов
отсутствуют. При этом чувствительность контроля должна соответствовать
2 классу.
7.3.17. Сварные соединения по результатам магнитопорошкового или
магнитографического контроля считаются годными, если отсутствуют
протяженные дефекты.
7.3.18. Определение содержания ферритной фазы следует производить
в сварных соединениях трубопроводов из аустенитных сталей,
рассчитанных на Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), в объеме 100% на
сборочных единицах, предназначенных для работы при температуре свыше
350 град. С, а в остальных случаях по требованию проекта.
7.3.19. Стилоскопированию на наличие основных легирующих
элементов подлежат сварные соединения легированных сталей
трубопроводов с Ру до 10 МПа (100 кгс/см2) в следующих случаях:
выборочно, но не менее двух соединений, выполненных одним
сварщиком одной партией сварочных материалов;
если соответствие использованных сварочных материалов назначенным
вызывает сомнение;
если после термической обработки твердость сварного соединения не
соответствует установленным требованиям.
Сварные соединения трубопроводов из легированных сталей с Ру
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.
7.3.20. 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 таблице 15; при твердости, превышающей
допустимую, сварные соединения следует подвергнуть стилоскопированию и
при положительных его результатах - повторной термообработке. На
сварных соединениях наружным диаметром менее 50 мм замер твердости не
производится.
Таблица 15
Оценка качества сварных соединений по твердости
------------------------------------------------------------------
| Марка стали | Допустимая твердость металла шва и зоны |
| | термического влияния, НВ, не более |
|----------------------|-----------------------------------------|
|14ХГС | 230 |
|----------------------|-----------------------------------------|
|15ХМ, 12Х1МФ, 15Х1М1Ф,| 240 |
|15Х2М1, 15Х5М, 15Х5МУ,| |
|15Х5ВФ | |
|----------------------|-----------------------------------------|
|30ХМА, 20Х2МА, 22Х3М, | 270 |
|18Х3МВ | |
|----------------------|-----------------------------------------|
|20ХЗМВФ | 300 |
------------------------------------------------------------------
При этом твердость следует замерять на контрольных сварных
соединениях и заносить в паспорт трубопровода.
7.3.21. При выявлении методами неразрушающего контроля дефектных
сварных соединений контролю подвергается удвоенное от первоначального
объема количество сварных соединений на данном участке трубопровода,
выполненных одним сварщиком.
Если при дополнительном контроле хотя бы одно сварное соединение
будет признано негодным, контролю следует подвергать 100% сварных
соединений, выполненных на данном участке трубопровода.
7.3.22. Дефекты, обнаруженные в процессе контроля, должны быть
устранены с последующим контролем исправленных участков.
Исправлению подлежат все дефектные участки сварного соединения,
выявленные при внешнем осмотре и измерениях, 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 таблице 16.
Таблица 16
Допустимые размеры выборки
после удаления дефектов в сварных швах трубопроводов
------------------------------------------------------------------
|Глубина выборки, % от номинальной | Суммарная протяженность |
|толщины стенки труб или расчетного| выборки, % от номинального |
| сечения шва | наружного периметра |
| | сварного соединения |
|----------------------------------------------------------------|
| Для трубопроводов Ру свыше 10 МПа (100 кгс/см2), трубопроводов |
| I категории, работающих при температуре ниже минус 70 град. С |
|----------------------------------------------------------------|
|15 и менее | Не нормируется |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 15 до 30 включительно | До 35 |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 30 до 50 включительно | До 20 |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 50 | До 15 |
|----------------------------------------------------------------|
| Для трубопроводов I - IV категории |
|----------------------------------------------------------------|
|25 и менее | Не нормируется |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 25 до 50 включительно | До 50 |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 50 | До 25 |
|----------------------------------------------------------------|
| Для трубопровода V категории |
|----------------------------------------------------------------|
|30 и менее | Не нормируется |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 30 до 50 включительно | До 50 |
|----------------------------------|-----------------------------|
|Более 50 | До 35 |
------------------------------------------------------------------
Сварное соединение, в котором для исправления дефектного участка
требуется произвести выборку размером более допустимого по таблице 16,
следует полностью удалить, а на его место вварить "катушку".
7.3.23. Механические свойства стыковых сварных соединений
трубопроводов должны подтверждаться результатами механических
испытаний контрольных сварных соединений.
7.3.24. Контрольные сварные соединения должны свариваться на
партию однотипных производственных стыков. В партию входят сваренные в
срок не более трех месяцев не более ста однотипных стыковых соединений
с условным диаметром Dу до 150 мм или не более пятидесяти стыков с Dу
175 мм и выше.
Однотипными считаются соединения из сталей одной марки,
выполненные одним сварщиком по единому технологическому процессу и
отличающиеся по толщине стенки не более чем на 50%.
Однотипными по условному диаметру являются соединения: Dу 6 - 32
мм, Dу 50 - 150, Dу 175 мм и выше.
7.3.25. Количество контрольных сварных соединений для проведения
механических испытаний и металлографических исследований должно
соответствовать указанному ниже:
------------------------------------------------------------------
|Условный диаметр трубы Dу, мм |Количество контрольных соединений|
|------------------------------|---------------------------------|
| 6 - 32 | 4 |
|------------------------------|---------------------------------|
| 50 - 150 | 2 |
|------------------------------|---------------------------------|
| 175 и выше | 1 |
------------------------------------------------------------------
При необходимости проведения испытаний на стойкость против
межкристаллитной коррозии должно быть сварено на два соединения
больше, чем указано для Dу 6 - 32, 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.
7.3.26. Из контрольных сварных соединений должны изготавливаться
образцы для следующих видов испытаний:
на статическое растяжение при температуре плюс 20 град. С - два
образца;
на ударный изгиб (KCU) при температуре плюс 20 град. С - три
образца с надрезом по центру шва;
на ударный изгиб (KCU) при рабочей температуре для трубопроводов,
работающих при температуре стенки минус 20 град. 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 (KCU) при температуре плюс 20 град. 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" (KCU).
7.3.27. Образцы необходимо вырезать методами, не изменяющими
структуру и механические свойства металла. Не допускается применение
правки заготовок образцов как в холодном, так и в горячем состояниях.
7.3.28. Испытание на статическое растяжение стыковых соединений
труб с условным проходом до 50 мм может быть заменено испытанием на
растяжение целых стыков со снятым усилением.
7.3.29. Испытание на статический изгиб сварных соединений труб с
условным проходом до 50 мм может быть заменено испытанием целых стыков
на сплющивание.
7.3.30. Результаты механических испытаний сварных соединений
должны удовлетворять требованиям таблицы 17.
Таблица 17
Механические свойства сварных соединений
------------------------------------------------------------------------------------------
| Стали | Предел прочности | Угол изгиба, | Ударная вязкость |
| | при температуре | не менее, при | (KCU), Дж/см2 |
| | 20 град. С | толщине | (кгс.м/см2) не |
| | | стенки | менее, при |
| | | | температуре испытаний |
|----------------------|-------------------|---------------------|-----------------------|
| | | до 20 |более | 20 град. | Минус 20 |
| | | мм |20 мм | С | град. С |
| | | включительно | | | и ниже |
|----------------------|-------------------|--------------|------|----------|------------|
| Углеродистые | Не ниже нижнего | 100 | 100 | 50 (5) | 30 (3) |
| | предела прочности | град. |град. | | |
| | основного | | | | |
| | металла по | | | | |
| | стандартам | | | | |
| | или техническим | | | | |
| | условиям для | | | | |
| | данной марки | | | | |
|----------------------|-------------------|--------------|------|----------|------------|
| Марганцовистые, | | 80 | 60 | - | - |
| кремнемарганцовистые | | град. |град. | | |
|----------------------|-------------------|--------------|------|----------|------------|
| Хромокремне - | | 70 | 50 | - | - |
| марганцовистые | | град. |град. | | |
|----------------------|-------------------|--------------|------|----------|------------|
| Хромомолибденовые, | | 50 | 40 | - | - |
| хромомолибдено - | | град. |град. | | |
| ванадиевые, | | | | | |
| хромованадие - | | | | | |
| вольфрамовые, | | | | | |
| хромомолибдено - | | | | | |
| ванадиевольфрамовые | | | | | |
|----------------------|-------------------|--------------|------|----------|------------|
| Аустенитные | | 100 | 100 | 70 (7) | - |
| | | град. |град. | | |
------------------------------------------------------------------------------------------
Показатели механических свойств сварных соединений должны
определяться как среднеарифметическое значение результатов испытаний
отдельных образцов. Результаты испытаний на статическое растяжение и
статический изгиб считаются неудовлетворительными, если хотя бы один
из образцов показал значение ниже установленных требований более чем
на 10%. Результаты испытаний на ударный изгиб считаются
неудовлетворительными, если хотя бы один из образцов показал значение
ниже установленных требований.
Испытанию на ударный изгиб подвергаются сварные соединения труб с
толщиной стенки 12 мм и более. В обоснованных случаях испытания на
ударный изгиб производят для труб с толщиной стенки 6 - 11 мм.
7.3.31. В разнородных соединениях прочность оценивается по стали
с более низкими механическими свойствами, а ударная вязкость и угол
изгиба - по менее пластичной стали.
7.3.32. При проведении металлографических исследований (по
требованию проекта) определяются наличие в сварном соединении
недопустимых дефектов и соответствие формы и размеров сварного шва
установленным требованиям.
7.3.33. Качество сварных соединений по результатам испытаний на
стойкость против межкристаллитной коррозии (по требованию проекта)
считается удовлетворительным, если результаты испытаний соответствуют
установленным требованиям.
VIII. ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЮ
И ПРИЕМКЕ СМОНТИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
8.1. Общие требования
8.1.1. Трубопроводы, на которые распространяются настоящие
Правила, после окончания монтажных и сварочных работ, термообработки
(при необходимости), контроля качества сварных соединений
неразрушающими методами, а также после установки и окончательного
закрепления всех опор, подвесок (пружины пружинных опор и подвесок на
период испытаний должны быть разгружены) и оформления документов,
подтверждающих качество выполненных работ, подвергаются наружному
осмотру, испытанию на прочность и плотность и, при необходимости,
дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения
давления.
8.1.2. Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное
испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический,
пневматический) и величина испытательного давления указываются в
проекте для каждого трубопровода.
8.1.3. При наружном осмотре трубопровода проверяются:
соответствие смонтированного трубопровода проектной документации;
правильность установки запорных устройств, легкость их закрывания и
открывания; установка всех проектных креплений и снятие всех временных
креплений; окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников
и дренажей; завершение работ по термообработке (при необходимости).
8.1.4. Испытанию, как правило, подвергается весь трубопровод
полностью. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными
участками.
8.1.5. При испытании на прочность и плотность испытываемый
трубопровод (участок) отсоединяется от аппаратов и других
трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для
отключения испытываемого трубопровода (участка) допускается в
обоснованных случаях.
8.1.6. При проведении испытаний вся запорная арматура,
установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники
- уплотнены; на месте регулирующих клапанов и измерительных устройств
должны быть установлены монтажные катушки; все врезки, штуцера,
бобышки должны быть заглушены.
8.1.7. Места расположения заглушек на время проведения испытания
должны быть отмечены предупредительными знаками и пребывание около них
людей не допускается.
8.1.8. Давление при испытании должно контролироваться 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.
8.1.9. Допускается проводить испытания с нанесенной тепловой или
антикоррозионной изоляцией трубопроводов из бесшовных труб или заранее
изготовленных и испытанных блоков (независимо от применяемых труб) при
условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения будут
иметь доступ для осмотра.
8.1.10. Испытание на прочность и плотность трубопроводов с
условным давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) может быть гидравлическим
или пневматическим. Как правило, испытание проводится гидравлическим
способом.
Замена гидравлического испытания на пневматическое допускается в
следующих случаях:
а) если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитаны
на заполнение трубопровода водой;
б) при температуре окружающего воздуха ниже 0 град. С и опасности
промерзания отдельных участков трубопровода;
в) если применение жидкости (воды) недопустимо по иным причинам.
8.1.11. 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 на пневматическое 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 АЭ-сигнала.
8.1.12. При совместном испытании обвязочных трубопроводов с
аппаратами величину давления при испытании трубопроводов на прочность
и плотность (до ближайшей отключающей задвижки) следует принимать как
для аппарата.
8.1.13. Короткие (до 20 м) отводящие трубопроводы от
предохранительных клапанов, а также свечи от аппаратов и систем,
связанных непосредственно с атмосферой (кроме газопроводов на факел),
испытанию не подлежат, если нет указаний в проекте.
8.1.14. Дополнительные испытания трубопроводов на герметичность
проводятся пневматическим способом.
8.1.15. Порядок и методика проведения испытаний определяются
проектом и нормативно-технической документацией по промышленной
безопасности.
8.1.16. Испытание трубопроводов на прочность и плотность следует
проводить одновременно, независимо от способа испытания.
8.1.17. При неудовлетворительных результатах испытаний
обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены.
Подчеканка сварных швов и устранение дефектов во время нахождения
трубопровода под давлением не допускается.
8.1.18. О проведении испытаний трубопроводов составляют
соответствующие акты.
8.2. Гидравлическое испытание на прочность и плотность
8.2.1. Гидравлическое испытание трубопроводов должно
производиться преимущественно в теплое время года при положительной
температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний должна
применяться, как правило, вода с температурой не ниже плюс 5 град. С и
не выше плюс 40 град. С или специальные смеси (для трубопроводов
высокого давления).
Если гидравлическое испытание производится при температуре
окружающего воздуха ниже 0 град. 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.
8.2.2. Величина пробного давления на прочность (гидравлическим
или пневматическим способом) устанавливается проектом и должна
составлять не менее:
[сигма]20
1,25 x Р x ---------, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см2),
[сигма]t
где:
Р - расчетное давление трубопровода, МПа;
[сигма]20 - допускаемое напряжение для материала трубопровода при
20 град. С;
[сигма]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).
8.2.3. Арматуру следует подвергать гидравлическому испытанию
пробным давлением после изготовления или ремонта.
8.2.4. При заполнении трубопровода водой воздух следует удалять
полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать
плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической
документации.
8.2.5. При испытаниях обстукивание трубопроводов не допускается.
8.2.6. Испытываемый трубопровод допускается заливать водой
непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы
давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного
давления.
8.2.7. Требуемое давление при испытании создается гидравлическим
прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через
два запорных вентиля.
После достижения испытательного давления трубопровод 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.
8.2.8. Результаты гидравлического испытания на прочность и
плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не
произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру,
а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных
соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.
8.2.9. Одновременное гидравлическое испытание нескольких
трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных
конструкциях или эстакаде, допускается, если это установлено проектом.
8.3. Пневматическое испытание на прочность и плотность
8.3.1. Пневматическое испытание на прочность проводится для
трубопроводов на Ру 10 МПа (100 кгс/см2) и ниже с учетом требований п.
8.1.10, если давление в трубопроводе выше, - с учетом требований п.
8.1.11.
8.3.2. Величина испытательного давления принимается в
соответствии с указаниями п. 8.2.2.
8.3.3. Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или
инертным газом и только в светлое время суток.
8.3.4. В случае установки на трубопроводе арматуры из серого
чугуна величина давления испытания на прочность должна составлять не
более 0,4 МПа (4 кгс/см2).
8.3.5. Пневматическое испытание трубопроводов на прочность в
действующих цехах, а также на эстакадах и в каналах, где уложены
трубопроводы, находящиеся в эксплуатации, допускается в обоснованных
случаях безопасными методами.
8.3.6. Пневматическое испытание следует проводить по
документации, согласованной и утвержденной в установленном порядке.
8.3.7. При пневматическом испытании трубопроводов на прочность
подъем давления следует производить плавно со скоростью, равной 5% от
Рпр в мин., но не более 0,2 МПа (2 кгс/см2) в минуту с периодическим
осмотром трубопровода на следующих этапах:
а) при рабочем давлении до 0,2 МПа (2 кгс/см2) - осмотр
производится при давлении, равном 0,6 пробного давления, и при рабочем
давлении;
б) при рабочем давлении выше 0,2 МПа (2 кгс/см2) - осмотр
производится при давлении, равном 0,3 и 0,6 пробного давления, и при
рабочем давлении.
Во время осмотра подъем давления не допускается. При осмотре
обстукивание молотком трубопровода, находящегося под давлением, не
допускается.
Места утечки определяются по звуку просачивающегося 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.
8.3.8. 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.
8.3.9. Во время подъема давления в трубопроводе и при достижении
в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охранной
зоне не допускается.
Окончательный осмотр трубопровода допускается после того, как
испытательное давление будет снижено до расчетного, и проводится в
установленном порядке.
8.3.10. Компрессор и манометры, используемые при проведении
пневматического испытания трубопроводов, следует располагать вне
охранной зоны.
8.3.11. Для наблюдения за охранной зоной устанавливаются
специальные посты. Число постов определяется исходя из условий, чтобы
охрана зоны была надежно обеспечена.
8.4. Промывка и продувка трубопровода
8.4.1. Трубопроводы должны промываться или продуваться в
соответствии с указаниями проекта.
Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими
реагентами и другими допустимыми веществами.
Продувка может осуществляться сжатым воздухом, паром или инертным
газом.
8.4.2. Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1 - 1,5
м/сек. После промывки трубопровод должен полностью опорожняться и
продуваться воздухом или инертным газом.
8.4.3. Продувка трубопроводов должна производиться под давлением,
равным рабочему, но не более 4 МПа (40 кгс/см2). Продувка
трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа (1
кгс/см2) или вакуумом, должна производиться под давлением не более 0,1
МПа (1 кгс/см2).
8.4.4. Продолжительность продувки, если нет специальных указаний
в проекте, должна составлять не менее 10 мин.
8.4.5. Во время промывки (продувки) снимаются диафрагмы, приборы,
регулирующая, предохраняющая арматура и устанавливаются катушки и
заглушки.
8.4.6. Во время промывки или продувки трубопровода арматура,
установленная на спускных линиях и тупиковых участках, должна быть
полностью открыта, а после окончания промывки или продувки тщательно
осмотрена и очищена.
8.4.7. Монтажные шайбы, установленные вместо измерительных
диафрагм, могут быть заменены рабочими диафрагмами только после
промывки или продувки трубопровода.
8.5. Дополнительные испытания на герметичность
8.5.1. Все трубопроводы групп А, Б(а), Б(б), а также вакуумные
трубопроводы, помимо обычных испытаний на прочность и плотность,
должны подвергаться дополнительному пневматическому испытанию на
герметичность с определением падения давления во время испытания.
Необходимость проведения дополнительных испытаний на
герметичность остальных трубопроводов устанавливается проектом.
Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического
оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием.
8.5.2. Дополнительное испытание на герметичность проводится
воздухом или инертным газом после проведения испытаний на прочность и
плотность, промывки и продувки.
8.5.3. Дополнительное испытание на герметичность производится
давлением, равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов - давлением
0,1 МПа(1 кгс/см2).
8.5.4. Продолжительность дополнительных испытаний должна
составлять не менее 24 часов для строящихся межцеховых, внутрицеховых
и межзаводских трубопроводов и указываться в проектной документации
для каждого трубопровода, подлежащего испытанию.
При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного
со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания
устанавливается не менее 4 часов.
8.5.5. 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 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:
----------------------------------------------------------------------
| 250 |
| К = ---, |
| Dвн |
----------------------------------------------------------------------
где Dвн - внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.
Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных
диаметров, средний внутренний диаметр его определяется по формуле:
----------------------------------------------------------------------
| 2 2 2 |
| (D1 x L1 + D2 x L2 + ... + Dn x Ln) |
| Dср = ------------------------------------, |
| (D1 x L1 + D2 x L2 + ... + Dn x Ln) |
----------------------------------------------------------------------
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:
дельтаР = 100(1 - Ркон. x Тнач./Рнач. x Ткон.),
где дельтаР - падение давления, % от испытательного давления;
Ркон., Рнач. - сумма манометрического и барометрического давления
в конце и начале испытания, МПа;
Тнач., Ткон. - температура в трубопроводе в начале и конце
испытания, К.
Давление и температуру в трубопроводе определяют как среднее
арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на
нем во время испытаний.
8.5.6. Испытание на герметичность с определением 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.
8.5.7. После окончания дополнительного испытания на герметичность
по каждому трубопроводу составляется акт по установленной форме.
8.6. Сдача-приемка смонтированных трубопроводов
8.6.1. Сдача-приемка трубопроводов после монтажа осуществляется в
соответствии с требованиями настоящих Правил и проекта.
8.6.2. До начала пусконаладочных работ готовится необходимая
документация.
8.6.3. Исполнительный чертеж участка, прилагаемый к
свидетельству, выполняется в аксонометрическом изображении в границах
присоединения к оборудованию или запорной арматуре, без масштаба. Он
должен содержать нумерацию элементов трубопровода и нумерацию сварных
соединений с выделением монтажных швов. Для трубопроводов, подлежащих
изоляции или прокладываемых в непроходных каналах, указывается
расстояние между сварными соединениями. Нумерация сварных соединений
на исполнительном чертеже и в свидетельстве о монтаже должна быть
единой. Для трубопроводов с условным давлением 10 МПа (100 кгс/см2) и
более нумеруются также разъемные соединения.
К исполнительному чертежу прикладывается спецификация на детали и
изделия, применяемые при изготовлении и монтаже трубопровода.
8.6.4. Перечни скрытых работ при монтаже технологических
трубопроводов указываются в документации. Освидетельствование скрытых
работ следует производить перед началом последующих работ.
8.6.5. Перечень документов на сборочные единицы, детали и
материалы, применяемые при монтаже трубопровода, включают в состав
свидетельства о монтаже.
8.6.6. Комплектовать свидетельство о монтаже участков
трубопроводов следует на технологический блок или технологический
узел, указанный в проекте.
IX. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
9.1. Обслуживание
9.1.1. Обслуживание трубопроводов следует производить в
соответствии с проектом и нормативно-технической документацией по
промышленной безопасности.
9.1.2. Лица, осуществляющие обслуживание трубопроводов, проходят
подготовку и аттестацию в установленном порядке.
9.1.3. По каждой установке (цеху, производству) составляется
перечень трубопроводов и разрабатывается эксплуатационная
документация.
9.1.4. На все трубопроводы высокого давления [свыше 10 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.
9.1.5. Паспорт на трубопровод хранится в установленном порядке.
9.1.6. Для трубопроводов на каждой установке следует завести
эксплуатационный журнал.
9.1.7. Технологические трубопроводы, работающие в
водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью
оценки технического состояния.
9.1.8. Для трубопроводов высокого давления следует вести книгу
учета периодических испытаний.
9.1.10. На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой
стали с рабочей температурой 400 град. С и выше, а также трубопроводах
из хромомолибденовой (рабочая температура 500 град. С и выше) и из
высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550 град. С
и выше) следует осуществлять контроль за ростом остаточных деформаций
в установленном порядке.
9.2. Эксплуатация
9.2.1. В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять
постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов
(сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной
защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных
конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.
9.2.2. Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов
осуществляется в установленном порядке.
9.2.3. При периодическом контроле следует проверять:
техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при
необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного
коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;
устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер
по безопасной эксплуатации трубопроводов;
полноту и порядок ведения технической документации по
обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.
9.2.4. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты
под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации
должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за
амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда
вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте
вибрации не более 40 Гц.
Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.
Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния
трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в
3 месяца.
9.2.5. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым
способом, при периодических обследованиях допускается производить без
снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное
удаление изоляции.
9.2.6. Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых
каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков
длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от
условий эксплуатации.
9.2.7. Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных
соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до
атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60 град. С,
а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.
При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми
работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению
ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией
по промышленной безопасности.
9.2.8. При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а
также состояние:
изоляции и покрытий;
сварных швов;
фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для
установки приборов;
опор;
компенсирующих устройств;
дренажных устройств;
арматуры и ее уплотнений;
реперов для замера остаточной деформации;
сварных тройниковых соединений, гибов и отводов.
9.3. Ревизия трубопроводов
9.3.1. Основным методом контроля за надежной и безопасной
эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая
ревизия, которая проводится в установленном порядке.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния
трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
9.3.2. Продление сроков службы трубопроводов и его элементов
проводится в установленном порядке.
9.3.3. Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении до 10
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 таблице 18.
Таблица 18
Периодичность проведения ревизий технологических
трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2)
-----------------------------------------------------------------------------
| Транспортируемые среды | Категория |Периодичность проведения|
| | трубопровода | ревизий при скорости |
| | | коррозии, мм/год |
|----------------------------------|---------------|------------------------|
| | | более | 0,1 - |до 0,1 |
| | | 0,5 | 0,5 | |
|----------------------------------|---------------|-------|--------|-------|
| Чрезвычайно, высоко и умеренно | I и II |Не реже|Не реже |Не реже|
| опасные вещества 1, 2, 3 и | |одного |одного |одного |
| высокотемпературные органические | |раза в |раза в |раза в |
| теплоносители (ВОТ) (среды групп | |год |2 года |3 года |
| А) | | | | |
|----------------------------------|---------------|-------|--------|-------|
| Взрыво- и пожароопасные вещества | I и II |Не реже|Не реже |Не реже|
| (ВВ), горючие газы (ГГ), в том | |одного |одного |одного |
| числе сжиженные, | |раза в |раза в |раза в |
| легковоспламеняющиеся жидкости | |год |2 года |3 года |
| (ЛВЖ) [среды группы Б(а), Б(б)] |---------------|-------|--------|-------|
| | III |Не реже|Не реже |Не реже|
| | |одного |одного |одного |
| | |раза в |раза в |раза в |
| | |год |3 года |4 года |
|----------------------------------|---------------|-------|--------|-------|
| Горючие жидкости (ГЖ) [среды | I и II |Не реже|Не реже |Не реже|
| группы Б(в)] | |одного |одного |одного |
| | |раза в |раза в |раза в |
| | |год |2 года |3 года |
| |---------------|-------|--------|-------|
| | III и IV |Не реже|Не реже |Не реже|
| | |одного |одного |одного |
| | |раза в |раза в |раза в |
| | |год |3 года |4 года |
|----------------------------------|---------------|-------|--------|-------|
| Трудногорючие (ТГ) и негорючие | I и II |Не реже|Не реже |Не реже|
| (НГ) вещества (среды группы В) | |одного |одного |одного |
| | |раза в |раза в |раза в |
| | |2 года |4 года |6 лет |
| |---------------|-------|--------|-------|
| | III, IV |Не реже|Не реже |Не реже|
| | и V |одного |одного |одного |
| | |раза в |раза в |раза в |
| | |3 года |6 лет |8 лет |
-----------------------------------------------------------------------------
9.3.4. Для трубопроводов высокого давления [свыше 10 МПа (100
кгс/см2)] предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная,
генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии
устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже
одного раза в 4 года.
Первую выборочную ревизию трубопроводов, транспортирующих
неагрессивные или малоагрессивные среды, следует производить не
позднее чем через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.
9.3.5. Отсрочка в проведении ревизии трубопроводов допускается с
учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния
трубопроводов, обеспечивающего их дальнейшую надежную эксплуатацию, но
не может превышать более одного года.
9.3.6. При проведении ревизии внимание следует уделять участкам,
работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен
максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации
и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление
потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также
участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно
скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно
неработающие участки).
9.3.7. Приступать к ревизии следует после выполнения необходимых
подготовительных работ.
9.3.8. При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100
кгс/см2) следует:
а) провести наружный осмотр трубопровода;
б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего
контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с
последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек
замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией
и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее
сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения
трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и
продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на
прямых участках трубопроводов.
При этом на прямых участках 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 т.п.).
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 обмыливанием фланцевых
соединений.
Места частичного или полного удаления изоляции при ревизии
трубопроводов определяются конкретно для каждого участка трубопровода.
Ревизия воротников фланцев проводится внутренним осмотром (при
разборке трубопровода) или измерением толщины неразрушающими методами
контроля (ультразвуковым или радиографическим) не менее чем в трех
точках по окружности воротника фланца. Толщину стенки воротника фланца
допускается контролировать также с помощью контрольных засверловок. На
трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т,
12Х18Н10Т и т.п.), 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 возможна
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:
измерения на участках трубопроводов деформаций по состоянию на
время проведения ревизии;
выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе, осмотр
их и контроль резьбовыми калибрами;
проверка состояния и условий работы опор, крепежных деталей и,
выборочно, прокладок;
испытание трубопроводов.
9.3.9. При неудовлетворительных результатах ревизии следует
определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть
внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более
частые замеры толщины стенки всего трубопровода.
9.3.10. Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого давления
[свыше 10 МПа (100 кгс/см2)] составляет:
не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от
температуры;
не менее одного участка каждого общецехового коллектора или
межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
9.3.11. При ревизии контрольного участка трубопровода высокого
давления следует:
а) провести наружный осмотр согласно требованиям;
б) при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их
разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;
в) произвести замер толщины стенок труб и других деталей
контрольного участка;
г) при обнаружении в процессе осмотра дефектов в сварных швах
(околошовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве
произвести контроль неразрушающими методами (радиографический,
ультразвуковой и т.д.);
д) при возникновении сомнений в качестве металла проверить его
механические свойства и химический состав;
е) проверить состояние муфт, фланцев, их привалочных поверхностей
и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры,
если такие имеются на контрольном участке;
з) провести контроль наличия остаточных деформаций, если это
предусмотрено проектом;
ж) провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых
соединений, работающих при температуре 400 град. С.
9.3.12. Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если
обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.
При неудовлетворительных результатах ревизии следует проверить
еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением
ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку.
9.3.13. Если при ревизии трубопровода высокого давления будет
обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием
коррозии или эрозии, возможность эксплуатации следует подтверждать
расчетом на прочность. При необходимости проводится экспертиза
промышленной безопасности.
9.3.14. При получении неудовлетворительных результатов ревизии
дополнительных участков следует провести генеральную выборочную
ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих
в аналогичных условиях, с разборкой до 30% каждого из указанных
трубопроводов.
9.3.15. Генеральная выборочная ревизия трубопроводов высокого
давления производится периодически в сроки, установленные проектом, но
не реже чем в следующие сроки:
а) в производстве аммиака:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования
азотоводородных и других водородсодержащих газовых смесей при
температуре среды до 200 град. С, - через 12 лет, при температуре
среды свыше 200 град. С - через 8 лет;
б) в производстве метанола:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных
газовых смесей, содержащих кроме водорода окись углерода, при
температуре среды до 200 град. С, - через 12 лет, при температуре
среды свыше 200 град. С - через 6 лет;
в) в производстве капролактама:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных
газовых смесей при температуре среды до 200 град. С, - через 10 лет,
трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси углерода при
температуре свыше 150 град. С - через 8 лет;
г) в производстве синтетических жирных спиртов (СЖС):
трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных
газовых смесей при температуре среды до 200 град. С, - через 10 лет,
при температуре среды свыше 200 град. С - через 8 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования пасты
(катализатор с метиловыми эфирами) при температуре среды до 200 град.
С, - через 3 года;
д) в производстве мочевины:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования плава
мочевины от колонны синтеза до дросселирующего вентиля, - через 1 год;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования аммиака от
подогревателя до смесителя при температуре среды до 200 град. С, -
через 12 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования углекислого
газа от компрессора до смесителя при температуре среды до 200 град. С,
- через 6 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования
углеаммонийных солей (карбамата) при температуре среды до 200 град. С,
- через 4 года.
Генеральную выборочную ревизию трубопроводов, предназначенных для
транспортирования других жидких и газообразных сред и других
производств, следует также производить:
при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 град. С
- через 10 лет;
то же при температуре 200 - 400 град. С - через 8 лет;
для сред со скоростью коррозии до 0,65 мм/год и температурой
среды до 400 град. С - через 6 лет.
При неудовлетворительных результатах генеральной выборочной
ревизии назначается полная ревизия трубопровода.
9.3.16. При полной ревизии разбирается весь трубопровод
полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также
арматуры, установленной на трубопроводе.
9.3.17. Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе
ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на
прочность и плотность.
Для трубопроводов с Ру <= 10 МПа (100 кгс/см2) в обоснованных
случаях при разборке фланцевых соединений, связанной с заменой
прокладок, арматуры или отдельных элементов, допускается проводить
испытания только на плотность. При этом вновь устанавливаемые арматуру
или элементы трубопровода следует предварительно испытать на прочность
пробным давлением.
9.3.18. После проведения ревизии составляются акты, к которым
прикладываются все протоколы и заключения о проведенных проверках.
Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и остальные
документы прикладываются к паспорту.
9.3.19. После истечения проектного срока службы независимо от
технического состояния трубопровод должен быть подвергнут комплексному
обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью
установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.
9.3.20. Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по
организации постоянного и тщательного контроля за исправностью
арматуры, а также за своевременным проведением ревизии и ремонта.
9.3.21. При применении арматуры с сальниками особое внимание
следует обращать на состояние набивочных материалов (качество,
размеры, правильность укладки в сальниковую коробку).
9.3.22. Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и
прографиченная, может быть использована для рабочих температур не выше
200 град. С.
9.3.23. Для температур выше 200 град. С и давлений до 25 МПа (250
кгс/см2) допускается применять прографиченную асбестовую набивку, если
кольцо пересыпать слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.
9.3.24. Для высоких температур следует применять специальные
набивки, в частности асбометаллические, пропитанные особыми составами,
стойкими к разрушению и вытеканию под влиянием транспортируемой среды
и высокой температуры.
9.3.25. Для давлений свыше 32 МПа (320 кгс/см2) и температуры
более 200 град. С следует применять специальные набивки.
9.3.26. 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 град. концами.
9.3.27. 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.
9.3.28. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения следует
следить за чистотой поверхности шпинделя и штока арматуры.
9.3.29. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с
корпусом арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на
него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и
температуры.
9.3.30. Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным,
а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться
без заедания.
9.3.31. Предохранительные клапаны обслуживаются в соответствии с
технической документацией и нормативно-технической документацией по
промышленной безопасности.
9.3.32. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании
и закрывании арматуры.
9.3.33. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и
обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-,
пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в
период ревизии трубопровода.
9.3.34. Ревизию и ремонт арматуры следует производить в
специализированных мастерских или ремонтных участках. В обоснованных
допускается ревизия арматуры путем ее разборки и осмотра
непосредственно на месте установки (приварная арматура,
крупногабаритная, труднодоступная и т.д.).
9.3.35. При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов,
должны быть выполнены следующие работы:
а) внешний осмотр;
б) разборка и осмотр состояния отдельных деталей;
в) осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль
неразрушающими методами;
г) притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);
д) сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность.
9.3.36. При планировании сроков ревизии и ремонта арматуры
следует в первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры,
работающей в наиболее сложных условиях. Результаты ремонта и испытания
арматуры оформляются актами и заносятся в эксплуатационную
документацию.
9.3.37. В случаях, когда характер и скорость коррозионного износа
трубопровода не могут быть установлены типовыми методами контроля,
используемыми при ревизии, для контроля приближения толщины стенки к
отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки.
9.3.38. Трубопроводы, по которым транспортируются вещества группы
А(а), А(б), газы всех групп, трубопроводы, работающие под вакуумом и
высоким давлением [свыше 10 МПа (100 кгс/см2)], трубопроводы в блоках
I категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из
аустенитных сталей и работающих 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.
9.3.39. При засверловке контрольных отверстий следует
пользоваться сверлом диаметром 2,5 - 5 мм, заправленным под острым
углом, чтобы предотвратить большие утечки продукта.
9.3.40. Отверстия при контрольных засверловках следует
располагать в местах поворотов, сужений, врезок, застойных зонах, а
также в тройниках, дренажных отводах, перед запорной арматурой и после
нее и т.п. местах.
9.3.41. Отверстия контрольных засверловок на отводах и
полуотводах следует располагать преимущественно по наружному радиусу
гиба из расчета одно отверстие на 0,2 м длины, но не менее одного
отверстия на отвод или секцию сварного отвода.
9.3.42. Глубина контрольных засверловок устанавливается равной
расчетной толщине трубопровода плюс П х С (где П - половина периода
между очередными ревизиями, год, С - фактическая скорость коррозии
трубопровода, мм/год).
9.3.43. Места расположения контрольных засверловок на
трубопроводе следует четко обозначить и зафиксировать в документации.
9.3.44. Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе
свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру,
поэтому такой трубопровод следует подвергнуть внеочередной ревизии.
9.3.45. Периодические испытания трубопроводов на прочность и
плотность проводят, как правило, во время проведения ревизии
трубопровода.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10
МПа (100 кгс/см2) принимается равным удвоенной периодичности
проведения ревизии, принятой согласно требованиям п. 9.3.3 для данного
трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением свыше 10
МПа (100 кгс/см2) должны быть не реже:
для трубопроводов с температурой до 200 град. С - один раз в 8
лет;
для трубопроводов с температурой свыше 200 град. С - один раз в 4
года.
9.3.46. Испытательное давление и порядок проведения испытания
должны соответствовать требованиям раздела 8 настоящих Правил.
При проведении испытания на прочность и плотность допускается
применение акустико-эмиссионного контроля.
9.3.47. Результаты периодических испытаний трубопроводов
оформляются в установленном порядке.
9.3.48. Трубы, детали трубопроводов, арматура, в том числе литая
(корпуса задвижек, вентили, клапаны и т.п.), подлежат отбраковке:
если в результате ревизии окажется, что из-за воздействия среды
толщина стенки стала ниже проектной и достигла величины, определяемой
расчетом на прочность без учета прибавки на коррозию (отбраковочный
размер);
отбраковочные толщины стенок элементов трубопровода следует
указывать в проектной документации. Трубы и детали трубопроводов
отбраковываются, если:
при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения,
деформации (гофры, вмятины, вздутия и т.п.);
в результате воздействия среды за время работы до очередной
ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров,
определяемых расчетом на прочность;
изменились механические свойства металла;
при контроле сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие
исправлению;
размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе
имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ;
трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического
испытаний;
уплотнительные элементы арматуры износились так, что не
обеспечивают безопасное ведение технологического процесса.
9.3.49. Фланцы отбраковываются при:
неудовлетворительном состоянии привалочных 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, смятии уплотнительных поверхностей,
деформации.
9.3.50. Крепежные детали отбраковываются:
при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы;
в случаях изгиба болтов и шпилек;
при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы;
в случае износа боковых граней головок болтов и гаек;
в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого
уровня.
9.3.51. 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 на пожароопасных и токсичных средах.
9.3.52. Нормы отбраковки следует указывать в ремонтной
документации с учетом условий конкретного объекта.
9.4. Техническая документация
9.4.1. Технологические трубопроводы комплектуются следующей
технической документацией:
перечень трубопроводов;
проектная документация (в том числе расчеты);
паспорт трубопровода;
схемы трубопроводов с указанием условного прохода, исходной и
отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры,
фланцев, заглушек и других деталей, мест спускных, продувочных и
дренажных устройств, сварных стыков, контрольных засверловок (если они
имеются) и их нумерации;
акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода; удостоверение о
качестве ремонтов трубопроводов, в том числе
журнал сварочных работ на ремонт трубопроводов, подтверждающие
качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков;
документация по контролю металла трубопроводов, работающих в
водородсодержащих средах;
акт периодического наружного осмотра трубопровода;
акт испытания трубопровода на прочность и плотность;
акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры;
эксплуатационные журналы трубопроводов;
акты отбраковки;
журнал установки-снятия заглушек;
журнал термической обработки сварных соединений трубопроводов;
заключение о качестве сварных стыков;
заключение обследований и экспертизы промышленной безопасности.
X. ПОДЗЕМНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
10.1. Для подземных трубопроводов устанавливается периодический
контроль технического состояния с учетом положений настоящих Правил.
10.2. Для ревизии подземных трубопроводов производят вскрытие и
выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с
последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной
защиты, осмотром трубопровода, измерением толщины стенок, а в
обоснованных случаях - с вырезкой отдельных участков.
Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии, устанавливается
в зависимости от условий эксплуатации трубопровода:
при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью приборов
вскрытие производится в местах выявленных повреждений изоляции;
при выборочном контроле вскрытие производится из расчета один
участок на 200 - 300 м длины трубопровода.
10.3. При проведении ремонтных и монтажных работ на подземных
трубопроводах следует установить контроль за выполнением требований
проекта в части компенсации температурных деформаций, качества
применяемых материалов, сварных швов, антикоррозионного покрытия и
своевременного оформления всей необходимой документации по результатам
проводимых работ.
10.4. Подземные технологические трубопроводы должны быть защищены
от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами.
XI. ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТНЫХ И МОНТАЖНЫХ РАБОТ
11.1. Ремонтные и монтажные работы на трубопроводах производятся
после выполнения подготовительных работ.
11.2. Переустройство и реконструкция трубопроводов допускается
после изменения проектной документации.
Ремонт трубопроводов выполняется на основании актов ревизии и
отбраковки с приложением выкопировки из схем трубопроводов.
11.3. Узлы, детали и материалы, применяемые при выполнении
ремонтных и монтажных работ, объем и методы их контроля должны
соответствовать установленным требованиям. Элементы трубопроводов, не
имеющие сертификатов или паспортов, можно применять только для
трубопроводов II категории и ниже при условии проверки и испытания в
соответствии с государственными стандартами, нормалями и техническими
условиями.
Трубы, фланцы и фасонные детали трубопроводов из легированных
сталей, независимо от наличия сертификата и заводской маркировки (Ру,
Dу, марка стали), допускается применять для трубопроводов только после
проверки марки стали (химический анализ, стилоскопирование и т.п.).
11.4. Все узлы и детали перед ремонтными и монтажными работами
должны проверяться. Поверхности труб, фасонных деталей, фланцев,
прокладок, корпусов и крышек арматуры не должны иметь трещин, раковин,
плен, заусенцев и других дефектов, снижающих их прочность и
работоспособность.
Маркировка должна соответствовать документации.
Толщину стенки труб и фасонных деталей следует проверять замером
на обоих концах в четырех точках. Наружный диаметр, овальность и
толщина стенки должны соответствовать установленным требованиям.
На поверхности резьбы крепежных деталей не должно быть следов
коррозии, вмятин, надрывов и других дефектов, снижающих прочность.
11.5. Арматуру, предназначенную для установки на трубопроводах
высокого давления и I категории, а также всю арматуру (независимо от
категории трубопровода) с просроченными сроками, перед установкой
необходимо подвергнуть проверкам, в т.ч. гидравлическому испытанию на
прочность и плотность. При необходимости проводится экспертиза
промышленной безопасности.
11.6. При выполнении ремонтно-монтажных работ следует
руководствоваться требованиями настоящих Правил.
11.7. При изготовлении разметка труб и деталей производится
способами, не нарушающими качества последних и обеспечивающими четкое
нанесение на заготовках осевых линий, размеров и форм, необходимых при
изготовлении деталей и сборке их в узлы.
11.8. Резку труб допускается производить газопламенным,
плазменным и механическим способами. Способы резки выбирают в
зависимости от марки стали, размеров труб и способа соединения с
обеспечением требований к качеству и чистоте поверхности.
Предпочтение следует отдавать резке труб механическим способом,
особенно труб из легированной стали.
11.9. При резке труб на каждый вновь образованный конец должна
переноситься маркировка завода-изготовителя.
11.10. Технология сварки и сварочные материалы должны
соответствовать установленным требованиям.
11.11. Контроль качества сварных соединений следует производить в
соответствии с установленными требованиями.
11.12. Резьбовые концы труб выполняются в соответствии с
требованиями государственных стандартов.
11.13. Перед сборкой фланцевых соединений уплотнительные
поверхности труб, арматуры, деталей трубопроводов, а также
металлические прокладки и линзы должны промываться и насухо
протираться. Торцы труб, соединяемых на фланцах (муфтах), должны быть
параллельными в пределах установленных допусков.
11.14. Гибку труб при изготовлении элементов трубопроводов
применяют в тех случаях, когда отсутствуют стандартные крутоизогнутые
отводы, а также в случаях, когда по проекту требуется радиус гиба
более 1,5 Dу.
11.15. Не разрешается вварка штуцеров, бобышек, дренажей в
сварные швы и в гнутые и штампованные детали трубопровода, за
исключением вварки одного штуцера с внутренним диаметром не более 25
мм, если эта вварка предусмотрена проектом.
Допускается вварка штуцеров в отбортованные заглушки, при этом
ось штуцера должна совпадать с осью трубопровода, а его условный
проход должен быть не более половины условного диаметра заглушки.
11.16. При сопряжении двух труб, труб с деталями, деталей между
собой угловые отклонения (излом осей) не должны превышать допустимых
значений; линейные отклонения (смещение осей) не должны превышать 3 мм
на каждый метр длины трубопровода, но не более 10 мм на всю длину.
Совмещение кромок труб и деталей с применением усилий, нагрева или
изгиба труб при сборке не допускается, за исключением трубопроводов Ру
<= 10 МПа (100 кгс/см2) из углеродистой и кремнемарганцовистой стали,
для которых в процессе сборки допускается подгонка кромок методом
подкатки по всему периметру или его части с предварительным подогревом
кромок до 850 - 900 град. С. При подкатке должен обеспечиваться
плавный переход под углом не более 15 град. от деформированной кромки
к недеформированной части трубы.
11.17. При сборке фланцев под сварку с различными деталями
(патрубками, фасонными частями, бесфланцевой арматурой, компенсаторами
и т.п.) следует обеспечивать перпендикулярность и соосность
уплотнительной поверхности фланцев к оси смежной детали в соответствии
с требованиями раздела 6 настоящих Правил.
11.18. При сборке фланцевых соединений труб, деталей
трубопроводов и арматуры следует обеспечивать соосность уплотнительных
поверхностей фланцев.
11.19. При сборке фланцев с трубами и деталями следует
симметрично располагать отверстия под болты и шпильки относительно оси
фланцевого соединения. Смещение отверстий двух смежных фланцев не
должно превышать половины разности номинальных диаметров отверстия и
устанавливаемого болта (или шпильки).
11.20. При сборке труб и деталей с плоскими приварными фланцами
расстояние между уплотнительной поверхностью фланца и торцом трубы
(недовод трубы) должно приниматься равным толщине трубы + 1 мм или
выбираться в зависимости от условного прохода трубы:
------------------------------------------------------------------
| Dу трубы, мм |20|20 - 50|70 - 150|200| 225|250 - 300| 350 - 450|
|--------------|--|-------|--------|---|----|---------|----------|
| Недовод, мм | 4| 5 | 8 | 8 | 9 | 10 | 11 |
------------------------------------------------------------------
11.21. При ремонте и установке опор необходимо соблюдать
следующие требования:
трубы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на
подушки неподвижных опор, хомуты для крепления труб плотно прилегать к
трубе и не допускать ее перемещения;
верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это
требование предусмотрено проектом;
ролики, шарики и катки должны свободно вращаться и не выпадать из
гнезд, опорные поверхности должны прилегать по всей площади
соприкосновения без перекосов;
сжатие пружин на опорах и подвесках должно быть обеспечено
распорными приспособлениями; пружины при установке следует затягивать
в соответствии с указаниями документации;
тяги подвесок трубопроводов, не подверженных тепловым удлинениям
(перемещениям), устанавливаются отвесно, а подверженных тепловым
удлинениям, - с наклоном в сторону, обратную перемещению, на половину
этого перемещения;
прокладки для обеспечения необходимого уклона трубопровода
устанавливаются под подошву опоры; установка прокладок между трубой и
опорой не допускается;
при креплении опор на стенах или колоннах кронштейны должны
прилегать к бетону или кирпичной кладке и крепиться к силовым
закладным элементам;
при укладке трубопроводов сварные швы необходимо располагать от
края опоры на расстоянии 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не
менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм;
при укладке на опоры труб, имеющих продольные сварные швы,
необходимо располагать их так, чтобы они были доступны для осмотра.
11.22. Расстояние от штуцера или другого элемента с угловым
(тавровым) швом до начала гиба трубы или поперечного сварного шва
должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм для
трубопроводов с наружным диаметром до 100 мм и не менее 200 мм - для
трубопроводов больших наружных диаметров.
11.23. Для поперечных сварных соединений, подлежащих
ультразвуковому контролю, длина свободного прямого участка трубы
(элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных
деталей, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и т.п.) должна
быть не менее:
100 мм при толщине стенки трубопровода до 15 мм;
(5S + 25) мм - при толщине стенки трубопровода S от 15 до 30 мм.
11.24. При установке арматуры для определения ее правильного
положения на трубопроводе необходимо в каждом случае руководствоваться
указаниями, имеющимися в технической документации.
Направление осей маховиков арматуры определяется проектом. 11.25.
Сильфонную арматуру следует устанавливать на
трубопроводах после их испытания, промывки и продувки. На время
испытания, промывки и продувки вместо сильфонной арматуры необходимо
устанавливать временные катушки.
11.26. Арматуру необходимо ремонтировать в специализированных
ремонтно-механических мастерских и участках. Мелкий ремонт арматуры
(смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и
т.п.) можно проводить на месте ее установки.
11.27. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и
плотность. Опрессовку на прочность следует производить при открытом
запорном устройстве.
11.28. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актами.
Акты хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на
трубопроводы.
11.29. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов
сваркой.
11.30. На стальной литой арматуре (кроме арматуры высокого
давления) допускается исправление дефектов электросваркой:
единичных (до двух) раковин на уплотнительных и опорных
поверхностях;
газовых и иных раковин местного характера, давших течь при
гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных
раковин, занимающих в сумме не более 10% поверхности отливки, при
условии, что расстояние между кромками дефектных мест после их
разделки не менее 50 мм;
дефектов в стойках и маховиках;
дефектов на опорных поверхностях и корпусах задвижек и клапанов
путем наплавки всей опорной поверхности.
На каждый случай исправления дефектов должна быть составлена
технология с учетом материала и условий эксплуатации.
11.31. Дефектные места для исправления сваркой должны быть
подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и
т.п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла.
При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под
сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких
переходов по краям разделки.
11.32. Качество подготовки дефектных мест под сварку должно
контролироваться в установленном порядке.
11.33. Исправление дефектов сваркой следует производить при
положительной температуре на спокойном воздухе (без сквозняков).
Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к
основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг
металла и шлака.
11.34. Выбор электродов при исправлении дефектов сваркой,
необходимость подогрева изделия до сварки, термической обработки после
исправления дефектов определяются технологической документацией.
11.35. К ремонтным работам допускается персонал, обученный и
аттестованный в установленном порядке.
XII. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
12.1. Безопасность работ с технологическими трубопроводами
обеспечивается их соответствием требованиям настоящих Правил и
соблюдением условий изготовления, испытаний, транспортирования,
хранения, монтажа, эксплуатации, ремонта, диагностирования и
освидетельствования.
12.2. На трубопроводы распространяются соответствующие их
применению требования нормативно-технической документов по
промышленной безопасности и в установленном порядке оформляются
разрешения на применение.
12.3. Назначенные и расчетные сроки безопасной эксплуатации
трубопроводов указываются в технической документации. Продление сроков
эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.
12.4. К обслуживанию трубопроводов допускается персонал,
обученный и аттестованный в установленном порядке.
|