|
Стр. 8
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 участка трубопровода при наличии
разъемных соединений проводится путем их разборки, а на
цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.
Во время осмотра проверяют, нет ли коррозии, трещин,
уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов;
д) провести радиографический или ультразвуковой контроль
сварных стыков, если качество их при ревизии вызвало сомнение; при
необходимости следует подвергнуть эти сварные стыки
металлографическим и механическим испытаниям. Число стыков,
подлежащих проверке, определяет лицо, осуществляющее надзор за
эксплуатацией трубопроводов;
е) проверить механические свойства металла труб, работающих
при высоких температурах и в водородсодержащих средах, если это
предусмотрено действующими нормативно - техническими документами
или проектом. Механические свойства металла следует проверять
также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать
их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба
технического надзора предприятия;
ж) измерить на участках трубопроводов деформацию по состоянию
на время проведения ревизии согласно требованиям п. 9.1.10 и
проверить документацию по фиксированию наблюдений за ползучестью;
з) разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора)
резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить
резьбовыми калибрами;
и) проверить состояние и правильность работы опор, крепежных
деталей и, выборочно, прокладок;
к) испытать трубопровод в соответствии с настоящими Правилами.
9.3.9. При неудовлетворительных результатах ревизии необходимо
определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть
внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более
частые замеры толщины стенки всего трубопровода по усмотрению
представителей технического надзора.
9.3.10. Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого
давления [свыше 10 МПа (100 кгс/кв. см)] должен быть:
не менее двух участков каждого агрегата установки независимо
от температуры;
не менее одного участка каждого общецехового коллектора или
межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
Под агрегатом понимается группа аппаратов и машин, соединенных
обвязочными трубопроводами и предназначенных для осуществления
определенной части технологического процесса (например, агрегат
газоразделения, компрессорный агрегат и т.д.).
Под коллектором понимается трубопровод, объединяющий ряд
параллельно работающих агрегатов.
9.3.11. Выбор участков для ревизии производится лицом,
ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию
трубопроводов, совместно со службой технического надзора. При
выборе следует намечать участки, работающие в наиболее тяжелых
условиях, где вероятней всего происходит износ вследствие
коррозии, эрозии, вибрации и других причин. При выборе участка
должны приниматься во внимание результаты предшествующего
наружного осмотра и предшествующих ревизий.
9.3.12. При ревизии контрольного участка трубопровода высокого
давления необходимо:
а) провести наружный осмотр согласно требованиям п. 9.2.8;
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 приборами неразрушающего контроля;
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. Способ проверки
определяется службой технического надзора;
е) проверить состояние муфт, фланцев, их привалочных
поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных
деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;
ж) провести контроль на остаточную деформацию в соответствии с
требованиями п. 9.1.10, если это предусмотрено проектом;
з) провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых
соединений, работающих при температуре 400 град. C.
9.3.13. Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если
обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.
При неудовлетворительных результатах ревизии должны быть
проверены еще два аналогичных участка, из которых один должен быть
продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным
ревизуемому участку.
9.3.14. Если при ревизии трубопровода высокого давления будет
обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под
воздействием коррозии или эрозии, возможность работы должна быть
подтверждена расчетом на прочность.
9.3.15. При получении неудовлетворительных результатов ревизии
дополнительных участков должна быть проведена генеральная
выборочная ревизия этого трубопровода, а также участков
трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до
30% каждого из указанных трубопроводов или менее при
соответствующем техническом обосновании, выданном
специализированной организацией.
9.3.16. Генеральная выборочная ревизия трубопроводов высокого
давления должна также производиться периодически в следующие
сроки:
а) в производстве аммиака:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования
азотоводородных и других водородсодержащих газовых смесей при
температуре среды до 200 град. C, - через 24 года, при температуре
среды свыше 200 град. C, - 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. C, - через 15 лет, при температуре
среды свыше 200 град. C, - через 6 лет;
в) в производстве капролактама:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных
газовых смесей при температуре среды до 200 град. C, - через 10
лет, трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси
углерода при температуре свыше 150 град. C, - через 8 лет;
г) в производстве синтетических жирных спиртов (СЖС):
трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных
газовых смесей при температуре среды до 200 град. C, - через 10
лет, при температуре среды свыше 200 град. C, - через 8 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования пасты
(катализатор с метиловыми эфирами) при температуре среды до 200
град. C, - 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. C, -
через 18 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования
углекислого газа от компрессора до смесителя при температуре среды
до 200 град. C, - через 6 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования
углеаммонийных солей (карбамата) при температуре среды до 200
град. C, - через 4 года.
Генеральная выборочная ревизия трубопроводов, предназначенных
для транспортирования других жидких и газообразных сред и других
производств, должна также производиться:
при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 град.
C - через 10 лет;
то же при температуре 200 - 400 град. C - через 8 лет;
для сред со скоростью коррозии до 0,65 мм/год и температурой
среды до 400 град. C - через 6 лет.
При неудовлетворительных результатах генеральной выборочной
ревизии администрация предприятия назначает полную ревизию
трубопровода.
9.3.17. При полной ревизии разбирается весь трубопровод
полностью, проверяется состояние труб и деталей, а также арматуры,
установленной на трубопроводе. Сроки и обязательность полной
ревизии трубопроводов настоящими Правилами не регламентируются и
определяются органами и лицами, осуществляющими надзор, или
администрацией предприятия, если необходимость в ней
подтверждается результатами генеральной выборочной ревизии.
9.3.18. Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в
процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат
испытанию на прочность и плотность.
Для трубопроводов с Pу <= 10 МПа (100 кгс/кв. см) при разборке
единичных фланцевых соединений, связанной с заменой прокладок,
арматуры или отдельных элементов (тройник, катушка и т.п.),
допускается проводить испытание только на плотность. При этом
вновь устанавливаемые арматура или элемент трубопровода должны
быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением.
9.3.19. После проведения ревизии составляются акты, к которым
прикладываются все протоколы и заключения о проведенных
исследованиях. Результаты ревизии заносятся в паспорт
трубопровода. Акты и остальные документы прикладываются к
паспорту.
9.3.20. После истечения проектного срока службы трубопровод
должен быть подвергнут комплексному обследованию с целью
установления возможности и срока дальнейшей эксплуатации в
соответствии с требованиями настоящих Правил и действующей
отраслевой НТД.
Обслуживание и ревизия арматуры
9.3.21. Арматура технологических трубопроводов - наиболее
ответственный элемент коммуникаций, поэтому на предприятиях должны
быть приняты необходимые меры по организации постоянного и
тщательного надзора за исправностью арматуры, а также за
своевременным и высококачественным проведением ревизии и ремонта.
При применении арматуры с сальниками особое внимание следует
обращать на набивочный материал - качество, размеры, правильность
укладки в сальниковую коробку.
Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТ 5152.
9.3.22. Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и
прографиченная, может быть использована для рабочих температур не
выше 200 град. C, так как при более высоком нагреве жировые
вещества вытекают и плотность сальника быстро снижается.
9.3.23. Для температур выше 200 град. C и давлений до 25 МПа
(250 кгс/кв. см) можно применять прографиченную асбестовую
набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем
сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.
9.3.24. Для высоких температур рекомендуется применение
специальных набивок, в частности асбометаллических, пропитанных
особыми составами, стойкими к разрушению и вытеканию под влиянием
транспортируемой среды и высокой температуры.
9.3.25. Для давлений свыше 32 МПа (320 кгс/кв. см) и
температуры более 200 град. C применение специальных набивок
согласно п. 9.3.24 обязательно.
9.3.26. Сальниковая набивка арматуры должна быть изготовлена
из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине
сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке должны быть
нарезаны заготовки колец со скошенными под углом 45 град. концами.
9.3.27. Кольца набивки следует укладывать в сальниковую
коробку вразбежку линий разреза с уплотнением каждого кольца.
Высота сальниковой набивки должна быть 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
необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя и штока.
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 согласно п. 2.2.26 настоящих Правил.
9.3.30. Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть
плавный, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен
перемещаться без заедания.
9.3.31. Предохранительные клапаны необходимо обслуживать в
соответствии с отраслевыми инструкциями и указаниями
завода - изготовителя.
9.3.32. Для создания плотности запорную арматуру следует
закрывать с нормальным усилием. 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 на ремонтных участках. В
отдельных случаях по усмотрению технического надзора 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 и 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;
д) сборка, опробование и опрессовка на прочность и плотность.
9.3.36. При планировании ревизии и ремонта арматуры следует в
первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры, работающей в
наиболее сложных условиях, при этом соблюдать принцип чередования.
Результаты ремонта и испытания арматуры оформляются актом.
Контрольные засверловки
9.3.37. В случаях, когда характер и закономерность
коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены
методами контроля, используемыми при ревизии, для своевременной
сигнализации о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру
допускается выполнять контрольные засверловки.
Необходимость в контрольных засверловках определяется службой
технического надзора предприятия для каждого конкретного случая с
учетом ограничений, изложенных в п. 9.3.38.
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/кв. см)],
трубопроводы в блоках I категории взрывоопасности, а также
трубопроводы, выполненные из сталей типа 18-8 и работающие в
средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, контрольным
засверловкам не подвергают. В этих случаях должен быть усилен
контроль за состоянием толщины стенок трубопровода путем замера
ультразвуковым толщиномером или с помощью сквозной засверловки.
9.3.39. При засверловке контрольных отверстий следует
пользоваться сверлом диаметром 2,5 - 5 мм, заправленным под острым
углом, чтобы предотвратить большие утечки продукта в случае
пропуска контрольных засверловок.
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.
9.3.41. Отверстия контрольных засверловок на отводах и
полуотводах должны быть расположены 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 должна быть равна
расчетной толщине плюс П x 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 должны быть четко обозначены.
9.3.44. Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе
свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному
размеру, поэтому такой трубопровод необходимо подвергнуть
внеочередной ревизии.
Периодическое испытание трубопроводов
9.3.45. Надежность трубопроводов проверяется путем
периодических испытаний на прочность и плотность согласно
требованиям раздела 8 настоящих Правил.
При проведении испытания на прочность и плотность допускается
применение акустикоэмиссионного контроля.
9.3.46. Периодичность испытания трубопроводов на прочность и
плотность приурочивают к времени проведения ревизии трубопровода.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10
МПа (100 кгс/кв. см) должны быть равны 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/кв. см) должны быть (не реже):
для трубопроводов с температурой до 200 град. C - один раз в 8
лет;
для трубопроводов с температурой свыше 200 град. C - один раз
в 4 года.
9.3.47. Испытательное давление и порядок проведения испытания
должны соответствовать требованиям раздела 8 настоящих Правил.
9.3.48. Периодические испытания трубопроводов проводятся под
руководством лица, ответственного за безопасную эксплуатацию, и
оформляются актом (Приложение 8).
9.3.49. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию
трубопроводов, на основании акта вносят соответствующую запись в
паспорт и указывают срок очередного испытания, а для
трубопроводов, на которые паспорт не составляется, запись делается
в эксплуатационном журнале.
Нормы отбраковки
9.3.50. 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);
если расчетная толщина стенки (без учета прибавки на коррозию)
оказалась меньше величины, указанной ниже, то за отбраковочный
размер принимаются следующие значения:
для труб, деталей трубопроводов:
наружный диаметр, <= 25 <= 57 <= 108 <= 219 <= 325 <= 377 >= 426
мм (<=114)
наименьшая допус- 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
тимая толщина
стенки, мм
для корпусов задвижек, вентилей, клапанов
и литых деталей трубопроводов:
условный проход, мм 80 100 125 150 200
наименьшая допустимая толщина 4,0 5,0 5,5 6,6 6,5
стенки, мм
Примечание. В порядке исключения отступление от установленных
норм допускается в отдельных случаях по согласованию с
Госгортехнадзором России при наличии положительного заключения
проектной или специализированной организации, имеющей лицензию
Госгортехнадзора России.
Отбраковочная толщина стенки элементов трубопровода должна
указываться 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 и требуется их
отбраковка в соответствии с действующими нормативно - техническими
документами и настоящими Правилами;
при просвечивании 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 арматуры износились настолько, что не
обеспечивают ведение технологического процесса, а отремонтировать
или заменить их невозможно.
9.3.51. Фланцы отбраковываются при:
неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей;
наличии трещин, раковин и других дефектов;
деформации фланцев;
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
допустимый по действующим НТД. Линзы и прокладки овального сечения
отбраковываются при наличии трещин, забоин, сколов, смятин
уплотнительных поверхностей, деформации.
9.3.52. 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.
9.3.53. 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 в случаях, когда
расчетная толщина сильфона имеет более низкие значения;
при наработке компенсаторами типа КО-2 и КС-2 500 циклов и
остальными типами - 1000 циклов, если они эксплуатируются на
пожаровзрывоопасных и токсичных средах, а допустимое число циклов
для этих компенсаторов, определенное по методике ОСТ
26-02-2079-83, превышает указанные в настоящем пункте;
при наработке компенсаторами допустимого числа циклов,
определенного по методике, изложенной в ОСТ 26-02-2079-83.
9.3.54. Нормы отбраковки должны указываться в ремонтной
документации на конкретный объект.
9.4. Техническая документация
9.4.1. На технологические трубопроводы ведется следующая
техническая документация (Приложения 3 - 10 к настоящим Правилам):
1. Перечень технологических трубопроводов (Приложение 7).
2. Паспорт трубопровода (Приложение 3). К нему прилагаются:
схема трубопровода 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 (Приложение
5);
удостоверение о качестве ремонтов трубопроводов (Приложение
4). Первичные документы, в том числе журнал сварочных работ на
ремонт трубопроводов (Приложение 4а), подтверждающие качество
примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков,
хранятся в организации, выполнившей работу, и предъявляются для
проверки по требованию службы технического надзора;
документация по контролю металла трубопроводов, работающих в
водородсодержащих средах, согласно НТД.
3. Акт периодического наружного осмотра трубопровода.
4. Акт испытания трубопровода на прочность и плотность
(Приложение 8).
5. Акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры (Приложения 6,
6а).
6. Эксплуатационный журнал трубопроводов (ведется для
трубопроводов, на которые не составляются паспорта).
7. Журнал установки - снятия заглушек (Приложение 9).
8. Журнал термической обработки сварных соединений
трубопроводов (Приложение 10).
9. Заключение о качестве сварных стыков.
9.4.2. Указанная техническая документация вместе с паспортом
хранится у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию
трубопровода.
9.4.3. Формы технической документации являются рекомендуемыми.
В зависимости от структуры и состава предприятия допускается
вносить изменения при условии сохранения основного содержания.
10. ПОДЗЕМНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
10.1. На подземные трубопроводы распространяются все положения
настоящих Правил, касающиеся классификации трубопроводов, выбора
типов и материалов труб, деталей технологических трубопроводов и
арматуры, эксплуатации, ревизии, сроков ее проведения, отбраковки,
ремонта, испытания, ведения технологической документации и т.д.
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 при необходимости, по усмотрению представителей
технического надзора, с вырезкой отдельных участков.
Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии, в зависимости
от условий эксплуатации трубопровода устанавливает технадзор
предприятия исходя из следующих условий:
при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью,
приборов вскрытие производится в местах выявленных повреждений
изоляции;
при отсутствии на предприятии средств инструментального
контроля подземных трубопроводов вскрытие производится из расчета
один участок на 200 - 300 м длины трубопровода.
10.3. При проведении ремонтно - монтажных работ на подземных
трубопроводах должен быть установлен тщательный контроль за
выполнением требований проекта в отношении компенсации
температурных деформаций, качества применяемых материалов, сварных
швов, антикоррозионного покрытия и своевременного составления всей
необходимой документации по этапам проводимых работ в соответствии
с действующими СНиП, настоящими Правилами и другими нормативными
документами.
10.4. Стальные подземные технологические трубопроводы должны
быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами
в соответствии с действующими НТД и требованиями настоящих Правил.
10.5. Эксплуатация подземных трубопроводов должна
производиться при параметрах, предусмотренных проектом. Все
изменения следует согласовывать в установленном порядке.
Во избежание резких температурных перепадов при перекачке
продуктов следует плавно прогревать трубопровод.
11. ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ТРУБОПРОВОДАХ
11.1. Ремонтно - монтажные работы на трубопроводах
производятся после их подготовки в соответствии с действующими
инструкциями по организации и безопасному производству ремонтных
работ.
11.2. Переустройство трубопроводов при реконструкции и
внесении изменений в проект можно производить только по рабочим
чертежам.
Ремонт трубопроводов выполняется на основании актов ревизии и
отбраковки с приложением выкопировки из схем трубопроводов.
11.3. Материалы, применяемые при выполнении ремонтно -
монтажных работ, объем и методы их контроля должны отвечать
требованиям настоящих Правил. 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
(Pу, Dу, марка стали), можно применять для трубопроводов только
после проверки марки стали (химический анализ, стилоскопирование и
т.п.). Арматуру, не имеющую паспорта и маркировки, можно
использовать для трубопроводов IV и V категорий только после ее
ревизии и испытания.
Арматуру, имеющую маркировку завода - изготовителя, с
указанием Pу, Dу и марки материала, но не имеющую паспортов,
допускается применять для трубопроводов всех категорий с условным
давлением до 10 МПа (100 кгс/кв. см) только после ее ревизии,
испытания и проверки марки материала.
11.4. Все детали перед ремонтно - монтажными работами должны
быть осмотрены. 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 сертификатам.
Толщину стенки труб и фасонных деталей следует проверять
замером на обоих концах в четырех точках. Наружный диаметр,
овальность и толщина стенки должны соответствовать требованиям
государственных стандартов, нормалей и технических условий.
На поверхности резьбы крепежных деталей не должно быть следов
коррозии, вмятин, надрывов и других дефектов, снижающих их
прочность.
11.5. Арматуру, предназначенную для установки на трубопроводах
высокого давления и I категории, а также всю арматуру (независимо
от категории трубопровода) с просроченным гарантийным сроком перед
установкой необходимо подвергнуть гидравлическому испытанию на
прочность и плотность в соответствии с ГОСТ 356.
11.6. При выполнении ремонтно - монтажных работ следует
руководствоваться требованиями настоящих Правил.
11.7. 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 можно производить газопламенным, плазменным и
механическим способами. Способ резки выбирают в зависимости от
марки стали, размеров труб и способа соединения с соблюдением
требования, чтобы конец трубы после резки был чистым, без внешних
и внутренних заусенцев и грата.
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. Требования к сварке и сварочным материалам должны
отвечать действующим НТД.
11.11. Контроль качества сварных соединений должен
производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил и
действующих НТД.
11.12. Резьбовые концы труб выполняются в соответствии с ГОСТ
9400 и ОСТ 26-2017-76.
11.13. Перед сборкой фланцевых соединений уплотнительные
поверхности труб, арматуры, деталей трубопроводов, а также
металлические прокладки и линзы должны промываться керосином и
насухо протираться. Торцы труб, соединяемых на фланцах (муфтах),
должны быть параллельными.
11.14. Гибку труб при изготовлении трубопроводов применяют в
тех случаях, когда отсутствуют стандартные крутоизогнутые отводы,
а также в случаях, когда по проекту требуется радиус гиба более
1,5 Dу. При изготовлении гибов следует руководствоваться
требованиями НТД, технических условий и технологией,
обеспечивающей надежное качество изделий.
11.15. Не разрешается вварка штуцеров, бобышек, дренажей в
сварные швы, в гнутые и штампованные детали трубопровода,
изготовленные любым способом.
В порядке исключения в гнутые и штампованные детали может быть
вварен один штуцер 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
размеров, указанных в п. 7.1.27; 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 Pу <= 10 МПа (100
кгс/кв. см) 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. C. 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.) необходимо 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 необходимо обеспечивать соосность
уплотнительных поверхностей фланцев (см. п. 6.2.12).
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 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 на чертеже;
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 не к штукатурке, а к бетону или кирпичной кладке;
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 100 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 (значение S - в мм).
11.24. При установке арматуры для определения ее правильного
положения на трубопроводе необходимо в каждом случае
руководствоваться указаниями, имеющимися в каталогах, технических
условиях на арматуру, заводских нормалях или рабочих чертежах.
Направление осей штурвалов 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 временно устанавливать инвентарные катушки.
11.26. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно -
механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок,
перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно
проводить на месте ее установки. Арматура, рассчитанная на низкое
давление и на высокое, ремонтируется раздельно.
11.27. Предохранительные клапаны следует ремонтировать,
проверять и регулировать в соответствии с действующими отраслевыми
инструкциями.
11.28. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность
и плотность, причем опрессовку на прочность следует производить
при открытом запорном устройстве.
Значение опрессовочного давления на прочность принимают в
соответствии с ГОСТ 356. Испытание на плотность проводят при
рабочем давлении.
11.29. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом
(Приложение 6). Акт хранят вместе с паспортом или
эксплуатационными журналами на трубопроводы.
11.30. На чугунной арматуре не допускается исправление
дефектов сваркой.
11.31. На стальной литой арматуре 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 гнезда под кольцо 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.
Исправление дефектов электросваркой в стальной литой арматуре
высокого давления не допускается.
11.32. 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.
11.33. Качество подготовки дефектных мест под сварку должен
проверять инженерно - технический работник, ответственный за
качество ремонта арматуры.
11.34. 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.
11.35. Выбор электродов при исправлении дефектов сваркой,
необходимость подогрева изделия до сварки, термической обработки
после исправления дефектов должны определяться в соответствии с
действующей НТД.
11.36. Качество выполненных работ подтверждается
"Удостоверением о качестве ремонта трубопровода", которое
подшивается к паспорту или эксплуатационному журналу трубопровода
и хранится у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию
трубопроводов. При сдаче трубопровода из ремонта исполнитель
ремонтных работ передает заказчику указанное Удостоверение и
предъявляет первичные документы, подтверждающие качество
выполненных работ и примененных материалов: сертификаты на
примененные материалы, сварочные электроды, детали трубопроводов,
паспорта на трубопроводную арматуру и компенсаторы, заключение о
качестве сварных швов, акты на промывку, продувку и испытание
трубопровода.
Первичные документы на ремонт хранятся в организации,
выполнившей ремонт.
Приложение 1
Форма 1
ПАСПОРТ
НА СБОРОЧНЫЕ ЕДИНИЦЫ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
КОМПЛЕКТНЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ ЛИНИЙ
Характеристика технологического трубопровода
Наименование предприятия - изготовителя и его адрес ______________
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Заказчик _________________________________________________________
Заказ N __________________________________________________________
Дата изготовления ________________________________________________
Чертеж N _________________________________________________________
Шифр и наименование технологического производства ________________
__________________________________________________________________
Номер линии по монтажной спецификации ____________________________
Категория трубопровода ___________________________________________
Характеристика трубопровода:
Рабочая среда ________________________
Рабочее давление _________________________ МПа (кгс/кв. см)
Рабочая температура ______________________ град. C
Пробное давление _________________________ МПа (кгс/кв. см)
Форма 2
СВЕДЕНИЯ О ТРУБАХ И ДЕТАЛЯХ ТРУБОПРОВОДА
--------T-------T------T-------------T---------T-----T------T------T------T
¦Позиция¦Обозна-¦Наиме-¦Основные раз-¦Количест-¦Пред-¦Номер ¦Номер ¦Марка ¦
¦деталей¦чение ¦нова- ¦меры, мм ¦во дета- ¦прия-¦серти-¦плавки¦стали,¦
¦по чер-¦детали ¦ние +------T------+лей, шт. ¦тие -¦фика- ¦или ¦ГОСТ ¦
¦тежу ¦ ¦детали¦наруж-¦толщи-¦ ¦изго-¦та, ¦партии¦или ТУ¦
¦ ¦ ¦ ¦ный ¦на ¦ ¦тови-¦пас- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦диа- ¦стенки¦ ¦тель ¦порта ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦метр ¦ ¦ ¦дета-¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦лей ¦ ¦ ¦ ¦
+-------+-------+------+------+------+---------+-----+------+------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦
+-------+-------+------+------+------+---------+-----+------+------+------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------+-------+------+------+------+---------+-----+------+------+------+
|
