Инструкция по проведению пневматических испытаний трубопроводов

Инструкция разработана согласно требованиям СНиП 3.05.05-84, ГОСТ 32569-2013 и в соответствие с перечнем трубопроводов.

Пневматические испытания проводятся на основании приказа руководителя проекта строительного подрядчика (СП), в котором назначаются лица, ответственные за проведение пневматического испытания, исполнители и лица, осуществляющие контроль за проведением пневмоиспытания.

Все участники пневмоиспытаний трубопроводов должны быть ознакомлены с настоящей инструкцией.

Пневмоиспытанию подлежат вновь смонтированные трубопроводы согласно перечню трубопроводов проекта 3320 по объектам «МИСЭФ».

Испытание на прочность и плотность проводится сжатым воздухом или инертным газом (при наличии) и только в светлое время суток.

Создание необходимого давления в трубопроводах осуществляется подачей сжатого воздуха от компрессора, а инертного газа от баллонов (при наличии).

Подготовка к проведению пневмоиспытания

Площадки, маршевые лестницы оборудования должны быть освобождены от посторонних предметов и мусора.

Перед началом испытаний система трубопроводов, испытываемая в единой технологической схеме или отдельно, должна быть отглушена инвентарными заглушками, установлены манометры, которые устанавливаются: один — у опрессовочного агрегата после запорного вентиля (вне опасной зоны), второй — в конце линии (участка). Манометры, применяемые при испытании трубопроводов, должны быть поверены и опломбированы. Манометры должны иметь диаметр корпуса не менее 160 мм, класс точности не ниже 1,5. Предел измерения подбирается таким образом, чтобы при показании испытательного давления стрелка манометра находилась во второй трети шкалы.

Проверить исправность приборов КИПиА, секущей арматуры в схеме подачи сжатого воздуха (инертного газа) в испытываемые трубопроводы.

Компрессор и ресивер, баллон (при наличии), используемые при испытании трубопроводов, должны находиться за пределами охраняемой зоны. Подводящую линию от компрессора к испытываемому трубопроводу предварительно проверяют гидравлическим способом на прочность.

Перед проведением пневматических испытаний трубопроводов как внутри помещения, так и снаружи должна быть установлена охраняемая зона, огражденная сигнальной лентой. Расстояние от испытываемого трубопровода до границы охраняемой зоны в любом месте должно быть не менее 25 м при надземной прокладке и не менее 10 м при подземной прокладке трубопроводов.

Границы охраняемой зоны обозначаются флажками. Для наблюдения за охраняемой зоной необходимо устанавливать контрольные посты. Количество постов для наружных трубопроводов в условиях хорошей видимости определяется из расчета один пост на 200 м длины трубопровода. В остальных случаях количество постов должно определяться с учетом местных условий так, чтобы охрана зоны была обеспечена надежно. Освещенность охраняемой зоны должна быть не менее 50 лк. Пребывание людей в зоне во время подъема давления при испытаниях на прочность запрещается.

Исполнители для связи должны иметь радиостанции.

До проведения пневматических испытаний должно быть подписано разрешение на проведение испытаний трубопровода.

В период проведения подготовительных мероприятий лицу, ответственному за проведение пневмоиспытаний поставить в известность не менее, чем за сутки до испытаний ответственных лиц со стороны Заказчика, смежных СП, задействованных на строительной площадке и других заинтересованных лиц, провести инструктаж исполнителям о том, как обеспечить безопасность нагружения испытываемой системы и их действия в случаях возникновения внештатных ситуации.

Проведение пневмоиспытаний

Персонал, допущенный к проведению испытаний, должен пройти инструктаж о порядке и последовательности проведения испытаний, а также инструктаж по технике безопасности.

Непосредственно перед началом проведения испытаний, ответственный за их проведение проверяет готовность исполнителей к предстоящим работам и производит их расстановку по местам.

Связь ответственного за проведение испытаний с исполнителем, находящимся на секущей задвижке по подаче сжатого воздуха (инертного газа) в систему, осуществляется по радиосвязи (по рации)

Остальные исполнители, не участвующий непосредственно в проведение испытаний, контролирует охраняемую зону и предотвращает допуск в нее посторонних лиц.

При пневматическом испытании давление в трубопроводе следует поднимать постепенно с осмотром на следующих ступенях: при достижении 60 % испытательного давления — для трубопроводов, эксплуатируемых при рабочем давлении до 0,2 МПа (2 кгс/кв.см), и при достижении 30 и 60% испытательного давления — для трубопроводов, эксплуатируемых при рабочем давлении 0,2 МПа (2 кгс/кв.см) и свыше.

Во время осмотра подъем давления не допускается. Обстукивания молотком сварных швов, а также устранение других каких-либо дефектов во время нахождения системы трубопроводов под давлением категорически запрещается (!).

В процессе заполнения трубопровода сжатым воздухом или инертным газом (при наличии) и подъема давления необходимо постоянное наблюдение за испытываемым трубопроводом. Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов и фланцевых соединений, сальников арматуры и других сомнительных мест мыльной эмульсией (при отрицательной температуре – незамерзающим мыльным раствором).

Осмотр испытываемых трубопроводов при давлении не выше испытательного на плотность должен производиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами. Нахождение в охраняемой зоне кого-либо, кроме этих лиц, запрещается.

При обнаружении значительных утечек во фланцевых соединениях или сальниках арматуры испытание прекращают, давление снижают до атмосферного и устраняют обнаруженные дефекты.

Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 15 минут (величина давления на прочность в соответствие с перечнем трубопроводов, но не менее 2 кгс/кв.см). После чего давление снижается до расчетного (но не менее 1 кгс/кв.см) – испытание на плотность, при котором производят тщательный осмотр сварных швов, трубопровода, фланцевых соединений, но не менее 30 мин.

Замеры давления в трубопроводе во время его испытания следует начинать только после выравнивания температуры в трубопроводе.

Во время повышения давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность, пребывание кого-либо в зоне охраны запрещается.

Безопасность проведения испытаний и техническое проведение обеспечивается СП, находящейся вне зоны проведения пневмоиспытания.

Лица, проводимые испытания и осмотр, должны быть специально проинструктированы. Запрещается находиться в охраняемой зоне кому-либо кроме этих лиц.

Мероприятия по технике безопасности и безопасному проведению пневматического испытания

— Все работы должны быть прекращены там, где будут проводиться пневмоиспытания трубопроводов. Персонал не занятый в проведении испытания должен быть удалён с данной территории.

— Ответственному лицу за проведение пневматического испытания провести инструктаж исполнителям под роспись в журнале проведения инструктажа, в ходе инструктажа:

— ознакомить исполнителей со схемой отглушения испытываемых линий;

— проработать порядок нагружения (подъёма давления) в системе;

— определить расстановку исполнителей при проведении пневмоиспытания и порядок использования средств связи;

— определить действия исполнителей в случае возникновения внештатных ситуаций.

— Непосредственно перед началом проведения пневмоиспытания, лицо, ответственное за его проведения, проверяет готовность исполнителей к предстоящей работе и производит их расстановку по местам и обеспечивает необходимым количеством средств радиосвязи (раций) для организации взаимодействия.

— На период проведения пневматического испытания устанавливается опасная (охранная) зона (периметр установки) от испытуемой системы (см.п.п.1.4 — 1.6 настоящей инструкции).

— Оградить и наглядно обозначить охраняемую зону (см.п.п.1.4 — 1.6 настоящей инструкции).

— Пневматическое испытание трубопроводов на прочность не разрешается в действующих цехах (на производствах) и эксплуатируемых помещениях, а также на эстакадах, в каналах и лотках, где проложены трубопроводы, находящиеся в работе.

— Исполнители со стороны СП, не участвующий непосредственно в проведении испытания, контролирует охраняемую зону и не допускает в неё посторонних лиц, находясь за пределами охраняемой зоны.

— В ходе ступенчатого повышения давления (см.п.2.5 настоящей инструкции), в охраняемой зоне на расстоянии видимости манометра, находится только один наблюдающий исполнитель.

— Устранения каких-либо дефектов во время нахождения системы под давлением категорически запрещается.

— Безопасность проведения испытаний и техническое проведение обеспечивается СП, находящейся вне зоны проведения работ.

— Лица, проводимые испытания и осмотр, должны иметь средства индивидуальной защиты и соответствующий инструмент.

— Перед проведением работ по пневмоиспытанию сообщить ответственным лицам со стороны Заказчика, смежных СП, задействованных на строительной площадке и других заинтересованных лиц о проведении пневмоиспытания.

     СП 411.1325800.2018

СВОД ПРАВИЛ

ТРУБОПРОВОДЫ МАГИСТРАЛЬНЫЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА

Испытания перед сдачей построенных объектов

Main and field pipelines for oil and gas. Test before the delivery of constructed facilities

ОКС 75.200

Дата введения 2019-03-05

 Предисловие

Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛЬ — Акционерное общество «Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству, эксплуатации трубопроводов и объектов ТЭК — инжиниринговая нефтегазовая компания» (АО ВНИИСТ)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)

4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 4 сентября 2018 г. N 556/пр и введен в действие с 5 марта 2019 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в установленном порядке. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте разработчика (Минстрой России) в сети Интернет

 Введение

Настоящий свод правил разработан с учетом требований федеральных законов от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании» и от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

      1 Область применения

________________

      2 Нормативные ссылки

В настоящем своде правил приведены ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 17.5.3.04-83 Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель

ГОСТ 2405-88 Манометры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 9293-74 (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 25136-82 Соединение трубопроводов. Методы испытания на герметичность

ГОСТ 34068-2017 Система газоснабжения. Добыча газа. Промысловые трубопроводы. Механическая безопасность. Испытания на прочность и проверка на герметичность

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.568-2017 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения

ГОСТ Р 12.4.026-2015* Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 50829-95 Безопасность радиостанций, радиоэлектронной аппаратуры с использованием приемопередающей аппаратуры и их составных частей. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ Р 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования

СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы» (с изменением N 1)

СП 48.13330.2011 «СНиП 12-01-2004 Организация строительства» (с изменением N 1)

СП 86.13330.2014 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» (с изменениями N 1, 2)

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Примечание — При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего свода правил в ссылочный документа, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

      3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 34068, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1

арматура запорная: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. [ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]

3.2

внутритрубное техническое диагностирование, ВТД: Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля. [ГОСТ Р 55999-2014, пункт 3.5]

3.3

внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении. [ГОСТ Р 54907-2012, пункт 3.5]

3.4

давление рабочее: Наибольшее избыточное давление при нормальном протекании рабочего процесса. Примечание — Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа сосуда (трубопровода). [ГОСТ Р 55990-2014, пункт 3.12]

3.7 заполнение азотом: Технологическая операция по заполнению испытанного участка газопровода азотом для предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси при заполнении газопровода природным газом и консервации газопровода.

3.8 испытания гидравлические: Испытания трубопровода на прочность и герметичность давлением жидкости в течение определенного времени.

3.9 испытания комбинированные: Испытания трубопроводов с применением двух напорных сред — природного газа и воды или воздуха и воды.

3.10 испытания пневматические: Испытания трубопровода с использованием в качестве напорной среды воздуха (газа).

3.11 очистка полости: Удаление загрязнений (грунт, вода, грат и различные предметы) из полости трубопровода.

3.13 продувка трубопровода: Способ очистки полости трубопровода с пропуском или без пропуска поршня под давлением воздуха (газа).

3.14 продувка трубопровода с использованием компрессорной станции: Способ очистки полости трубопровода подачей воздуха от компрессорной станции непосредственно в очищаемый участок трубопровода.

3.15 промывка трубопровода: Способ очистки полости трубопровода с пропуском или без пропуска поршня для удаления загрязнений потоком воды.

3.16 удаление воды: Освобождение полости трубопровода от воды после проведения гидравлических испытаний, в том числе, пропуском поршня под давлением воздуха (газа).

      4 Обозначение и сокращения

В настоящем своде правил применены следующие обозначения и сокращения:

DN — номинальный диаметр;

ВИП — внутритрубный инспекционный прибор;

ВТД — внутритрубное техническое диагностирование;

КД — калибровочный диск/пластина;

КПП — камера пуска-приема;

ПДК — предельно допустимая концентрация;

СМР — строительно-монтажные работы;

УЗА — узел запорной арматуры;

      5 Общие положения

5.1 Трубопроводы должны подвергаться очистке полости, испытаниям на прочность и проверке на герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытуемый объект).

5.2 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытаний трубопроводов устанавливаются в: проектной и рабочей документации, рабочих инструкциях на очистку полости и испытания, программе проведения испытаний.

Инструкции разрабатывает строительно-монтажная организация и согласовывает с застройщиком (техническим заказчиком) и проектной организацией.

Очистка полости и испытания промысловых нефтепроводов и нефтегазопроводов нефтяных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой застройщиком (техническим заказчиком) и строительно-монтажной организацией для конкретного промысла.

5.3 Проведение испытаний трубопровода (участка трубопровода) на прочность и проверка на герметичность перед сдачей в эксплуатацию должны включать следующие работы:

— защиту полости трубопровода от загрязнений на всех этапах строительства трубопровода;

— предварительную очистку полости трубопровода в процессе сварочно-монтажных работ;

— предварительные испытания крановых узлов и УЗА (до их монтажа в нитку);

— очистку внутренней полости трубопровода с контролем его проходного сечения;

— внутритрубную диагностику трубопроводов в случае, если это предусмотрено проектом;

— заполнение трубопровода водой, непосредственное проведение испытаний и получение результатов проверки;

— вытеснение воды воздухом после опорожнения трубопровода;

— осушку полости трубопровода;

— заполнение азотом полости трубопровода в случае, если это предусмотрено проектом.

5.4 Способы проведения испытаний при отрицательных температурах должны быть обоснованы с учетом конкретных климатических условий по объекту.

5.5 Основные требования по защите полости труб, очистке и осушке внутренней полости трубопровода (участка), предварительным испытаниям запорных узлов, испытаниям трубопроводов на прочность и проверке на герметичность, контролю проходного сечения после завершения СМР должны соответствовать: для магистральных трубопроводов — СП 86.13330.2014 (раздел 19), для промысловых трубопроводов — СП 284.1325800.2016 (раздел 24), ГОСТ Р 55990-2014 (раздел 13) и ГОСТ 34068.

5.6 Перед началом работ по очистке и испытаниям трубопроводов должны быть определены и обозначены предупредительными знаками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026 опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ [6].

5.7 Проведение измерений параметров при производстве комплекса работ по испытаниям трубопроводов (участков) должно соответствовать [2] и ГОСТ Р 8.563.

5.8 Средства измерений и оборудование для испытаний должны соответствовать ГОСТ Р 8.568.

5.10 Наблюдение за манометрами следует осуществлять с помощью оптических приборов или по дистанционным вторичным приборам, подключенным к манометрам на трубопроводе, находясь за пределами опасной зоны.

      6 Очистка полости трубопровода

      6.1 Основные требования и способы очистки

6.1.1 Чистота полости трубопроводов должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой: при транспортировании, погрузке, разгрузке и раскладке секций по трассе, сварке секций в нитку и укладке.

6.1.2 Для предупреждения загрязнения полости трубопроводов в процессе строительства строительно-монтажные организации должны принимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних предметов. Не допускается разгрузка труб на неподготовленные площадки, волочение их по земле и т.д.

6.1.3 Лицо, осуществляющее строительство, должно обеспечивать наличие заглушек на торцах труб на всех этапах работ до монтажа трубопровода в плеть. Конструкцией заглушек должна быть обеспечена защита полости труб от попадания влаги и загрязнений и возможность проведения всех такелажных операций, не снимая их с торца трубы и не нарушая их конструкцию. Снятие заглушек допускается только для проведения входного контроля с последующей установкой на место и непосредственно перед монтажом трубопровода.

Смонтированные участки трубопровода должны быть заглушены до ликвидации технологических разрывов трубопровода.

6.1.4 Закачивание воды в трубопровод для промывки и испытаний следует осуществлять через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода загрязнений.

6.1.5 Очистка полости трубопровода должна проводиться в два этапа:

— предварительная очистка (протягивание очистного устройства в процессе выполнения сварочно-монтажных работ);

— продувка сжатым воздухом, промывка, удаление загрязнений потоком жидкости.

Очистка полости выполняется с пропуском или без пропуска поршня.

Промывку и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять на трубопроводах диаметром 219 мм и более.

Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств допускается производить:

— на трубопроводах диаметром менее 219 мм;

— при длине очищаемого участка менее одного километра.

На трубопроводах любого диаметра при наличии гнутых отводов радиусом менее пяти диаметров или неравнопроходной трубопроводной арматуры промывку (продувку) выполняют без применения очистных или разделительных поршней.

Для предварительной очистки полости трубопровода с внутренним покрытием и защитой внутреннего сварочного шва втулками на стадии производства сварочно-монтажных работ через каждую трубу (секцию) протягивают очистное устройство, оснащенное гибкой манжетой. На стадии, предшествующей испытаниям, выполняют промывку или продувку полости всего смонтированного (уложенного и засыпанного) участка при диаметре трубопровода 219 мм и более с применением эластичных очистных поршней, при диметре менее 219 мм — без применения очистных поршней.

6.1.6 Очистку полости от загрязнений (удаление их потоком жидкости) следует проводить пропуском поршней-разделителей после предварительного заполнения трубопровода водой в объеме 10-15% от объема полости очищаемого участка.

6.1.7 При промывке, вытеснении загрязнений потоком воды (жидкости) и удалении из трубопровода воды (жидкости), а также при продувке трубопровода с полнопроходной запорной арматурой разрешается пропуск очистных и разделительных устройств (в том числе, поролоновых поршней) через линейную арматуру.

Перед пропуском следует убедиться в полном открытии линейной арматуры (по указателям поворота затвора, положению конечных выключателей и т.д.).

Продувка трубопроводов с пуском поршня через неполнопроходную линейную арматуру запрещается.

6.1.8 Очистку полости на подводных переходах трубопроводов диаметром 219 мм и более следует производить:

— промывкой с пропуском поршня в процессе заполнения водой для проведения первого этапа гидравлического испытания;

— продувкой с пропуском поршня или протягиванием очистного устройства перед проведением первого этапа пневматического испытания.

6.1.9 Очистку полости на подводных переходах трубопроводов диаметром менее 219 мм следует производить протягиванием, промывкой или продувкой без пропуска очистных устройств перед проведением первого этапа испытания.

6.1.10 Очистку полости на подводных переходах, сооружаемых в общем потоке строительства трубопроводов, следует производить по единой технологии одновременно со всем трубопроводом.

6.1.11 Степень механического удаления воды при ее вытеснении следует проверять пропуском по трубопроводу контрольных поролоновых поршней (одного или нескольких) до тех пор, пока поршень не выйдет сухим (без жидкости) или измерением влажности воздуха или газа, выходящего из трубопровода после вытеснения воды.

6.1.12 Если в процессе промывки или продувки очистное или разделительное устройство застряло в трубопроводе, то его необходимо извлечь из трубопровода, устранить причину застревания, а участок трубопровода подвергнуть повторной промывке или продувке.

6.1.13 Основными способами очистки полости следует считать протягивание, продувку с пропуском поршня или вытеснение загрязнений в скоростном потоке жидкости, удаляемой после гидравлических испытаний.

      6.2 Протягивание очистного устройства

6.2.1 Очистку полости протягиванием очистного устройства следует выполнять непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессе сборки и сварки отдельных труб или секций в нитку трубопровода с помощью штанги трубоукладчика (трактора).

6.2.2 Надземные трубопроводы с п-образными компенсаторами, исключающими продувку или промывку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сварки труб в нитку, полость компенсатора перед монтажом продувают воздухом.

6.2.3 При сборке секций трубопровода с помощью внутреннего центратора очистное устройство монтируется впереди на центраторе.

При этом следует проводить предварительную очистку первой трубы при сборке плети.

6.2.4 При монтаже трубопроводов, монтируемых с помощью наружного центратора, в качестве очистного устройства при протягивании следует использовать специальные приспособления, оборудованные очистными щетками или скребками, а также очистные поршни, применяемые для продувки трубопроводов.

6.2.5 Принципиальная схема предварительной очистки полости трубопровода приведена на рисунке А.1 приложения А.

      6.3 Продувка трубопровода с пропуском поршня

6.3.1 При продувке трубопровода следует применять сжатый воздух (газ) из ресивера, от высокопроизводительных компрессорных установок, из действующего газопровода.

Также можно применять инертные газы (гелий, аргон), подводимые к трубопроводам от газовых установок промышленных предприятий.

6.3.2 Ресивер, ограниченный с обеих сторон заглушками или запорной арматурой, должен располагаться на участке, прилегающем к строящемуся трубопроводу.

Заполнение ресивера следует производить одной или группой передвижных компрессорных установок. Нагнетательные трубопроводы каждой компрессорной установки должны быть подключены к коллектору.

6.3.3 При продувке трубопровода узел подключения от источника воздуха должен располагаться в середине продуваемого участка для разделения его на два плеча, попеременно являющиеся ресивером и продувочным плечом.

6.3.4 Природный газ для продувки следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода.

6.3.5 При продувке трубопровода путем отбора природного газа из действующего газопровода рабочее давление действующего газопровода не должно превышать давление испытаний строящегося трубопровода, в противном случае в линии отбора газа следует устанавливать предохранительный клапан.

6.3.6 При отборе газа из действующих газопроводов и скважин должны быть предусмотрены специальные мероприятия для обеспечения их бесперебойной эксплуатации в период продувки строящихся участков:

— разработаны схемы подключения временного шлейфа;

— определены объем и давление газа для продувки;

— установлено время отбора газа;

— установлена схема связи.

Указанные мероприятия должны быть согласованы с эксплуатирующими организациями и отражены в рабочей инструкции.

6.3.7 При продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Инертный газ (как правило, азот) для вытеснения воздуха следует подавать до достижения давления в трубе не более 0,2 МПа. Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из трубопровода, составляет не более 2%.

6.3.8 Продувка трубопровода пропуском поршня в зависимости от скорости потока газа производится в следующих режимах:

— с механическим перемещением загрязнений перед поршнем;

— перемещение загрязнений в скоростном потоке газа перед поршнем;

— с перетоком газа через пропускное устройство движущегося поршня.

6.3.9 Скорость продувки при перемещении очистных поршней должна соответствовать паспортным данным на изделие, при надземной прокладке трубопровода — не более 2 м/с.

6.3.10 Продувка с механическим перемещением загрязнений перед очистным поршнем применяется при производстве работ в нормальных условиях или при повторной очистке при повышенных требованиях к чистоте полости для трубопроводов диаметром 219 мм и более.

6.3.11 Продувка перемещением загрязнений в скоростном потоке воздуха (газа) перед поршнем применяется для трубопроводов диаметром 219 мм и более при сложных условиях производства работ. При очистке скорость передвижения очистного поршня составляет 0,83-2,78 м/с (3-10 км/ч).

6.3.12 Продувка с перетоком газа через пропускное устройство применяется при продувке сильно загрязненных участков, участков большой протяженности, а также, для трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 700. При этом применяется очистной поршень с перепускным устройством.

6.3.13 Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, если поршень прошел через весь продуваемый участок, вышел из трубопровода неразрушенным и не вынес впереди себя воду и загрязнения.

При выходе струи загрязненного воздуха, газа после выхода очистного устройства из трубопровода следует провести повторную продувку участка.

При выходе воды из продувочного патрубка дополнительно следует пропустить поршень-разделитель.

На магистральных трубопроводах допускается трехкратная продувка с пропуском очистных устройств.

6.3.14 Перед пневматическими испытаниями следует производить очистку полости трубопровода от воды (жидкости) с помощью поршня-разделителя под давлением воздуха (газа).

6.3.15 Надземные, монтируемые на опорах трубопроводы следует продувать с пропуском очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых не вызовут разрушения трубопровода или опор. При необходимости, на опорах согласно проекту производства работ должны быть предусмотрены ограничители перемещений, предотвращающие падение трубопроводов в процессе продувки.

6.3.16 Принципиальные схемы продувки трубопровода с пропуском поршня под давлением воздуха (газа) из ресивера, подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов и продувки промыслового трубопровода под давлением воздуха (газа) приведены на рисунках А.2-А.4 приложения А.

Принципиальные схемы КПП при продувке, промывке трубопровода и удалении воды после испытаний приведены на рисунках А.5-А.7 приложения А.

      6.4 Продувка трубопровода без пропуска поршня

6.4.1 Продувка трубопровода без пропуска очистных устройств осуществляется выносом загрязнений в скоростном потоке воздуха (газа).

6.4.2 Для продувки трубопровода без пропуска поршня давление воздуха (газа) в ресивере следует определять при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 2:1 и диаметре перепускной линии, равном 0,3 диаметра продувочного трубопровода в соответствии с 19.3.6 СП 86.13330.2014.

6.4.3 Максимальная протяженность участка трубопровода, продуваемого без пропуска поршней, должна быть не более 5 км.

6.4.4 Продувка без пропуска очистного устройства закончена, если из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха (газа).

      6.5 Продувка трубопровода с применением компрессорных установок

6.5.1 Суммарная производительность компрессорных установок должна быть достаточной для создания оптимальной скорости движения поршня.

6.5.2 Продувку трубопроводов с применением компрессорных установок следует производить следующими методами:

— скоростным потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера и без пропуска очистного устройства);

— с пропуском очистного устройства под давлением воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера);

— с пропуском очистного устройства под давлением воздуха из ресивера, заполненного от компрессорной установки;

— комбинированного режима (для сильно загрязненных участков), предусматривающего предварительную продувку полости трубопровода скоростным потоком воздуха и последующую продувку с пропуском очистного устройства без применения ресивера на обоих этапах;

— комбинированного режима — продувка полости трубопровода скоростным потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки и, при необходимости, подача воздуха из ресивера.

6.5.3 Расчет параметров продувки с пропуском поршня под давлением воздуха, поступающего от компрессорных установок, должен основываться на:

— оценке давления, требуемого для движения поршня по трубопроводу, с учетом продольного профиля трассы, характера загрязнений в трубопроводе, типа и технических характеристик применяемых поршней;

— определении усилия, необходимого для перемещения поршня по всему трубопроводу (участку);

— определении суммарной производительности компрессорных установок для обеспечения оптимальной скорости движения поршня по трубопроводу;

— определении числа компрессорных установок для обеспечения эффективной очистки полости — для удаления воды из трубопровода.

6.5.4 Принципиальные схемы продувки трубопровода с применением компрессорной установки без использования ресивера и запорной арматуры и с использованием ресивера приведены на рисунках А.8 и А.9 приложения А.

      6.6 Промывка трубопровода с пропуском поршня

6.6.1 Промывка трубопровода с пропуском поршня должна осуществляться для трубопроводов, испытание которых в проектной документации предусмотрено гидравлическим способом.

Пропуск очистного или разделительного поршня осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

В случае наличия на участке вантузов для выпуска воздуха допускается выполнять заполнение участка трубопровода жидкостью перед гидравлическими испытаниями без пропуска поршня.

6.6.2 Принципиальная схема промывки трубопровода с пропуском очистного или разделительного поршня приведена на рисунке А.10 приложения А.

6.6.3 В начале промываемого участка устанавливается камера пуска с запасованными очистными или разделительными поршнями и подводящим шлейфом от наполнительных агрегатов, в конце — камера приема поршней и сбора загрязнений.

Перед очистным или разделительным поршнем заливается вода в объеме 10-15% объема полости трубопровода.

6.6.4 Скорость перемещения поршня по трубопроводу с учетом конструкции поршня должна быть не менее 0,2 м/с.

6.6.5 Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных или разделительных поршней, должна устанавливаться с учетом расположения по трассе источников воды, рельефа местности и напора, развиваемого насосным оборудованием, а также технической характеристики очистного поршня (предельной длины его пробега).

6.6.6 Для обеспечения оптимальной скорости перемещения поршня (потока воды) в условиях сложного рельефа целесообразно применять насосные станции. При этом предельная протяженность участков промывки должна соответствовать расстояниям между компрессорными или насосными нефтеперекачивающими станциями.

Тип, число и схемы соединения наполнительных агрегатов следует выбирать с учетом характеристики насосных станций, обеспечиваемого ими напора, перепада высот по трассе трубопровода.

6.6.7 Промывка считается законченной, когда разделительный поршень приходит в камеру приема неразрушенным.

      6.7 Промывка трубопровода без пропуска поршня

6.7.1 Очистка полости трубопровода промывкой без пропуска поршня осуществляется выносом загрязнений в скоростном потоке воды (жидкости).

Качество и параметры промывки трубопровода без пропуска поршня определяются давлением нагнетания, производительностью и числом наполнительных агрегатов.

6.7.2 Скорость потока воды должна быть равна скорости выноса загрязнений и поддерживаться на всем протяжении очищаемого участка в течение времени перемещения загрязнений от начала до конца участка и составлять не менее 1,5 м/с.

Протяженность участков трубопроводов диаметром более 219 мм, промываемых без пропуска поршня, должна определяться с учетом гидравлических потерь напора в трубопроводе и напора насосного оборудования.

Скорость потока воды должна определяться в зависимости от диаметра трубопровода и производительности.

6.7.3 Промывка без пропуска поршня считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

6.7.4 Принципиальная схема промывки без пропуска поршня приведена на рисунке А.11 приложения А.

      7 Контроль проходного сечения трубопровода

7.1 Проходное сечение следует проверять после очистки полости трубопровода аналогично пропуску очистных поршней при продувке и промывке.

7.2 Контроль проходного сечения (калибровка) должен осуществляться пропуском внутритрубного инспекционного устройства (поршня-калибра, оборудованного калибровочным диском) для выявления наличия недопустимых сужений (меньше диаметра калибровочного диска). Поршни с калибровочными дисками оборудуют устройствами обнаружения и отслеживания. Минимальное проходное сечение трубопровода должно обеспечивать беспрепятственный проход внутритрубного инспекционного прибора.

7.3 Контроль проходного сечения должен осуществляться на основании инструкции на калибровку или раздела инструкции на проведение комплексного процесса очистки полости и испытаний при строительстве, реконструкции или ремонте трубопровода.

7.4 При пропуске внутритрубного устройства не допускаются резкие колебания скорости движения, что должно достигаться регулированием режима пропуска поршня в зависимости от профиля трассы.

7.5 Конструктивные требования к поршню-калибру должны определяться конкретными условиями пропуска на обследуемом участке. Подбор поршня-калибра должен осуществляться с учетом допуска (не менее 5%) на овальность соединительных деталей. Отношение длины поршня-калибра (расстояние между опорными манжетами) к внутреннему диаметру трубопровода следует выбирать в интервале от 1,1 до 1,35.

7.6 При застревании внутритрубного устройства в трубопроводе или наличии недопустимых повреждений калибровочного диска, должны быть выполнены ремонт дефектного участка и повторный пропуск поршня-калибра.

7.7 Калибровка трубопровода считается законченной, если КД не поврежден или анализ полученных повреждений не свидетельствует о контакте с дефектами геометрии трубы контролируемого сечения.

7.8 По результатам контроля проходного сечения должен быть составлен акт осмотра КД для проведения последующей дефектоскопии стенок трубопровода.

7.9 На трубопроводах диаметром менее 219 мм и на участках трубопроводов любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее 5 DN трубы контроль проходного сечения допускается не проводить.

7.10 На заключительных этапах гидравлических и пневматических испытаний участка трубопровода после пропуска поршня с калибровочным диском пропускают в потоке воды (при гидравлических испытаниях) или под давлением сжатого воздуха (при пневматических испытаниях) внутритрубный инспекционный прибор контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей (профилеметрия). В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить внутритрубный инспекционный прибор, дефекты устраняют. Затем пропускают по участку трубопровода в потоке воды внутритрубный инспекционный прибор для выявления металлургических (пленов. закатов, трещин и т.д.), строительно-монтажных дефектов (вмятин, задир и т.д.) и дефектов сварных соединений. Недопустимые дефекты, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии, должны быть устранены.

7.11 Необходимость проведения пропуска внутритрубного инспекционного прибора для профилеметрии и дефектоскопии должна определяться в проектной документации.

      8 Испытания на прочность и проверка на герметичность

      8.1 Основные требования и методы испытаний

8.1.1 Испытания трубопроводов (участков) на прочность и проверка на герметичность должны проводиться гидравлическим, пневматическим или комбинированным методом.

8.1.2 Выбор метода испытаний должен определяться следующими факторами:

— назначением трубопровода;

— природно-климатическими условиями (включая температуру грунта на уровне заложения трубопровода) и рельефом (резкопересеченная местность, перепады высот) трассы;

— протяженностью и конструктивными особенностями испытуемых участков трубопровода;

— наличием источников испытательной среды.

8.1.3 Примеры расчетов (времени наполнения трубопровода, выбор типа и числа наполнительных агрегатов и компрессорных установок) приведены в приложении Б.

Порядок проведения испытаний и применяемые технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) при гидравлическом и пневматическом методах испытаний приведены в таблицах В.1 и В.2 приложения В.

8.1.4 Места забора и слива воды должны быть согласованы с заинтересованными организациями.

8.1.5 Этапы и параметры испытаний на прочность и проверки на герметичность магистральных трубопроводов регламентируются СП 86.13330.2014 (раздел 19), промысловых трубопроводов — СП 284.1325800.2016 (раздел 24), ГОСТ Р 55990-2014 (раздел 13), ГОСТ 34068-2017 (раздел 6).

8.1.7 Протяженность испытуемых участков следует определять с учетом допустимой разницы высотных отметок продольного профиля и расположения по трассе линейной арматуры.

Протяженность участков, испытуемых гидравлическим и комбинированным методами, должна определяться с учетом гидростатического давления.

При испытании на герметичность следует проводить визуальный осмотр сварных соединений на отсутствие течей, отпотевания и дефектов сварного шва.

8.1.9 Перед испытанием и удалением воды из трубопровода (участка) после испытаний должны быть определены и обозначены на местности знаками безопасности зоны, опасные для нахождения персонала и техники.

8.1.11 Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытаний трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление остается неизменным, утечки не обнаружены.

При пневматических испытаниях трубопровода на прочность допустимое снижение давления должно определяться расчетом в соответствии с температурными колебаниями.

8.1.12 При разрыве или обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторным испытаниям на прочность и проверке на герметичность.

8.1.13 В процессе гидравлических испытаний трубопровода, особенно в условиях низких температур окружающей среды, должен проводиться постоянный контроль температуры используемой воды.

Проведение гидравлических испытаний промыслового трубопровода с применением воды допускается только при положительных температурах окружающего воздуха.

8.1.14 При многониточной прокладке промысловых трубопроводов допускается их одновременные испытания гидравлическим или пневматическим методом.

8.1.15 Предварительные испытания запорных узлов должны выполняться в соответствии с СП 86.13330.

8.1.16 Трубопровод (участки), не введенный в эксплуатацию после испытаний и проверки на герметичность более 24 мес, подлежит повторным испытаниям на прочность и проверке на герметичность.

8.1.17 В течение указанных 24 мес допускается не испытывать повторно указанные участки трубопроводов перед их вводом в эксплуатацию при условии выполнения 9.1.9 и 9.1.12, а также осуществления мониторинга и поддержания необходимого давления и влагосодержания в полости трубопровода.

8.1.18 Если трубопровод не планируется вводить в эксплуатацию более 24 мес, то после завершения испытаний необходимо произвести консервацию трубопровода.

      8.2 Гидравлические испытания

8.2.1 Комплекс работ по гидравлическим испытаниям трубопровода перед сдачей в эксплуатацию должен включать:

— подготовку к испытаниям;

— заполнение трубопровода (участка) водой;

— подъем давления до испытательного значения;

— испытание на прочность;

— сброс давления до проектного рабочего значения;

— проверку на герметичность;

— сброс давления до 0,1-0,2 МПа;

— удаление воды.

8.2.2 Подготовка к испытаниям трубопровода (участка) должна включать:

— монтаж заглушек (силовых эллиптических, сферических) на концах испытуемого участка;

— монтаж узлов пуска и приема поршней;

— установку контрольно-измерительных приборов.

8.2.3 Заполнение трубопровода водой следует совмещать с очисткой полости путем промывки и удаления воздуха из полости.

Заполнение трубопровода водой с пропуском поршня производится при открытых воздухоспускных кранах и линейной арматуре.

Критерий полноты удаления воздуха из трубопровода при заполнении водой — появление непрерывной струи воды, выходящей из вантузов, устанавливаемых по трассе трубопровода для эксплуатации, водопропускных кранов и на временных КПП.

8.2.4 В качестве источников воды для гидравлического испытания следует использовать естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.), пересекаемые или расположенные вблизи испытуемого трубопровода (участка).

8.2.5 В проектной (рабочей) документации для проведения гидравлических испытаний определяется использование воды или жидкости с пониженной температурой замерзания.

8.2.6 Графики изменения давления в газопроводе и нефтепроводе и продуктопроводе при гидравлических испытаниях приведены на рисунках В.1 и В.2 приложения В.

8.2.8 Для удаления воды после гидравлических испытаний следует последовательно применять два поршня: основной и контрольный. Основной — для удаления основного объема воды из полости трубопровода, контрольный — для окончательного удаления.

Удаление воды после испытаний в обязательном порядке предусматривается только для газопроводов.

8.2.9 На трубопроводах диаметром до 219 мм и при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода удаление воды следует производить непосредственно воздухом или природным газом от скважины или из ресивера на открытый конец испытанного участка.

8.2.10 Удаление воды считается законченным без пропуска поршней-разделителей, когда из трубопроводов выходит чистая струя воздуха или газа.

8.2.11 Скорость перемещения поршня-разделителя при удалении воды должна составлять не менее 1,5 м/с.

8.2.12 Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел неразрушенным. В противном случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

8.2.13 Для сокращения сроков сдачи трубопровода в эксплуатацию допускается проведение комплексных гидравлических испытаний, совмещающих очистку полости от загрязнений потоком жидкости и удаление воды после гидравлических испытаний под давлением воздуха (газа).

      8.3 Испытания трубопровода с применением метода стресс-теста

8.3.1 Необходимость проведения гидравлических испытаний участков трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) должна определяться застройщиком (техническим заказчиком) на стадии проектирования.

Гидравлические испытания методом стресс-теста должны проводиться по согласованию с организацией, эксплуатирующей трубопровод.

8.3.2 При гидравлических испытаниях методом стресс-теста должны выполняться следующие технические и технологические требования:

— использование высокоточных приборов для измерения расхода закачиваемой в трубопровод воды и давления в нем, измерение температуры;

— ограничение перепада высот в пределах испытуемого участка;

— разделение трубопровода на более короткие испытательные участки;

— использование опрессовочных агрегатов более высокой производительности;

— повышенные требования к чистоте воды, закачиваемой в трубопровод опрессовочным агрегатом.

8.3.3 При испытаниях трубопровода на прочность и проверке на герметичность должна проводиться непрерывная регистрация значений расхода, давления и температуры воды и их обработка в режиме реального времени.

8.3.4 Основные параметры и режимы гидравлических испытаний, особенности контроля процесса испытания повышенным давлением (методом стресс-теста) приведены в [10].

8.3.5 Принципиальная схема испытаний участка трубопровода с применением метода стресс-теста приведена на рисунке В.3 приложения В.

8.3.6 Испытания трубопровода должны выполняться в соответствии с графиком изменения давления в трубопроводе, приведенным на рисунке В.4 приложения В.

8.3.7 При испытаниях на прочность строящихся трубопроводов следует выполнять два полных цикла нагружения трубопровода.

Время выдержки трубопровода под давлением на каждом цикле должно составлять 1 ч.

После устранения разрыва трубопровода следует удалить воздух, попавший в полость, путем пропуска поршня под напором воды.

8.3.10 В случае обнаружения утечки при проверке трубопровода на герметичность ее следует устранить и повторить проверку.

      8.4 Пневматические испытания

8.4.2 При испытаниях трубопровода природным газом должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность работ, связанных с его применением.

8.4.4 Природный газ для испытаний следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода, для промыслового трубопровода — от скважины через сепараторы осушки газа.

8.4.5 Пневматические испытания трубопровода и проверка на герметичность должны выполняться после:

— полного окончания СМР;

— обеспечения требований безопасности [6].

8.4.6 Принципиальная схема пневматических испытаний трубопровода должна включать:

— перепуск воздуха (газа) из одного участка трубопровода в другой;

— стабилизация и измерение необходимых параметров напорной среды в трубопроводе;

— опорожнение испытанного участка.

8.4.9 График изменения давления в трубопроводе при пневматических испытаниях приведен на рисунке В.5 приложения В.

8.4.10 В процессе испытаний следует проводить измерения давления как минимум в трех точках (равномерно расположенных относительно концов испытуемого трубопровода).

8.4.11 Для облегчения поиска утечек в трубопроводе в процессе закачки в воздух (газ) следует добавлять одорант. Установки дозирования одоранта следует монтировать на узлах подключения к источникам воздуха (газа).

Воздух (газ) при сбросе давления рекомендуется перепускать из испытанного участка в соседний участок, подлежащий испытанию.

8.4.14 Трубопровод считается выдержавшим испытания и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и утечки не обнаружены.

      8.5 Комбинированные испытания

8.5.1 Комбинированный метод испытаний трубопроводов следует применять, когда невозможно производство работ другими методами:

— отсутствие необходимого числа мощных передвижных компрессорных установок для испытаний трубопровода воздухом;

— необходимость деления трубопровода на короткие участки испытаний в условиях резкопересеченной местности.

8.5.2 Комплекс работ по комбинированному методу испытаний трубопровода перед сдачей в эксплуатацию должен включать:

— очистку полости трубопровода;

— заполнение испытуемого участка воздухом (газом);

— испытания на прочность;

— проверку на герметичность;

— удаление воды.

8.5.3 Очистку полости трубопровода следует проводить продувкой с пропуском поршня.

8.5.4 Испытуемый участок трубопровода следует заполнять природным газом от действующего газопровода, инертным газом или сжатым воздухом от компрессорных установок до давления в действующем газопроводе или максимального давления нагнетания компрессора по технологии, принятой для пневматических испытаний.

Заполнение участка водой следует осуществлять с перемещением поршня впереди потока воды.

8.5.5 График изменения давления в трубопроводе при комбинированном методе испытаний приведен на рисунке В.6 приложения В.

8.5.6 После проведения испытаний трубопровода (участка) комбинированным методом следует возвратить часть природного газа (в случае его применения) в газопровод и удалить воду в два этапа:

— предварительный слив воды под давлением через патрубки, заранее установленные в местах закачки воды;

— удаление воды с пропуском поршня-разделителя под давлением воздуха (газа) по технологии, принятой для гидравлических испытаний.

      8.6 Испытания трубопровода при отрицательных температурах

8.6.1 При выборе метода испытаний трубопровода (участка) при отрицательных температурах следует учитывать:

— результаты теплотехнического расчета параметров испытаний, выполненного проектной организацией [9];

— наличие ограничений для применения метода испытаний;

— конструкцию, назначение, диаметр и способ прокладки трубопровода;

— гидрогеологические, геоморфологические и природно-климатические условия трассы на испытуемом участке;

— наличие технических средств, постоянных (на период испытаний) источников газа или воды;

— возможность производства работ по поиску утечек, ликвидации дефектов;

— соблюдение требований безопасности и охраны труда, окружающей среды.

8.6.2 Испытания трубопроводов (участков) при отрицательных температурах допускается выполнять пневматическим, гидравлическим и комбинированным методами:

— пневматический метод испытаний воздухом (газом) — для трубопроводов любого диаметра;

— гидравлический метод испытаний водой с естественной температурой водоема — для подземных трубопроводов без теплоизоляции диаметром от DN 700 до DN 1400;

— гидравлический метод испытаний предварительно подогретой водой — для надземных трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 700 с теплоизоляцией и для подземных трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 500 без теплоизоляции;

— гидравлический метод испытаний жидкостью с пониженной температурой замерзания — для трубопроводов диаметром до DN 200;

8.6.3 При проведении пневматических испытаний трубопровода следует учитывать специфику эксплуатации передвижных компрессорных установок при низких температурах наружного воздуха.

Пневматические испытания магистральных газопроводов должны выполняться с обеспечением влагосодержания воздуха, подаваемого в газопровод, соответствующего температуре точки росы минус 35°С и менее (при атмосферном давлении).

8.6.4 При проведении гидравлических испытаний при отрицательных температурах следует:

— проводить испытания строго в течение времени, определенного теплотехническим расчетом;

— обеспечивать контроль температуры воды на входе и выходе из трубопровода;

— контролировать засыпку и обвалование трубопровода (грунтом, снегом);

— выполнять тщательное утепление открытых частей трубопровода, арматуры, оборудования и приборов;

— выполнять очистку полости протягиванием, продувкой или совмещать очистку с удалением воды после гидравлических испытаний;

— исключать заливку воды перед поршнем во избежание ее замерзания;

— производить монтаж КПП для исключения заполнения водой полости при открытом конечном испытуемом участке трубопровода и аварийного удаления воды при выявлении дефектов;

— убедиться в наличии и подключить источники воздуха (газа) до начала испытания к обоим концам испытуемого участка, что должно обеспечивать возможность удаления жидкости из трубопровода,

— закончить все работы на трассе (устройство ограждений, монтаж электрозащиты и т.д.) и предоставить испытанный трубопровод приемной комиссии.

8.6.5 Принципиальная схема гидравлических испытаний трубопровода при отрицательных температурах приведена на рисунке В.7 приложения В.

8.6.6 При гидравлических испытаниях трубопровода при отрицательных температурах следует контролировать температуру воды, окружающего воздуха и грунта на уровне заложения трубопровода с записью результатов измерений в процессе всего периода испытаний.

8.6.7 Температура закачиваемой в трубопровод (участок) воды должна быть положительной (выше 4°С) в течение всего периода испытаний.

Значение начальной температуры воды должно определяться расчетом в проектной (рабочей) документации.

Для обеспечения проведения испытаний трубопровода без образования в полости наледей воду в трубопровод следует закачивать до тех пор, пока ее температура в конце трубопровода не достигнет расчетной.

В процессе заполнения трубопровода водой следует осуществлять контроль температуры сливаемой воды.

8.6.8 При испытаниях подземного трубопровода следует проводить предварительный прогрев трубопровода и окружающего грунта прокачкой воды с оптимальной скоростью.

Оптимальная скорость прокачки воды в зависимости от суммарной производительности наполнительных агрегатов должна определяться в проектной (рабочей) документации на основе теплотехнического расчета.

Температура подаваемой в трубопровод воды должна быть не более максимальной рабочей температуры испытуемого трубопровода.

8.6.9 В случае применения поршней для заполнения трубопровода водой для гидравлических испытаний с помощью наполнительных агрегатов следует производить предварительный прогрев трубопровода прокачкой воды.

8.6.11 При гидравлических испытаниях промысловых газопроводов допускается применять подогретую воду от теплообменников, водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения.

При гидравлических испытаниях трубопровода применение жидкости с пониженной температурой замерзания должно осуществляться по технологии с учетом особенностей приготовления, хранения, транспортирования и утилизации раствора и его компонентов. Технология приготовления и утилизации жидкости должна быть указана в инструкции по испытаниям.

Температурный диапазон применения жидкости для испытаний трубопроводов должен определяться температурой ее замерзания, которая зависит от концентрации раствора. Концентрацией раствора в период испытания должна быть обеспечена температура замерзания жидкости ниже минимальной температуры грунта засыпки (при подземной прокладке) и температуры наружного воздуха (при надземной прокладке).

Температура внутри трубопровода при испытаниях трубопровода должна быть выше температуры замерзания испытательной жидкости.

8.6.12 При испытаниях трубопровода жидкостью с пониженной температурой замерзания в случае разрыва зона выброса испытательной жидкости должна быть оперативно локализована с помощью запруд, обвалования грунтом с последующей нейтрализацией раствора.

8.6.13 При комбинированном методе испытаний подземного трубопровода при отрицательных температурах в проектной (рабочей) документации должны быть определены теплотехнические параметры: скорость и объем (время) прокачки воды через испытуемый участок, температура воды на входе в трубопровод.

Принципиальная схема гидравлических испытаний подземного трубопровода без теплоизоляции приведена на рисунке В.8 приложения В.

8.6.14 При комбинированном методе испытаний надземного трубопровода при отрицательных температурах в проектной (рабочей) документации должны быть определены теплотехнические параметры: (начальная) температура воды в начале и конце участка трубопровода, требуемое количество подогретой воды и мощность источника подогрева.

Принципиальная схема испытаний надземного трубопровода подогретой водой приведена на рисунке В.9 приложения В.

      8.7 Предварительные испытания запорных узлов

8.7.1 Предварительные испытания запорных узлов должны проводиться до врезки в нитку трубопровода созданием внутреннего статического давления для выявления дефектов и подтверждения их герметичности до испытаний всего трубопровода (участка) после завершения СМР. Допускается проведение предварительных испытаний запорной арматуры на предприятии-изготовителе при проведении приемо-сдаточных испытаний, а испытание узлов запорной арматуры — в составе смонтированного трубопровода.

8.7.2 Подготовка запорного узла к испытаниям должна включать:

— приварку к концам монтажного узла временных патрубков с силовыми эллиптическими заглушками из труб длиной не менее 1,5 наружного диаметра трубопровода;

— монтаж на пониженном конце одного сливного патрубка с краном, на повышенном конце — воздухоспускного патрубка с краном и манометра;

— открывание запорной арматуры.

8.7.3 Предварительные испытания УЗА трубопроводов диаметрами от DN 500 до DN 1400 следует производить непосредственно на трассе на месте проектного расположения каждого УЗА.

8.7.4 Предварительные испытания УЗА для труб диаметром не более DN 500 следует производить на трассе либо вне ее, вблизи источника воды, соединяя несколько узлов в общую группу. После испытания группу У3А разъединяют на отдельные узлы, которые транспортируют к месту монтажа на трассе.

8.7.5 Предварительные испытания УЗА следует выполнять гидравлическим (вода, жидкость с пониженной температурой замерзания) или пневматическим методом.

8.7.7 Предварительные пневматические испытания УЗА проводят при давлении 3 МПа с выдержкой в течение 2 ч проверку на герметичность — при давлении 2 МПа в течение времени, необходимого для осмотра УЗА.

8.7.8 Воду в испытуемый УЗА следует подавать непосредственно из водоема или из передвижной емкости с помощью опрессовочного или наполнительно-опрессовочного агрегата.

8.7.9 Заполнять полость УЗА водой следует до тех пор, пока вода не появится на воздухоспускном кране.

8.7.11 УЗА считается выдержавшим предварительные испытания на прочность и проверку на герметичность, если не произошло деформаций и не выявлены утечки.

8.7.12 По окончании испытаний вода из УЗА должна быть слита, а заглушки со сливными и воздухоспускными патрубками демонтированы.

8.7.13 Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний УЗА приведена на рисунке В.10 приложения В.

8.7.14 Методы испытаний соединений трубопроводов на герметичность должны соответствовать ГОСТ 3242 и ГОСТ 25136.

      9 Осушка полости трубопровода и внутритрубное техническое диагностирование

      9.1 Осушка полости трубопровода

9.1.1 Осушку полости участков линейной части магистрального газопровода, технологических трубопроводов и оборудования объектов магистрального газопровода проводят по рабочей инструкции, под руководством комиссии по осушке, назначаемой совместным приказом лица, осуществляющего строительство и застройщика (технического заказчика).

9.1.2 Осушку полости трубопроводов выполняют для полного удаления из нее остатков воды после строительно-монтажных и ремонтных работ во избежание образования ледяных и газогидратных пробок после подачи природного газа, а также для обеспечения влагосодержания транспортируемого природного газа в диапазоне, установленном в нормативных документах.

9.1.3 Осушку полости нефтепроводов проводят при плановой консервации до начала эксплуатации.

9.1.4 Осушать полость трубопроводов следует после монтажа испытанных участков в единую нитку.

Для осушки полости трубопроводов применяют следующие способы:

— продувка предварительно осушенным газообразным агентом (воздухом, азотом);

— вакуумирование;

— комбинированный способ (продувка предварительно осушенным газообразным агентом с последующим вакуумированием).

9.1.5 Осушку вакуумированием выполняют при температуре грунта на глубине заложения газопровода (окружающей среды для надземных трубопроводов) не ниже 0°C.

9.1.6 При необходимости растапливания льда и удаления воды в процессе выполнения работ при отрицательных температурах окружающего воздуха допускается прогревание трубопроводов обвязок крановых узлов, дренажных линий и емкостей резервного газа.

9.1.7 Контроль влагосодержания воздуха на выходе из осушаемого газопровода осуществляют с помощью портативного гигрометра с потоковым датчиком с периодичностью 30 мин.

9.1.8 Контроль значения остаточного давления в полости, осушаемой вакуумированием, осуществляют с помощью вакуумметров по ГОСТ 2405. Приведенная погрешность применяемых вакуумметров не должна быть более 0,6%.

9.1.9 Осушку полости участков трубопроводов выполняют до достижения температуры точки росы минус 20°С при атмосферном давлении (минус 30°С для участков, проложенных в многолетнемёрзлых грунтах) или вакуумированием до достижения давления насыщенных паров воды в полости трубопроводов 100 Па. В отдельных случаях, при наличии особых требований к влагосодержанию продукта, установленных проектом, проводят более глубокую осушку полости трубопроводов.

9.1.10 Для интенсификации процесса испарения остаточной влаги и ее распределения по внутренней поверхности трубопровода в процессе осушки полости трубопроводов продувкой, рекомендуется пропускать пенополиуретановые поршни под давлением осушающего агента.

9.1.11 При выполнении работ по осушке на участках трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, для удаления льда с внутренней поверхности труб, по решению председателя комиссии по осушке, до их начала может быть осуществлен пропуск по участку метанольной или гликолевой пробки (возможность выполнения этой операции должна быть предусмотрена в проектной (рабочей) документации).

9.1.12 После проведения осушки газопровода его полость заполняют азотом концентрацией не менее 98% и температурой точки росы минус 20°С до избыточного давления 0,02 МПа.

9.1.13 Измерительные приборы, применяемые при контроле качества осушки полости трубопроводов, должны быть внесены в государственный реестр средств измерений Российской Федерации в качестве средств измерений и быть с действующими свидетельствами о поверке.

      9.2 Внутритрубное техническое диагностирование

9.2.1 Для определения внутренних дефектов труб и сварных соединений после испытаний по трубопроводу рекомендуется пропускать ВИП.

9.2.2 Конструкцией линейной части трубопровода должна быть обеспечена возможность проведения ВТД, в том числе, должны быть:

— КПП;

— постоянный внутренний диаметр и равнопроходная линейная арматура;

— минимальный радиус изгиба трубопровода не менее 5 DN;

— решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопроводов, исключающие попадание ВИП в ответвления;

— КПП на участках переходов через естественные и искусственные препятствия в случае, если диаметр трубопровода на этих участках отличен от диаметра основного трубопровода;

— сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение ВИП.

9.2.3 Режим работы компрессорной (подача воздуха, газа) или насосной (подача воды) станции должен обеспечивать перемещение ВИП со скоростью в допустимом (в соответствии с техническими характеристиками ВИП) диапазоне.

9.2.4 Для оценки работы профилемера и дефектоскопов диагностическая организация должна осуществлять экспрессконтроль результатов ВТД. При неудачном запуске профилемера или дефектоскопа должен производиться его повторный пропуск.

9.2.5 По результатам ВТД диагностическая организация в установленные сроки должна выпускать технические отчеты, содержащие перечень дефектов, требующих устранения в соответствии с СП 86.13330.

9.2.6 Строительная организация должна обеспечивать устранение недопустимых дефектов, выявленных по результатам ВТД до ввода трубопровода в эксплуатацию.

      10 Охрана окружающей среды

10.1 При проведении работ по очистке полости трубопровода, гидравлическим испытаниям и удалению воды после гидравлических испытаний необходимо выполнять мероприятия по охране окружающей среды в соответствии с [1], [3] и настоящего раздела.

10.2 Инструкция по очистке полости трубопровода и его проверке на герметичность должна содержать раздел «Охрана окружающей среды», в котором должны быть приведены все необходимые сведения о выполняемых мероприятиях по охране окружающей среды при реализации намеченных работ.

10.3 Раздел «Охрана окружающей среды» должен включать:

— ситуационный план испытуемого участка трубопровода с указанием мест размещения водозабора, резервуара-отстойника, постов наблюдения, аварийных бригад, охранной зоны;

— расчет количества газа, выбрасываемого в атмосферу при удалении воды прокачкой газа после испытаний;

— продольный профиль всей протяженности трубопровода;

— схему размещения и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты;

— состав воды в источнике водоснабжения;

— схему проведения очистки полости и гидравлических испытаний и привязку ее к водным объектам;

— расчет объема воды для промывки и испытаний каждого участка трубопровода;

— расчет возможного влияния водозабора на уровень воды и экологию водоема;

— расчет времени осветления воды после промывки и гидравлических испытаний;

— расчет предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ.

10.4 Разрешительные документы на забор и сброс воды оформляются в соответствии с [3], [4], [5].

10.5 Для проведения гидравлических испытаний трубопровода применяется источник водоснабжения, определенный проектной (рабочей) документацией.

В случае, если такой источник — естественный водный объект, то водозаборное сооружение ограждают снаружи металлической сеткой с ячейками размером не более 2 мм. Для очистки воды от механических загрязнений применяют фильтры с ячейками размером 100 мкм.

10.6 Не допускается сливать в реки, озера и другие водоемы воду, вытесненную из трубопровода после его гидравлических испытаний или промывки, без предварительной ее очистки в резервуарах-отстойниках.

10.7 Резервуары-отстойники, устраиваемые в углублении земной поверхности, должны быть экранированы в соответствии с 5.8 ГОСТ 17.5.3.04-83.

10.8 Плодородный слой почвы и грунт, извлеченный из котлована резервуара-отстойника при его сооружении, укладывают в отдельные бурты и используют при обратной засыпке и рекультивации.

10.9 Вода, использованная при испытаниях, должна сбрасываться в резервуар-отстойник для предварительной очистки от загрязняющих веществ до установленных нормативов ПДК водного объекта, после чего сбрасывается в проектный водный объект.

Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний трубопровода приведена на рисунке В.11 приложения В.

10.10 Система очистки воды в резервуаре-отстойнике должна предусматривать:

— отстаивание воды до начала слива в водоем;

— применение добавок для сбора с поверхности резервуара-отстойника нефтепродуктов;

— сброс воды из срединного слоя резервуара-отстойника для защиты от возможных загрязнений со дна и с поверхности резервуара.

10.11 В зонах наиболее вероятного попадания неочищенной опрессовочной воды в водоемы во время испытаний должно быть предусмотрено сооружение насыпей, дамб, водоотводных канав.

10.12 Сброс очищенной воды производится в местах водозаборов в водные объекты, пересекаемые трубопроводом. При необходимости прокладывают дополнительные трубопроводы от мест расположения резервуара-отстойника до точек сброса воды. При сбросе воды конец сливного патрубка погружают на глубину не менее 1 м.

10.13 Сброс воды из резервуара-отстойника в водный объект должен регулироваться краном на сливном патрубке таким образом, чтобы:

— исключить превышение уровня воды в водном объекте относительно допустимого, согласованного с местной гидрометеорологической службой;

— обеспечить соблюдение ПДК сбросов загрязняющих веществ в водный объект из резервуара-отстойника.

10.14 Использование для гидравлических испытаний жидкостей с пониженной температурой замерзания (антифризов) разрешается только по специальной технологии, с учетом их приготовления и утилизации, указываемой в проекте.

Сброс вод, содержащих указанные вещества, в водные объекты запрещен.

10.15 После окончания работ по испытаниям трубопровода все временно использовавшиеся земли для устройства водозаборов, размещения механизмов, сооружения резервуаров-отстойников и др. должны быть в обязательном порядке восстановлены (рекультивированы). Рекультивация земли должна производиться в соответствии с требованиями раздела 5 ГОСТ 17.5.3.04-83.

10.16 Вывоз и утилизация осадка должны осуществляться в соответствии с законодательством Российской Федерации в области обращения с отходами.

10.17 Нарушения ландшафта с образованием размывов, промоин, рытвин и т.д. в процессе испытаний (например, слива воды мощной струей) должны быть полностью ликвидированы, особенно в местах залегания сильнольдистых вечномерзлых грунтов, где такие явления могут иметь необратимый характер.

10.18 Состав и ПДК загрязняющих веществ в воздухе рабочей зоны после очистки и испытаний трубопроводов, следует определять в соответствии с ГОСТ 12.1.007.

      11 Требования безопасности при проведении работ

11.1 Требования к проведению работ по очистке полости и испытаниям трубопроводов приведены в [6], [7], [8] и настоящем разделе.

11.2 В инструкции по очистке полости, испытанию трубопроводов на прочность и проверке на герметичность должны быть предусмотрены требования пожарной и технической безопасности, определены опасные зоны [6]. В инструкции также приводятся процедуры подготовки персонала и оборудования к испытаниям, действия персонала и специальных служб во время испытаний в нормальных и аварийных условиях, процедуры окончания испытаний со снятием охранной зоны.

11.3 При проведении работ по очистке полости и испытаниям трубопроводов должна быть назначена комиссия из представителей застройщика (технического заказчика), лица, осуществляющего строительство, эксплуатирующей организации (или ее вышестоящей организации) и организации, осуществляющей контроль и надзор.

Создание комиссии осуществляется на основании совместного приказа застройщика (технического заказчика) и лица, осуществляющего строительство с назначением председателя комиссии.

Утверждение инструкции по порядку проведения работ, а также распоряжения по очистке полости трубопровода, испытаниям и удалению воды находятся в компетенции председателя комиссии.

11.4 В обязанности комиссии должны входить:

— проверка исполнительной документации и готовности участков трубопроводов (на месте) к очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом;

— организация изучения рабочих инструкций всеми членами комиссии, инженерно-техническими работниками, рабочими, участвующими в работах;

— назначение по согласованию с эксплуатирующей организацией или застройщиком (техническим заказчиком) (при необходимости, с местными органами власти) сроков выполнения работ;

— руководство всеми работами по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению участков, с назначением ответственных руководителей;

— обеспечение безопасности всех участников работ и населения, а также техники, оборудования и сооружений в зонах проведения работ;

— ведение технической документации;

— обеспечение немедленных мер по выяснению причин и устранению аварийной ситуации.

11.5 Члены комиссии, а также инженерно-технические работники и рабочие, участвующие в работах, должны быть ознакомлены с мероприятиями по промышленной и пожарной безопасности, с порядком действий и своими обязанностями при возникновении аварийных ситуаций.

11.6 Персонал, участвующий в работах по очистке полости и испытанию трубопроводов на прочность и проверке на герметичность, должен быть ознакомлен с технологической документацией на проведение испытаний, обеспечен необходимым инструментом, инвентарем, спецодеждой, средствами индивидуальной защиты и средствами связи, соответствующими ГОСТ Р 50829.

11.7 На период проведения работ по очистке полости и испытанию трубопроводов за пределами опасной зоны должны быть установлены предупредительные и запрещающие знаки, определены места и условия безопасного пребывания лиц, занятых в работах.

11.8 До очистки полости или испытания трубопроводов в местах, где он пересекает железные и автомобильные дороги или проходит вблизи от них, комиссия по испытаниям должна уведомить соответствующие организации (управление железной дороги, дорожный отдел и др.) о проведении указанных работ и согласовать с ними необходимые мероприятия по безопасности.

11.9 В процессе испытаний люди, механизмы и оборудование, за исключением опрессовочных агрегатов, должны находиться за пределами опасной зоны.

Размеры опасных зон, устанавливаемые на период проведения работ по очистке и испытанию подземных трубопроводов приведены в [6].

При испытаниях наземных или надземных участков трубопроводов опасная зона от оси трубопровода должна быть увеличена в два раза в обе стороны. Осмотр трубопровода с целью выявления дефектов и повреждений разрешается только после снижения давления до рабочего.

11.10 Для предотвращения проникновения в зону проведения испытаний трубопроводов посторонних лиц и транспортных средств за пределами опасной зоны выставляются охранные посты.

Число постов и их расстановка должны определяться в инструкции по очистке и испытанию трубопроводов.

11.11 Для измерения давления следует применять поверенные, опломбированные, с паспортами дистанционные приборы или манометры класса точности в соответствии с 8.3.4 ГОСТ 2405-88, устанавливаемые вне опасной зоны.

11.12 Производственное оборудование, применяемое при проведении работ по очистке полости, испытаниям и осушке трубопроводов, должно соответствовать ГОСТ 12.2.003.

11.13 Устранение неисправностей испытательного оборудования, обнаруженных в процессе испытания, проводят после отключения оборудования и снижения давления до атмосферного.

11.14 Работы по заполнению полости участков газопроводов азотом следует выполнять по разделу 6 ГОСТ 9293-74. Содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19% (по объему).

Приложение А

Очистка полости, продувка и промывка трубопровода

Способы и параметры очистки полости трубопровода приведены в таблице А.1.

Таблица А.1

Способ очистки полости	Область применения и режим	Критерий качества
Протягивание	D>0 W=0,3-0,5 м/с	Очистное устройство вышло неразрушенным
Продувка с пропуском поршня	D 219 мм W=не более 20 м/с в соответствии с техническими характеристиками очистных устройств	Поршень вышел неразрушенным. Выходит струя незагрязненного воздуха
Продувка без пропуска поршня	D<219 мм R<5 DN L 5 км W=15-30 м/с	Выходит струя незагрязненного воздуха
Промывка с пропуском поршня	D 219 мм W 0,2 м/с	Поршень вышел неразрушенным
Промывка без пропуска поршня	D<219 мм R<5 DN W 1,5 м/с	Выходит чистая струя жидкости
Вытеснение загрязнений в потоке жидкости	D 219 мм W 1,5 м/с	Поршень вышел неразрушенным
Удаление воды	D 219 мм W 1,5 м/с	Впереди контрольного поршня нет воды
Обозначения: D — наружный диаметр трубопровода; R — радиус кривизны трубопровода; L — длина участка очистки полости трубопровода; W — скорость потока напорной среды (поршня).

Принципиальные схемы предварительной очистки полости, продувки, промывки и удаления воды после испытаний трубопроводов приведены на рисунках А.1-А.11.

а — пропуск штанги очистного устройства через секцию; б — центровка секций и сварка секций; в — очистка полости собранной секции; г — выброс загрязнений из секций;

1 — плеть трубопровода; 2 — внутренний центратор; 3 — очистное устройство; 4 — штанга; 5 — секция трубопровода; 6 — трубоукладчик

Рисунок А.1 — Принципиальная схема предварительной очистки полости

1 — ресивер; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — перемычка; 5 — поршень;

Рисунок А.2 — Принципиальная схема продувки трубопровода с пропуском поршней под давлением воздуха (газа) из ресивера

а — непосредственно на месте проектной вырезки газопровода — отвода в действующий газопровод; б — через свечу действующего газопровода и временный шлейф, подведенный к продуваемому участку;

1 — продуваемый участок; 2 — поршень; 3 — свеча на узле запасовки поршней; 4 — действующий газопровод; 5 — кран коллектора; 6 — коллектор; 7 — кран отключающий; 8 — свеча на шлейфе; 9 — шлейф; 10 — свеча на действующем газопроводе; 11 — линейный кран на действующем газопроводе

Рисунок А.3 — Принципиальная схема подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов

а — продувка природным газом от скважины; б — продувка сжатым воздухом;

1 — скважина; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — заглушка; 5 — компенсатор; 6 — подводящий патрубок; 7 — продувочный патрубок; 8 — коллектор; 9 — компрессор

Рисунок А.4 — Принципиальная схема продувки промыслового трубопровода

а — камера пуска на три поршня; б — камера пуска на два поршня;

1 — подводящий трубопровод; 2 — стопор; 3 — поршень; 4 — манометр; 5 — сигнализатор прохождения поршня

Рисунок А.5 — Принципиальная схема камеры пуска поршней при продувке трубопровода

1 — отрезок трубы с заглушкой; 2 — поршень-разделитель для окончательного удаления воды; 3 — стопор; 4 — поршень-разделитель для предварительного удаления воды; 5 — подводящий шлейф от наполнительных агрегатов; 6 — патрубок с краном для промывки; 7 — очистной поршень; 8 — патрубок с краном для заливки воды в полость перед промывкой; 9 — подводящий шлейф с краном от опрессовочных агрегатов; 10 — сигнализатор прохождения поршней; 11 — манометр; 12 — патрубок с краном подачи воздуха (газа); 13 — подводящий шлейф от источника воздуха (газа)

Рисунок А.6 — Принципиальная схема камеры пуска при промывке и удалении воды после испытания трубопровода

1 — отрезок трубы с заглушкой; 2 — стопор; 3 — сигнализатор прохождения поршней; 4 — манометр; 5 — сливной патрубок с кранами; 6 — контрольный сливной патрубок с краном

Рисунок А.7 — Принципиальная схема камеры приема поршней при промывке и удалении воды после испытания трубопровода

1 — пульт управления; 2 — газогенератор; 3 — турбокомпрессор; 4 — предохранительный клапан; 5 — подсоединительный трубопровод; 6 — камера пуска поршня; 7 — поршень; 8 — продуваемый трубопровод; 9 — продувочный патрубок

Рисунок А.8 — Принципиальная схема продувки трубопровода с применением компрессорной установки

а — заполнение ресивера сжатым воздухом; б — пропуск поршня под давлением воздуха от компрессорных станций; в — продувка плеча II от ресивера без пропуска поршня;

1 и 5 — очистные устройства; 2, 3 и 4 — перепускные патрубки с кранами; 6 — коллектор; 7 — подводящий патрубок; 8 — продувочный патрубок; 9 — передвижные компрессорные станции

Рисунок А.9 — Принципиальная схема очистки трубопровода с пропуском поршня от компрессорных станций с использованием ресивера

а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды перед поршнем-разделителем; в — пропуск поршня-разделителя в потоке воды; г — подготовка участка к испытанию;

1 — очищаемый участок; 2 и 7 — перепускные патрубки с кранами; 3 — поршень-разделитель; 4 — коллектор; 5 — наполнительные агрегаты; 6 — подводящий патрубок; 8 — линейная арматура; 9 — сливной патрубок

Рисунок А.10 — Принципиальная схема промывки трубопровода с пропуском поршня

а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды; в — подготовка участка к испытанию;

1 — очищаемый участок; 2 — подводящий патрубок; 3 — кран; 4 — наполнительные агрегаты; 5 — линейная арматура; 6 — сливной патрубок

Рисунок А.11 — Принципиальная схема промывки без пропуска поршня

Приложение Б

Примеры расчетов времени наполнения трубопровода, выбора типов и числа наполнительных агрегатов и компрессорных установок

Б.1 Расчет времени наполнения трубопровода

Для определения времени наполнения трубопроводов водой или воздухом следует применять номограмму. Номограмма состоит из двух частей (рисунок Б.1). В правой части по оси абсцисс отложена протяженность L участков трубопровода от 1 до 100 км. Наклонные линии этой части номограммы обозначают номинальные диаметры трубопроводов от DN 100 до DN 1400.

Рисунок Б.1 — Номограмма для расчета времени наполнения трубопровода водой или воздухом

Для определения времени заполнения трубопровода воздухом до создания давления Р необходимо найденное время умножить на коэффициент К, равный создаваемому давлению Р, то есть

При использовании для заполнения трубопровода группы наполнительных агрегатов или компрессоров необходимо найденное время разделить на число этих агрегатов. Если трубопровод заполняется воздухом последовательно компрессорами низкого и высокого давления, то время заполнения следует определять раздельно для каждого приема, а затем полученные результаты суммировать.

Б.2 Выбор типа и числа наполнительных агрегатов

Выбор наполнительных агрегатов следует осуществлять с использованием характеристик насосов в следующей последовательности:

— определить максимально возможные потери напора на участке трубопровода, подлежащем заполнению водой;

— установить скорость перемещения поршня по трубопроводу (расходом воды) в процессе заполнения полости водой;

— найти пересечение прямой, соответствующей заданному расходу воды, с характеристикой насоса;

— определить развиваемый насосом напор в точке пересечения прямой заданного расхода с характеристикой насоса;

— путем сравнения потери напора и напора наполнительного агрегата выбрать тип и число наполнительных агрегатов.

Потери напора на трение, отнесенные к 1 км трубопровода, в зависимости от его диаметра и расхода воды приведены в таблице Б.1. Характеристики наполнительных агрегатов приведены в соответствующих паспортах на указанное оборудование.

Таблица Б.1

Диаметр трубопровода , мм	Потери напора, м, при расходе воды, м /ч, равном
	100	300	500	1000	2000
1420	0,00029	0,0020	0,0050	0,0178	0,0616
1220	0,00051	0,0036	0,0091	0,0320	0,1110
1020	0,00148	0,0103	0,0255	0,0892	0,3315
820	0,00456	0,0318	0,0818	0,2754	0,9640
720	0,00613	0,0580	0,1516	0,5308	1,9718
530	0,02240	0,3118	0,7648	2,8556	11,423
325	0,3926	4,0100	10,491	39,347	157,39
219	0,48570	30,5441	83,36419	327,5012	1293,1524
159	15,4430	132,6729	363,1351	1430,7963	5661,6838

Пример 1 — Выбрать тип и число наполнительных агрегатов при заполнении водой трубопровода диаметром 1020 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя. Максимальный перепад высот по трассе составляет 140 м. Наполнительный агрегат установлен на расстоянии 120 м от испытуемого трубопровода и соединяется с ним трубопроводом диаметром 325 мм.

Возможные максимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:

140 м — на преодоление максимального перепада высот по трассе;

5 м — на перемещение поршня;

Суммарный необходимый напор составит:

H=140+5+3+2=150 м.

Б.3 Выбор типа и числа компрессорных установок

Выбор типа и числа компрессорных установок следует осуществлять в следующей последовательности:

— определить максимально возможные потери напора (на трение, перепад высот, сопротивление перемещению поршня) на участке трубопровода;

— определить минимальное давление нагнетания компрессора;

— определить тип компрессора обеспечивающего рассчитанное минимальное давление нагнетания компрессора;

— определить необходимое число компрессорных установок.

Минимальное давление нагнетания компрессора вычисляют по формуле (Б.1).

Необходимое число компрессорных установок К вычисляют по формуле (Б.2).

Т — абсолютная температура воздуха (газа) соответственно в трубопроводе или ресивере, К;

n — коэффициент запаса, n=1,1 — для равнинной местности, n=1,25 — для пересеченной местности;

L — длина очищаемого участка, м;

h — разность высотных отметок между концом очищаемого участка и поршнем при его: перемещении по газопроводу, проложенному по пересеченной местности, м. (При прохождении поршня через точки газопровода, расположенные по продольному профилю выше конца очищаемого участка, значение h принимают отрицательным);

При контрольном пропуске поршней-разделителей, перемещающихся по газопроводу под давлением воздуха, подаваемого в осушаемый участок непосредственно от передвижных компрессорных установок, используют те же компрессорные установки, что и при предварительном удалении воды после гидравлических испытаний.

Необходимое число передвижных компрессорных установок для контрольного пропуска поршней-разделителей вычисляют по формуле (Б.3)

n=1,1-1,2 — для трубопроводов, проложенных по равнинной местности;

n =1,2-1,5 — для трубопроводов, проложенных по пересеченной местности;

Величина B может принимать следующие значения:

где R — газовая постоянная.

Пример 1 — Определить тип и число компрессорных установок для удаления воды из трубопровода диаметром 720 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя с температурой воздуха 298 К по равнинной местности (перепад высот 30 м). Потери напора на трение 0,02 МПа, потери перепада высот 0,3 МПа, сопротивление перемещению поршня-разделителя по трубопроводу 0,05 МПа, давление в конце участка 0,1 МПа (открытый участок).

Определяем минимальное давление нагнетания компрессора:

Необходимое число компрессорных установок

K=7.

Необходимое число компрессорных установок для контрольного пропуска поршней-разделителей

K=5.

Приложение В

Порядок проведения испытаний, применяемые технические средства, графики изменения давлений в трубопроводе и принципиальные схемы испытаний

Порядок проведения испытаний и применяемые технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) приведены в таблицах В.1 и В.2.

Таблица В.1 — Последовательность выполнения работ и технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) с применением гидравлического метода

Последовательность выполнения работ	Технические средства
Защита полости трубопровода от загрязнений	Инвентарные заглушки, водозаборные фильтры, сетки, котлованы
Предварительная очистка полости в процессе сварочно-монтажных работ	Очистное устройство, смонтированное на внутреннем центраторе. Емкость для сбора загрязнений
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры трубопровода	Опрессовочные агрегаты. Манометры
Промывка трубопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка	Наполнительные агрегаты. Поршни-разделители. Камеры пуска-приема поршней и загрязнений. Прибор поиска поршней. Манометры. Резервуар с системой очистки загрязненных вод
Контроль проходного сечения трубопровода	Поршень-калибр. Прибор поиска поршней
Испытание трубопровода с применением воды	Комплекс наполнительных и опрессовочных агрегатов. Приборы поиска утечек. Манометры. Термометры
Удаление воды после гидравлического испытания трубопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду. Рекультивация	Поршни-разделители. Прибор поиска поршней. Манометры. Резервуар с системой очистки загрязненных вод
Осушка полости	Поршни-разделители. Резервуары сбора метанола

Таблица В.2 — Последовательность выполнения работ и технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) с применением пневматического метода

Последовательность выполнения работ	Технические средства
Защита полости трубопровода от загрязнений	Инвентарные заглушки, воздухозаборные фильтры, сетки, котлованы
Предварительная очистка полости в процессе сварочно-монтажных работ	Очистное устройство, смонтированное на внутреннем центраторе. Емкость для сбора загрязнений
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры трубопровода	Опрессовочные агрегаты. Манометры
Продувка трубопровода с пропуском поршня и сбор загрязнений в конце очищаемого участка	Высокопроизводительные компрессорные установки. Поршни для очистки полости. Камеры пуска-приема поршней и загрязнений. Прибор поиска поршней. Манометры
Контроль проходного сечения трубопровода	Поршень-калибр. Прибор поиска поршней
Испытание трубопровода с применением воздуха	Высокопроизводительные компрессорные установки. Прибор поиска утечек. Манометры. Термометры

Графики изменения давления в трубопроводах при гидравлических испытаниях приведены на рисунках В.1 и В.2.

а — в нижней точке трубопровода; б — в верхней точке трубопровода;

1 — заполнение трубопровода водой и подъем давления с помощью наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления до испытательного при помощи опрессовочных агрегатов; 3 — испытания на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

Рисунок В.1 — График изменения давления в газопроводе при гидравлических испытаниях

а — в нижней точке трубопровода; б — в верхней точке трубопровода;

1 — заполнение трубопровода водой и подъем давления при помощи наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления до испытательного при помощи опрессовочных агрегатов; 3 — испытание на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

Рисунок В.2 — График изменения давления в нефтепроводе и продуктопроводе при гидравлических испытаниях

Принципиальная схема испытаний участка трубопровода методом стресстеста приведена на рисунке В.3

1 — испытуемый трубопровод; 2 — наполнительный агрегат; 3 — насос низкого давления; 4 — всасывающий патрубок; 5 — резервуар для очистки воды; 6 — опрессовочный агрегат; 7 — шлейф от ресивера; 8 — очистной и разделительный поршни; 9 — стопор; 10 — свеча для выпуска воздуха; 11 — сливной (перепускной) трубопровод; 12 — блок измерения расхода воды (высокоточный сенсор расхода, датчик температуры, преобразователь сигналов); 13 — блок измерения давления (высокоточный датчик давления, датчик температуры); 14 — контрольный датчик давления и датчик температуры; 15 — кабельные линии; 16 — блок обработки результатов измерений (контроллер, компьютер)

Рисунок В.3 — Принципиальная схема испытаний участка трубопровода повышенным давлением (метод стресс-теста)

Графики изменения давлений в трубопроводе при проведении испытаний методом стресс-теста, пневматическим, комбинированным и гидравлическим методом приведены на рисунках В.4-В.6.

а — в нижней точке участка; б — в верхней точке участка;

Рисунок В.4 — График изменения давления в трубопроводе при испытаниях участка повышенным давлением (метод стресс-теста)

Рисунок В.5 — График изменения давления в трубопроводе при пневматических испытаниях

Рисунок В.6 — График изменения давления в трубопроводе при комбинированных испытаниях

Принципиальные схемы гидравлических испытаний приведены на рисунках В.7-В.10.

1 — трубопровод; 2 — поршень; 3 — агрегат наполнительный (опрессовочный); 4 — источник воды; 5 — резервуар-отстойник; 6 — запорная арматура; 7 — манометр; 8 — термометр

Рисунок В.7 — Принципиальная схема гидравлических испытаний трубопровода при отрицательных температурах

а — заполнение, подъем давления, испытания; б — очистка полости и удаление воды с пропуском поршня под давлением газа;

1 — трубопровод; 2 — поршень; 3, 4, 5 — краны подачи газа; 6, 7 — краны подачи воды; 8, 9 — краны слива воды; 10 — заглушка; 11 — наполнительный агрегат; 12 — опрессовочный агрегат

Рисунок В.8 — Принципиальная схема гидравлических испытаний подземного трубопровода без теплоизоляции

а — заполнение, подъем давления, испытания; б — удаление воды с пропуском поршня под давлением газа;

1 — трубопровод; 2 — компенсатор; 3 — поршень; 4 — заглушка; 5 — наполнительно-опрессовочная станция; 6 — емкость горячей воды; 7, 8, 9 — краны подачи воды; 10, 11 — краны слива воды; 12, 13, 14 — краны подачи газа

Рисунок В.9 — Принципиальная схема гидравлических испытаний надземного трубопровода подогретой водой

1 — крановый узел запорной арматуры; 2 — патрубок с заглушкой; 3 — сливной патрубок с краном; 4 — воздухоспускной патрубок с краном; 5 — манометр; 6 — свеча с заглушкой; 7 — шлейф с арматурой; 8 — опрессовочный агрегат; 9 — передвижная емкость с водой

Рисунок В.10 — Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний кранового узла запорной арматуры

Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний приведена на рисунке В.11.

1 — трубопровод; 2 — промывочный патрубок; 3 — пригрузы; 4 — водоразделительная стенка из железобетонных блоков; 5 — резервуар-отстойник; 6 — сливная труба

Рисунок В.11 — Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний

 Библиография

[1]	Федеральный закон от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»
[2]	Федеральный закон от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»
[3]	Федеральный закон от 3 июня 2006 г. N 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации»
[4]	Постановление Правительства Российской Федерации от 12 марта 2008 г. N 165 «О подготовке и заключении договора водопользования»
[5]	Постановление Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2006 г. N 844 «О порядке подготовки и принятия решения о предоставлении водного объекта в пользование»
[6]	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены приказом Ростехнадзора Российской Федерации от 12 марта 2013 г. N 101
[7]	Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. N 520 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» (Зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 16 декабря 2013 г. N 30605)
[8]	Приказ Минтруда Российской Федерации от 1 июня 2015 г. N 336н «Об утверждении «Правил по охране труда в строительстве» (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 13 августа 2015 г. N 38511)
[9]	ВСН 005-88 Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация
[10]	ВН 39-1.9-004-98 Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)
[11]	Инструкция по технике безопасности при производстве, хранении и транспортировании (перевозке) и использовании одоранта. Утверждена приказом ОАО «Газпром» от 29 марта 1999 г.

УДК 621.643	ОКС 75.200
Ключевые слова: магистральный трубопровод, промысловый трубопровод, очистка полости трубопровода, испытания на прочность, проверка на герметичность, осушка полости трубопроводов, внутри-трубное техническое диагностирование

Пневматическое испытание трубопроводов.

Пневматическое
испытание трубопроводов проводят для
проверки их прочности. Испытание на
плотность с определением падения
давления производят только после
предварительного их испытания на
прочность любым способом. При пневматическом
испытании на прочность предельное
давление и длина испытываемого участка
трубопровода при наземной прокладке
не должна превышать величин, указанных
в следующей таблице:

Dy, мм	Предельное испытательное давление, МПа	Наибольшая длина участка трубопровода, м
внутреннего	наружного
До 200	2	100	250
От 200 до 500	1,2	75	200
Свыше 500	0,6	50	150

В исключительных
случаях можно проводить пневматическое
испытание трубопроводов на прочность
с отступлением от приведенных в таблице
данных. При этом испытание необходимо
проводить в соответствии со специально
разработанной инструкцией, обеспечивающей
надлежащую безопасность работ.

Пневматическое
испытание производят воздухом или
инертным газом, для чего используют
компрессоры или воздухогазонадувки.
Если испытательное давление превышает
давление воздуха или газа в действующей
сети, можно заполнять испытываемый
трубопровод от действующей сети, а
подъем давления до требуемого производить
от передвижного компрессора. В процессе
заполнения трубопровода воздухом или
инертным газом и подъема давления
необходимо постоянно наблюдать за
испытываемым трубопроводом. Утечки
обнаруживают по звуку. При обнаружении
значительных утечек во фланцевых
соединениях или сальниках арматуры
испытание прекращают, снижают до
атмосферного и устраняют обнаруженные
дефекты. Обстукивание молотком
трубопроводов, находящихся под давлением,
при пневматическом испытании не
допускается.

До начала
пневматических испытаний должна быть
разработана инструкция по безопасному
ведению испытательных работ в конкретных
условиях, с которой должны быть ознакомлены
все участники испытания.

При пневматическом
испытании давление в трубопроводе
поднимают постепенно с осмотром на
следующих ступенях: при достижении 60%
испытательного давления – для
трубопроводов, эксплуатируемых при
рабочем давлении до 0,2МПа, и при достижении
30 и 60% испытательного давления – для
трубопроводов, эксплуатируемых при
рабочем давлении 0,2МПа и свыше. На время
осмотра подъем давления прекращается.
Испытательное давление выдерживают в
течение 5мин, после чего его снижают до
рабочего и окончательно осматривают
трубопровод, при этом не допускается
увеличения давления. Если пневматическому
испытанию предшествовало гидравлическое,
трубопровод следует продуть воздухом
для удаления оставшейся воды.

При испытании
выявляют дефекты обмазкой соединений
трубопровода мыльным раствором (40г мыла
или мыльного порошка на 2л воды); чтобы
раствор не высыхал, в него добавляют
несколько капель глицерина. Сварные
стыки и разъемные соединения обмазывают
с помощью кисти, а в недоступных местах
– с помощью краскораспылителя и следят
за появлением пузырей. За соединениями,
недоступными для визуального осмотра,
наблюдают через небольшие зеркала. При
испытании трубопроводов в зимнее время
при температуре окружающего воздуха
до –25^оС
мыльные растворы следует приготовлять
на незамерзающих растворителях (460г
глицерина, 515г воды и 35г мыла). Результаты
пневматического испытания считаются
удовлетворительными, если за время
испытания в сварных швах, фланцевых
соединениях и сальниках не обнаружено
утечек и пропусков.

Трубопроводы, по
которым транспортируют сильнодействующие
ядовитые вещества и другие продукты с
токсическими свойствами (сжиженные
нефтяные газы, горючие и активные газы,
а также легковоспламеняющиеся и горючие
жидкости, транспортируемые при
температурах, превышающих температуру
их кипения), как правило, подвергают
дополнительному испытанию на плотность,
определяя падение давления за время
испытания (об этом делается указание в
проекте). Пневматическое испытание
внутрицеховых трубопроводов с определением
падения давления производят в процессе
комплексного опробования объекта
совместно с оборудованием после
завершения всех монтажных работ
(испытаний на прочность и герметичность,
промывки, продувки, установки измерительных
диафрагм). Межцеховые трубопроводы
подвергают дополнительному испытанию
на плотность отдельного оборудования.
Длительность дополнительного испытания
на плотность с определением падения
давления за время испытания принимается
не менее 12ч. Утечка воздуха (газа) в
трубопроводе за это время:

100 (1 – P_кон
Т_нач/P_нач
Т_кон)

P
=

n

Где Р — утечка за
1ч,%; Р _нач
и Р _кон
– сумма манометрического и барометрического
давления соответственно в начале и
конце испытания, МПа; Т_нач
и Т_кон–
абсолютная температура воздуха (газа)
соответственно в начале и конце испытания,
^оС;
n
– продолжительность испытания
трубопровода, ч.

Трубопровод
признают выдержавшим дополнительное
испытание на плотность, если процент
падения давления (от испытательного)
составляет: для трубопроводов
внутрицеховых, транспортирующих
токсичные продукты, не более 0,05%, а
межцеховых с D_у
< 250мм – не более 0,1%; для трубопроводов
внутрицеховых, транспортирующих
взрывоопасные, легковоспламеняющиеся,
горючие и сжиженные газы – не более
0,1%, а межцеховые с D_у
250мм – не
более 0,2%. При испытании межцеховых
трубопроводов с D_у
> 250мм
нормы падения давления определяют
умножением приведенных выше цифр на
коэффициент К=250/D_в
(D_в–
внутренний диаметр трубопровода, мм).

Если испытываемый
трубопровод состоит из участков труб
различных диаметров, средний внутренний
диаметр трубопровода определяют по
формуле:

D²_в1
L₁
+ D²_в2
L₂
+…+ D²_вn
L_n

D_ср
=

D_в1
L₁
+ D_в2
L₂
+…+ D_вn
L_n

где D_в1,
D_в2,
Dвn
– внутренние диаметры участка
трубопровода, мм;L₁,
L₂,…,Ln
–длины соответствующих участков
трубопровода, мм.

Давление во время
испытания на плотность замеряют после
выравнивания температур внутри
трубопровода, для чего в начале и конце
испытываемого участка устанавливают
термометры. При пневматических испытаниях
трубопроводов с определением падения
давления применяют пружинные манометры
с диаметром корпуса не менее 160мм, классом
точности 0,5 или 1, предназначенные для
работы в эксплуатационных условиях при
температуре окружающей среды от –50 до
60^оС,
а при испытательных давлениях ниже
0,1МПа – ртутные или водяные манометры.
При наблюдении за изменением
барометрического давления используют
данные метеорологических станций или
показания барометров.

Во время проведения
пневматических испытаний на прочность
как внутри помещения, так и снаружи,
необходимо ограничить охраняемую зону
и отметить ее флажками. Минимальное
расстояние от испытываемого трубопровода
до границы зоны в любом направлении
должно составлять при надземной прокладке
25, а при подземной 10м. Для наблюдения за
охраняемой зоной устанавливают
контрольные посты. Во время подъема
давления в трубопроводе и при испытании
его на прочность должно быть исключено
пребывание людей в охраняемой зоне.
Компрессор, используемый при проведении
испытаний, должен находиться вне
охраняемой зоны. Подводящую линию от
компрессора к испытываемому трубопроводу
предварительно проверяют гидравлическим
способом на прочность. Осмотр трубопровода
разрешается лишь после того, как
испытательное давление снижено до
рабочего.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Пневматическое испытание трубопроводов осуществляют для проверки их на прочность и плотность или только на плотность. В последнем случае трубопровод должен быть предварительно испытан на прочность гидравлическим способом. Аммиачные и фреоновые трубопроводы на прочность гидравлическим способом не испытывают.

Пневматическое испытание полагается производить воздухом или инертным газом, для чего используют передвижные компрессоры или заводскую сеть сжатого воздуха.

В исключительных случаях, вытекающих из требований проекта, разрешается проводить пневматическое испытание трубопроводов на прочность с отступлением от приведенных в таблице данных. При этом испытание необходимо проводить в строгом соответствии со специально разработанной (для каждого случая) инструкцией, обеспечивающей надлежащую безопасность работ.

Пневматическое испытание на прочность надземных чугунных, а также фаолитовых и стеклянных трубопроводов запрещается. В случае установки на стальных трубопроводах чугунной арматуры (кроме арматуры из ковкого чугуна) пневматическое испытание на прочность допускается при давлении не выше 4 кгс/см², при этом вся чугунная арматура должна пройти предварительное гидравлическое испытание на прочность в соответствии с ГОСТ.

Давление в испытываемом трубопроводе следует поднимать постепенно, проводя его осмотр при достижении: 0,6 от испытательного давления для трубопроводов с рабочим давлением до 2 кгс/см²; 0,3 и 0,6 от испытательного давлениядля трубопроводов с рабочим давлением выше 2 кгс/см².

При осмотре трубопровода увеличение давления не допускается. Окончательный осмотр производят при рабочем давлении и совмещают с испытанием трубопровода на плотность. При этом герметичность сварных стыков, фланцевых соединений и сальников проверяют путем обмазки их мыльным или другим раствором.

Обстукивание молотком трубопровода, находящегося под давлением, не допускается.

Результаты пневматического испытания признают удовлетворительными, если за время испытания на прочность не произошло падения давления по манометру и при последующем испытании на плотность в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено утечек, пропусков.

Трубопроводы, транспортирующие сильнодействующие ядовитые вещества и другие продукты с токсическими свойствами, сжиженные нефтяные газы, горючие и активные газы, а также легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, транспортируемые при температурах, превышающих температуру их кипения, подвергают дополнительному испытанию на плотность.

В этом случае испытание проводят с определением падения давления. Цеховые трубопроводы, транспортирующие перечисленные выше продукты, проходят дополнительные испытания на плотность совместно с оборудованием, к которому их присоединяют.

Испытание на плотность с определением падения давления можно производить только после выравнивания температур внутри трубопровода, для чего в начале и конце испытываемого участка следует установить термометры. Длительность испытаний межцеховых трубопроводов на плотность с определением падения давления установлена проектом; она должна быть не менее 12 ч.

Падение давления в трубопроводе за время испытания его на плотность определяют по формуле:

ДЯ=10О / Ркон X Рнач

где ДЯ величина падения давления, %;

Ркон и Рнач сумма манометрического и барометрического давлений соответственно в конце и начале испытания, кгс/см²;

Ткон и Тнач абсолютная температура воздуха или газа соответственно в конце и начале испытания град.

Давление и температуру воздуха или газа в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний всех манометров и термометров, установленных на трубопроводе.

Межцеховой трубопровод с условным проходом 250 мм признают выдержавшим дополнительное испытание на. плотность, если падение давления в нем за 1 ч в процентах от испытательного давления составляет не более: 0,1 при транспортировании токсичных продуктов; 0,2 при транспортировании взрывоопасных, легковоспламеняющихся, горючих и активных газов (в том числе и сжиженных).

При испытании трубопроводов других диаметров нормы падения в них определяют, умножая приведенные выше цифры на поправочный коэффициент.

На время проведения пневматических испытаний как внутри помещений, так и снаружи необходимо устанавливать охраняемую зону и отмечать ее флажками. Минимальное расстояние в любом направлении от испытываемого трубопровода до границы зоны: при надземной прокладке 25 м, а при подземной 10 м.

Для наблюдения за охраняемой зоной устанавливают контрольные посты. Во время подъема давления в трубопроводе и при испытании его на прочность не допускается пребывание людей в охраняемой зоне, кроме лиц, специально выделенных для этой цели и проинструктированных. На результаты пневматических испытаний трубопровода составляют акт.

Глава 12. ИСПЫТАНИЕ И СДАЧА
ТРУБОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 1.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

После
окончания монтажных работ трубопроводы
различного назначения подвергают
наружному осмотру н испытаниям внутренним
давлением на прочность н герметичность
согласно проектной документации и правилам
производства и приемки работ,
соответствующих СНиП по видам
трубопроводов, СНиП В III-3-81, а также СН 298-64 по
пневматическому испытанию наружных
трубопроводов и правилам
Госгортехнадзора.

Цель наружного
осмотра смонтированных трубопроводов —
установить соответствие проекту н
готовность их к испытанию. При осмотре
проверяют состояние монтажных соединений,
отсутствие механических повреждений
трубопровода, легкость открывания и
закрывания запорных устройств,
правильность установки компенсаторов и
арматуры, снятие монтажных приспособлений,
обеспечение свободного удаления воздуха
при гидравлическом испытании установкой
кранов во всех повышенных точках
трубопровода, возможность заполнения его
водой и опорожнения после испытания.
Проверяют также правильность размещения и
состояние опор и подвесок, надежность
закрепления трубопроводов к опорным
конструкциям. Наружный осмотр
трубопроводов производят в присутствии
представителей заказчика и генерального
подрядчика. При наружном осмотре перед
засыпкой подземных трубопроводов грунтом
оформляется соответствующий акт на скрытые
работы.

Виды испытания
трубопроводов на прочность и испытательное
давление определяются проектами для каждой
линии трубопровода или его отдельного
участка. Если проектом не

определен
метод испытания трубопроводов, то он
устанавливается монтажной организацией в
зависимости от конкретных условий. Не
разрешается проводить испытания
трубопроводов из стекла и других хрупких
материалов сжатым воздухом. При испытании
на герметичность испытательное давление
должно быть равно рабочему. К испытанию
допускаются полностью смонтированные
трубопроводы или участки трубопроводов,
установленные на постоянные опоры и
подвески илн уложенные на основания
траншей и каналов, со смонтированной
арматурой и выполнением всех врезок,
дренажных устройств и спускных линий.
Присоединение сооружаемого трубопровода к
действующим разрешается после его
испытания и приемки.

При подготовке к
испытанию составляют схему трубопровода,
подлежащего испытанию, на которой
указывают места подключения временных
трубопроводов, подающих воду, воздух или
другую испытательную среду, места врезки
спускных линий, установки воздушников,
заглушек, место сброса воды и т. п. Перед
испытанием участок трубопровода отключают
от оборудования и других трубопроводов н
заглушают. Использование запорной арматуры
для отключения участка испытываемого
трубопровода не разрешается. Узлы со
свободными фланцами на концах закрывают
заглушками.

Испытываемый
трубопровод присоединяют через два
запорных вентиля к гидравлическому прессу,
насосу, компрессору или воздушной сети,
создающим необходимое внутреннее
давление.

Манометры, применяемые при
испытании трубопроводов, должны быть
проверены и опломбированы
государственными контрольными
лабораториями по измерительной технике.
После опломбирования их можно использовать
в течение года.

Термометры,
применяемые при пневматическом испытании
трубопроводов, должны иметь цену деления не
более 0,1 °С.

Перед испытанием трубопровод
промывается водой или продувается воздухом
(если это предусмотрено проектом) с целью
удаления мусора, окалины, грязи внутри
трубопровода.

Во время наружного
осмотра и испытаний трубопроводов
обеспечивают свободный доступ к арматуре и
всем соединениям (сварным, раструбным,
фланцевым и др.). Дефекты, обнаруженные в
процессе испытаний трубопроводов,
устраняют после снижения давления и
освобождения трубопроводов от воды.
Устранять дефекты в то время, когда
трубопровод находится под давлением,
запрещается. Подтягивать разъемные
соединения при необходимости следует,
предварительно ослабни затяжку хомутов
ближайших опор или подвесок. После подтяжки
соединений трубопровод вновь закрепляют.
После устра-

нения дефектов
трубопровод или его участок испытывают
повторно.

Испытание трубопровода
производят под непосредственным
руководством производителя работ или
мастера в строгом соответствии с
инструкциями и правилами техники
безопасности. О проведении испытаний
трубопровода составляются соответствующие
акты.

§ 2. ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ТРУБОПРОВОДОВ

Испытания
технологических трубопроводов на
прочность и герметичность могут быть
гидравлическими и пневматическими. Как
правило, технологические трубопроводы
испытывают гидравлическим способом.
Пневматический способ применяют в таких
случаях: температура окружающего воздуха
ниже 0°С, не хватает необходимого
количества воды на монтажной площадке,
возникают чрезмерные напряжения в
трубопроводе и опорных конструкциях от
значительной массы воды (прн больших
диаметрах и протяженности трубопроводов)’,
а также согласно указаниям проекта на
проведение испытаний трубопроводов на
герметичность воздухом или инертным
газом.

Гидравлические испытания. При
отсутствии в проекте размера испытательное
давление должно быть равным:

для
стальных (включая футерованные пластмассой
и эмалью) трубопроводов прн рабочих
давлениях до 0,5 МПа, а также для
трубопроводов, предназначенных для работы
с температурой свыше 400 °С, независимо от
давления,— 1,5 Р_ра6, но не менее 0,2
МПа;

для стальных трубопроводов при
рабочих давлениях свыше 0,5 МПа — 1,25
Р_рг6, но не менее 0,8
МПа;

для трубопроводов из других
материалов—1,25 Р_раб, но не менее: для
пластмассовых и стеклянных — 0,2 МПа, из.
цветных металлов и сплавов — 0,1
МПа.

Испытательное давление при
проверке на прочность выдерживают в
течение 5 мин, после чего его снижают до
рабочего и производят осмотр трубопровода.
Такое же давление для стеклянных
трубопроводов выдерживают в течение 20
мин.

У остальных трубопроводов
сварные швы при осмотре можно обстукивать
стальным молотком массой не более 1,5 кг, а у
трубопроводов из цветных металлов и
сплавов — деревянным молотком массой не
более 0,8 кг. Трубопроводы из прочих
материалов обстукивать не разрешается.
Результаты гидравлических испытаний
признают удовлетворительными, если за
время осмотра не произошло падения
давления по манометру, а в сварных швах
фланцевых соединений¹, корпусах и
сальниках арматуры не обнаружено течи и
запотевания.

	Наибольшая длина участка трубопроводов, м	Предельное
Условный диаметр трубопровода, мм	внутренних	наружных	испытательное да ал ен не, МПа

После достижения
испытательного давления испытываемый
трубопровод отключают от опрессовочного
агрегата или водопровода. При испытании
пластмассовых трубопроводов достижение
испытательного давления должно
обеспечиваться дополнительной подкачкой
воды для компенсации деформации
трубопровода при опрессовке.

При
гидравлическом испытании трубопроводов
при отрицательных температурах принимают
меры для предотвращения замерзания
жидкости — подогрев, введение добавок,
понижающих температуру замерзания,
утепление трубопроводов и
др.

Пневматические испытания
трубопроводов на прочность и герметичность
производят воздухом или инертным газом. Не
разрешается проводить такие испытания в
действующих цехах производственных
предприятий, а также на эстакадах, в каналах
и лотках, где уложены трубопроводы.
Испытательное давление при пневматическом
испытании иа прочность зависит от рабочих
параметров трубопровода и материала труб,
назначается таким же, как и при
гидравлическом испытании. Наибольшая длина
испытываемого участка и предельные
величины испытательного давления при
пневматическом испытании трубопроводов
надземной прокладки в зависимости от
диаметров применяемых труб приведены в
табл. 62.

Пневматические испытания
трубопроводов на прочность в случае
установки на нем арматуры из серого чугуна
допускаются при испытательном давлении не
выше 0,4 МПа. При этом не разрешается
обстукивать молотком трубопровод,
находящийся под давлением.

Давление
в трубопроводе при пневматическом
испытании следует поднимать постепенно с
осмотром трубопровода на следующих
ступенях при достижении: 60 °/о
испытательного давления для трубопроводов
с рабочим давлением до 0,2 МПа; 30 и 60 %
испытательного давления для трубопроводов
с рабочим давлением 0,2 МПа и выше. На
время осмотра подъем давления
прекращается. Окончательный осмотр
трубопроводов производится при рабочем
давлении и, как правило, совмещается с
испытанием их на герметичность. При этом
выявление дефектов герметичности сварных
стыков, фланцевых соединений и сальников
арматуры производят обмазкой соединений
мыльным нли другим раствором, галоидным
течеискателем и др.

Поперечные
сварные швы, в которых при испытании
трубопроводов обнаружены трещины, не
подлежащие исправлению, следует вырезать и
вместо них вставить отрезок трубы. Длина
прямого участка трубопровода между
сварными швами должна быть при условном
диаметре более 150 мм не менее 200 мм, а при 150 и
менее — 100 мм. Трубы и детали с дефектными
продольными швами заменяют
новыми.

При выдерживании
трубопровода под давлением следует вести
непрерывное наблюдение за показаниями
манометра. В случае повышения давления
вследствие нагревания трубопровода,
например солнечными лучами, следует
понизить давление до испытательного путем
выпуска части воздуха.

На время проведения
пневматических испытаний трубопроводов
как внутри помещения, так и снаружи следует
устанавливать охранную зону, пребывание
людей в которой запрещается. Минимальное
расстояние в любом направлении от
испытываемого трубопровода до границы
зоны: при надземной прокладке — 25, при
подземной — 10 м. Границы зоны отмечают
флажками. Наблюдение за охраняемой зоной
обеспечивают путем установки контрольных
постов — для наружных трубопроводов в
условиях хорошей видимости один пост на 200 м
трубопровода; в остальных случаях
количество постов определяют с учетом
местных условий с тем, чтобы охрана зоны
была обеспечена надежно. В вечернее или
ночное время охраняемая зона должна быть
хорошо освещена. При проведении испытания
трубопроводов на герметичность с
определением падения давления на время
испытания охраняемая зона не
устанавливается.

Компрессор,
используемый при проведении испытаний,
размещают вне охраняемой зоны. Воздушная
магистраль от компрессора к испытываемому
трубопроводу должна быть предварительно
испытана гидравлическим
способом.

Результаты
пневматического испытания трубопроводов
на прочность считаются
удовлетворительными, если при испытании
давление по показаниям манометра ие упало и
при последующем испытании на плотность в
сварных швах и фланцевых соединениях не
было обнаружено утечки, пропусков или
потения. Осмотр должны производить
специально выделенные для этой цели и
проинструктированные лица.

§ 3.
ИСПЫТАНИЕ НАРУЖНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ

Испытание
напорных трубопроводов на прочность и
герметичность производится гидравлическим
или пневматическим способом, выбираемым в
зависимости от климатических условий в
районе строительства и наличия
необходимого количества воды в период
испытаний. При отсутствии проекте
указания

о значении давления при
гидравлическом испытании его принимают в
соответствии со СНиП В III-3-81:

То же, с
рабочим

Для стальных трубопроводов
со стыковыми соединениями на сварке (в том
числе подводных) с рабочим давлением до 2
МПа…..

2 МПа
.

Рабочее плюс 0,5, но не менее 1
МПа

давлением более

Рабочее с коэффициентом
1,25

Для чугунных трубопроводов: со
стыковыми соединениями под за-чеканку (по
ГОСТ 9583—75 для труб всех классов) с рабочим
давлением до 1 МПа…..

с равнопрочными
стыковыми соединениями на резиновых
манжетах (по ГОСТ 21053—75) для труб
всех

классов …….

Для
асбестоцементных
трубопроводов

Рабочее плюс 0,3
МПа

Рабочее плюс 0,5 МПа Рабочее плюс
0,3 МПа

Напорные трубопроводы,
прокладываемые в траншеях или непроходных
тоннелях или каналах, должны испытываться
дважды:

предварительно на прочность
— до засыпки траншеи и установки
арматуры;

окончательно на прочность
и герметичность — после засыпки траншеи и
завершения всех работ на данном участке
трубопровода, но до установки арматуры,
вместо которой временно устанавливают
заглушки. Это испытание осуществляется при
участии представителей заказчика и
эксплуатирующей
организации.

Трубопроводы из
чугунных и асбестоцементных труб
испытывают при длине: менее 1 км — на один
прием; больше 1 км — участками не более 1 км;
из полиэтиленовых труб — не более 0,5 км.
Длину испытательных участков стальных
трубопроводов при гидравлическом способе
испытания разрешается принимать более 1 км.
Продолжительность предварительных
гидравлических испытаний металлических н
асбестобетонных труб под испытательным
давлением составляет не менее 10 мин,
полиэтиленовых — не менее 30 мин, после чего
давление снижается до рабочего и
производится осмотр
трубопроводов.

Напорный трубопровод
считается выдержавшим предварительное
гидравлическое испытание, если в нем под
испытательным давлением ие произошло
разрывов труб н фасонных частей, а под
рабочим давлением не обнаружено видимых
утечек воды.

Окончательное
гидравлическое испытание металлических и
асбестоцементных трубопроводов
допускается проводить сразу же после
засыпки траншеи грунтом и заполнения
трубопроводов водой. Продолжительность
испытания трубопроводов диаметром до 400 мм
должна быть не менее 10 мии, а диаметром
более 400 мм — не менее 30 мин. Участок
трубопровода считается выдержавшим
окончательное испытание, если за время
испытания не обнаружено нарушение его
целости, а величина испытательного
давления упадет не более чем на 0,05
МПа.

Трубопроводы, прокладываемые на
просадочных грунтах вне территории
промышленных площадок и населенных
пунктов, испытываются участками длиной не
более 600 м, а на территории промплощадок и
населенных пунктов — длиной не более 400 м.
При этом участки трубопроводов должны
находиться под испытательным давлением в
течение 15 мин, а особо ответственные,
оговоренные в проекте,— 30 мин. Вода после
опрессовки и промывки трубопровода должна
быть удалена за пределы территории
строительства.

Для испытания напорных
трубопроводов водоснабжения и канализапии
допускается применять пневматический
способ при условии, что рабочее давление
стальных трубопроводов не превышает 1,6, а
чугунных и асбестоцементных — 0,5 МПа.
Предварительное пневматическое испытание
трубопроводов после их засыпки
проводится:

стальных — при рабочем
давлении до 0,5 МПа — испытательным
давлением 0,6 МПа, а прн рабочем давлении
свыше 0,5 МПа — испытательным давлением,
равным рабочему с коэффициентом
1,15;

чугунных н асбестоцементных
трубопроводов — испытательным давлением
0,15 МПа.

Окончательное
пневматическое испытание трубопроводов
после засыпки траншеи проводят
испытательным давлением, значения которого
следующие:

Таблица 63 Допускаемое
падение давления во время испытания (СНиП В
Н1-3-81)

Диаметр труб, мм	Стальные трубы	Чугунные трубы	Асбестоцементные трубы
продолжительность , испытания, ч—мнн	падение давления, ГПа	продолжительность испытания, ч—мнн	падение давления, ГПа	продолжительность испытания, ч—мнн	: падение давления. ГПа
100—125	0—30	0,55	0—15	0,65	0—15	1,3
150—250	1—00	0,75	0—30	0,65	0—30	1,3
300—400	2—00	0,75	1—00	0,7	1—00	14
450—600	4—00	0,8	2—00	0,8	3—00	1,6
700—900	6—00	С,6	3—00	0,6	5—00	1,2
1000—1420	12—00	0,7	4-00	0,5	6—00	1,0

для стальных
трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа
— 0,6 МПа, более 0,5 МПа — соответствовать
рабочему давлению с коэффициентом
1,1;

для чугунных и асбестоцементных
трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа
— соответствовать рабочему давлению с
коэффициентом 1,2.

Трубопровод
считается выдержавшим окончательное
пневматическое испытание, если не будет
нарушена его целостность и величина
падения давления не будет превышать
значения, указанного в табл.
63.

Безнапорные трубопроводы
испытывают на герметичность за один раз до
засыпки траншеи определением утечки воды
из трубопровода или определением притока
воды.

Перед испытанием уложенного
безнапорного трубопровода каждая труба
должна быть закреплена от смешения путем
подсыпки грунта на части ее длины на высоту
не более 0,5 диаметра. При этом стыки должны
быть открыты и доступны для осмотра.
Испытания безнапорных трубопроводов на
герметичность производят участками между
смежными колодцами. При затруднении с
доставкой воды испытание трубопроводов
диаметром более 500 мм, проходящих по
незастроенной территории, допускается
проводить
выборочно.

Гидростатическое
давление в трубопроводе при испытании на
утечку следует создавать путем заполнения
водой стояка, установленного в верхней
точке трубопровода, или наполнением водой
верхнего колодца, если последний подлежит
испытанию. Для трубопроводов диаметром
более 400 мм величину гидростатического
давления допускается принимать 40 Па при
глубине заложения труб свыше; 4 м. Величина
утечки определяется в верхнем колодце или
стояке по общему объему воды, добавленной
до первоначально установленного уровня.
Продолжительность испытания должна быть не
менее 30 мин, при этом понижение уровня воды
допускается не более чем на 20 см, после чего
производится подкачка воды до
первоначально установленного
уровня.

Участок безнапорного
трубопровода считается выдержавшим
испытание на герметичность, если суточная
утечка или поступление воды на 1 км длины в
трубопроводах диаметром 150 мм не превышает
7, 300—26, 450—34 и 600 мм—40 м³.

§ 4.
ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ

Трубопроводы тепловых сетей
испытывают пробным давлением, равным 1,25
рабочего давления. Испытание подземных
трубопроводов, прокладываемых бесканально
и в непроходных каналах, должно
проводиться, как правило, дважды —
предварительно и окончательно, а
трубопроводов, прокладываемых в проходных
каналах, технических подпольях, надземных
каналах, снятие перекрытия которых не
требует раскопок, а также прокладываемых
надземно,— один раз —
окончательно.

Трубопроводы тепловых
сетей испытывают гидравлическим способом;
испытания пневматическим способом
допускается проводить при отрицательных
температурах наружного воздуха. В местах,
где по условиям строительства требуется
немедленное окончание работ,
предварительные испытания допускается
заменить 100 %-ной проверкой неразрушающими
методами контроля сварных стыков,
выполненных при
монтаже.

Температура воды в
трубопроводе при гидравлическом испытании
не должна превышать 40—45 °С. Заполнение
трубопровода допускается водой
температурой не выше 70 °С. Под
испытательным давлением трубопровод
выдерживают 10 мин, после чего давление
снижают до рабочего и производят осмотр
трубопровода. Дефекты, выявленные при
осмотре трубопровода, должны устраняться
после спуска воды, подчеканка дефектов
запрещается. После устранения дефектов
испытания повторяют.

Окончательное
гидравлическое испытание проводится после
завершения строительно-монтажных работ на
предъявляемой к приемке тепловой сети,
установки всего оборудования,
предусмотренного проектом, И засыпки
траншей. Ё зимнее время объем испытываемого
участка трубопровода должен быть не более
объема, который может быть заполнен или
опорожнен в течение 1 ч.

§
5. ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Подземные и
надземные газопроводы после окончания
строительства испытывают в два этапа: на
прочность и герметичность. Участки
газопроводов на переходах через водные
преграды, а также под автомобильными
дорогами, железнодорожными и трамвайными
путями испытывают в три этапа: на прочность
после сваркн перехода или его части до
укладки на место; герметичность после
укладки его на место, полного монтажа и
засыпки всего перехода; на герметичность
при окончательном испытании всего
газопровода в целом.

Прн испытании
газопроводов применяют следующие типы
манометров: подземных и надземных
газопроводов на прочность— манометры
пружинные класса точности не ниже 1.5 по
ГОСТ 2405—80*; подземных газопроводов
на герметичность — манометры пружинные
образцовые класса точности не ниже 0,4 по
ГОСТ 6521—72*; надземных газопроводов на
герметичность— манометры пружинные класса
точности не ниже 1 по ГОСТ
2405—80*.

Подземные и надземные
газопроводы низкого и среднего давлений и
подземные газопроводы высокого давления
испытывают на прочность и герметичность
сжатым воздухом. Надземные газопроводы
высокого давления на прочность испытывают
водой, а на герметичность — воздухом. При
возникновении трудностей в проведении
гидравлических испытаний (зимнее время,
отсутствие воды на месте испытаний и др.)
допускается испытание на прочность
подземных газопроводов высокого давления
проводить воздухом при условии принятия
необходимых мер по обеспечению
безопасности.

Испытание на
прочность и герметичность подземных и
надземных газопроводов производится по
нормам испытательных давлений, приведенным
в табл. 64.

Испытание подземных
газопроводов на прочность проводится после
их засыпки на высоту 20—25 см над верхней
образующей трубы. Стыки газопроводов
низкого и среднего давлений при испытании
на прочность давлением до 0,45 МПа остаются
неизолированными и неприсыпанными.
Продолжительность испытания на прочность
подземных и надземных газопроводов должна
быть не менее 1 ч. После выдержки
трубопровода под испытательным давлением
последнее снижается до установлен-

.и	Испытательное давление. МПа
Газопроводы	на прочность	на герметичность
Низкого давления до 0,005 МПа, кроме дворовых газопроводов и вводов диаметром условного прохода Dy 150 мм	0,3	0,1
Среднего давления свыше 0.С05 до 0,3 МПа	0,45	0,3
Высокого давления свыше 0,3 до 0,6 МПа	0,75	0,6
То же, свыше 0,6 до 1,2 МПа	1,5	1.2
Дворовые и вводы низкого давления до 0,005 МПа диаметром условного прохода Dy 150 мм	0,1	0,1

Примечание. Испытание
газопроводов низкого и среднего давлений
на прочность допускается проводить
давлением 0.6 МПа.

ной нормы испытания
на герметичность. После этого производится
осмотр газопровода и проверка мыльным
раствором герметичности всех соединений
(сварных швов, фланцевых и резьбовых
соединений). Устранение дефектов
допускается производить только после
снижения давления в газопроводе до
атмосферного. Результаты испытания на
прочность считают положительными, если за
установленное время испытания нет видимого
падения давления по манометру и при осмотре
не обнаружены утечки.

Испытание
газопроводов на герметичность проводится
после положительных результатов испытания
на прочность. До начала испытаний иа
герметичность газопроводы выдерживают под
испытательным давлением в течение 4 ч и
времени, необходимого для выравнивания
температуры воздуха в газопроводе с
температурой окружающей среды.
Продолжительность испытаний на
герметичность должна быть для подземных
газопроводов 3 ч, надземных — 30 мин.
Результаты испытаний иа герметичность
следует считать положительными, если за
установленное время испытаний нет падения
давления и при осмотре газопровода и
проверке соединений ие обнаружены
утечки.

§ 1. НОРМИРОВАНИЕ И ОПЛАТА
ТРУДА

Для нормирования и оплаты труда
рабочих-сделыциков, занятых изготовлением
и монтажом трубопроводов, разработаны
Единые нормы и расценки (ЕНиР), утвержденные
Госстроем СССР, согласованные в ВЦСПС.
Расценки на изготовление и монтаж
трубопроводов составлены, исходя из
часовых тарифных ставок шестиразрядиой
сетки при 41-часовой рабочей
неделе.

Часовые тарифные ставки
соответствующего разряда рабочих
составляют: 1 — 43,8; 2 — 49,3; 3 — 55,5; 4 — 62,5; 5 —
70,2; 6 — 79,0 коп.

Нормы времени и
расценки на изготовление технологических
трубопроводов из углеродистой стали,
заготовку деталей и узлов, комплектацию
запорной и регулирующей арматуры
ре-

Таблица 65. Состав звеиа
слесарей-монтажников, чел.

	Разряд рабочих
Диаметры
трубопрово
дов, мм	2	3	4	5	6

100

200

500

Таблица 66.
Нормы времени и расценки на

		Диаметр
Наименование работ	Единица измерения	50

Изготовление tdv6hhx
узлов с . „    „
   0,56

одним стыком
   ^{10    м}
   трубопровода

Добавка на
каждый последую- .    0,21

щий
стык
   стык

0—12,2

1,0

0—58,3

Добавка иа установку аомату- ,
р_Ы    I    шт.
   арматуры

гламентированы
сборником ЕНиР 38-5. Указанные работы
предусматривается выполнять в
трубозаготовительных цехах, оснащенных
необходимым оборудованием и оснасткой. В
состав работ входит: подача труб в цех и
перемещение заготовок в его пределах,
очистка труб, обработка кромок
шлифовальной машиной, сборка узлов с
применением готовых отводов, тройников,
переходов, крестовин и заглушек с выверкой
и поддерживанием деталей при
электроприхватке, маркировка го товых
узлов, погрузка их на транспортные средства
и укладка в штабель. При производстве таких
работ непосредственно на монтажной
площадке норму времени и расценку умножают
на коэффициент 1,25.

Состав звена
слесарей-монтажников для выполнения работ
по изготовлению трубопроводов приведен в
табл 65.

Нормы времени и расценки,
приведенные в табл. 66, предусматривают
изготовление трубных узлов из деталей по
одной оси или под углом 90°. Если же угол
сборки более 90°, то значения второй строки
таблицы умножают иа 1,15. Эти же значения
умножают на 0,85 при соединении трубы с
деталью (отвод, переход, тройник и др.) или на
0,75 при креплении одной детали к другой.
Значения третьей строки таблицы, кото рые
включают установку арматуры с соединением
двух флан цевых стыков, при соединении
одного фланцевого стыка умножают на 0,7. При
изготовлении трубных узлов с выполнением
врезок (отсутствуют штампованные тройники,
крестовины), одну врезку считают за два
стыка, а одну крестовину за
четыре.

Отдельные виды работ,
выполненные при сооружении трубопроводов
различного назначения, приведены в
сборниках

изготовление трубных
заготовок, ч/руб.-коп.

труб, мм. до
80	100	150	200	250	300	400	500
0,67	1,1	1,45	1,75	2,0	23	2,8	3,2
0—39,1	0—64,2	0—89,3	1—0 8	1—21	1—39	1-69	1—93
0,36	0,42	0,63	0,81	1,15	1,4	1,8	2,2
0—21	0-24,5	0-38,8	(/ -49.9	0—69,4 0—84,5 1—09	1—33
1,65	1,65	2,5	3,7	5,0	6,2	9,5	12

0—96,2 0-96,2    1—54
   2—28    3—02    3—74
   5—73    7—24

Таблица
67. Состав звена слесарей-монтажников, чел.
(ЕНиР 38-5)

	Условное давление, МПа
		*	10
Разряд рабочего	Диаметр труб, мм
	до 400	более 400	до 200	от 200 до 400
6		1		1
5	1	1	2	1
4	2	2	1	2
3	1	1	1	1
2	1	1	1	—

ЕНиР: сборка и резка труб и
металлоконструкций — № 22, монтаж
технологических трубопроводов, арматуры,
испытание трубопроводов — № 26, такелажные
работы — № 24, внутри-построечиые и
транспортные работы — № 1, моитаж
внутренних санитарно-техиических систем
(отопление, водопровод, канализация и
водоснабжение)—№ 9—1, строительство
наружных сетей водопровода, канализации,
газоснабжения и теплофикации— №
10.

Для определения трудозатрат и
расценок на монтаж технологических
трубопроводов на условное давление до 4 МПа
и 10 МПа из углеродистой и нержавеющей
сталей рекомендуется пользоваться
укрупненными нормами и расценками
на

Таблица 68. Нормы времени, ч, и
расценки, руб.—коп., иа монтаж 1 м
трубопроводов из готовых узлов и
деталей

Диаметр труб Dy, мм, до	Внутрицеховые	Обвязочные
норма времени	расценка	норма времени	расценка

80	0,53	0—32,3	0,57	0—34,8
100	0,6	0- 36,6	0,65	0—29.7
125	0,69	0—42,1	0,75	0—45,8
150	0,77	0—47	0,82	0-50
200	0,94	0-57,3	1,0	0-61
250	1,1	0-67,1	1,2	0—73,2

Диаметр труб Dy мм, до	Внутри цеховы е	Обвязочные
норма времени	Расценка	норма времени ‘	расценка
300	1,25	0—76,3	1,35	0—82,4
350	1,4	0—85,4	1,5	0—91,5
400	1,5	0—91.5	1,65	1—01
450	1,65	1—06	1,8	1 — 15
500	1,8	1—15	1,95	1—25
600	2,0	1—28	2,1	1—34
700	2.2	1—41	2,3	1—47
800	2,4	1—54	2,5	1-60
Таблица 69. Нормы времени, ч,	и расценки, руб.—коп., на
монтаж 1 т трубопроводов Из готовых узлов	и деталей
Диаметр труб Dy. мм. до	Внутрицеховые	Обвязочные
норма времени	Расценка	норма времени	расценка
80	47,0	28—70	50,0	30—50
100	41,0	25—00	44,0	26—80
125	39,0	23—80	42,0	25—60
150	30,0	18—30	33,0	20—10
200	27,0	16—50	29,0	17—70
250	23,0	14-00	25,0	15—30
300	20,0	12—20	21,0	12—80
350	16,0	9—76	17,5	10—68
400	14,0	8-96	15,5	9—46
500	13,5	8—64	14,5	9—28
600	13,0	8—32	13,5	8—64
700	12,5	8-00	13,0	8—32
800	11,5	7—36	12,5	8—00

монтажные и
специальные строительные работы (УНиР, вып.
2), разработанными
иорма_ТИВНо-исследовательской
станцией треста Промтехмоитаж-2
М.иимонтажспецстроя УССР. В этом сборнике
приведены также нормы времени и расценки иа
монтаж I м и 1 т трубопроводов диаметром от 25
до 1000 мм, в которых учтено гидравлическое
испытание трубопроводов. Со-

	Наружный
Показатели	89	108	133	159	219
Норма времени Расценка	0,44 0—30,9	0,46 0-32,3	0,49 0—34,4	0,51 0—35,8	0,53 G—37,2
		Таблица 71	Нормы времени, ч,
		Наружный
Показатели	108	133	159	219
Норма времени Расценка	0,26 0—16,3	0,27 0—16,9	0,28 0—17,5	0,29 0—18,1

став звена
рабочих для моитажа технологических
трубопроводов приведен в табл.
67.

Нормы времени и расценки на моитаж
технологических трубопроводов из
углеродистой стали иа условное давление и
до

4 МПа приведены в табл. 68,
69.

Поправочные коэффициенты на нормы
и расценки в сборник УНиР, вып. 2 вводятся в
случаях монтажа трубопроводов:

1.15
   — иа высоте более 5 м с подмостей и
лестниц;

1,4 — то же, с люлек;

1.15
   — с применением электролебедок
или вручную;

0,9 — в каналах, траншеях
или при монтаже без гидравлического
испытания.

На работы, не
предусмотренные в сборниках ЕНиР и УНиР, а
также в случае применения иа строительных
объектах более совершенной технологии или
организации производства, использования
более производительных машин и
оборудования составляются калькуляции
трудозатрат. Такие калькуляции, в
частности, разработаны
нормативно-исследовательской станцией
треста Промтехмонтаж-1.

Пример 1.
Калькуляции трудозатрат на
полуавтоматическую резку труб без скоса
кромок диаметром 89—530 мм аппаратом для
воздушио-плазменной резки металлов АВПР-2
(скорость резаиия до 1 м в
мин).

диаметр труб, мм

273	325	377	426	478	530
0,57	0,6		0,62	0,64	0,7	0,75
0—40	0—42,1		0—43,5	0—44,9	0—49,1	0—52,7
и расценки, руб.—коп.,	на окраску 10 м плети
диаметр труб, мм
245	273	325	377	426	478
0,3 0—18,7	0,3 0—18,7		0,31 0—18,7	0,32 0—19,4	0,33 0—21	0,35 0—22

Состав работ: подача трубы на
стеллаж, подача трубы н ее закрепление на
вращателе, разметка трубы, резка трубы,
выдача трубы (черного патрубка) при помощи
тележки иа стеллаж-накопитель и ее
возвращение в исходное
положение.

Выполняет работы резчик 5
разряда. Нормы времени и расценки на 10
перерезов приведены в табл. 70.

Пример
2. Калькуляция трудозатрат на окраску
плетей трубопроводов диаметром 100—500 мм иа
механизированной линии очистки, окраски,
сборки и сварки труб в плети (скорость
подачи труб по рольгангу и окраски
составляет от 1 до

5
м/мии).

Состав работ: подача плети по
рольгангу, сушка и нагрев труб при
прохождении через нагревательную камеру,
механическая очистка труб, окраска плети,
подача плети к стеллажу-иакопителю с
помощью тележек с последующей укладкой
плети иа стеллаж, возврат тележек для
вывоза плети.

Выполняет работы маляр
4 разряда. Нормы времени и расценки иа
окраску плетей приведены в табл.
71.

Для компенсации дополнительных
затрат рабочего времени, возникающих при
выполнении работ в зимних условиях, в общей
части ЕНиР приведены поправочные
коэффициенты. К калькуляциям трудозатрат и
расценкам эти коэффициенты применять не
разрешается.

Стоимость моитажа
трубопроводов регламентирована единичными
расценками сметной стоимости на моитаж
узлов трубопроводов из углеродистой и
легированной сталей (СНиП IV-6-83 «Сборник №
12» и СНиП IV-4-83). В нее ие входит стоимость
материалов труб, соединительных деталей
трубопроводов, фланцев, крепежных деталей.
Стоимость этих материалов принимается по
СНиП IV-4-83 ч. IV, гл. 4, прил. V. Количество
материалов труб по проекту с учетом отходов
определяется по СНиП IV-6-83, ч. IV, гл. 6,
«Сборник № 12», прил. 2 и включается в
стоимость выполненных
работ.

Расценки увеличиваются или
уменьшаются рядом доплат или скидок в
зависимости от условий работы (время года,
действующее предприятие или вновь
строящееся), климатического района
расположения объекта строительства,
степени завершенности монтажных работ (с
гидроиспытаиием, пневмоиспы-таиием или без
иих).

Стоимость моитажа
внутрицеховых и межцеховых трубопроводов
установлена в зависимости от материала
труб, характе-

Таблица 72. Стоимость
моитажа 1 т стальных трубопроводов с
фланцевыми и сварными соединениями из
готовых

узлов

Наружный
диаметр трубопроводов, мм

	В том числе, руб.
Прямые затраты, РУб.		эксплуатация машин
основная зарплата рабочих	всего	в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих машины	матери альные ресурсы

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

Группа
1. Трубопроводы из углеродистых сталей на
условное дав лете не более 2,5
МПа

32—38	194,0	179,0	5,32	1,45	9,56	328
45	168,0	155,0	4,90	1,36	8,17	275
57	125,0	114,0	3,75	1,19	6,92	200
76—159	79,1	62,4	13,30	7,12	3,49	НО
219—325	51,1	37,2	10,80	5,85	3,21	63

Наружный диаметр
трубопроводов, мм

	‘В том числе, руб
Прямые затраты, руб.		эксплуатация Машин
основная зарплата рабочих	всего	в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих машины	матери альные ресурсы

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

377—426	36,9	25,6	9,03	4,86	2,24	42
530	31,5	23,4	4,38	1,75	3,69	38
630	28,4	21,7	3,99	1,51	2,73	29
840—1420	26,1	20,0	3,80	1,48	2,25	33
‘руппа 2. Трубопроводы из углеродистых сталей на давление не более 10 МПа	условное
32	160,0	146,0	8,25	2,18	5,99	241
38	143,0	129,0	8,07	2,14	5,93	240
48—57	124,0	111,0	7,33	1,84	5,30	196
76—89	73,0	63,4	6,47	1,58	3,09	117
108	62,6	64,1	5,49	1,49	3.00	95
133	55,8	47,8	5,21	1,39	2,78	76
159—219	47,4	40,0	4,79	1,25	2,61	71
273—325	36.3	29,7	4,23	1,08	2,40	52
377	30,2	24,2	3,81	0,94	2,23	39
426	26,2	20,5	3,53	0,35	2,12	33
‘руппа 3. Трубопроводы из труб легированных и высоколеги
рованных	сталей на	условное давление не	более 2,5 МПа
45	327,0	242,0	57,6	19,4	27,60	418
57	294,0	213,0	54,7	17,7	26,00	379
76	233,0	157,0	51,8	16,0	24,50	277
89—426	176,0	104,0	48,9	15,2	22,90	179
530	105,0	51,5	46,6	14,9	7,20	88
720—820	94,7	43,4	43,9	14,4	7,31	73
1020—1220	76,7	33,5	36,8	12,4	6,48	57

ра соединений,
диаметра и давления. В расценках учтены
затраты на горизонтальное перемещение от
приобъектного склада до места установки на
расстояние до 1000 м, вертикальное до 5 м;
установку кронштейнов, опор, подвесок,
хомутов по

Таблица 73. Стоимость 1 т
трубопроводов из углеродистой стали на
условное давление до 2,5 МПа, руб.

Наружный диаметр и	Стоимость	Сметная сто	Итого
толщина стенки труб.	моитажа	имость
мм

32X2	194,0	873,07	1067,07
45X2,5	168,0	790,32	958,32
57X3	125,0	614,10	739,10
76X3,5	97,8	514,42	612,22
89X3,5	97.8	471,70	569,50
108X4	79,1	437,88	516,98
133X4	79,1	404,95	484,05
159X4,5	79,1	380,92	460,02
19X7	51,1	333,75	384,85
273X7	51,1	326,63	377,73
325X8	51.1	316,84	367,94
377X9	55,1	315,06	366,16
426X9	36,9	329,30	366,20
530X7—720X9	31.5	362,23	357,73

трубопроводам на условное
давление до 10 МПа; изготовление и установку
байпасов; устройство перемычек для
заземления трубопроводов; наполнение
системы азотом и испытание трубопроводов. В
табл. 72 приведена стоимость моитажа из
готовых узлов наиболее распространенных
трубопроводов, поставляемых
трубозаготовительиыми
заводами.

Сметная стоимость узлов
технологических трубопроводов из
углеродистых, легированных и нержавеющих
сталей определяется по СНиП IV-4-83.
Предусмотрено, что узлы трубопроводов
выполнены с установкой необходимых деталей
(фланцев, отводов, тройников, переходов,
заглушек, патрубков, П-образ-иых
компенсаторов и т. п.), входящих в
конструкцию трубопровода, со сборкой на
постоянных прокладках, креплением болтами
и сваркой, из бесшовных труб из ст. 20.
Сметная стоимость 1 т узлов технологических
трубопроводов из углеродистой стали на
условное давление до 2,5 МПа в зависимости от
наружного диаметра и толщины стенки труб,
мм, следующая, руб.:

873.07
   45X2,5

790,32

514,42

437.88

380,92

32X2

57X3

89X3,5

133X4

614,1    76X3.5

471.7
   ШХ» 404,95 159X4.5

219X7
   ….    333,75    273X7
   ….    326,63

325X8
   ….    316,84    377X9
   ….    315,06

426X9
   ….    329,3    530X7—720X9
   .    .
   362.23

Общая стоимость
смонтированных трубопроводов, состоящая из
стоимости монтажа и сметной цены, приведена
в табл. 73.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение
1

Условные обозначения элементов
трубопроводов и арматуры (ГОСТ 2.784—70* ГОСТ
2.785—70)

Обозначение

Обозначение

Наименование

Наименование

Трубопровод

Соединение

трубопроводов

Перекрещивание
трубопроводов (без соединений)

4“
-ал-

Трубопровод

гибкий

Трубопровод
в трубе (футляре)

Разъемное
соединение трубопроводов: общее
обозначение

фланцевое

Подвеска:

неподвижная

направляю-щая
Переход: общее обозначение Детали
соединений трубопроводов:
тройник

крестовина

т
гг

отвод

коллектор,

гребенка

Конец
трубопровода с заглушкой: общее
обозначение

фланцевое

Компенсауор:
общее обозначение

Наименование	Обозначение	Наименование	Обозначение
П-образный	Л	угловой
волнистый Опора трубопровода:		Клапан трехходовой Клапан регулирующий: проходной
	л
		угловой
подвижная	~г
направляю		Край:	IXJ
щая	~т~	проходной
		угловой Край трехходовой Коидеисатоот- водчик	Ъ —Q—
скользящая Клапан запорный?	r?W7/77
проходной	сх	Задвижка	OKI

Приложение 2
Условные обозначения на чертежах
трубопроводов

Наименование	Обозначение	Наименование	Обозначение
Монтажный стык (граница узла) Измерительная дисковая диафрагма, устанавливаемая на ме- г сте монтажа 1	w* 1 ¦	Соединение труб сваркой I Концентрнче-ский переход Заглушка сфе-рическая D То жег флание- и вая 14

Отвод крутоизогнутый:
   90,

60°

Клапан
запорный муфтовый Задвижка запорная
фланцевая с ручным приводом Клапан
запорный фланцевый с ручным
приводом

Задвнжка запорная
фланцевая с электроприводом Клапан
обратный поворотный

То же,
подъемный

—th-

ней—

-|А—

чая—

чо«ь-

Наименование

Клапан
регулирующий

Обозначение

-Al-

Арматура, устанавливаемая на
месте монтажа

Клапан
предохранительный
фланцевый

А

Конденсатоот-

водчик

Приложение
3

Перечень нормативных документов по
монтажу
трубопроводов

Газоснабжение.
Внутренние устройства Наружные сети и
сооружения

СНиП Ш-29-76

Водоснабжение, канализация и
теплоснабжение. Наружные сети и
сооружения

СНиП III-30-74

Инженерное и тех- СНиП В III-3-81
нологическое оборудование зданий и
сооружений. Внешние
сети

Технологическое оборудование и
технологические
трубопроводы

Магистральные
трубопроводы

СНиП 3.05-05-84

СНиП
111-42-80

Подземные
сооружения. Общие технические
требования

ГОСТ 9.015—74*

Правила устройства и безопасной
эксплуатации грузоподъемных кранов,
Госгортехнадзор СССР, 1972

Монтаж
распределительных
газопроводов

Изготовление
   и

монтаж трубопроводов
водоснабжения

Изготовление, монтаж
и испытание трубопроводов различного
назначения

Изготовление
   и

монтаж технологических
трубопроводов

Строительство н
реконструкция магистральных
трубопроводов

Антикоррозионная
защита стальных трубопроводов различного
назначения

Монтаж трубопроводов
различного назначения и
погрузочно-разгрузочные работы

	й»
Наименование документа	Шифр	Применение

Правила -устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды, Г
осгортехнадзор,

1970

Правила
техники без опасности при строи тельстве
магистраль иых трубопроводов Миигазпром
СССР,

1971

Инструкция по разработке
ППР при монтаже внутренних сантехсистем
Инструкция по монтажу трубопроводов из
стеклянных труб Инструкция по разработке
ППР механо-монтажиых работ Инструкция по
монтажу технологических трубопроводов нз
пластмассовых труб

Инструкция по
проектированию и монтажу сетей
водоснабжения и канализации из
пластмассовых труб

Инструкция по
проектированию и строительству подземных
газопроводов из неметаллических труб
—

ВСН 237-80

ВСН 301-72 ВСН 319-77 ВСН
440-83

СН 478-80 СН 493-77

Монтаж
наружных трубопроводов
теплоснабжения

Монтаж
магистральных газопроводов

Монтаж
трубопроводов сантехсистем

Монтаж
стеклянных трубопроводов

Монтаж
технологических
трубопроводов

Изготовление и монтаж
пластмассовых технологических
трубопроводов

Изготовление и монтаж
пластмассовых трубопроводов систем
водоснабжения и
канализации

Изготовление и монтаж
пластмассовых и асбестоцементных труб
газопроводов

Инструкция
по изго- ВСН 362-76 товлению, монтажу и
испытанию технологических трубопроводов
условным давлением 10 МПа

Правила
устройства ПУГ-69 и безопасной эксплуатации
трубопроводов для горючих, токсичных и
сжиженных газов

Инструкция по пнев-
СН 298-64 матическому испытанию наружных
трубопроводов

Изготовление и моитаж
стальных технологических
трубопроводов

Монтаж
стальных

технологических

трубопроводов

Испытание
стальных трубопроводов различного
назначеиня

Приложение 4. Технические
характеристики инструмента для монтажа
трубопроводов

Таблица 1. Техническая
характеристика ключей гаечных
комбинированных (ККБ) (ТУ 36-1164-74)

Тип ключей	Размеры, мм	Масса, кг	Тип ключей	Размеры, мм	Масса кг
ККБ-8	135X18X5	0,045	ККБ-19	230X42X10	0,25
ККБ-10	150x22x6	0,08	ККБ-22	260X48X11	0,3
ККБ-12	170X26X7	0,1	ККБ-24	290x53x9	0,3
ККБ-14	190X30X8	0,13	ККБ-27	320x58x14	0,5
ККБ-17	210x35x10	0,17	ККБ-30	360X65X12	0,8

Показатель	«ТР-1 |	КТР-2	СТД-923/1
ГОСТ 18981—73*
Диаметр трубы, мм	10—36	20—50	До 42
Испытательный крутящий
момент, Н-м	150	270	—
Габариты, мм:
длина	300	400	230
ширина	45	60	28
толщина	18	22	52
Масса, кг	0,74	1.54	0,75
Изготовитель	Пер мский	завод	Предприя
	монтажных изде	тия Мин
	лий и средств ав	монтаж
	томатизации Мин	спецстроя
	монтажспецстроя	СССР
	СССР

Таблица 3. Техническая
характеристика ключей гаечных коликовых
монтажных (ТУ 36-1023-74)

Тип ключа	Диаметр колика, мм	Длииа ключа, мм	Масса,
КМК-17	5—12	240	0,14
КМК-19	6—15	280	0,24
КМК-22	7—18	330	0,28
КМК-27	8—22	410	0,56
кмк-зо	8—22	430	0.7
KMK-32	10—25	460	0,89
KMK-36	10—25	480	0,96

		Погреш-
	Предел
Наименование	намерения.	мерения.	Назначение
		мм

Рулетки измеритель- 1; 2; 5; ные
металлические 10; 20; (ГОСТ 7502—80*)    30;
50

Метры ленточные
   1

сред-

1—5    Измерение
   боль

ших длин с невысокой
точностью

0,25—0,5 Измерение них
длин

Линейки измеритель- 0,15; 0,3; ные
металлические 0,5 ; 1 (ГОСТ 427—75*)

0,25
Измерение и раз-метка небольших
длин

Таблица 6. Техническая
характе

Гип ключа	Размер зева, мм	Крутящий момент максимальный, Н-м
Г аечный трещеточный СТД-961/7 (ТУ 36-1609-74)	10—19	—
Гаечиый трещеточный КГТ-1	17—32	50
С регулируемым крутящим моментом:
КРМ-60 (ТУ 36-836-74)	27, 30,32,36	600
КРМ-120 (ТУ 36-836-74)	27,30, 32, 36	1200

	Предел
Наименование	измерения,	Назначение
	град

Угольники плоские и 90
(посто-бортовые
   явный)

(ГОСТ
3749—77*)

Линейки поверочные 45, 55, 60
угловые

(ГОСТ 8026—75*)

Угломеры
с нониусом 0—180 (на-(ГОСТ 5378—66*)
   ружный)

40—180
(внутренний)

Разметка углов —
угольники по третьему классу точности.
Измерение углов — угольники по первому и
второму классам точности

Проверка
отклонения угла между рабочими
поверхностями

Измерение наружных
углов

То же, внутренних
углов

ристика специальных
ключей

Изготовитель

Наибольшие
размеры, мм

180x28x65    0,25
   Предприятие
Минмонтаж-

спецстроя
ССОР

340x40x40    0,61
   Пермский завод
монтажных

изделий и средств
автоматизации

Опытный завод
монтажных приспособлений, Ногинск

1018x102x66    11

1931X102X66
   17

Наименование	Диаметр, мм	Длина, мм
Шлямбур ШЛ (ОТУ 22-1566-69)	23	350—500
	28	350—500
	35	350—500
Зубнла (ГОСТ 7211—72*):
слесарное	—	160—200
монтажное	—	250
Молоток слесарный (ГОСТ 2310—77)	41	120

Кувалда кузнечная тупоносая
(ГОСТ 11401—75*)

Лом монтажный (ГОСТ
1405—83)

24

1300

Таблица 8.
Техническая
характеристика

Параметры

Тип
ключей

С открытым зевом
двусторонние ГОСТ 2839—80 *Е

С открытым
зевом односторонние ГОСТ
2841—80Е

Комбинированные ГОСТ
16983—80Е

Кольцевые двусторонние
коленчатые ГОСТ 2906—80Е

Торцовые со
сменными головками

Ширина зева
Размер головки Длина ключа

Ширина
зева Длина ключа

Ширина зева Размер
головки Длина ключа

Ширина зева
Размер головки Высота колена Длина
ключа

Ширина зева Размер
головкн

8X10	12×14
16 и 20	25 и 30
120	140
17	19
160	170
14	17
28 и 20	35 и 25
150	160
8X10	12X14
14 и 18	21 и 24
24	28
220	220
12	14
32	34

Масса, кг	Изготовитель
0,6—0,8	Завод электромонтажных изделий № 10
0,8—1,0	Минмонтажспецстроя СССР
1,2—1,4
0,75	То же
0,57
0,8	Горьковский завод электромонтажных ин
	струментов Минмонтажспецстроя СССР
4—8
4,2
ключей гаечных	ручных
Размеры, мм

17X19	22X24	27X30	32X36	36X40	40X50	50X55
35 и 42	46 и 50	55 и 62	65 и 72	74 и 82	94 и 102	102 и 112
175	220	260	310	350	420	460
22	24	27	30	32	36	41
185	215	240	260	270	300	340

19	22	24	27	30	36	41
42 и 28	46 и 33	50 и 35	55 и 39	62 и 43	75 и 52	85 и 58
180	200	220	260	280	300	360
17X19	22×24	27X30	32X36	36X40	46X50	50X55
26 и 28	33 и 36	40 и 44	46 и 52	50 и 62	66 и 76	75 и 83
32	36	38	42	46	48	50
280	320	360	450	480	500	530
17	19	22	24	27	30	32
36	38	40	42	45	48	50

	В старых системах единиц
Величина	Наименование	Обозначение
Сила (усилие); нагрузка	килограмм-сила тонна-сила	К ГС, тс
Механическое напряжение	килограмм-сила на квадратный миллиметр	кгс/мм2
	килограмм-сила на квадратный сантиметр	кгс/см2
Давление	килограмм-сила на квадратный сантиметр Миллиметр водяного столба	кгс/см2 мм вод. ст.
	миллиметр ртутного столба	мм рт. ст.
Момент силы	килограмм-сила-метр	кгс-м
Работа, энергия	килограмм-сила-метр	кгс-м
Ударная вязкость	килограмм-сила-метр на квадратный сантиметр	кгс- м/см2
Мощность	лошадиная сила	л. с.
Момент инерции	сантиметр в четвертой степени	см4
Момент сопротивления	кубический сантиметр	см3
Частота вращения	обороты в минуту	об/мин

Производитель- кубический метр в
минуту м³/мин ность
(подача)

Паскаль
   Па

Паскаль
   Па

В международной системе
единиц (СИ)	Соотношение единиц
Наименование j Обозначение

| Ньютон    Н

Ньютон • метр    Н ¦
м

Джоуль    Дж

Джоуль
на квадратный метр
   Дж/м²

Ватт
   Вт

первой
степени

метр кубический в
   м³/с

секунду 1 кгс~9,8Н~
ЮН;

1 тс~9,8-10³Н~9,8~ ~10кН

1
кгс/мм²~ 9,8′ 10⁶Па ~ ~ 9,8МПа ~
ЮМПа

I кгс/см² ~ 9,8 -10⁴Па ~
~0,098МПа~0,1МПа

1 кгс-м ~9,8-Ю⁴Па ~
~0,098МПа~0,1МПа I мм вод. ст. ~ 9,8Па ~ ~ ЮПа

I
мм рт. ст.~133.3Па

1 кгс-м~9,8Нм~ ЮНм 1
кгс-м~9,8Дж~ 10Дж

I кгс-мм/см² ~
9,8кДж/м² 1 л. с. ~ 735,5 Вт I см⁴=
10~⁸-м⁴

I см³=
10^_в-м*

I об/мин= = 0.016С ЬО

1
об/с = С^-1

I

I м³/мин= —
м³/с

Баришполов В. Ф.
Строительство наружных трубопроводов.
— М.: Высш. шк., 1980.— 199 с.

Зайцев К И.,
Шмелева И. А. Справочник по
сварочно-монтажным работам при
строительстве трубопроводов. — М.: Недра,
1982, —223 с.

Инструкция по
разработке проектов производства
механомонтажных работ: ВСН 319-77 /
Минмонтажспецстрой СССР.— М., 1978, —38
с.

Инструкция по монтажу
технологических трубопроводов из
пластмассовых труб:    ВСН
440-83/Минмонтажспецстрой

СССР, —М.,
1984.— 69 с.

Исаев В. А.. Сасин В. И.,
Чистяков Н. II. Устройство и монтаж
санитарно-технических систем зданий. — М.:
Высш. шк., 1984, —296 с.

Каневский М.
Д., Чернов Б. С., Купер М. Р.
Станки и механизмы для производства
санитарно-технических и вентиляционных
работ. — М.: Высш. шк., 1979. — 263
с.

Мельников О. Н., Ежов В. Т., Блоштейн
А. А. Справочник монтажника сетей
теплогазоснабжения. — Л.:
   Стройиздат,

1980, —208
с.

Монтаж технологического
оборудования / Под ред. Марше-ва В. 3. — М.:
Стройиздат, 1983. — 584 с.

Новиченко Ю. А.,
Персион А. А., Шестопал А. И.
Справочник по изготовлению и монтажу
технологических трубопроводов из
полимерных материалов. — К.: Буд1вельник, 1979.
— 148 с. Персион А. А., Седых Ю. И., Маркман
Ю. И. Справочник по монтажу
специальных сооружений.— К.:
Буд1вельник, 1981.— 272
с.

Ромейко В. С., Шестопал А. Н..
Персион А. А. Пластмассовые
трубопроводы. — М.: Высш. шк., 1984. — 200
с.

Строительные краны:
   Справочник.    / Под ред.
Станевско-

го В. П.— К.: Буд1вельник,
1984. — 240 с.

Тавастшерна Р. И.
Изготовление и монтаж технологических
трубопроводов. — М.: Стройиздат, 1980. — 299 с.
Технологические трубопроводы в
промышленном строительстве/Под ред.
Николаевского Е. Я. — М.: Стройиздат, 1979.— 800
с.

А. А. Персион К. А.
Гарус,

лауреаты Государственной
премии
УССР

Монтаж

трубо

проводов

[Справочник ^

¦рабочего

Киев

«Буд1вельник»

УДК
624.643.002.72

Монтаж трубопроводов.
Справочник рабочего / А. А. Персион, К. А.
Гарус.— К-: Бущвельник, 1987.— 208
с.

Приводятся справочные данные по
изготовлению и монтажу трубопроводов
различного назначения (технологических,
систем водоснабжения, канализации н др.).
Даются краткое описание и технические
характеристики оборудования и специальных
устройств, применяемых при изготовлении
секций, узлов стальных трубопроводов,
сварных и формованных деталей
пластмассовых трубопроводов, очистке,
грунтовке, антикоррозионной изоляции труб
и монтаже трубопроводных систем.
Нормативные материалы приведены по
состоянию на 1 января 1987 г.

Для
рабочих и бригадиров, занимающихся
монтажом трубопроводов.

Табл. 73. Ил.
46. Библиогр.: 204 с.

Рецензенты:
инженеры А. М. Мегедь, Б. Е. Айзин
Редакция литературы по специальным и
монтажным работам в
строительстве

Зав. редакцией С.
Н. Сотниченко

ГС 3204000000—011_
   (?) Издательство
«Буд1ве.льник»,

М203(04)—87
   ‘    1987

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров    Стр. 1 из 43

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

С ДОПОЛНЕНИЯМИ НИИ
АТМОСФЕРА

1999

СВЕДЕНИЯ О
ДОКУМЕНТЕ

Казанским управлением
«Оргнефтехимзаводы», г.
Казань

РАЗРАБОТАН

ВНЕСЕН

СОГЛАСОВАН

УТВЕРЖДЕН

ВКЛЮЧЕН

ВВЕДЕН

Начальник Ф.Ф.
Мухаметшин

МП «БЕЛИНЭКОМП», г.
Новополоцк

Директор Б.Ш.
Иофик

АОЗТ «ЛюБЭКОП», г.
Москва

Генеральный директор Ю.А.
Мазель

Управлением
государственного экологического контроля
и экологической безопасности окружающей
среды Научно-исследовательским институтом
по охране атмосферного воздуха приказом Г
оскомэкологии России №_от_

в «Перечень
Методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферу».

в действие с 01.01.1998 г. сроком
на 2 года для практического применения при
учете и оценке выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров для
хранения нефтепродуктов на предприятиях
различных отраслей промышленности и
сельского хозяйства Российской
Федерации.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.
   Ссылки на нормативные
документы

2.    Основные
обозначения

3.    Термины и
определения

4.    Общие
положения

5.    Выбросы
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров перерабатывающих,
нефтедобывающих предприятий и
магистральных нефтепроводов

5.1.
   Исходные данные для расчета
выбросов

5.1.1.    Данные
предприятия

5.1.2.
   Инструментальные
измерения

5.1.3.    Расчет
давления насыщенных паров индивидуальных
жидкостей

5.1.4.    Расчет
давления газов над их водными
растворами

5.1.5.
   Определение молекулярной массы
паров жидкостей

5.1.6.
   Определение опытных значений
коэффициентов К

5.1.7.
   Определение опытных значений
коэффициентов К^

5.1.8.
   Определение значений
коэффициентов К_в

5.1.9.
   Определение опытных значений
коэффициентов К_об

5.2.
   Выбросы паров нефтей и
бензинов

5.3.    Выбросы паров
индивидуальных веществ

5.4.
   Выбросы паров многокомпонентных
жидких смесей известного состава

5.5.
   Выбросы газов из водных
растворов

5.6.    Выбросы паров
нефтепродуктов (кроме
бензинов)

6.    Выбросы
паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров нефтебаз, ТЭЦ, котельных,
складов ГСМ

6.1.    Исходные
данные для расчета выбросов

6.2.
   Выбросы паров
нефтепродуктов

7.    Выбросы
паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров автозаправочных
станций

7.1.    Исходные
данные для расчета выбросов

7.2.
   Выбросы паров
нефтепродуктов

8.    Примеры
расчета выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу

8.1.    НПЗ.
Бензин-катализат. Валовые выбросы

8.2.
   НПЗ. Бензин автомобильный.
Валовые выбросы. ССВ — понтон и отсутствие
ССВ

8.3.    НПЗ. Бензин
автомобильный. Идентификация
выбросов

8.4.    НПЗ. Керосин
технический

8.5.
   Растворитель № 646. Выбросы
компонентов

8.6.
   Нефтебаза. Бензин автомобильный.
Валовые выбросы

8.7.    АЗС.
Бензин автомобильный. Валовые
выбросы

8.8.    ТЭЦ. Мазут
топочный (резервуар с нижним боковым
подогревом).

8.9.    ТЭЦ. Мазут
топочный (резервуар без
обогрева).

Используемая
литература

Приложение 1. Предельно
допустимые концентрации (ПДК) и
ориентировочные

безопасные уровни
воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в
атмосферном воздухе населенных
мест

Приложение 2. Физико-химические
свойства некоторых газов и жидкостей
Приложение 3. Константы уравнения Антуана
некоторых веществ Приложение 4.
Значения постоянной К_г для водных
растворов некоторых газов (в

таблице
даны значения К_г • 10^-9 в
мм. рт. ст.)

Приложение 5. Значения
молекулярной массы паров (m) нефтей и
бензинов Приложение 6. Атомные
массы некоторых элементовПриложение 7.
Значения опытных коэффициентов
К

Приложение 8. Значения
опытных коэффициентов Кр

Приложение
9. Значения коэффициентов
К_в

Приложение 10. Значения
опытных коэффициентов
К_об

Приложение 11. Компонентный
состав растворителей, лаков, красок и т.д.
(C% массовый)

Приложение 12.
Значения концентраций паров
нефтепродуктов в резервуаре С^,
удельных выбросов У~2, У3 и опытных
коэффициентов К_нп

Приложение
13. Количество выделяющихся паров бензинов
автомобильных при хранении в одном
резервуаре G , т/год

Приложение 14.
Концентрация загрязняющих веществ (% масс.)
в парах различных
нефтепродуктов

о

Приложение 15.
Концентрации паров нефтепродуктов (С,
г/м³) в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков
автомашин Приложение 16. Давление
насыщенных паров углеводородов, Па

9.
Дополнение к «Методическим указаниям по
определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из
резервуаров»

Введение

1
Применение критериев качества
атмосферного воздуха

2.
   Данные о содержании вредных
веществ в парах нефтепродуктов разного
вида

3.    Расчет максимальных
и валовых выбросов паров нефтепродуктов в
атмосферу

4.    Примеры
расчета выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу (дополнения и
уточнения)

5.
   Редакционные уточнения

ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящий
документ:

Разработан с целью создания
единой методологической основы по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров на действующих,
проектируемых и реконструируемых
предприятиях;

Устанавливает порядок
определения выбросов загрязняющих веществ
из резервуаров для хранения нефтепродуктов
расчетным методом, в том числе и

на
основе удельных показателей
выделения;

Распространяется на
источники выбросов загрязняющих веществ
нефте- и газоперерабатывающих предприятий,
предприятий по обеспечению
нефтепродуктами (нефтебазы, склады
горюче-смазочных материалов, магистральные
нефтепродуктопроводы, автозаправочные
станции), тепловых электростанций (ТЭЦ),
котельных и других отраслей
промышленности;

Применяется в качестве
основного методического документа
предприятиями и территориальными
комитетами по охране природы,
специализированными организациями,
проводящими работы по нормированию
выбросов и контролю за соблюдением
установленных нормативов
ПДВ.

Полученные по настоящему
документу результаты используются при
учете и нормировании выбросов загрязняющих
веществ от источников предприятий,
технологические процессы которых связаны с
хранением нефтепродуктов в резервуарах
различных типов, а также в экспертных
оценках для определения экологических
характеристик подобного оборудования.

1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ

Методические указания
разработаны в соответствии со следующими
нормативными документами:

1. ГОСТ
17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера.
Источники и метеорологические факторы
загрязнения, промышленные выбросы. М.,
Изд-во стандартов, 1978.

2.    ГОСТ
17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера.
Правила установления допустимых выбросов
вредных веществ промышленными
предприятиями. М., Изд-во стандартов,
1980.

3.    ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана
природы. Атмосфера. Общие требования к
методам определения загрязняющих веществ.
М., Изд-во стандартов, 1982.

4.    ГОСТ
8.563-96. Методика выполнения измерений. М.,
Изд-во стандартов, 1996.

2.
ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

М — максимальные
выбросы загрязняющих веществ в атмосферу,
г/с;

G — годовые выбросы загрязняющих
веществ в атмосферу, т/год;

—
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, принимаемый равным
производительности насоса,
м³/час;

-з

Q^ — количество
нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары
АЗС в течение осенне-зимнего периода года,
м³/период;

о

Q_M — то же, в
течение весенне-летнего периода,
м³/период;

В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года,
т/год;

В_оз — то же, в течение
осенне-зимнего периода,
т/период;

В_вл — то же, в течение
весенне-летнего периода, т/период;

*нк —
температура начала кипения жидкости,
°С;

I TTiiVy TTlTI L    О /^г‘ч

tj7
>^зк — максимальная и минимальная
температура жидкости в резервуаре,
С;

₃

р_т, — плотность
жидкости, т/м ;

I ж

Xj, %2 — время
эксплуатации резервуара соответственно,
сут/год и час/сут;

Р38 — давление
насыщенных паров нефтей и бензинов при
температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость
4 :    1,    мм. рт.
ст.;

С₂₀ — концентрация насыщенных
паров нефтепродуктов (кроме бензина) при
температуре    20 °С и соотношении
   газ-жидкость 4 : 1, г/м ;

P_t —
давление насыщенных паров индивидуальных
веществ при температуре жидкости,
мм.рт.ст.;

p_i — парциальное давление
пара индивидуального вещества над
многокомпонентным раствором, в равновесии
с которым он (пар) находится, Па или мм. рт.
ст.

А, В, С — константы в уравнении Антуана
для расчета равновесного давления
насыщенных паров жидкости;

К_г —
константа Генри для расчета давления газов
над водными растворами, мм. рт. ст.;

К
К_р, К_в, К_об, К_нп —
коэффициенты;

X_i — массовая доля
вещества;

m — молекулярная масса паров
жидкости;

о

Vp — объем резервуара,
м³;

Np — количество резервуаров,
шт.;

С — концентрация i-ro загрязняющего
вещества, % масс;

С — концентрация паров
нефтепродукта в резервуаре, г/м ;

У2, У3 —
средние удельные выбросы из резервуара
соответственно в осенне-зимний
весенне-летний периоды года, г/т;

G-^ —
выбросы паров нефтепродуктов при хранении
бензина автомобильного в одном резервуаре,
т/год;

V_cfl — объем слитого
нефтепродукта в резервуар АЗС,
м³;

о

Ср — концентрация паров
нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС,
г/м³;

Сб — то же в баки автомашин, г/м
;

G^j. — выбросы паров нефтепродуктов при
закачке в резервуары АЗС и в баки автомашин,
т/год;

G_Hp — неорганизованные
выбросы паров нефтепродуктов при проливах
на АЗС, т/год.

3. ТЕРМИНЫ И
ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Термины	Определения
Загрязнение атмосферы	Изменение состава атмосферы в результате наличия в ней примеси.
Загрязняющее воздух вещество	Примесь в атмосфере, оказывающая неблагоприятное действие на окружающую среду и здоровье людей.
Выброс вещества	Вещество, поступающее в атмосферу из источника примеси.
Концентрация примеси в атмосфере	Количество вещества, содержащееся в единице массы или объема воздуха, приведенного к нормальным условиям
Предельно-допустимая концентрация примеси в атмосфере	Максимальная концентрация примеси в атмосфере, отнесенная к определенному времени осреднения, которая при периодическом воздействии или на протяжении всей жизни человека не оказывает на него вредного действия, и на окружающую среду в целом.
Ориентировочно безопасный уровень воздействия загрязняющего атмосферу вещества (ОБУВ)	Временный гигиенический норматив для загрязняющего атмосферу вещества, устанавливаемый расчетным методом для целей проектирования промышленных объектов.

4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1.
   Разработка настоящего документа
проведена исходя из определения термина
«унификация» — приведение имеющихся путей
расчета выбросов от однотипных резервуаров
на действующих, проектируемых и
реконструируемых предприятиях в пределах
массива существующих методик к наибольшему
возможному единообразию.

4.2. В документе
приведены справочно-информационные и
экспериментальные данные о
физико-химических свойствах, концентрациях
и величинах

удельных выбросов из
резервуаров для хранения наиболее
распространенных индивидуальных веществ и
многокомпонентных технических смесей,
применяемых в нефтехимической,
нефтеперерабатывающей и других отраслях
промышленности, а также расчетные формулы
для определения максимальных (г/с) и валовых
(т/г) выбросов соответствующих загрязняющих
веществ.

4.3.    По данной методике
могут выполняться расчеты выделений
(выбросов) загрязняющих веществ:

— для
нефти и низкокипящих нефтепродуктов
(бензин или бензиновые фракции) — суммы
предельных углеводородов С₁ — С₁₀
и непредельных С₂ — С₅ (в
пересчете на С₅) и ароматических
углеводородов (бензол, толуол, этилбензол,
ксилолы);

—    для высококипящих
нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо,
масла, присадки и т.п.) — суммы углеводородов
С^ — С^.

4.4.    Расчеты ПДВ (ВСВ) в
атмосферу от резервуаров с нефтями и
бензинами выполняются с учетом разделения
их на группы веществ:

—
   углеводороды предельные
алифатические ряда С! — С^ (в пересчете на
пентан*⁾);

* Примечание: до
утверждения ОБУВ для С_х — С₅ и
С₆ — С₁₀

—
   углеводороды непредельные
С₂ — С₅ (в пересчете на
амилен);

—    бензол, толуол,
этилбензол, ксилолы;

—
   сероводород.

Остальные
технические смеси (дизельное топливо,
печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОБУВ).
Поэтому, выбросы от этих продуктов временно
принимаются как «углеводороды предельные
С^ — С19». Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и
технических смесей представлены в
Приложении 1.

4.5.
   Индивидуальный состав
нефтепродуктов определяется по данным
завода-изготовителя (техническому
паспорту) или инструментальным
методом.

4.6.    Только для случаев
недостаточности информации для расчета по
данной методике, а также, когда источник
загрязнения не охватывается разделами
настоящего документа, рекомендуется
руководствоваться отраслевыми методиками,
включенными в «Перечень…» [1].

5. ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ,
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ И
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ
РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ

5.1.1.
ДАННЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

По данным
предприятия принимаются:

—
   максимальный объем паровоздушной
смеси, вытесняемой из резервуара (группы
одноцелевых резервуаров) во время его
закачки (V^⁰¹ , м³/час),

равный
производительности насоса;

—
   количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года (В,
т/год) или иного периода года;

—
   температура начала кипения
(1:_нк, °C) нефтей и
бензинов;

₃

—
   плотность (р_ж, т/м ) нефтей и
нефтепродуктов;

—    время
эксплуатации резервуара или групп
одноцелевых резервуаров (т^, сут/год, Т2,
час/сут);

— давления насыщенных паров
нефтей и бензинов (Р38, мм. рт. ст.)
определяются при температуре 38 °С и
соотношении газ-жидкость 4 :
1.

Примечание. Для нефтеперерабатывающих
заводов и других крупных предприятий
давление насыщенных паров целесообразно
определять газохроматографическим
методом. Физико-химические свойства
некоторых газов и жидкостей представлены в
приложении 2.

5.1.2.
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ

Температуру
жидкости измеряют при максимальных (, °С) и
минимальных (t^f^L, °С) ее значениях в
период закачки в
резервуар.

Идентификацию паров нефтей и
бензинов (Q, % масс.) по группам
углеводородов и индивидуальным веществам
(предельные, непредельные,
бензол,

толуол, этилбензол, ксилолы и
сероводород) необходимо проводить для всех
вышеуказанных предприятий. Углеводородный
состав определяют газохроматографическим
методом, а сероводород — фотометрическим [2 —
4].

-з

Концентрации насыщенных паров
различных нефтепродуктов (кроме бензина)
при 20 °С и соотношении газ-жидкость 4 : 1 (С20,
г/м³)
определяются

газохроматографическими
методами [3 — 4] специализированными
подразделениями или организациями,
имеющими аттестат аккредитации и, при
необходимости, соответствующие
лицензии.

5.1.3. РАСЧЕТ
ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ
ЖИДКОСТЕЙ

Давления насыщенных паров
индивидуальных жидкостей при фактической
температуре (Р^ мм. рт. ст.) определяются по
уравнениям Антуана:

(5.1.1)

или

где:
А, В, С — константы, зависящие от природы
вещества, для предприятий нефтепереработки
принимаются по приложению 3, а для
предприятий иного профиля — по справочным
данным, например, «Справочник химика» т. 1. Л.
«Химия», 1967.

Кроме того, давление
насыщенных паров жидкостей можно принимать
и по номограммам P_t = Д^), например,
[10] (Павлов К.Ф. и др. «Примеры и

задачи
по курсу процессов и аппаратов химической
технологии», М., «Химия», 1964), и по
ведомственным справочникам.

Примечание:
Парциальное равновесное давление пара
индивидуального вещества (в паро-воздушной
смеси) над многокомпонентным раствором
(нефтепродуктом) может быть определено по
закону Рауля [9]:

где: х_; — мольная
доля i-го вещества в растворе; Р_t —
определяется по уравнениям 5.1.1 —
5.1.2.

5.1.4. РАСЧЕТ
ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВ НАД ИХ ВОДНЫМИ
РАСТВОРАМИ

Давления газов над их
водными растворами при фактической
температуре (Pt, мм. рт. ст.) рассчитываются по
формуле:

(5.1.3)

где: Кр —
константа Генри, мм. рт. ст., принимается по
справочным данным или (для некоторых газов)
по приложению 4; Xi — массовая доля i-го газа,
кг/кг воды;

18 — молекулярная масса
воды;

Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров    Стр. 8
из 43

m^ — молекулярная масса i-ro газа (см. п.
5.1.5).

5.1.5.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ
ЖИДКОСТЕЙ

Молекулярная масса паров
нефтей и нефтепродуктов принимается в
зависимости от температуры начала их
кипения по приложению 5.

Молекулярная
масса однокомпонентных веществ
нефтепереработки принимается по данным
приложения 2, а для других продуктов — по
справочным данным или, расчетам, исходя из
структурной формулы вещества.

Атомные
массы некоторых элементов представлены в
приложении 6.

5.1.6.
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
КОЭФФИЦИЕНТОВ К

К — опытный коэффициент
для пересчета значений концентраций
насыщенных паров в резервуарах при
температуре 38 °С к фактической
температуре.

¦Р38′ Рзз
   (5-1.4)

₃

где: p_t —
плотность паров жидкости при фактической
температуре, кг/м ;

₃

Р38 — то же,
при температуре 38 °С, кг/м .

Значения
коэффициента K_t^max и
K_t^min принимаются в зависимости
от максимальной (max) и минимальной (min)
температуры жидкости при закачке ее в
резервуар по приложению 7.

5.1.7.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ
К_Р

Кр — опытный коэффициент,
характеризующий эксплуатационные
особенности резервуара.

-3

где: Сф —
фактическая концентрация паров жидкости,
г/м³;

Сн — концентрация насыщенных
паров жидкости, г/м .

Сф и С_н
определяются при одной и той же
температуре.

Все эксплуатируемые на
предприятии резервуары определяются по
следующим признакам:

—
   наименование жидкости;

—
   индивидуальный резервуар или
группа одноцелевых резервуаров;

—
   объем;

—    наземный или
заглубленный;

—    вертикальное
или горизонтальное расположение;

—
   режим эксплуатации (мерник или
буферная емкость);

—
   оснащенность техническими
средствами сокращения выбросов (ССВ):

—
   понтон, плавающая крыша (ПК),
газовая обвязка резервуаров (ГОР);

—
   количество групп одноцелевых
резервуаров.

Примечание 1. Режим
эксплуатации «буферная емкость»
характеризуется совпадением объемов
закачки и откачки жидкости из одного и того
же резервуара.

Значения Кр принимаются
по данным приложения 8, кроме ГОР.

При
этом в приложении 8:

К_р
подразделяются, в зависимости от разности
температур закачиваемой жидкости и
температуры атмосферного воздуха в
наиболее холодный период года, на три
группы:

Г руппа А. Нефть из
магистрального трубопровода и другие
нефтепродукты при температуре
закачиваемой жидкости, близкой к
температуре воздуха.

Группа Б. Нефть
после электрообессоливающей установки
(ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой
фракции (прямогонные, катализаты, рафинаты,
крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты при
температуре закачиваемой жидкости, не
превышающей 30 °С по сравнению с
температурой воздуха.

Группа В. Узкие
бензиновые фракции, ароматические
углеводороды, керосин, топлива, масла и
другие жидкости при температуре,
превышающей 30 °С по сравнению с
температурой воздуха.

Значения
коэффициента К_р^гор для газовой
обвязки группы одноцелевых резервуаров
определяются в зависимости от
одновременности закачки и откачки жидкости
из резервуаров:

(5.1.6)

где:
(0_зак — Q_OTR) — абсолютная средняя
разность объемов закачиваемой и
откачиваемой из резервуаров
жидкости.

Примечание 2. Для группы
одноцелевых резервуаров с имеющимися
техническими средствами сокращения
выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС)
определяются средние значения
коэффициента К_р^ср по
формуле:

5.1.8.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ
К_в

(5.1.7)

Коэффициент К_в
рассчитывается на основе формулы Черникина
(ф-ла 1, [13] в зависимости от значения
давления насыщенных паров над жидкостью.
При Pt ? 540 мм. рт. ст. К_в = 1, а при больших
значениях принимается по данным приложения
9.

5.1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
КОЭФФИЦИЕНТОВ К_ОБ

Значение
коэффициента К_об принимается в
зависимости от годовой оборачиваемости
резервуаров (n):

В

(5.1.8)

•з

где:
Vp — объем одноцелевого резервуара,
м³.

5.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ И
БЕНЗИНОВ

Валовые выбросы паров
(газов) нефтей и бензинов рассчитываются по
формулам: максимальные выбросы (М, г/с)

М = P₃₈‘m’K^ -К?“ — К, ¦ VT ¦ 0Л63¦
10

-А

(5.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

V m ¦ (КГ ‘    +
   КГ)’ ^Кр ‘    ‘
   ^В‘ °>²⁹⁴

G =

Ю⁷‘Рж

(5.2.2)

где: Р₃₈ — давление насыщенных
паров нефтей и бензинов при температуре 38
°С; m — молекулярная масса паров
жидкости;

K_t^mn, K_t^max
— опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 7.

К_р^ср,
К_p^mах — опытные коэффициенты,
принимаются по Приложению
8.

V_H^max — максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м
/час;

К_в — опытный коэффициент,
принимается по Приложению 9;

К_об —
коэффициент оборачиваемости, принимается
по Приложению 10;

р_т, — плотность
жидкости, т/м ; ж

В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течении года,
т/год.

Примечание 1. Для предприятий,
имеющих более 10 групп одноцелевых
резервуаров, допускается принимать
значения коэффициента К_р^ср и
при максимальных выбросах. Примечание 2. В
случае, если бензины автомобильные
закачиваются в группу одноцелевых
резервуаров в летний период, как бензин
«летний», а в зимний период года, как бензин
«зимний», то:

_ 0,294 ¦ |fe₈ КГ ¦¦ К“- тГ +
|fc_e ¦ КГ¦ тр[ К? ¦ К,₍ ¦ В

G
=

(5.2.3)

Выбросы паров нефтей и бензинов
по группам углеводородов (предельных и
непредельных), бензола, толуола,
этилбензола, ксилола и сероводорода
рассчитываются формулам:

максимальные
выбросы (М^ г/с) i-го загрязняющего
вещества:

м_{ = м • с •
10^—

2

(5.2.4)

годовые выбросы (G_i,
т/год):

(5.2.5)

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров    Стр. 11 из 43

где
Ci — концентрация i-ro загрязняющего
вещества, % мас.

5.3. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ВЕЩЕСТВ

Выбросы паров
жидкости рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М, г/с)

годовые выбросы (G, т/год)

где
Р^П P_t^max — давление насыщенных
паров жидкости при минимальной и
максимальной температуре жидкости
соответственно, мм. рт. ст.; m — молекулярная
масса паров жидкости;

К_р^ср,
К^- — опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 8;

К_в — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
9;

•з

V_H^max —
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, м /час;

₃

р_т, —
плотность жидкости, т/м ;
ж

!_ж™^п, ^^max —
минимальная и максимальная температура
жидкости в резервуаре соответственно,
°С;

К_об — коэффициент
оборачиваемости, принимается по Приложению
10;

В — количество жидкости, закачиваемое
в резервуар в течение года, т/год.

5.4. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКИХ СМЕСЕЙ
ИЗВЕСТНОГО СОСТАВА

Выбросы i-ro
компонента паров жидкости рассчитываются
по формуле

—
   максимальные выбросы (Mj, г/с)

—    годовые выбросы (G,
т/год)

где P_tj^min, Р^^гаах —
давление насыщенных паров i-ro компонента
при минимальной и максимальной температуре
жидкости соответственно, мм. рт. ст.;

Xj —
массовая доля вещества;

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров
   Стр.

К_р^ср, Kp^max
— опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 8;

К_в — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
9;

К_об — коэффициент
оборачиваемости, принимается по Приложению
10;

t^ⁿ, t_ж^mах —
минимальная и максимальная температура
жидкости в резервуаре соответственно,
°С;

•з

V_H^max —
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, м /час;

В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуар в течение года,
т/год.

Данные по компонентному составу
растворителей, лаков, красок и т.д.
представлены в Приложении 11.

5.5. ВЫБРОСЫ ГАЗОВ ИЗ ВОДНЫХ
РАСТВОРОВ

Выбросы i-ro компонента газа из
водных растворов рассчитываются по
формулам:

—
   максимальные выбросы (М|,
г/с)

(5.5.1)

(5.5.2)

—    годовые выбросы
(G_t, т/год)

где: К^П К^^ — константа
Генри при минимальной и максимальной
температурах соответственно, мм. рт.
ст.;

X_i — массовая доля
вещества;

К_р^ср, К^ — опытные
коэффициенты, принимаются по Приложению
8.

V_H^max — максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м /час;
t^ⁿ, 1_ж^гаах — минимальная и
максимальная температура жидкости в
резервуаре соответственно, °С;

Xj, %2 —
время эксплуатации резервуара
соответственно сут/год и час/сут.

5.6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
НЕФТЕПРОДУКТОВ (КРОМЕ БЕНЗИНОВ)

Выбросы
паров нефтепродуктов рассчитываются по
формуле:

—
   максимальные выбросы (М, г/с)

М =
С₂₀ • ^^max • К_р™^х •
V_H^max : 3600

(5.6.1)

—    годовые выбросы (G,
т/год)

(5.6.2)

где С20 — концентрация
насыщенных паров нефтепродуктов при
температуре 20 °С, г/м ;

K™ⁿ, Kt^max
— опытные коэффициенты, при минимальной и
максимальной температурах жидкости
соответственно, принимаются по Приложению
7;

Кр — опытный коэффициент, принимается
по Приложению 8;

К_об — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
10;

В — количество жидкости, закачиваемое
в резервуар в течение года,
т/год.

V_H^max — максимальный
объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м /час;

о
, — плотность жидкости, т/м ; ж

Примечание
1. Для предприятий, имеющих более 10 групп
одноцелевых резервуаров (керосинов,
дизтоплив и т.д.) допускается принимать
значения коэффициента Кр^ср и при
максимальных выбросах.

Примечание 2. В
случае, если дизельное топливо
закачивается в группу одноцелевых
резервуаров в летний период, как ДТ
«летнее», а в зимний период года, как ДТ
«зимнее», то:

где С.^, С20^з —
концентрация насыщенных паров летнего и
зимнего вида дизельного топлива
соответственно, г/м³.

6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТЕБАЗ, ТЭЦ,
КОТЕЛЬНЫХ, СКЛАДОВ ГСМ

6.1.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ВЫБРОСОВ

Количество закачиваемой в
резервуар жидкости принимается по данным
предприятия в осенне-зимний (В_оз, т)
период года и весенне-летний (В_вл,
т)

период. Кроме того, определяется объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки (V_H, м
/час), принимаемый
равным

производительности
насоса.

Значения опытных коэффициентов
Кр принимается по данным Приложения
8.

Примечание. Выбросы от резервуаров с
нижним и боковым подогревом одновременно
рассчитывать согласно раздела 5.6 настоящих
методических указаний.

6.2.
ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые
выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формулам*^:

—    максимальные
выбросы (М, г/с)

М = С • K_p^max •
V_H^max : 3600    (6.2.1)

—    годовые выбросы (G,
т/год)

G = (^У2 • ^Вез + ^У3 •
^Ввл) • V”” • 10-⁶ + Охр • ^р •
^Np,
   (⁶*²*²)

где: С^ —
концентрация паров нефтепродукта в
резервуаре, г/м , принимается по Приложению
12;

У2, У3 — средние удельные выбросы из
резервуара соответственно в осенне-зимний
и весенне-летний периоды года, г/т,
принимаются по Приложению

12;

G_xp
— выбросы паров нефтепродуктов при хранении
бензина автомобильного в одном резервуаре,
т/год, принимается по Приложению 13;

К
— опытный коэффициент, принимается по
Приложению 12.

При этом:

^Кнп
^С20 1 ^{: С}20 ба
   ⁽⁶²³⁾

где: С_{20 1} —
концентрация насыщенных паров
нефтепродуктов при 20 °С, г/м ;

С20 ба — то
же, паров бензина автомобильного, г/м
.

Концентрации углеводородов
(предельных, непредельных), бензола,
толуола, этилбензола и ксилолов (Q, % масс.) в
парах товарных бензинов приведены в
Приложении 14.

* При этом выбросы
индивидуальных компонентов по группам
рассчитываются по формулам (5.2.4 и
5.2.5).

7. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ
СТАНЦИЙ

7.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ВЫБРОСОВ Для расчета максимальных выбросов
принимается объем слитого нефтепродукта
(У_сл, м ) из автоцистерны в
резервуар.

33

Количество
закачиваемого в резервуар нефтепродукта
принимается по данным АЗС в осенне-зимний
(Q^, м ) и весенне-летний (Q_M, м ) периоды
года. Примечание. Одновременная закачка
нефтепродукта в резервуары и баки
автомобилей не осуществляется.

7.2
ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые
выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формулам^*):

—
максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины
и дизельное топливо

М =
(С_р^гаах • V^) : 1200
   (7.2.1)

М = (C_p^max • V^) : 3600
   (7.2.2)

где: 1200 и 3600 — среднее время
слива, с;

Г одовые выбросы (G, т/год)
рассчитываются суммарно при закачке в
резервуар, баки автомашин (G^) и при проливах
нефтепродуктов на поверхность

^пр)*’:

*
Выбросы индивидуальных компонентов по
группам рассчитываются по формулам (5.2.4
и 5.2.5).

^G = ^зак + ^G^
   ⁽⁷²³⁾

G™ = [(Ср + С₆) •
Qo₃ + (С_р + С₆) • Q_BJI] •
10-⁶    (7.2.4)

₃

где:
С_р, С_б — концентрации паров
нефтепродуктов в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков
автомашин, г/м³, принимаются по
приложению 15.

*)•

Годовые выбросы
(G, т/год) при проливах составляют ⁾: для
автобензинов

Опр = 125 ¦ «оз + Q_M) ¦
10-⁶ Опр = 50 ¦ ^ + Q_BJI) ¦ 10^-6 Опр =
^12,5 ¦ (Q₀₃ + Qgi) ¦ ^10-6

(7.2.5)

(7.2.6)

(7.2.7)

для дизтоплив

для масел

где: 125, 50, 12,5 — удельные выбросы,
г/м³*⁾.

’ — В качестве удельных
выбросов при «проливах» приведены данные
разработчиков о суммарных потерях на АЗС
(отнесенных к м³ соответствующего
нефтепродукта) через неплотности
перекачивающей и запорной арматуры, при
стекании со стенок шлангов, резервуаров для
хранения, баков автомашин и
т.п.

3

Значения концентраций паров
углеводородов (С, г/м ) в выбросах
паровоздушной смеси при заполнении
резервуара и баков автомашин приведены в
Приложении 15.

Значения концентраций
паров бензинов (предельных, непредельных),
бензола, толуола, этилбензола и
ксилола**⁾ приведены в Приложении
14.

*’¹‘⁾ — Здесь и далее под
термином «ксилол» подразумевается смесь
орто-, мета- и пара-изомеров (синоним
«ксилолы»).

8. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

8.1.
НПЗ. БЕНЗИН-КАТАЛИЗАТ. ВАЛОВЫЕ
ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование продукта	Р28, мм. рт. ст.	t °С нк	t* °C	V max, м3/час	В, т/год	Рж т/м3
max	min
Бензин-катализат	420	42	32	10	56	300000	0,74

Продолжение исходных
данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	ССВ	V, м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	отсутств.	1000	3	22

Табличные данные

Валовый
выброс

m	K^max	Kj.min	Kpcp	Кв	М, г/с	G, т/год
63,7	0,78	0,42	0,62	1,0	11,8100	324,6692

n =
300000 : (0,74 ¦ 1000 ¦ 3) = 135, а К_об = 1,35 (По
Приложению 10). Расчеты выбросов:

G =
0,294 • 420 ¦ 63,7 • (0,78 ¦ 1,0 +

+ 0,42) • 0,62 • 1,35 ¦
300000 • 10^-7 : 0,73 = 324,6692 т/год
   (5.2.2)

При необходимости
идентификации в выбросах индивидуальных
углеводородов по их содержанию в паровой
фазе приоритетными являются данные
непосредственных инструментальных
определений массового состава выброса с
последующим расчетом Mi и Gi по формулам
5.2.4 и 5.2.5, соответственно.

Кроме
того для расчета могут быть использованы
ориентировочные составы паров
нефтепродуктов из Приложения 14, а также
соотношения давлений насыщенных паров
углеводородов при заданной температуре t =
(t_max + t_min)/2 — для Gi,
т/год;

t_max — для Mi, г/сек и
коэффициенты пересчета К^ из Приложения
16.

Идентификация состава выбросов (М
= 11,8100 г/с; G = 321,6692 т/год)

Опр еделяемый *) параметр ’	Углеводороды
Предельные С1-10	SC1_10	Ароматические	X
С5	С6	С7	С8	С9	С ^10	бензол	толуол	ксилол
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Ci,. % мас. (Прил. 14, стабильный катализат)							92,84	2,52	2,76	1,88	100,0
mt (Прил. 16)	72,15	86,18	100,20	114,23	128,25	142,29
Pi30, Па (Прил. 16)	81770	25200	7763	2454	857	244,7	118288,7
* ii	0,6914	0,2130	0,0656	0,0207	0,0072	0,0021	1,0000
* mi ¦ yi	49,88	18,36	6,57	2,36	0,92	0,30	78,39
C*i, % мас.	63,64	23,42	8,38	3,01	1,17	0,38	100,00
Ci, % мас.	59,09	21,74	7,78	2,79	1,09	0,35	92,84
О	6,97	2,57	0,92	0,33	0,13	0,04	10,96	0,30	0,33	0,22	11,81
Ki/5, (из Прил. 16)	1,000	1,667	3,125	5,882	10,000	16,667
Ki/5 • Mi г/с (в пересчете на C5)	6,97	4,28	2,88	1,94	1,3	0,67	18,04
Pi20, Па (Прил. 16)	56410	17600	4712	1391	461,0	119,7	80693,7
* У i	0,6991	0,2181	0,0584	0,0172	0,0057	0,0015	1,0000
* mi ¦ У i	50,44	18,80	5,85	1,96	0,73	0,21	77,99
C*i, % мас.	64,67	24,11	7,50	2,51	0,94	0,27	100,00
Ci, % мас.	60,05	22,38	6,96	2,33	0,87	0,25	92,84	2,52	2,76	1,88	100,0
Gi, т/год в пересчете на С5	193,1623	71,9895	22,3882	7,4949	2,7985	0,8042	298,6376	8,1061	8,8781	6,0474	321,6692
Ki/5 • Gi, т/год	193,16	120,01	69,96	44,09	27,99	13,40	468,61

* Примечание.
Относительная равновесная мольная доля: у*!
= Р/^р

^т1’У1

Q ‘ Z^Ci-io

8.2. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ. ССВ — ПОНТОН И ОТСУТСТВИЕ
ССВ

Исходные данные

Продукт	Р38, мм. рт. ст.	t , °С нк	t , °С ж’	V max, м3/час	В, т/год	рЖ, т/м3
летний	зимний	летн.	зимн.	max	min
Бензин автом.	425	525	40	35	30	+5	250	1460000	0,73

Продолжение
исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуат.	ССВ	^ м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный	мерник	понтон	10000	2	22
вертикальный	отсутств.	5000	2

Табличные данные

Расчеты

m	К max	К min	V1	К ср	Выбросы
летн.	зимн.	t	t	понтон	отсут.	p	М, г/с	G, т/год
63,1	61,5	0,74	0,35	0,11	0,60	0,27	21,8344	865,3175

Средние значения
^р    (10000-    2) + (5000 ¦
2)

(5.1.7)

(5.1.8)

n = 1460000 : [0,73
• (10000 • 2 + 5000 • 2)] = 67, а К_об =
1,75

Расчеты выбросов:

М =
0,163 • 425 • 63,1 • 0,74 • 0,27 • 1,0 • 250 • 10^-4 =
21,8344 г/с*⁾

(5.2.3)

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров    Стр. 18 из
43

Примечание. Порядок расчета выбросов
индивидуальных углеводородов аналогичен
примеру 8.1.

8.3. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЫБРОСОВ

Исходные
данные

Продукт	Р38, мм. рт. ст	t , °С нк	t , °С ж’	V4max, м3/час	В, т/год	рЖ, т/м3
летн.	зимн.	летн.	зимн.	max	min	м3/час
Бензин автом.	425	525	40	35	30	+5	250	1460000	0,73

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуат.	ССВ	^ м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальный	мерник	отсутств.	5000	4	22

Табличные данные

Валовые
выбросы

m	К max	К min	V	К в	М, г/с	G, т/год
летн.	зимн.
63,1	61,5	0,74	0,35	0,60	1,0	48,5209	1483,4014

n = 1460000 : (0,73 • 5000 • 4) = 100, а К_о6 =
1,35

Расчеты валовых выбросов:

M = 0,163 •
425 • 63,1 • 0,74 • 0,60 • 1,0 • 250 • 10^-4 = 48,5209,
г/с

^ _ 0,294 ¦ [(425¦ 63,1 ¦ 0,74¹1,0) + (525 ¦
61,5¦ 0,35)]’ 0,60¦ 1,35¦ 1460000

10⁷ ¦ 0,73 =
1483,4014 т/год

Концентрации веществ в
выбросах, % масс

Углевод. пред. алиф. С1 — С ^10	Углевод. непред. С2 — С5	Бензол	Толуол	Этилбензол	Ксилолы	Сероводород
94,323	2,52	1,82	1,16	0,045	0,132	отс.

Выбросы	Идентификация состава выбросов
Углевод, пред. алиф. C1 -C 10	Углевод непред. С2 — С5	Бензол	Толуол	Этилбензол	Ксилолы	Сероводород
/с «Б	45,8000	1,2200	0,8830	0,5630	0,0218	0,0640	отс
Gj, т/год	1400,0000	37,4000	27,0000	17,2000	0,6680	1,9600	отс.

Примечание: При
необходимости идентификации в выбросах
индивидуальных углеводородов предельных С
— и непредельных С2 — С5 по известному их
содержанию в паровой фазе используются
коэффициенты пересчета из Приложения
16:

|    _Идентификация состава
выбросов углеводородов__

NormaCS® (NRMS10-02983)
   www.normacs.ru
   24.02.2009    9:57:51

Выбросы	Предельные С — С10	Непредельные С2 — С5
С4	С5	С6	С7	С8	С9	С ^10	С4	С5
С % маc	28,064	32,848	20,773	9,030	2,889	0,599	0,125	0,22	2,30
Mi г/с	13,6	15,9	10,1	4,4	1,4	0,3	0,1	0,11	1,11
Gi т/г	416,3	487,3	308,1	134,0	42,8	8,9	1,9	3,3	34,1
	6,8	15,9	16,8	13,8	8,2	3,0	1,7	0,04	1,11
МС,-С,./С, =XKi/c, Mi = бб,2Г/с	Мс,-с,.*, =SKi^ М; = 1,15 г/с
G^,^=ZK^Gi=1856—4	GCl—Cl[/Cl=2Ki^’Gi = 35—4

8.4. НПЗ.
КЕРОСИН ТЕХНИЧЕСКИЙ Исходные данные

Наименование продукта	С20’ г/м3	t , °С ж’	Учтах, м3/час	В, т/год	Рж, т/м3
max	min
Керосин техн.	11,2	55	25	70	500000	0,85

Продолжение исходных данных

Конструкция резервуара	Режим эксплуатац.	CCB	^ м3	Np, шт.	Количество групп
Наземный вертикальн.	мерник	отсутств.	3000	4	22

Табличные данные

Выбросы

К max	К min	V	М, г/с	G, т/год
2,88	1,20	0,63	0,3950	16,9000

n = 500000 : (0,85 •
3000 • 4) = 49, а К_об = 2,0 М = 11,2 • 2,88 • 0,63 • 70
: 3600 = 0,3950 г/с

8.5. РАСТВОРИТЕЛЬ № 646.
ВЫБРОСЫ КОМПОНЕНТОВ

Исходные
данные

Наименование продукта	t , °С ж’	V max, м3/час	В, т/год	Конструкция резервуара
max	min
Раствор. № 646	30	20	0,5	1300	горизонтальный

Продолжение исходных
данных

Табличные данные

Режим эксплуатации	CCB	V ¦о	Np, шт.	К max	Kpcp
Мерник	отс.	5	4	1,0	0,7

Продолжение табличных
данных

Компонент	Константы Антуана	m	P	Ci, % масс
А	В	С
Ацетон	7,2506	1281,7	237	58,1	0,792	7
Бутиловый спирт	8,7051	2058,4	246	74,1	0,805	10
Бутилацетат	7,006	1340,7	199	116	0,882	10
Толуол	6,95334	1343,94	219,38	92,1	0,867	50
Этиловый спирт	9,274	2239	273	46,1	0,789	15
Этилцеллозольв	8,416	2135	253	90	0,931	8

Расчеты

Компонент	Р г30	Р г20	Xi : mi	iX iP	М, г/с	G, т/год
мм. рт. ст.
Ацетон	282	183	0,00120	0,088	0,0112	0,1081
Бутиловый спирт	17,7	9,26	0,00135	0,124	0,0010	0,0090
Бутилацетат	14,2	7,66	0,000860	0,113	0,00080	0,0073
Толуол	36,7	21,8	0,00543	0,577	0,0104	0,0971
Этиловый спирт	76,7	42,9	0,00325	0,190	0,0065	0,0596
Этилцеллозольв	7,44	3,94	0,00089	0,086	0,00034	0,0030

Примечание. Х_; = С_; :
100

^(Xj : mj) = 0,00120 + 0,00135 + 0,00086 + 0,00543 + 0,00325 + 0,00089
= 0,0130 ^(Xj : pj) = 0,088 + 0,124 + 0,113 + 0,577 + 0,190 + 0,086 =
1,178

n = 1300 : 0,849 : 5 : 4 = 77, a K_o6 = 1,5

0,445 ¦ 282 ¦ 0,07 ¦ 1,0 ¦ 1,0 ¦ 0,5

— = 0,0112 г/с ит.д.

M

ЩнТОНЪ

100′ 0,0130′(273+ 30)

0,160 ¦ (282 ¦ 1,0 + 183) ¦ 0,07 ¦ 0,70 ¦ 1,5 ¦
1300 ¦ 1,178

= 0,1081 т/год
ит.д.

G

ацетона.

10* -0,0130- (546 + 30 +
20)

8.6. НЕФТЕБАЗА. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование продукта	Q4, м3/час	Воз, m	В , m вл’	Конструкция резервуара	Режим эксплуатац.
Бензин автомоб.	400	16000	24000	наземный вертикальн.	мерник

__Продолжение исходных
данных__

I    I
   I    ССВ
   |

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009
   9:57:51

^ м3	Np, шт.		К max
5000	8	отсут.	0,80

М = 972 • 0,80 • 400 : 3600 = 86,4
г/с G = (780 • 16000 + 1100 • 24000) • 0,8 • 10^-6 + 5,8 •
1,0 • 8 = 77,504 т/год

8.7. АЗС. БЕНЗИН
АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные
данные

Наименование продукта	V^ м3	Ооз, м3	Q , м3 ^вл’	Конструкция резервуара
Автобензин	4,0	3150	3150	заглубленный

Табличные
данные

Выбросы

М = 480 • 4,0 : 1200 = 1,60
г/с

Cmax	C оз р	C вл р	С* оз Сб	С* вл Сб	М, г/с*)	G, т/год^
480	210	255	420	515	1,60	5,1975

G = [(210 + 420) • 3150 + (255 + 515) • 3150 + 125
• (3150 + 3150)] • 10^-6 = 5,1975 т/год *
Примечание. Порядок расчета выбросов
индивидуальных углеводородов аналогичен
примеру 8.1.

8.8. ТЭЦ. МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ
(резервуар с нижним боковым
подогревом).

Исходные данные Согласно
примечания к п. 6.1. расчет ведется по п.
5.6.

Наименование продукта	г/м3	Конструкция резервуара	Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100	5,4	наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом	мерник

Продолжение исходных данных

CCB	^ м3	N , шт. p	Кол-во групп	t , ж’ max	°с	min	V max, м3/ч	В, т/год	Рж, т/м3
отсут.	1000	3	1	60		60	85	10000	1,015

Табличные данные
   Выбросы

К max	К min	Крср	К max	Коб	M, г/с*)	G, т/год *)
3,2	3,2	0,65	0,93	2,5	0,3794	0,2766

N = 10000 : (1,015 •
1000 • 3) = 9,85 М = 5,4 • 3,2 • 0,93 • 85 : 3600 = 0,3794 г/с G =
(5,4 • 3,2 + 3,2 • 0,65 • 2,5 • 10000) : (2 • 10⁶ •
1,015) = 0,2766 т/год

Примечание. При расчетах
ПДВ и ВСВ — учитывать класс опасности 4, ПДК
_lL,^ = i _Мг/м³.

8.9. ТЭЦ.
МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ (резервуар без
обогрева).

Исходные данные

Наименование продукта	Конструкция резервуара	В , т оз’	В , т вл’	V4max, м3/час	Режим эксплуатации
Мазут топочный М-100	наземный вертикальный без обогрева	5000	5000	85	мерник

Продолжение
исходных данных

ССВ	VP, м3	Np, шт.
Отсут.	1000	3

Табличные данные

Выбросы

3 3/м —	/т «и	3У , т	К max	Gxp	Кнп	М, г/с*)	G, т/год*)
5,4	4,0	4,0	0,83	1,49	4,3 • 10-3	0,1058	0,0524

М
= 5,4 • 0,83 • 85 : 3600 = 0,1058 г/с G = (4,0 • 5000 + 4,0 • 5000)
• 0,83 • 10^-6 + 1,49 • 4,3 • 10^-3 • 3 = 0,0524
т/год Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ —
учитывать класс опасности 4, ПДК_С = |
_мг/_м³

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ
ЛИТЕРАТУРА

1.    Перечень
методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферный воздух. С.-Пб., 1998.

2.
   Методика определения
концентрации сероводорода фотометрическим
методом по реакции образования
«метиленового голубого». Сборник методик
по определению концентраций загрязняющих
веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.

3.
Методика газохроматографического
измерения массовой концентрации
предельных углеводородов С^ — С₅, а
также Сб и выше (суммарно) в

промышленных
выбросах. Казанское ПНУ
«Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП
«Белинэкомп», 1997.

4.    Методика
газохроматографического измерения
массовой концентрации предельных
углеводородов    С₁ —
   С₁₀    (суммарно),
   непредельных углеводородов

С2
» С5 (суммарно) и ароматических
углеводородов (бензола, толуола,
этилбензола,    ксилолов,
   стирола)    при
   их совместном присутствии
   в промышленных

выбросах.
Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО
«Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

5.
Перечень и коды веществ, загрязняющих
атмосферный воздух. — СП.: НИИ Охраны
атмосферного воздуха. Министерство охраны
окружающей Среды и природных ресурсов РФ,
Фирма «Интеграл». 1997.

6. Дополнение № 9-38-96
к списку «Ориентировочные безопасные
уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих
веществ в атмосферном воздухе населенных
мест». Утвержден Главным Государственным
санитарным врачом Республики Беларусь от 23
февраля 1996 г.

7.    Справочник
химика. Т. 1. Л.: «Химия», 1967. С. 1070.

8.
   Краткий справочник по химии.
Киев.: «Наукова думка», 1974. С. 992.

9.
   Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного
воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368.

10.
   Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи
по курсу процессов и аппаратов химической
технологии. М., Л.,: «Химия», 1964. С. 664.

11.
   Константинов Н.Н. Борьба с
потерями от испарения нефти и
нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. с.
250.

12. Сборник методик по расчету
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ
различными производствами. Л.,
Гидрометеоиздат. 1986. С. 184.

13.
   Инструкция по инвентаризации
источников выбросов вредных веществ в
атмосферу предприятиями Министерства
нефтяной и газовой промышленности СССР (РД
39-01-47098), Уфа,
1989.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение
1

Предельно допустимые концентрации
(ПДК) и ориентировочные безопасные уровни
воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в
атмосферном

воздухе населенных
мест

Вещество	Класс опасности	ПДК м.р. мг/м3	ПДК с.с. мг/м3	ОБУВ мг/м3
1	2	3	4	5
Углеводороды предельные алифатического ряда
Метан				50
Бутан	4	200
Пентан	4	100	25
Г ексан	4	60
Углеводороды непредельные
Этилен	3	3	3
Пропилен	3	3	3
Бутилен	4	3	3
Амилен (смесь изомеров)	4	1,5	1,5
Углеводороды ароматические
Бензол	2	1,5	0,1
Толуол	3	0,6	0,6
Этилбензол	3	0,02	0,02
Ксилолы	3	0,2	0,2
Изопропилбензол	4	0,014	0,014
Прочие вещества
Спирт метиловый	3	1	0,5
Спирт этиловый	4	5	5
Спирт изобутиловый	4	0,1	0,1
Серная кислота	2	0,3	0,1
Уксусная кислота	3	0,2	0,06
Ацетон	4	0,35	0,35
Метилэтилкетон				0,1
Фурфурол	3	0,05	0,05
Фенол	2	0,01	0,03
Г идроперекись изопропилбензола	2	0,007	0,007
Этиленгликоль				1
Аммиак	4	0,2	0,04
Сернистый ангидрид	3	0,5	0,05
Сероводород	2	0,008
Формальдегид	2	0,035	0,003
Хлор	2	0,1	0,03
Хлористый водород (соляная кислота)	2	0,2	0,2

Углеводороды предельные алифатического ряда С1 — С10	4			25
Керосин				1,2
Масло минеральное нефтяное				0,05
Углеводороды предельные С12 — С19	4	1
Уайт-спирит				1
Сольвент нафта				0,2
Скипидар	4	1	1

Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ)
приведены из [4].

Примечание 2. Значения
ОВУВ углеводородов предельных
алифатического ряда С₁ — С₁₀
приведены из [5] и распространяются только
на территорию Республики
Беларусь.

Приложение
2

Физико-химические свойства некоторых
газов и жидкостей

Вещество	Формула	Температура нач. кип. tHH, °C	Плотность жидкости рж, т/м3	Молекул. масса m
1	2	3	4	5
Бутан	С4Н10	-0,5	—	58,12
Пентан	C5H12	36,1	0,626	72,15
Г ексан	С6Н14	68,7	0,660	86,18
Г ептан	C7H16	98,4	0,684	100,21
Изооктан	C8H18	93,3	0,692	114,24
Цетан	С16Н34	287,5	0,774	226,45
Этилен	С2Н4	-103,7	—	28,05
Пропилен	С3Н6	-47,8	—	42,08
Бутилен	С4Н8	-6,3	—	56,11
Амилен	С5Н10	30,2	0,641	70,14
Бензол	С6Н6	80,1	0,879	78,11
Толуол	С7Н8	110,6	0,867	92,14
о-Ксилол	0 8 C8	144,4	0,881	106,17
м-Ксилол	С8Н10	139,1	0,864	106,17
п-Ксилол	0 8 C8	138,35	0,861	106,17
Этилбензол	С8Н10	136,2	0,867	106,17
Изопропилбензол	С9Н12	152,5	0,862	120,20
Спирт метиловый	СН4О	64,7	0,792	32,04
Спирт этиловый	С2Н6О	78,37	0,789	46,07
Спирт изобутиловый	C4H10O	108	0,805	74,12
Уксусная кислота	С2Н4О2	118,1	1,049	60,05
Ацетон	С3Н6О	56,24	0,792	58,08
Метилэтилкетон	С4Н8О	79,6	0,805	72,10
Фурфурол	С5Н4О2	161,7	1,159	96,09

Фенол	С6Н6О	182	—	94,11
Этиленгликоль	С2Н6О2	197,2	1,114	62,07
Диэтиленгликоль	С4Н10О3	244,33	1,118	106,12
Аммиак	NH3	-33,35	—	17,03
Сернистый ангидрид	SO2	-10,1	—	64,06
Сероводород	H2S	-60,8	—	34,08
Формальдегид	СН2О	-21	—	30,03
Хлор	С12	-33,6	—	70,91
Хлористый водород	НС1	-85,1	—	36,46

Примечание. Физико-химические
свойства приняты по данным [7,
8]

Приложение 3

Константы уравнения
Антуана некоторых веществ

Вещество	Уравнение	Интервал температур, °С	Константы
от	до	А	В	С
1	2	3	4	5	6	7
Углеводороды предельные алифатического ряда
Бутан	2	0 —	45	6,83029	945,9	240,0
2	45	152	7,39949	1299	289,1
Пентан	2	-30	120	6,87372	1075,82	233,36
Г ексан	2	0 —	110	6,87776	1171,53	224,37
Г ептан	2	0 —	130	6,90027	1266,87	216,76
Изооктан*	2	-15	131	6,8117	1259,2	221
Цетан	2	70	175	7,33309	2036,4	172,5
Углеводороды непредельные
Этилен	2	-70	9,5	7,2058	768,26	282,43
Пропилен	2	-477	0,0	6,64808	712,19	236,80
2	0,0	91,4	7,57958	1220,33	309,80
Бутилен	2	— ^1	40	6,84290	926,10	240,00
Амилен	2	0 —	100	6,78568	1014,29	229,78
цис-Пентен-2	2	0 —	82	6,87540	1069,47	230,79
транс-Пентен-2	2	-60	81	6,90575	1083,99	232,97
2-Метилбутен-1	2	0 —	75	6,87314	1053,78	232,79
2-Метилбутен-2	2	0 —	85	6,91562	1095,09	232,84
2-Метилбутен-3	2	0 —	60	6,82618	1013,47	236,82
Углеводороды ароматические
Бензол	2	-20	5,5	6,48898	902,28	178,10
2	5,5	160	6,91210	1214,64	221,20
Толуол	1	-92	15	8,330	2047,3	—
2	20	200	6,95334	1343,94	219,38
о-Ксилол	2	25	50	7,35638	1671,8	231,0
2	50	200	6,99891	1474,68	213,69
	2	25	45	7,36810	1658,23	232,3

м-Ксилол	2	45	195	7,00908	1462,27	215,11
п-Ксилол	2	25	45	7,32611	1635,74	231,4
2	45	190	6,99052	1453,43	215,31
Этилбензол	2	20	45	7,32525	1628,0	230,7
2	45	190	6,95719	1424,26	213,21
Изопропилбензол	2	25	60	7,25827	1637,97	223,5
2	60	200	6,93666	1460,79	207,78
Прочие вещества
Спирт метиловый	1	7	153	8,349	1835	—
Спирт этиловый*	2	—	—	9,274	2239	273
Спирт изобутиловый*	2	-9	116	8,7051	2058,4	246
Уксусная кислота	1	-35	10	8,502	2177,4	—
	2	16,4	118	7,55716	1642,54	233,39
Ацетон*	2	15	93	7,2506	1281,7	237
Метилэтилкетон	1	-15	85	7,754	1725,0	—
Фурфурол	2	—	—	4,427	1052	273
Фенол	2	0	40	11,5638	3586,36	273
	2	41	93	7,86819	2011,4	222
Этиленгликоль	1	25	90	8,863	2694,7	—
Диэтиленгликоль	1	80	165	8,1527	2727,3	—

Примечание. Константы уравнения
Антуана (без звездочек) приняты по [7], а со
звездочками — по [9]

Приложение
4

Значения постоянной К_г для
водных растворов некоторых газов (в таблице
даны значения К_г • 10″⁹ в мм.
рт. ст.)

t , °С ж’	Газ
Метан	Этан	Этилен	Ацетилен	Хлор	Сероводород	Диоксид серы	Хлористый водород	Аммиак
0	17000	9550	4190	550,0	204,0	203,0	12,50	1,850	1,560
5	19700	11800	4960	640,0	250,0	239,0	15,20	1,910	1,680
10	22600	14400	5840	730,0	297,0	278,0	18,40	1,970	1,800
15	25600	17200	6800	820,0	346,0	321,0	22,00	2,030	1,930
20	28500	20000	7740	920,0	402,0	367,0	26,60	2,090	2,080
25	31400	23000	8670	1010	454,0	414,0	31,00	2,150	2,230
30	34100	26000	9620	1110	502,0	463,0	36,40	2,200	2,410
40	39500	32200	—	—	600,0	566,0	49,50	2,270	—
60	47600	42900	—	—	731,0	782,0	83,90	2,240	—
80	51800	50200	—	—	730,0	1030	128,0	—	—
100	53300	52600	—	—	—	1120	—	—	—

Примечание. Значения постоянной
К_г приняты по [10].

Приложение
5

Значения молекулярной массы паров (m)
нефтей и бензинов

t нк	m	t нк	m	t нк	m	t нк	m	t нк	m	t нк	m

Пары нефтей и ловушечных продуктов
10	51,0	20	57,0	30	63,0	40	69,0	50	75,0	60	81
11	51,6	21	57,6	31	63,6	41	69,6	51	75,6	65	84
12	52,2	22	58,2	32	64,2	42	70,2	52	76,2	70	87
13	52,8	23	58,8	33	64,8	43	70,8	53	76,8	75	90
14	53,4	24	59,4	34	65,4	44	71,4	54	77,4	80	93
15	54,0	25	60,0	35	66,0	45	72,0	55	78,0	85	96
16	54,6	26	60,6	36	66,6	46	72,6	56	78,6	90	99
17	55,2	27	61,2	37	67,2	47	73,2	57	79,2	95	102
18	55,8	28	61,8	38	67,8	48	73,8	58	79,8	100	105
19	56,4	29	62,4	39	68,4	49	74,4	59	80,4	110	111
Пары бензинов и бензиновых фракций
30	60,0	36	61,8	42	63,7	48	65,7	54	67,8	60	70
31	60,3	37	62,1	43	64,1	49	66,1	55	68,1	62	71
32	60,6	38	62,5	44	64,4	50	66,4	56	68,5	85	80
33	60,9	39	62,8	45	64,7	51	66,7	57	68,8	105	88
34	61,2	40	63,1	46	65,1	52	67,1	58	69,2	120	95
35	61,5	41	63,4	47	65,4	53	67,4	59	69,5	140	105

Примечание. Значения
молекулярной массы паров приняты по
формулам [11].

Приложение 6

Атомные
массы некоторых элементов

Название	Символ	Атомная масса	Название	Символ	Атомная масса
Азот	N	14,008	Сера	S	32,066
Водород	Н	1,008	Углерод	С	12,011
Кислород	О	16,0	Хлор	С1	35,457

Приложение
7

Значения опытных коэффициентов

t , °С ж’	Kt	t , °С ж’	Kt	t , °С ж’	Kt	t , °С ж’	Kt	t , °С ж’	Kt
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Нефти и бензины
-30	0,09	-14	0,173	+2	0,31	18	0,54	34	0,82
-29	0,093	-13	0,18	+3	0,33	19	0,56	35	0,83
-28	0,096	-12	0,185	+4	0,34	20	0,57	36	0,85
-27	0,10	-11	0,193	+5	0,35	21	0,58	37	0,87
-26	0,105	-10	0,2	+6	0,36	22	0,60	38	0,88
-25	0,11	-9	0,21	+7	0,375	23	0,62	39	0,90
-24	0,115	-8	0,215	+8	0,39	24	0,64	40	0,91
-23	0,12	-7	0,225	+9	0,40	25	0,66	41	0,93
-22	0,125	-6	0,235	10	0,42	26	0,68	42	0,94
-21	0,13	-5	0,24	11	0,43	27	0,69	43	0,96
-20	0,135	-4	0,25	12	0,445	28	0,71	44	0,98
-19	0,14	-3	0,26	13	0,46	29	0,73	45	1,00

-18	0,145	-2	0,27	14	0,47	30	0,74	46	1,02
-17	0,153	-1	0,28	15	0,49	31	0,76	47	1,04
-16	0,16	0	0,29	16	0,50	32	0,78	48	1,06
-15	0,165	+1	0,3	17	0,52	33	0,80	49	1,08
								50	1,10
Нефтепродукты (кроме бензина)
-30	0,135	-3	0,435	24	1,15	51	2,58	78	4,90
-29	0,14	-2	0,45	25	1,20	52	2,60	79	5,00
-28	0,15	-1	0,47	26	1,23	53	2,70	80	5,08
-27	0,153	0	0,49	27	1,25	54	2,78	81	5,10
-26	0,165	+1	0,52	28	1,30	55	2,88	82	5,15
-25	0,17	+2	0,53	29	1,35	56	2,90	83	5,51
-24	0,175	+3	0,55	30	1,40	57	3,00	84	5,58
-23	0,183	+4	0,57	31	1,43	58	3,08	85	5,60
-22	0,19	+5	0,59	32	1,48	59	3,15	86	5,80
-21	0,20	+6	0,62	33	1,50	60	3,20	87	5,90
-20	0,21	+7	0,64	34	1,55	61	3,30	88	6,0
-19	0,22	+8	0,66	35	1,60	62	3,40	89	6,1
-18	0,23	+9	0,69	36	1,65	63	3,50	90	6,2
-17	0,24	10	0,72	37	1,70	64	3,55	91	6,3
-16	0,255	11	0,74	38	1,75	65	3,60	92	6,4
-15	0,26	12	0,77	39	1,80	66	3,70	93	6,6
-14	0,27	13	0,80	40	1,88	67	3,80	94	6,7
-13	0,28	14	0,82	41	1,93	68	3,90	95	6,8
-12	0,29	15	0,85	42	1,97	69	4,00	96	7,0
-11	0,30	16	0,87	43	2,02	70	4,10	97	7,1
-10	0,32	17	0,90	44	2,09	71	4,20	98	7,2
-9	0,335	18	0,94	45	2,15	72	4,30	99	7,3
-8	0,35	19	0,97	46	2,20	73	4,40	100	7,4
-7	0,365	20	1,00	47	2,25	74	4,50
-6	0,39	21	1,03	48	2,35	75	4,60
-5	0,40	22	1,08	49	2,40	76	4,70
-4	0,42	23	1,10	50	2,50	77	4,80

Приложение 8

Значения опытных
коэффициентов Кр

Категория	Конструкция резервуаров	К max или К ср	Объем резервуара, Vp, м3
р р	100 и менее	200 — 400	700 — 1000	2000 и более
1	2	3	4	5	6	7
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — отсутствуют
	Наземный вертикальный	К max	0,90	0,87	0,83	0,80
А		К ср р	0,63	0,61	0,58	0,56
Заглубленный	К max	0,80	0,77	0,73	0,70
			0,56	0,54	0,51	0,50

		Крср
Наземный горизонтальный	К max	1,00	0,97	0,93	0,90
К ср р	0,70	0,68	0,65	0,63
Б	Наземный вертикальный	К max	0,95	0,92	0,88	0,85
Крср	0,67	0,64	0,62	0,60
Заглубленный	К max	0,85	0,82	0,78	0,75
Крср	0,60	0,57	0,55	0,53
Наземный горизонтальный	К max	1,00	0,98	0,96	0,95
Крср	0,70	0,69	0,67	0,67
В	Наземный вертикальный	К max	1,00	0,97	0,93	0,90
Крср	0,70	0,68	0,650	0,63
Заглубленный	К max	0,90	0,87	0,83	0,80
К ср р	0,63	0,61	0,58	0,56
Наземный горизонтальный	К max	1,00	1,00	1,00	1,00
Крср	0,70	0,70	0,70	0,70
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — понтон
А, Б, В	Наземный вертикальный	К max	0,20	0,19	0,17	0,16
К ср р	0,14	0,13	0,12	0,11
Режим эксплуатации — «мерник». ССВ — плавающая крыша
А, Б, В	Наземный вертикальный	К max	0,13	0,13	0,12	0,11
Крср	0,094	0,087	0,080	0,074
Режим эксплуатации — «буферная емкость»
А, Б, В	Все типы конструкций	Кр	0,10	0,10	0,10	0,10

Приложение 9

Значения
коэффициентов К_в

Р(, мм. рт. ст.	К в	Р(, мм. рт. ст.	К в	Р(, мм. рт. ст.	К в
540 и менее	1,00	620	1,33	700	1,81
550	1,03	630	1,38	710	1,89
560	1,07	640	1,44	720	1,97
570	1,11	650	1,49	730	2,05
580	1,15	660	1,55	740	2,14
590	1,19	670	1,61	750	2,23
600	1,24	680	1,68	759	2,32
610	1,28	690	1,74

Приложение 10

Значения опытных
коэффициентов К_о6

n	100 и более	80	60	40	30	20 и менее
Коб	1,35	1,50	1,75	2,00	2,25	2,50

Приложение 11

Компонентный
состав растворителей, лаков, красок и т.д. (Cj,
% массовый)

Компонент	Растворители
N646	14 647	N648	N649	РМЛ-218	РМЛ	РМЛ 315	РИД	РКВ-1
Ацетон	7	—	—	—	—	—	—	3	—
Бутиловый спирт	10	7,7	20	20	19	10	15	10	50
Бутилацетат	10	29,8	50	—	9	—	18	18	—
Ксилол	—	—	—	50	23,5	—	25	—	50
Толуол	50	41,3	20	—	32,5	10	25	50	—
Этиловый спирт	15	—	10	—	16	64	—	10	—
Этилцеллозольв	8	—	—	30	3	16	17	—	—
Этилацетат	—	21,2	—	—	16	—	—	9	—
Летучая часть	100	100	100	100	100	100	100	100

Продолжение приложения 11

Компонент	Растворители
РКБ-2	М	Р-4	Р-219	АМР-3	РЛ-277	РЛ-278	РЛ-251
Ацетон	—	—	12	23	—	—	—	—
Метилизобутилкетон	—	—	—	—	—	—	—	40
Бутиловый спирт	95	5	—	—	22	—	20	—
Бутилацетат	—	30	12	—	25	—	—	—
Ксилол	5	—	—	—	—	—	30	—
Толуол	—	—	62	33	30	—	25	—
Этиловый спирт	—	60	—	—	23	—	15	—
Этилцеллозольв	—	—	—	—	—	—	10	—
Этилацетат	—	5	—	—	—	—	—	—
Циклогексанон	—	—	—	33	—	50	—	60
Этилгликольацетат	—	—	—	—	—	50	—	—
Летучая часть	100	100	100	100	100	100	100	100

Продолжение приложения
11

Компонент	Лаки
НЦ-221	НЦ-222	НЦ-223	НЦ-224	НЦ-218	НЦ-243	НЦ-52
Ацетон	3,4	—	—	—	—	—	—
Бутиловый спирт	16,6	7,4	10,05	8	6,3	11,1	33
Бутилацетат	12,5	7,2	12,06	10,2	6,3	7,4	—
Этилацетат	8,3	12,4	3,35	10,5	11,2	5,18	—
Этиловый спирт	8,3	12,2	—	34,05	11,2	7,4	1
Ксилол	—	—	16,75	10,3	16,45	—	—

Методические указания по опред Толуол	елению выбросо 33,2	в загрязняющих в 36,3	зеществ в атмосфер 16,75	у из резервуаров	16,45	37	Стр. 31 из 43
Этилцеллозольв	—	2,5	8,04	—	2,1	5,92	—
Окситерпеновый растворитель	—	—	—	1,95	—	—	—
Сольвент-нафта	—	—	—	—	—	—	4
Формальдегид	—	—	—	—	—	—	0,76
Летучая часть	83,3	78	68	75	70	74	38,76
Сухой остаток	16,9	22	32	25	30	26	61,24
Продолжение приложения 11
Kомпонент	Грунтовки	Разравнивающая жидкость РМЕ	Распределительная жидкость НЦ-313	Нитрополитура НЦ-314	Полировочная вода № 18
НЦ-0140	BHK
1	2	3	4	5	6	7
Ацетон	—	2,3	—	—	—	—
Бутиловый спирт	12	5,3	4	2	—	5
Бутилацетат	16	3,5	15	6,4	8,1	1
Этилацетат	12	9,4	20	5,2	—	2
Этиловый спирт	8	9,4	54	76,7	55,64	69
Ксилол	—	17,8	—	—	—	—
Толуол	16	20,6	—	3,6	8,7	—
Этилцеллозольв	12	17,7	—	3	13,6	—
Циклогексанон	4	—	—	—	—	—
Окситерпеновый растворитель	—	—	1	—	—	—
Бензин «галоша»	—	—	—	—	—	20
Летучая часть	80	70	94	96,9	86	97
Сухой остаток	20	30	6	3,1	14	3

Продолжение
приложения 11

^ммнет	Полиэфирные, поли- и нитроуретановые краски
ПЭ-246	ПЭ-265	ПЭ-232	ПЭ-220	ПЭ-250М	УР-277М	ПЭ-251В	УР-245М
Ацетон	1 — 2	1 — 2	29	31	38	—	—	—
Бутилацетат	5	5	—	—	—	—	—	26
Стирол	1 — 2	1 — 2	—	—	—	—	3 — 5	—
Ксилол	—	—	1	1,5	1	5	1	16
Толуол	—	—	5	2,5	4	—	1	—
Метилизобутилкетон	—	—	—	—	—	—	8 — 11	—
Циклогексанон	—	—	—	—	—	34	8 — 11	14
Эгилгликольацетат	—	—	—	—	—	26	—	15
Летучая часть	8	8	35	35	43	65	21 — 29	71
Сухой остаток	92	92	65	65	57	35	79 — 71	29

Продолжение
приложения 11

^ммнет	Эмали
ПЭ-276	НЦ-25	НЦ-132П	НЦ-1125	НЦ-257	НЦ-258	KB-518	ПФ-115	ПФ-133	МС-17
Бутилацетат	6	6,6	6,4	6	6,2	6,5	7	—	—	—
Этилцеллозольв	—	5,28	6,4	4,8	4,96	—	—	—	—	—
Ацетон	2 — 4	4,62	6,4	4,2	4,34	—	19,6	—	—	—

Бутанол	—	9,9	12	6	9,3	10,4	—	—	—	—
Этанол	—	9,9	16	9	6,2	5,85	—	—	—	—
Толуол	—	29,7	32,8	30	31	13	—	—	—	—
Этилацетат	—	—	—	—	—	0,75	—	—	—	—
Стирол	2 — 1	—	—	—	—	—	—	—	—	—
Ксилол	—	—	—	—	—	16,25	—	22,5	25	60
Сольвент	—	—	—	—	—	—	43,4	—	—	—
Уайтспирит	—	—	—	—	—	—	—	22,5	—	—
Циклогексанон	—	—	—	—	—	3,25	—	—	—	—
Летучая часть	9 — 10	66	80	60	62	65	70	45	50	60
Сухой остаток	91 — 90	34	20	40	38	35	30	55	50	40

Продолжение
приложения 11

Компонент	Шпатлевки, грунтовки
ПФ-002	НЦ-008	ХВ-005	ГФ-032 ГС, ГФ-0163	ГФ- 031	ГФ-032	ФЛ-03К ФЛ-03Ж	ХС-010	АК-070	Клей ХВК-2А
Ацетон	—	4,5	8,5	—	—	—	—	17,4	—	17,5
Бутилацетат	—	9	4	—	—	—	—	8	43,5	8,8
Толуол	—	9	20,5	—	—	—	—	41,6	17,4	35
Этанол	—	—	—	—	—	—	—	—	8,7	—
Бутанол	—	1,5	—	—	—	—	—	—	17,4	—
Ксилол	—	—	—	—	51	61	15	—	—	—
Сольвент	25	—	—	25	—	—	—	—	—	—
Этилацетат	—	6	—	—	—	—	—	—	8,7	—
Уайтспирит	—	—	—	—	—	—	15	—	—	—
Летучая часть	25	30	33	32	51	61	30	67	87	70
Сухой остаток	75	70	67	68	49	39	70	33	13

Приложение 12

Значения
концентраций паров нефтепродуктов в
резервуаре С^ удельных выбросов У2, У3 и
опытных коэффициентов К_нп

Нефтепродукт	КЛИМАТИЧЕСКАЯ ЗОНА	Кнп при t 20 °С
1	2	3
С1	У2	У3	С1	У2	У3	С1	У2	У3
3 г/	г/т	г/т	3 г/	г/т	г/т	3 г/	г/т	г/т
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Бензин автомоб.	777,6	639,60	880,0	972,0	780,0	1100,0	1176,12	967,2	1331,0	1,1
Бензин авиацион.	576,0	393,60	656,0	720,0	480,0	820,0	871,20	595,2	992,20	0,67
БР	288,0	205,00	344,0	344,0	360,0	250,0	430,0	435,60	310,0	0,35
Т-2	244,8	164,00	272,0	306,0	200,0	340,0	370,26	248,0	411,40	0,29
Нефрас	576,0	377,20	824,0	720,0	460,0	780,0	871,20	570,40	943,80	0,66
Уайт-спирит	28,8	18,04	29,6	36,0	22,0	37,0	43,56	27,28	44,77	0,033
Изооктан	221,76	98,4	232,0	277,20	120,0	290,0	335,41	148,80	350,90	0,35
Г ептан	178,56	78,72	184,0	223,20	96,0	230,0	270,07	119,04	278,80	0,028
Бензол	293,76	114,8	248,0	367,20	140,0	310,0	444,31	173,60	375,10	0,45
Толуол	100,8	34,44	80,0	126,0	42,0	100,0	152,46	52,08	121,00	0,17

Этилбензол	37,44	10,66	28,0	46,80	13,0	35,0	56,63	16,12	42,35	0,067
Ксилол	31,68	9,02	24,0	39,6	11,0	30,0	47,92	13,64	36,30	0,059
Изопропилбензол	21,31	9,84	16,0	29,64	12,0	20,0	32,23	14,88	24,20	0,040
РТ (кроме Т-2)	5,18	2,79	4,8	6,48	3,4	6,0	7,84	4,22	7,26	—3 О ,4 5,
Сольвент нефтяной	8,06	3,94	6,96	10,08	4,8	8,7	12,20	5,95	10,53	—3 о ,2 8,
Керосин технич.	9,79	4,84	8,8	12,24	5,9	11,0	14,81	7,32	13,31	—3 о 10
Лигроин приборн.	7,2	2,36	5,86	9,0	4,1	7,3	10,89	5,08	8,83	—3 о ,3 7,
Керосин осветит.	6,91	3,61	6,32	8,64	4,4	7,9	10,45	5,46	9,56	—3 о 7,
Дизельное топ.	2,59	1,56	2,08	3,14	1,9	2,6	3,92	2,36	3,15	—3 о ,9 2,
Печное топливо	4,90	2,13	3,84	6,12	2,6	4,8	7,41	3,22	5,81	—3 о ,0 5,
Моторное топливо	1,15	0,82	0,82	1,44	1,0	1,0	1,74	1,24	1,24	1,1 ¦ 10-3
Мазуты	4,32	3,28	3,28	5,4	4,0	4,0	6,53	4,96	4,96	—3 о ,3 4,
Масла	0,26	0,16	0,16	0,324	0,2	0,2	0,39	0,25	0,25	0,27 ¦ 10-3

Примечание. Значения У₂
(осенне-зимний период года) принимаются
равными — У₃ (весенне-летний период)
для моторного топлива, мазутов и
масел.

Приложение 13

Количество
выделяющихся паров бензинов автомобильных
при хранении в одном резервуаре G ,
т/год

хр

VP, м3	Вид резервуара
Наземный	Заглубленный	Г оризонтальный
средства сокращения выбросов
отсутст.	понтон	пл. крыша	ГОР
1-я климатическая зона
100 и менее	0,18	0,040	0,027	0,062	0,053	0,18
200	0,31	0,066	0,044	0,108	0,092	0,31
300	0,45	0,097	0,063	0,156	0,134	0,45
400	0,56	0,120	0,079	0,196	0,170	0,56
700	0,89	0,190	0,120	0,312	0,270	—
1000	1,21	0,250	0,170	0,420	0,360	—
2000	2,16	0,420	0,280	0,750	0,650	—
3000	3,03	0,590	0,400	1,060	0,910	—
5000	4,70	0,920	0,620	1,640	1,410	—
10000	8,180	1,600	1,080	2,860	2,450	—
15000 и более	11,99	2,360	1,590	4,200	3,600	—
2-я климатическая зона
100 и менее	0,22	0,049	0,033	0,077	0,066	0,22
200	0,38	0,081	0,054	0,133	0,114	0,38
300	0,55	0,120	0,078	0,193	0,165	0,55
400	0,69	0,150	0,098	0,242	0,210	0,69
700	1,10	0,230	0,150	0,385	0,330	—
1000	1,49	0,310	0,210	0,520	0,450	—
2000	2,67	0,520	0,350	0,930	0,800	—
3000	3,74	0,730	0,490	1,310	1,120	—
5000	5,80	1,140	0,770	2,030	1,740	—
10000	10,10	1,980	1,330	3,530	3,030	—

15000 и более	14,80	2,910	1,960	5,180	4,440	—
3-я климатическая зона
100 и менее	0,27	0,060	0,041	0,095	0,081	0,27
200	0,47	0,100	0,066	0,164	0,142	0,47
300	0,68	0,157	0,096	0,237	0,203	0,68
400	0,85	0,180	0,121	0,298	0,260	0,85
700	1,35	0,280	0,180	0,474	0,410	—
1000	1,83	0,380	0,260	0,640	0,550	—
2000	3,28	0,640	0,430	1,140	0,980	—
3000	4,60	0,900	0,600	1,610	1,380	—
5000	7,13	1,400	0,950	1,640	2,140	—
10000	12,42	2,440	1,640	2,500	3,730	—
15000 и более	18,20	3,580	2,410	4,340	5,460	—

Приложение 14

Kонцентрация
загрязняющих веществ (% масс.) в парах
различных нефтепродуктов [12].

Наименование нефтепродукта	Kонцентрация компонентов С;, % масс
углеводороды	бензол	толуол	этилбензол	ксилолы	сероводород
предельные Cj — С10	непредельные
Сырая нефть	99,16	—	0,35	0,22	—	0,11	0,06
Прямогонные бензиновые фракции:
62 — 86	99,05	—	0,55	0,40	—	—	—
62 — 105	93,90	—	5,89	0,21	—	—	—
85 — 105	98,64	—	0,24	1,12	—	—	—
85 — 120	97,61	—	0,05	2,34	—	—	—
85 — 180	99,25	—	0,15	0,35	—	0,25	—
105 — 140	95,04	—	—	3,81	—	1,15	—
120 — 140	95,90	—	—	2,09	—	2,01	—
140 — 180	99,57	—	—	—	—	0,43	—
НК-180	99,45	—	0,27	0,18	—	0,10	—
Стабильный катализат	92,84	—	2,52	2,76	—	1,88	—
Уайт-спирит	93,74	—	2,15	3,20	—	0,91	—
Бензин-рафинад	98,88	—	0,44	0,42	—	0,26	—
А-76^	93,85	2,50	2,00	1,45	0,05	0,15	—
Аи-93177)	92,68	2,50	2,30	2,17	0,06	0,29	—
Крекинг-бензин	74,03	25,0	0,58	0,27	—	0,12	—
Ловушечный продукт		—	Сумма ар оматиче ских	0,13
Керосин	99,84	—	0,10	0,06
Дизельное топливо	99,57	—	0,15	0,28
Мазут	99,31	—	0,21	0,48

Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров    Стр. 35
из 43

Приложение
15

₃

Концентрации паров
нефтепродуктов (С, г/м ) в выбросах
паровоздушной смеси при заполнении
резервуаров и баков автомашин

Нефтепродукт	Вид выброса	Конструкция резервуара	Бак а/м, Сб, г/м3
наземный Ср, г/м3	заглублен. Ср, г/м3
1-я климатическая зона
Бензин автомобильный	макс	464,0	384,0	—
оз	205,0	172,2	344,0
вл	248,0	255,0	412,0
Дизельное топливо	макс	1,49	1,24	—
оз	0,79	0,66	1,31
вл	1,06	0,88	1,76
Масла	макс	0,16	0,13	—
оз	0,10	0,08	0,16
вл	0,10	0,08	0,16
2-я климатическая зона
Бензин автомобильный	макс	580,0	480,0	—
оз	250,0	210,2	420,0
вл	310,0	255,0	515,0
Дизельное топливо	макс	1,86	1,55	—
оз	0,96	0,80	1,6
вл	1,32	1,10	2,2
Масла	макс	0,20	0,16	—
оз	0,12	0,10	0,20
вл	0,12	0,10	0,20
3-я климатическая зона
Бензин автомобильный	макс	701,8	580,0	—
оз	310,0	260,4	520,0
вл	375,1	308,5	623,1
Дизельное топливо	макс	2,25	1,88	—
оз	1,19	0,99	1,98
вл	1,60	1,33	2,66
Масла	макс	0,24	0,19	—
оз	0,15	0,12	0,25
вл	0,15	0,12	0,24

* макс — максимальный выброс; оз
— выброс в осенне-зимний период; вл — выброс в
весенне-летний период.

Приложение
16

Давление насыщенных паров
углеводородов, Па

Углеводороды
Температура, °С	н-бутан	н-пентан	н-гексан	н-гептан	н-октан	н-нонан	н-декан	бутен-2	пентен-2
-30	44800	5098	956	174	31,5	7,5	—	22600	4860
-20	45500	9021	1587	386	78,9	17,9	—	36900	9690
-10	70000	15260	3480	789	179,6	49,8	8,6	57800	14700

0	—	24400	6110	1512	380,4	114,0	22,9	87100	23800
10	—	37750	10450	2737	748,8	234,5	54,4	—	37000
20	—	56410	17600	4712	1391,0	461,0	119,7	—	55400
25	—	68160	20350	6079	1859	633,0	174,5	—	67300
30	—	81770	25200	7763	2454	857,0	244,7	—	80750
mi	58,12	72,15	86,18	100,20	114,23	128,25	142,29	56,08	70,13
К^5 для С % об.	0,4028	1,0000	1,9908	4,3399	9,3131	17,7755	32,8690	0,3998	1,0000
К^5 для С % мае	0,500	1,000	1,667	3,125	5,882	10,000	16,667	0,500	1,000

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ОХРАНЫ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА (НИИ
АТМОСФЕРА)

СОГЛАСОВАНО:
   УТВЕРЖДАЮ:

Зам. начальника
Управления    Директор НИИ
Атмосфера

Государственного
экологического контроля и    канд.
физ.-мат. наук

безопасности окружающей
среды Госкомэкологии России

_С.В. Маркин
   _В.Б. Миляев

«27» января 1999 г.
   «19» января 1999 г.

9. ДОПОЛНЕНИЕ К
«МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ИЗ

РЕЗЕРВУАРОВ»

Введение

Данное
«Дополнение к «Методическим указаниям по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров» (Новополоцк, 1999
г.) разработано специалистами НИИ Атмосфера
и учитывает отзывы, замечания и предложения
природопользователей и контролирующих
органов по охране окружающей среды,
основанные на результатах практической
апробации «Методических указаний по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров» (МУ).

В
настоящем документе даны рекомендации по
использованию утвержденных Минздравом РФ
величин ОБУВ для смесей углеводородов
предельных, расширен перечень
нефтепродуктов, уточнены количественные и
качественные показатели индивидуальных
компонентов углеводородов, а также
приведены дополнительные примеры расчета
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
для различных видов нефтепродуктов.

С
момента опубликования данного
методического письма считать утратившими
силу:

—    методическое письмо НИИ
Атмосфера № 257/33-07 от 27.10.95 г.;

—
   письмо НИИ Атмосфера № 312/33-07 от
9.10.97 г. (в части, касающейся емкостей АЗС и
хранилищ нефтепродуктов);

—
   письмо № 4 «О критериях качества
атмосферного воздуха» (сб. «Атмосфера», № 1,
1996 г.);

—    временно
рекомендованный пересчет смеси предельных
углеводородов С1 — Сю на С5 (см. п. 4.4 общих
положений МУ);

—    раздел 2.6.1
«Методики по определению выбросов вредных
веществ в атмосферу на предприятиях
Госкомнефтепродукта РСФСР». Астрахань,
1988;

—    разделы 2.1.1 и 2.1.2
«Методических указаний по расчету валовых
выбросов вредных веществ в атмосферу для
предприятий нефтепереработки и
нефтехимии». РД-17-86. Казань, 1987;

—
   раздел 2.1 «Методики расчета
вредных выбросов в атмосферу от
нефтехимического оборудования». РМ
62-91-90. Воронеж, 1990;

—
   Экспериментально-расчетная
методика определения потерь нефти от
испарения из резервуара. Уфа, 1990.

По
вопросам применения МУ и данного
«Дополнения …» рекомендуем обращаться в
НИИ Атмосфера (тел. 247-86-58, Турбин А.С.).

1
Применение критериев качества
атмосферного воздуха

В связи с
утверждением Минздравом РФ величин
ориентировочно-безопасных уровней
воздействия (ОБУВ) для смесей углеводородов
предельных С1 —

33

С5 = 50 мг/м³ и C6 —
Сю = 30 мг/м (ГН 2.1.6.713-98, утвержденные
постановлением Главного государственного
санитарного врача РФ № 26 от 3 августа

1998
г.), рекомендуем при нормировании выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров для хранения нефтепродуктов, а
также от нефтехимического и нефтегазового
оборудования использовать следующие
критерии качества атмосферного
воздуха:

Предельные
углеводороды

Низкокипящие:

33
Смесь предельных углеводородов по фракции
С1 — С5 — ОБУВ = 50 мг/м . Смесь предельных
углеводородов по фракции С6 — Сю — ОБУВ = 30
мг/м .

•з

Высококипяшие: Смесь
предельных углеводородов по фракции С12 — С19
— ПДК = 1 мг/м³.

Непредельные
углеводороды

По амиленам (смесь
изомеров)*) — ПДК = 1,5
мг/м³.

Ароматические
углеводороды

₃

По бензолу — ПДК =
1,5 мг/м³.

₃

По толуолу — ПДК =
0,6 мг/м³.

₃

По ксилолам — ПДК
= 0,2 мг/м³.

По этилбензолу* — ПДК = 0,02
мг/м³.

По стиролу *⁾ — ПДК = 0,04
мг/м³.

Сернистые соединения

*)
   3

По сероводороду — ПДК = 0,008 мг/м
.

По мегилмеркаптану* — ПДК = 9 • 10^-6
мг/м³.

* Если имеются в составе
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферу.

До введения в действие МУ при
нормировании выбросов низкокипящих
нефтепродуктов (н.п.) применялся менее
точный (по суммарному
углероду)

₃

критерий качества
воздуха для бензина нефтяного с малым
содержанием серы — ПДК = 5 мг/м
.

Предложенный в МУ пересчет выбросов на
группы компонентов и отдельные вещества
пропорционально их содержанию в
соответствующих н. п. с учетом известных для
них санитарно-гигиенических нормативов
позволяет дать более строгую,
дифференцированную оценку ожидаемого
экологического воздействия. Кроме того,
исключается дублирование в расчетах
выбросов (в частности, ароматических
углеводородов), которое возможно из-за
перекрывания температурных пределов
перегонки отдельных нефтяных фракций.

С
помощью рекомендуемого Приложения 14
(уточненного) к МУ* и формулы 1.1 (раздел 1.4
ОНД-86) можно ориентировочно оценить
преимущества предлагаемого
подхода.

Допустим, сравниваются
выбросы:

а)    бензина нефтяного
прямогонного среднего состава, %
мас.*⁾:

С1 — С5 = 54,80; С6 — Сю = 41,91; бензол
= 1,97; толуол = 0,79; ксилол = 0,53;

б)
   крекинг-бензина состава, %
мас.*⁾:

Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров    Стр. 38
из 43

С1 — С5 = 32,00; С6 — Сю = 42,03; амилены = 25,00;
бензол = 0,58; толуол = 0,27; ксилол = 0,12;

в)
бензинов Аи-92 — Аи-95, среднего состава, %
мас.*⁾:

С1 — С5 = 67,67; С6 — Сю = 25,01;
амилены = 2,5; бензол = 2,3; толуол = 2,17; ксилол =
0,29; этилбензол = 0,06.

* Примечание: см. п. 2
данного документа.

Предположим, что
концентрация паров н.п. во всех выбросах
одинакова и составляет 5 мг/м³. Тогда
безразмерная относительная
концентрация:

_ Сн.П.
ПДК

q

о

при
нормировании (по суммарному углероду с ПДК =
5 мг/м³) для всех рассматриваемых
случаев одинакова и равна единице. По
рекомендованному в МУ подходу (значения
ОБУВ и ПДК соответствующих компонентов
приведены выше) для
случая:

5

100

5

100

5

100

0,39

50

30

а)

1,01

50

30

1,5
   1,5

б)

0,67

Ч

50

в)

67,67    25,1    2,5
   2,3    2,17    0,29
   0,06

—’— + —L. + _i_ + _i_ + — + _j— +
_j—

32,0    42,03
   25,0    0,58    0,27
   0,12

—1- + —— + —1- + —— + —— +
——

54,8    41,91
   1,97    0,79
   0,53

—1- + —’— + —— + —— +
_I—

30    1,5
   1,5    0,6    0,2
   0,02

1,5
   0,6    0,2

0,6
0,2

Таким образом, такой
подход действительно позволяет
дифференцированно учитывать качественные
и количественные отличия составов
выбросов.

2. Данные о
содержании вредных веществ в парах
нефтепродуктов разного
вида

Приведенное в МУ Приложение 14
содержит ограниченный перечень
нефтепродуктов и по отдельным
нефтепродуктам недостаточно взаимоувязаны
данные о концентрациях различных
углеводородов. Поэтому, с учетом имеющейся
дополнительной информации, данное
Приложение откорректировано и вместо
Приложения 14 МУ следует использовать
Приложение 14 (уточненное), приведенное в
данном документе.

3. Расчет
максимальных и валовых выбросов паров
нефтепродуктов в атмосферу

При
расчетах:

а) максимальных выбросов
паров нефтепродуктов — М, г/с, по формуле
6.2.1 на с. 20 (заполнение резервуаров —
«большое дыхание»),
учитывается

₃

максимальная из
возможных для данной климатической зоны
разовых концентраций насыщенных паров
этого н.п. — С1, г/м (принимается по Приложению
12).

б)    годовых (валовых)
выбросов паров н.п. — G, т/год, в первом
слагаемом формулы 6.2.2 (на с. 20) —
учитываются средние удельные выбросы за
соответствующий период года — У2 и У3,
включающие в себя «большое дыхание» и
«малое дыхание» (принимается по Приложению
12 на с. 44 МУ). Во

втором слагаемом —
имеется коэффициент (формула 6.2.3 на с. 21
МУ):

_    концентрация паров
нефтепродуктов при 20 °С

^Н
П‘ концентрация паров
бензинаавтомобильного при 20 ⁰
’

физически означающий снижение (в
общем случае изменение) выброса паров
данного н.п. по отношению к выбранному в
качестве стандарта и наиболее изученному
автомобильному бензину.

₃

Для
упрощения расчетов валовых выбросов паров
какого-либо н.п. при его хранении в
резервуаре объемом Vp, м (определенного вида,
для

соответствующей климатической зоны)
в МУ предложено «стандартный»
(статистически достоверный) показатель
выбросов паров бензина (хранимого в том же
резервуаре) — G_xp, т/год (по Приложению 13)
умножать на коэффициент определяемого
нефтепродукта К_{н п} (из Приложения
12).

-3

Например, при хранении в
одном резервуаре (N = 1) печного топлива с
К_нп = 5 • 10 валовый выброс паров
печного топлива, определяемый
вторым

слагаемым формулы 6.2.2, по
сравнению с бензином автомобильным
снизится в 200 раз. При расчетах ПДВ и ВСВ
выбросы паров печного топлива следует

33
отнести к углеводородам предельным С^ — С19 с
ПДК = 1 мг/м и сероводороду с ПДК = 0,008 мг/м ,
если известно их содержание в паровой
фазе.

Приложение 14
(уточненное)

Концентрация загрязняющих
веществ (% по массе) в парах различных
нефтепродуктов

Наименование нефтепродукта	Углеводороды	Сероводород
предельные	Непредельные (по амиленам)	ароматические
всего	в том числе	всего	в том числе
С1 — с5	С — С ^6 ^10	бензол	толуол	ксилол	этилбензол
Сырая нефть	99,26	72,46	26,8	—	0,68	0,35	0,22	0,11	—	0,06
Прямогонные бензиновые фракции:
62 — 105	93,90	53,19	40,71	—	6,10	5,89	0,21	—	—	—
85 — 105	98,64	55,79	42,85	—	1,36	0,24	1,12	—	—	—
85 — 120	97,61	55,21	42,40	—	2,39	0,05	2,34	—	—	—
105 — 140	95,04	53,75	41,29	—	4,96	—	3,81	1,15	—	—
120 — 140	95,90	54,33	41,57	—	4,10	—	2,09	2,01	—	—
140 — 180	99,57	56,41	43,16	—	0,43	—	—	0,43	—	—
Нк-180	99,45	56,34	43,11	—	0,55	0,27	0,18	0,10	—	—
Стабильный катализат	92,84	52,59	40,25	—	7,16	2,52	2,76	1,88	—	—
Бензин-рафинад	98,88	56,02	42,86	—	1,12	0,44	0,42	0,26	—	—
Крекинг-бензин	74,03	32,00	42,03	25,00	0,97	0,58	0,27	0,12	—	—
Уайт-спирит	93,74	11,88	81,86	—	6,26	2,15	3,20	0,91	—	—
Бензин А-76	93,85	75,47	18,38	2,50	3,65	2,00	1,45	0,15	0,05	—
Бензин (Аи-92 — Аи-95)	92,68	67,67	25,01	2,50	4,82	2,30	2,17	0,29	0,06	—
Ловушечный продукт	98,31*	—	—	—	1,56**	—	—	—	—	0,13
Дизельное топливо	99,57*	—	—	—	0,15**	—	—	—	—	0,28
Мазут	99,31	—	—	—	0,21**	—	—	—	—	0,48

Примечание: * — расчет выполняется
по C12 — C_w;

** — не учитываются в связи
с отсутствием ПДК (при необходимости можно
условно отнести к углеводородам (С^ —
С^).

4. Примеры расчета выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу
(дополнения и уточнения)

8.1. НПЗ.
Бензин-катализат, валовые
выбросы

Исходные данные и расчет
валовых выбросов согласно МУ (стр. 23, кроме
последнего абзаца).

Последний абзац на
стр. 23 и стр. 24 заменить на:

Кроме того,
для расчета могут быть использованы
ориентировочные составы паров
нефтепродуктов из Приложения 14
(уточненного).

Идентификация состава
выбросов (М = 11,8100 г/с; G = 324,6692 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды	сероводород
предельные	Непредельные (по амиленам)	ароматические
С1 — С5	C — C ^6 ^10	бензол	толуол	этилбензол	ксилол
C мас % стабильный катализ.1)	52,59	40,25	—	2,52	2,76	—	1,88	—
)) с	6,21	4,75	—	0,30	0,33	—	0,22	—
G;3), т/г	170,7435	130,6793	—	8,1817	8,9609	—	6,1038	—

Примечания:

М —^{М C}i G —
^G‘^C= — Приложение М
(уточненное);^{2)    1}    100
   ^{3)    1}
   100

8.2. НПЗ. Бензин
автомобильный, валовые выбросы. ССВ-понтон
и отсутствие ССВ

Исходные данные и
расчет выбросов согласно МУ (стр. 25)
дополнить: Идентификация состава выбросов
(М = 21,8344 г/с; G = 865,3175 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды	Сероводород
предельные	непредельные (по амиленам)	ароматические
С1 — С5	C — C ^6 ^10	бензол	толуол	этилбензол	ксилол
C мас % Бензин Аи-92, Аи-951)	67,67	25,01	2,50	2,3	2,17	0,29	0,06	—
М;2), г/с	14,7753	5,4608	0,5459	0,5022	0,4738	0,0633	0,0131	—
G;3), т/г	588,5604	216,4159	21,3629	19,9023	18,7771	2,5094	0,5192	—

Примечания:

_м _M
C_{i G} _ G-Cj — Приложение М
(уточненное);^{2)    1}    100
   ^{3)    1}
   100

8.3. НПЗ. Бензин
автомобильный. Идентификация
выбросов

Исходные данные и расчет
выбросов согласно МУ. Стр. 27 заменить на:
Идентификация состава выбросов (М = 48,5209 г/с;
G = 1483,4014 т/год)

Определяемый	Углеводороды
предельные	непредельные (по амиленам)	ароматические	Сероводород
параметр	С1 — С5	C — C ^6 ^10	бензол	толуол	этилбензол	ксилол
Ci мас % Бензин А-761)	75,47	18,38	2,50	2,0	1,45	0,15	0,05	—
М12), г/с	36,6187	8,9181	1,2130	0,9704	0,7036	0,0728	0,0243	—
Gi3), т/г	1119,523	272,6491	37,0850	29,6680	21,5093	2,2251	0,7417	—

Примечания:

М —^{М C}i G —
^{G С:}

— Приложение М
(уточненное);^{2)    1}    100
   ^{3)    1}
   100

8.4. НПЗ. Керосин
технический*-*

* Примечание. При расчетах
ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 1,2 мг/м³ (код
2732 — керосин).

Исходные данные и расчет
выбросов согласно МУ (стр. 28) дополнить
примечанием:

Пример 8.6 МУ (на стр. 30)
дополнить:

8.6а. Нефтебаза. Масло
минеральное нефтяное. Валовые выбросы.
Исходные данные

Наименование продукта	VHmax, м3/час	В, т	Конструкция резервуара	Режим эксплуатации	V, м3	N , шт. р’	CCB
Масло МС-20	150	40000	Наземный вертикальный с нижним и боковым подогревом	Мерник	5000	8	отсут.

Продолжение исходных
данных.

С О С tmi	С О X га	K^min	K^max	3 3/м «Б С2	Крср	К ЗЯХ	р, т/м3	Ксб
25	30	1,20	1,40	0,324	0,56	0,80	0,935	2,50

М = 0,324 • 1,40 • 0,80 • 150/3600 = 0,01512
г/сек*

(5.6.1)

⁴⁰⁰⁰⁰__1.0695

п
=

0,935 ¦ 5000 ¦ 8    (5.6.1)
   К_об.    =    2,50
   (Прил.    10)

0,324 *(1,40 + 1,20)
*0,56 * 2,5 *40000 _п    .

G =

—= 0,02523т/год ⁴⁴

2*10
*0,935

(5.6.2)

*⁾
Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ
учитывать ОБУВ = 0,05 мг/м³ (код 2735 — масло
минеральное нефтяное).

8.7. НПЗ. Бензин
автомобильный. Валовые выбросы

Исходные
данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 30)
дополнить: Идентификация состава
выбросов.

(М = 1,60 г/с; G = 5,1975 т/год)

	Углеводороды
	предельные	ароматические

Определяемый параметр	0 1 С1	C — C ^6 ^10	непредельные (по амиленам)	бензол	толуол	этилбензол	ксилол	сероводород
C; мас % Бензин Аи-92, Аи-951)	67,67	25,01	2,5	2,3	2,17	0,29	0,06	—
М;2), г/с	1,08	0,40	0,04	0,04	0,03	0,005	0,001	—
G;3), т/г	3,5172	1,2999	0,1299	0,1195	0,1128	0,0151	0,0031	—

Примечания:

_м _M
C_{i G} _ G-Cj

— Приложение М
(уточненное);^{2)    1} ЮО ^3)
   1    100

8.7а. АЗС.
Дизельное топливо. Валовые выбросы

Исходные данные	Табличные данные
Наименование продукта	У , м3 сл’	Q , м3 ^-оз’	Q , м3 вл	Конструкция резервуара	^ г/м3	C^, г/м3	C” г/м3	C^, г/м3	C/л г/м3
Дизельное топливо	6,0	4000	4500	заглубленный	1,55	0,80	1,10	1,60	2,20

М =
(C_p^max • У_сл)/1200 = (1,55 • 6,0)/1200 =
0,00775 г/с G = [(С_р°^з +
С_б^оз) • О_оз +
(С_р^вл + С_р^вл) •
Q_вл] • 10^-6 + 50(Q_TO + Q_вл)
• 10^-6 = [(0,80 + 1,6)4000 + (1,10 + 2,20)4500] • 10^-6
+ 50(4000 + 4500) • 10^-6 = 0,44945
т/г

Идентификация состава выбросов. (М =
0,00775 г/с; G = 0,44945 т/год)

Определяемый параметр	Углеводороды
Предельные С12 — С19	Непредельные	Ароматические	Сероводород
С; мас % Дизельное топливо (Прил. 14, уточненное)	99,57	—	0,15	0,28
“‘-W.r/c	0,00773	—	—*)	0,00002
G‘ = l0F.T/r	0,44819	—	—*)	0,00126

* Примечание.
Условно отнесены к    — С^.

8.8. ТЭЦ.
Мазут топочный (резервуар с нижним и
боковым подогревом) ⁾

Исходные
данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 31)
дополнить примечанием:

* Примечание. При
расчетах ПДВ и ВСВ учитывать класс
опасности — 4, ПДК_мр = 1 мг/м³ (код
2754 — углеводороды предельные C₁₂ —
C₁₉) и ПДК_мр = 0,008 мг/м³ (код 333
-сероводород).

5. Редакционные
уточнения

5.1. П. 4.3 МУ (стр. 10) заменить
на:

«п. 4.3. По данной методике могут
выполняться расчеты выделений (выбросов)
загрязняющих веществ:

— для нефти и
низкокипящих нефтепродуктов (бензин или
бензиновые фракции) — суммы предельных
углеводородов C1 — C5, С6 — Сдо и непредельных C2
NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009
9:57:51

—    C₅ (по амиленам) и
ароматических углеводородов (бензол,
толуол, этилбензол, ксилолы);

—
   для высококипящих нефтепродуктов
— с учетом их ПДК или ОБУВ (керосин, масло
минеральное нефтяное и т.п.), не имеющих ПДК
или ОБУВ (дизельное топливо, печное топливо,
мазут и др.) — суммы углеводородов С2 —
С9».

В. И. ТУРК 1, А. В. МИНАЕВ, В. Я-
КАРЕЛИН

НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ
СТАНЦИИ

^v Допущено Министерством
высшего и среднего специального
образования СССР в качестве учебника для
студентов вузов, обучающихся по
специальностям «Водоснабжение и
канализация» а «Очистка природных и
сточных
вод»

МОСКВА

СТРОЙИЗДАТ

1976

Рецензенты:
кафедра водоснабжения и канализации
Ленинградского инженерно-строительного
института (зав. кафедрой д-р техн. наук. проф.
Н. Ф. Федоров); канд. техн. наук К. А.
Щеглов.

Турк В. И., Минаев А. В., Карелин В.
Я. Насосы и насосные станции. Учебник для
вузов. М., Стройиздат, 1976. 304 с.

В учебнике
приведено описание насосов -различных
тл-пов, их устройство и принцип действия.
Даны рекомендации по выбору насосов и
определению их рабочих параметров.
Освещены вопросы компоновки оборудования
водопроводных и канализационных насосных
станций, основные принципы их
проектирования, строительства и
эксплуатации. Приведены данные по
автоматизации насосных станций.

Учебник
предназначен для студентов строительных
вузов, обучающихся по специальностям
«Водоснабжение и канализация» и «Очистка
природных и сточных вод».

Табл. 13, рис. 186,
список лит.: 35 назв.

_т
30210—294 ₂₂₄_₇₆    ©
   Стройиздат,
   1976

047(01)—76

ВЛАДИМИР
ИВАНОВИЧ ТУРК

АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ
МИНАЕВ ВЛАДИМИР ЯКОВЛЕВИЧ
КАРЕЛИН

НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ
СТАНЦИИ

Редакция литературы по
инженерному оборудованию Зав. редакцией
И. П. Скворцова Редактор Г.
А. Лебедева Мл. редактор А. А.
Минаева

Внешнее оформление
художника Ю. И. Смурыгина
Технические редакторы И. В.
Панова, В. М. Родионова Корректоры
В. А. Быкова, Н. О.
Родионова

Сдано в набор 2.IX 1975
г.

Подписало к печати 1/XII
.1975’г.

Т—19846 Формат 70X108‘/ie Д. л.)
Бумага тип. № 2 26,6 уел. печ. л (уч.-изд. 26,83 л.)
Тираж 30 000, Изд. Л® A.I—38615 Зак. № 621 Цена 1р.
26″

Стройиздат    ,
   ?, ->

103006, Москва,
Каляевская ул., д. 23а’.- V

Подольская
типография Союзполипз%$Щ?рл^^*.,. яри
Государственном комитете по печати и по
делам издательств, полиграфии л
книжной торговли г. Подольск, ул.
Кирова, 25

Выдвигая задачу
значительного подъема материального и
куль-‘ турного уровня жизни народа, партия и
правительство Советского Союза
разработали обширную программу расширения
‘существующих и создания новых
промышленных центров, дальнейшего развития
энергетической базы страны, интенсификации
сельскохозяйственного производства,
увеличения масштабов жилищного
строительства. При осуществлении этой
программы возрастает потребность в воде,
что вызывает необходимость сооружения
большого числа современных
высокопроизводительных систем
промышленного, сельскохозяйственного и
коммунального
водоснабжения.

Одновременно с
возрастающим спросом на воду увеличивается
и загрязнение рек, озер и водохранилищ
сбросами производственных и бытовых
сточных вод. Защита окружающей среды,
возведенная постановлениями партии и
правительства в ранг важнейших
государственных задач, требует
совершенствования методов очистки
загрязненных вод и строительства крупных
систем канализации.

Важнейшим элементом
систем водоснабжения и канализации
являются насосные станции, представляющие
собой сложный комплекс сооружений и
оборудования, технические показатели и
параметры которого во многом определяют
надежность, долговечность и экономическую
эффективность подачи или отведения
воды.

Настоящая книга является
учебником по курсу «Насосы и насосные
станции», входящему в число профилирующих
дисциплин специальностей «Водоснабжение и
канализация» и «Очистка природных и
сточных вод» строительных вузов и
факультетов.

Изучение этого, курса
требует от студентов хорошей подготовки по
ряду общетехнических и специальных
дисциплин, к числу которых в первую очередь
относятся гидравлика, гидротехнические
сооружения, детали машин и электротехника.
Глубокое знание этого предмета играет
большую роль при формировании инженера
широкого профиля, способного на
современном уровне решать сложные задачи,
связанные с проектированием,
строительством и эксплуатацией систем
водоснабжения и канализации.

Первый
раздел учебника посвящен принципу
действия, особенностям рабочего процесса и
техническим параметрам насосов различных
типов. Рассмотрены характеристики насосов
на стационарных и переходных режимах
эксплуатации и совместная работа насосов и
сети. Большое внимание уделено
конструкциям насосов, используемых в
водопроводно-канализационных системах, а
также при производстве строительных
работ.

Второй раздел учебника посвящен
проектированию и эксплуатации
водопроводных и канализационных насосных
станций. Наряду с рассмотрением основного
энергетического и вспомогательного
оборудования дана методика определения
расчетных параметров, изложены
принципиальные положения проектирования,
приведены схемы электриче-

ских
соединений и рассмотрены основы
автоматизации насосных станций. Особое
внимание уделено экономическим проблемам,
связанным с проектированием и
эксплуатацией насосных станций. Основы
теории проектирования насосных станций
были изложены в ранее вышедших трудах
советских специалистов: Н. Н. Абрамова, Н. И.
Малишевского,

В. И. Турка, М. М.
Флоринского, которые явились
основоположниками отечественной
литературы по данному вопросу. Огромная
практическая роль в развитии и
усовершенствовании методов проектирования
и строительства насосных станций
принадлежит специализированным проектным
и научно-исследовательским институтам:
   Союзводоканалпроекту,

Гипрокоммунводоканалу,
Теплоэлектропроекту, Гидропроекту,
Гипро-водхозу и др.

Предисловие, главы 1,
2, 7, 8, 10, 12 и § 84, 85 и 87 главы 14 написаны доц.
канд. техн. наук В. Я. Карелиным; главы 3—6, 9,
11, 13, § 83 и 86 главы 14 и глава 15 написаны доц.
канд. техн. наук А. В. Минаевым. Авторами
частично использованы материалы
аналогичного учебника, написанного доц.
канд. техн. наук В. И. Турком и изданного в 1961
г.

Ч

Раздел первый. насосы глава 1 назначение, принцип действия и области применения насосов различных типов § 1. основные параметры и классификация насосов
 »

Библиотека »