Руководство по эксплуатации трубопровода пара котельной

РАО «ЕЭС РОССИИ»

ТИПОВОЕ
РУКОВОДСТВО
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДОВ ПАРА
И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ ТЭС

Руководство

Москва

Технорматив

2008

Руководство предназначено для применения
организациями, выполняющими работы по эксплуатации, техническому обслуживанию,
наладке и ремонту оборудования тепловых электрических станций.

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ТИПОВОЕ
РУКОВОДСТВО
по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ТЭС

Разработано: Департаментом
технического аудита и генеральной инспекции Корпоративного центра ОАО РАО «ЕЭС
России»; Филиалом ОАО «Инженерный Центр ЕЭС» — «ФИРМА ОРГРЭС»;
«Научно-производственным объединением «Центральный научно-исследовательский
институт технологии машиностроения» (ОАО «НПО ЦНИИТМАШ»).

Исполнители: М.Ю. Львов, А.А. Андреев, А.Б. Попов,
Б.Д. Дитяшев, В.Н. Скоробогатых.

Утверждено: Членом
Правления, Техническим директором ОАО РАО «ЕЭС России» Б.Ф. Вайнзихером
31.07.2007.

Введение

В
Типовом Руководстве (далее Руководство) по эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды ТЭС приведены требования технического и организационного характера,
направленные на обеспечение безопасной и эффективной эксплуатации трубопроводов
тепловых электрических станций.

Руководство
предназначено для применения организациями, выполняющими работы по
эксплуатации, техническому обслуживанию, наладке и ремонту оборудования
тепловых электрических станций.

1. Область применения

1.1.
Руководство распространяется на главные трубопроводы (код ОКП 31 1311, 31 1312)
тепловых электрических станций, включая трубопроводы I и II категории в соответствии с
приведенной ниже классификацией.

Таблица 1

1.2. Руководство устанавливает порядок, правила и технические
показатели организации эффективной эксплуатации оборудования тепловых
электрических станций при обеспечении его надежности и безопасности.

1.3.
Руководство определяет методическую основу, а также минимально необходимые
технические и организационные требования при разработке производственных
инструкций для конкретного оборудования тепловых электрических станций.

1.4.
С выходом настоящего Руководства утрачивает силу «Типовая инструкция по
эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций (РД
34.39.503-89).

2. Обозначения и
сокращения

В
настоящем Руководстве применены следующие обозначения и сокращения:

2.1.
БРОУ: Быстродействующая редукционно-охладительная установка.

2.2.
ВТО: Восстановительная термическая обработка.

2.3.
ГПЗ: Главная паровая задвижка.

2.4.
ГИ: Гидравлическое испытание.

2.5.
И: Инструкция.

2.6.
ИПУ: Импульсно-предохранительное устройство.

2.7.
МР: Методические рекомендации.

2.8.
МУ: Методические указания.

2.9.
НТД: Нормативно-технический документ.

2.10.
ОПС: Опорно-подвесная система креплений трубопровода.

2.11.
ПБ: Правила безопасности.

2.12.
ПВД: Подогреватель высокого давления.

2.13.
ПЗК: Предохранительный запорный клапан;

2.14.
ПК: Предохранительный клапан.

2.15.
РОУ: Редукционно-охладительная установка.

2.16.
РД: Руководящий документ.

2.17.
Ростехнадзор: Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному
надзору.

2.18.
РТМ: Руководящий технический материал.

2.19.
СО: Стандарт организации.

2.20.
СРМ: Сборник руководящих материалов.

2.21.
ТИ: Типовая инструкция.

2.22.
Р: Типовое руководство.

2.23.
ТЭС: Тепловая электрическая станция.

2.24.
Ц: Циркуляр.

2.25.
d_y: Условный
диаметр.

2.26.
w_доп: Допустимая
скорость прогрева трубопровода.

3. Организация
эксплуатации трубопроводов

3.1.
Руководство организации-владельца, осуществляющей эксплуатацию трубопровода, несет
ответственность за безопасную эксплуатацию трубопровода, контроль за его
работой, за своевременность и качество проведения ревизии и ремонта, а также за
согласование с автором проекта изменений, вносимых в трубопровод и его
проектную документацию.

Руководство
организации-владельца должно обеспечивать содержание трубопровода в исправном
состоянии и безопасные условия его эксплуатации.

В
этих целях владельцу необходимо:

—
назначить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов
из числа инженерно-технических работников, прошедших проверку знаний в
установленном порядке;

—
обеспечить инженерно-технических работников действующей нормативно-технической
документацией, правилами и руководящими указаниями по безопасной эксплуатации
трубопроводов;

—
назначить необходимое количество лиц обслуживающего персонала, обученного и
имеющего удостоверение на право обслуживания трубопроводов;

—
разработать и утвердить инструкцию для персонала, обслуживающего трубопроводы;

—
установить такой порядок, при котором персонал, на который возложены
обязанности по обслуживанию трубопроводов, вел тщательное наблюдение за
порученным ему оборудованием путем осмотров, проверок исправности действия
арматуры, контрольно-измерительных приборов и предохранительных устройств; для
записи результатов осмотров и проверок должен вестись оперативный журнал;

—
установить порядок и обеспечить периодичность проверки знания руководящими и
инженерно-техническими работниками правил, норм и инструкций по технике безопасности;

—
организовать периодическую проверку знаний персоналом инструкций;

—
обеспечить неукоснительное выполнение инженерно-техническими работниками
установленных правил, а обслуживающим персоналом — инструкций.

3.2.
Ответственность за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов
возлагается на руководящего работника, назначенного приказом по предприятию,
которому непосредственно подчинен персонал, обслуживающий трубопроводы.

3.3.
Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов
обязан:

—
допускать к обслуживанию трубопроводов только обученный и аттестованный
персонал;

—
своевременно извещать комиссию по периодической и внеочередной проверке знаний
о предстоящих проверках и обеспечивать явку персонала для проверки знаний;

—
обеспечивать обслуживающий персонал производственными инструкциями;

—
обеспечивать прохождение обслуживающим персоналом периодических медицинских
освидетельствований;

—
обеспечивать ведение и хранение технической документации по эксплуатации и
ремонту трубопроводов (паспорт, оперативный и ремонтный журналы, журнал
контрольных поверок манометров и др.);

—
ежедневно в рабочие дни проверять записи в сменном журнале и расписываться в
нем;

—
выдавать письменное распоряжение на пуск трубопроводов в работу после проверки
готовности к эксплуатации и организации их обслуживания;

—
обеспечивать каждый трубопровод, введенный в эксплуатацию, табличками и
надписями, предусмотренными п.п. 7.5 [1];

—
допускать к эксплуатации трубопроводы, соответствующие требованиям промышленной
безопасности;

—
организовывать своевременную подготовку к техническим освидетельствованиям
трубопроводов, зарегистрированных в органах Ростехнадзора и участвовать в
освидетельствованиях;

—
проводить техническое освидетельствование трубопроводов;

—
проводить наружный осмотр трубопроводов (в процессе работы) — не реже одного
раза в год;

—
обеспечивать вывод трубопроводов в ремонт в соответствии с графиком ремонтов;

—
участвовать в обследованиях, проводимых территориальными органами
Ростехнадзора, и выполнять предписания, выдаваемые по результатам обследований;

—
проводить инструктаж и противоаварийные тренировки с персоналом, обслуживающим
трубопроводы;

— устанавливать
порядок приемки и сдачи смены обслуживающим трубопроводы персоналом;

—
обеспечивать устранение выявленных во время технического освидетельствования
или диагностирования неисправностей или дефектов до пуска трубопровода в
эксплуатацию.

3.4.
К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица, обученные по программе,
согласованной в установленном порядке, имеющие удостоверение на право
обслуживания трубопроводов и знающие инструкции по их эксплуатации.

3.5.
Подготовка персонала, занятого эксплуатацией трубопровода должна быть
организована в соответствии с [2].

3.6.
Важнейшим видом подготовки оперативного персонала являются противоаварийные
тренировки. Оперативный персонал ТЭС должен участвовать в противоаварийных
тренировках не реже одного раза в квартал.

3.7.
Для трубопроводов и арматуры проектной организацией устанавливается расчетный
срок эксплуатации. Эта информация должна быть отражена в проектной документации
и внесена в паспорт трубопровода. Эксплуатация трубопроводов, отработавших
назначенный или расчетный срок службы, допускается при получении разрешения в
установленном порядке.

4. Устройство
трубопроводов

Трубопровод
является совокупностью деталей и устройств, предназначенной для транспортировки
технологической среды. Он включает в себя прямолинейные участки, криволинейные
участки, фасонные элементы (тройники, переходники с одного диаметра на другой,
компенсаторы), устройства и арматуру различного назначения, а также
вспомогательные технологические линии для заполнения, опорожнения, прогрева и
удаления воздуха.

В
состав трубопровода входят также ОПС, обеспечивающая сохранение заданной
трассировки трубопровода и его проектных перемещений при монтаже и в условиях
эксплуатации, тепловая изоляция, а также средства контроля и защиты.

Средства
контроля и защиты, устанавливаемые на трубопроводах, должны обеспечивать
надежное и безопасное функционирование не только самого трубопровода, но и
подключенного к нему технологического оборудования.

4.1. Трубы

4.1.1.
Трубы характеризуются основными размерами: внутренним или наружным диаметром,
толщиной стенки, радиусом изгиба криволинейных участков. Кроме того, для них
должен быть указан материал и стандарт (технические условия) на изготовление и
условный проход (d_v), который
приблизительно равен внутреннему диаметру трубы, выраженному в миллиметрах.

В
технической документации для условных проходов не указываются единицы
измерения. В соответствии с ГОСТ
28338-89 условные проходы труб с внутренним диаметром от 10 до 25 мм кратны
5; от 40 до 80 мм кратны — 10; от 100 до 375 кратны 25; от 400 до 1400 мм
кратны 100. В качестве исключения применяются условные проходы 32 и 450.

Выбор
основных размеров труб — внутреннего диаметра и толщины стенки определяется
прочностным и конструкторским расчетами трубопровода. Толщина стенки труб и
деталей трубопроводов должна определяться расчетом на прочность в зависимости
от расчетных параметров, коррозионных и эрозионных свойств транспортируемой
среды в соответствии с действующей НТД и применительно к действующему
сортаменту труб. При выборе толщины стенки труб и деталей трубопроводов должны
учитываться особенности технологии их изготовления. Полнота выполнения расчетов
должна соответствовать требованиям [3].

4.1.2.
Возможность изменения в условиях эксплуатации трубопровода давления, или
рабочей температуры, или типоразмеров его элементов должна быть обоснована
результатами прочностных поверочных расчетов, возможностями установленных
предохранительных устройств и тепловой автоматики и согласована со
специализированной проектной организацией.

4.1.3
Трубы должны иметь маркировку с обозначением организации-изготовителя, клейма
отдела технического контроля, марки стали, номера партии, а также сертификаты,
удостоверяющие типоразмер, качество труб, состав металла и его свойства в
соответствии с требованиями нормативных документов.

При
отсутствии маркировки или неполноте сведений о трубах, указанных в
сертификатах, организация, проводящая монтаж или ремонт трубопровода, должна
организовать необходимые испытания (контроль труб) с оформлением результатов
протоколами и (или) заключениями специализированных организаций.

4.1.4.
Качество сборки трубопровода и требования к его сварным соединениям
регламентируются в [1, 4 — 8].

4.2. Прокладка
трубопроводов

4.2.1.
Конфигурация соединения трубных элементов в единую конструкцию должна
обеспечивать:

—
выполнение для каждого элемента трубопровода условий прочности при воздействии
внутреннего давления, собственной массы, массы транспортируемой среды и реакций
опорных элементов;

—
выполнение условий прочности металла элементов трубопроводов при воздействии
усилий, развивающихся при нагреве и расширении участков трубопроводов
(обеспечение условий самокомпенсации температурных расширений);

—
беспрепятственное удаление конденсата, воды и воздуха;

—
управляемый прогрев и охлаждение трубопровода;

—
исключение непроектных ограничений температурным расширениям участков трубопровода,
покрытого тепловой изоляцией, со стороны строительных конструкций, площадок
обслуживания и других трубопроводов;

—
удобство монтажа, обслуживания, контроля и ремонта всех его элементов.

4.2.2.
Прокладка участков трубопроводов должна быть выполнена с предусмотренным
проектом наклоном трубы по отношению к горизонтали (уклоном) для того, чтобы
самопроизвольное движение конденсата или воды было направлено к узлам эвакуации
(штуцерам дренажных линий).

4.2.3. В соответствии с [1, 8,] величина
уклона при прогреве, остывании или опорожнении должна быть не менее 4 мм на 1
метр длины трубопровода.

Для
трубопроводов пара указанная величина уклона должна сохраняться до температуры,
соответствующей насыщению при рабочем давлении среды. Начальные уклоны
монтажного и холодного состояний горизонтальных участков трубопровода должны
быть определены проектными расчетами и указаны в его документации.

4.2.4.
Направление уклонов должно совпадать с направлением движения рабочей среды. В
случае подъемного движения рабочей среды по трубопроводу пара, допускается
встречное направление потоков пара и конденсата.

4.2.5.
Наличие недренируемых участков («мешков конденсата») на трубопроводах не
допускается. При выявлении таких участков на трубопроводе должны быть приняты
меры по их устранению или организации дополнительных точек дренирования.

4.3. Арматура
трубопроводов

Термин
«арматура трубопроводов» — отражает совокупность технических устройств,
основное назначение которых состоит:

— в
отключении трубопроводов от других, присоединенных к нему трубопроводов или
оборудования (запорная арматура);

— в
регулировании параметров транспортируемой среды: расхода, давления, температуры
(регулирующая арматура);

— в
предохранении трубопроводов или подключенного к ним оборудования от повреждений
(защитная арматура или предохранительные устройства).

Требования
к арматуре трубопроводов ТЭС устанавливаются в [1, 10].

По
способу присоединения к трубопроводу арматура разделяется на фланцевую и с
концами, разделанными под сварку. По способу управления — на ручную,
электрифицированную с управлением по месту и электрифицированную с
дистанционным управлением.

4.3.1.
Арматура для трубопроводов выбирается по наибольшим возможным давлению и
температуре, условному проходу, а также по физико-химическим свойствам
транспортируемой среды.

4.3.2.
Для обеспечения возможности регулирования скорости прогрева ответственных
трубопроводов, а также для снижения перепада давления на рабочих органах
запорной или регулирующей арматуры, параллельно ей, как правило, должны
устанавливаться байпасы (обводные линии), снабженные установленными
последовательно по ходу среды запорной арматурой и вентилем. Возможна также
установка последовательно двух вентилей, один из которых (первый по ходу среды)
используется в качестве запорной, а второй — регулирующей арматуры.

Проходное
сечение байпасов должно определяться при проектировании трубопровода. Прокладка
линий байпасов должна обеспечивать отсутствие возможности скопления в них
конденсата при эксплуатации трубопровода.

4.3.3.
Арматура с условным проходом (d_y) большим или
равным 50 должна иметь паспорт предприятия-изготовителя, в котором должны быть
указаны полные сведения, содержащиеся в ТУ на изготовление ответственных
элементов: ее корпуса, крышки, шпинделя, затвора и крепежных деталей.

4.3.4.
Арматура должна быть рассчитана на прочность с учетом максимально допустимых
нагрузок от трубопроводов. Запрещается использовать арматуру в качестве опоры
для трубопровода.

4.3.5.
Рабочие органы запорной, запорно-регулирующей и регулирующей электроприводной
арматуры, предназначенной для работы на воде и паре, при исчезновении
электропитания не должны менять своего положения.

4.3.6.
Арматура в соответствии с [1] должна
иметь четкую маркировку на корпусе, в которой должно быть указано:

—
наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

—
условный проход;

—
условное или рабочее давление и температура среды;

—
марка стали;

—
направление потока транспортируемой среды (для определенных конструкций
арматуры).

4.3.7.
Запорная арматура должна обеспечивать в закрытом состоянии отсутствие протока
через нее среды (т.е. плотность), а также минимальное гидравлическое
сопротивление для транспортируемой среды в открытом состоянии. Оба эти
показателя для запорной арматуры являются нормируемыми. Запорная арматура
должна быть рассчитана на полный перепад давлений на запорном органе.

4.3.8.
Неполное открытие или закрытие запорной арматуры ведет к дросселированию
транспортируемой среды и ускоренному эрозионному износу рабочих поверхностей
затвора. В рабочем состоянии трубопровода запорная арматура должна быть либо
полностью открыта, либо закрыта. Использование запорной арматуры в качестве
регулирующей запрещается.

4.3.9.
Сила прижатия рабочих поверхностей затвора арматуры зависит от температуры
шпинделя. Поэтому при переходе трубопровода из одного теплового состояние в
другое сила прижатия должна корректироваться. В частности, для арматуры с
электроприводом, у которой сила тока отключения электродвигателя привода (в
положениях «открыто» и «закрыто») устанавливается в холодном состоянии
трубопровода, целесообразно выполнять коррекцию этого показателя для рабочего
состояния трубопровода.

4.3.10.
Регулирующая арматура предназначена для плавного изменения параметров
транспортируемой среды в процессе эксплуатации трубопровода (давления, расхода
и температуры). К регулирующей арматуре относятся: регулирующие и дроссельные
клапаны, вентили.

4.3.11.
Условия использования и характеристики регулирующей арматуры, должны отвечать
ее паспортным данным. Использование регулирующей арматуры вне области
применения, указанной в паспортных данных не допускается.

4.3.12.
Если на корпусе арматуры имеется стрелка, указывающая направление потока транспортируемой
среды, то установка арматуры по потоку должна производиться в соответствии с
направлением этой стрелки.

4.3.13.
На арматуре должен быть установлен электрический привод с местным и/или
дистанционным управлением, в случаях если:

—
ручные усилия по управлению арматурой велики;

—
этого требует скорость выполнения технологических операций;

—
обслуживание арматуры затруднено или связано с опасностью для обслуживающего
персонала.

4.3.14.
На арматуре должны быть таблички с названиями и номерами, соответствующими
номерам на технологических (рабочих) схемах трубопроводов, а также направления
вращения штурвала в сторону открытия «О» и закрытия «З». Регулирующие клапаны
должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а
запорная арматура — указателями «Открыто» и «Закрыто».

4.3.15.
Предохранительные устройства и защитная арматура являются составными частями
технологического комплекса, обеспечивающего безопасность, как трубопроводов,
так и подключенного к ним оборудования. Предохранительные устройства должны
обеспечивать невозможность повышения давления в трубопроводе и подключенном к
нему оборудовании выше установленного уровня. К предохранительным устройствам
относятся предохранительные клапаны, БРОУ (в режимах пуска и останова), а также
обратные клапаны.

4.3.16.
Размещение предохранительных устройств и их содержание регламентируются
требованиями [1, 12 — 14]. Настройка предохранительных устройств и защитной
арматуры должна производиться в соответствии с инструкциями
предприятий-изготовителей.

4.3.17.
Отбор среды от патрубка, на котором установлено предохранительное устройство,
не допускается. Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы,
предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы
должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажными линиями (с
рекомендуемым значением d_y не менее 50). Установка запорных органов на этих дренажных
линиях не допускается. Также запрещается установка запорных органов между
предохранительными устройствами и защищаемыми трубопроводами, а также за самими
предохранительными устройствами.

4.3.18.
В конструкциях грузовых или пружинных предохранительных клапанов должна быть
предусмотрена возможность проверки исправности действия клапанов во время
работы трубопровода путем их принудительного открытия. В случае установки на
трубопроводе электромагнитного импульсно-предохранительного устройства (ИПУ)
оно должно быть оборудовано устройством, позволяющим производить принудительное
открытие клапана дистанционно со щита управления.

4.3.19.
Предохранительные клапаны должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление
в защищаемом элементе не превышало расчетное более чем на 10 %.

4.3.20.
Превышение давления при полном открытии предохранительного клапана выше, чем на
10 % расчетного может быть разрешено лишь в том случае, если это предусмотрено
расчетом на прочность трубопровода и подключенного к нему оборудования.

4.3.21.
Если эксплуатация трубопровода разрешена на пониженном давлении, то регулировка
предохранительных устройств должна производиться по этому давлению, причем пропускная
способность устройств должна быть проверена расчетным путем.

4.4. Дренажные
трубопроводы и воздушники

4.4.1.
Во всех нижних точках трубопровода, в которых может накапливаться конденсат или
оставаться вода (для трубопроводов питательной воды) в соответствии с [1] должны быть смонтированы
дренажные линии. Опорожнение трубопровода должно производиться в специальное
технологическое оборудование (расширители дренажа), имеющее устройства для
периодического или непрерывного отвода жидкости.

На
дренажных линиях должна быть установлена запорная арматура, а при давлении
свыше 2,2 МПа (22 кгс/см²) — два последовательных вентиля, первый из
которых должен использоваться как запорная арматура, второй — как регулирующая.

Для
контроля прогрева трубопровода и исправности дренажной линии целесообразно
между запорной и регулирующей арматурой устанавливать специальное ответвление в
атмосферу, снабженное вентилем (ревизию).

Трубопроводы
пара на давление 20 МПа (200 кгс/см²) и выше должны обеспечиваться
штуцерами с последовательно расположенными запорным и регулирующим вентилями и
дроссельной шайбой.

Исправность
дренажных линий и их арматуры во многом определяет надежность трубопровода и
его долговечность.

4.4.2.
В трубопроводах, транспортирующих воду, назначение дренажных линий состоит в
опорожнении внутреннего объема трубопровода. Для трубопроводов,
транспортирующих пар они предназначены:

—
для контроля пропуска пара через трубопровод (через ревизии);

—
для отмывания трубопровода (через ревизии — в сливную воронку);

—
для опорожнения от конденсата;

—
для пропуска пара при прогреве трубопровода (продувки трубопровода);

—
для пропуска небольших расходов пара для поддержания высокой температуры в
тупиковых участках трубопровода.

Как
правило, дренажные линии, расположенные на наибольшем расстоянии от места
подачи в трубопровод пара должны объединять в себе возможности проведения
дренирования трубопровода и выполнение его продувки.

4.4.3.
Места расположения, проходное сечение дренажных линий, их схема и направление
потоков удаляемой среды определяются при проектировании трубопровода. Схема
подключения дренажных линий от трубопроводов с различным давлением к сборным
емкостям (расширителям дренажа) должна обеспечивать отсутствие возможности
запирания одних потоков другими, а также попадания удаляемой среды из одних
трубопроводов в другие.

4.4.4.
При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов или отключаемых участков
трубопровода на каждой из них должна устанавливаться запорная арматура.

4.4.5.
Конструкция и расположение расширителей дренажа должно исключать возможность
неполного дренирования, а также попадания конденсата обратно в дренируемые
трубопроводы.

4.4.6.
Во избежание гидравлических ударов дренажные линии должны прокладываться без
подъемных участков с уклоном в сторону сборных емкостей.

4.4.7.
Конфигурация дренажных линий, а также конструкция и расположение их опорных
элементов должны обеспечивать условия самокомпенсации температурных расширений.
Кроме того, дренажные линии, их ОПС, и узлы прохода через площадки обслуживания
не должны препятствовать температурным перемещениям основного трубопровода.

4.4.8.
Тупиковые участки трубопроводов пара, а также ответвления, которые при
различных схемных переключениях при работающем оборудовании могут оказаться в
непроточном состоянии, должны быть снабжены устройствами, позволяющими удалять
скапливающийся там конденсат. Для этого в зонах скопления конденсата должны
быть устроены дренажные линии постоянной продувки в расширители дренажей (через
дроссельные устройства и конденсатоотводчики), или безарматурные линии,
связывающие непроточные и проточные объемы одного и того же трубопровода, не
разделенные арматурой (постоянно действующие дренажи). Обязательным условием в
последнем случае должна быть прокладка безарматурных линий с уклоном в сторону
проточного объема.

4.4.9.
При включении дренажных линий запорный вентиль должен открываться первым, а
регулирующий — вторым; при закрытии дренажных линий последовательность операций
должна быть обратной. При сливе конденсата во избежание износа оба вентиля
должны быть полностью открыты.

4.4.10.
В верхних точках трубопровода, на верхней образующей трубы должны
устанавливаться воздушники — линии, предназначенные для удаления из
трубопровода воздуха при его заполнении паром или водой. Воздушники должны
связывать трубопровод с атмосферой. Открытие и закрытие воздушников должно
осуществляться вентилем.

Поскольку
воздушники устанавливаются на верхней образующей трубы, они в меньшей степени
подвержены загрязнению и могут использоваться в качестве дополнительных линий
ревизии.

4.4.11.
Воздушники должны иметь площадки обслуживания. Их трассировка не должна
позволять скопления конденсата, кроме того, линии воздушников не должны быть
источником непроектных ограничений для температурных перемещений трубопровода.

4.4.12.
Для предотвращения образования конденсата и попадания его в прогретые
трубопроводы пара, протяженность участков воздушников, дренажных и продувочных
трубопроводов от штуцера подключения к трубопроводу до первой по ходу среды
запорной арматуры не должна превышать 250 — 300 мм. Кроме того, воздушники,
дренажные линии, линии продувки и безарматурные линии должны быть тщательно теплоизолированы.

4.4.13.
Арматура воздушников и дренажных линий должна выбираться на те же параметры
рабочей среды, что и арматура трубопровода, на котором они устанавливаются.

4.5. Опорно-подвесная
система креплений трубопровода (ОПС)

4.5.1.
Масса трубопровода, его ответвлений и арматуры должна быть равномерно
распределена по опорным элементам, надежно закрепленным на строительных
конструкциях. Опорные элементы, а также узлы их закрепления, должны быть
рассчитаны на вертикальную нагрузку от массы трубопровода, заполненного водой и
покрытого тепловой изоляцией, а также усилия, возникающие в результате
температурных расширений участков трубопровода при его нагреве. Упругие
элементы ОПС должны обладать нормативными запасами по грузоподъемности и
диапазону изменения упругих свойств. Нагрузки отдельных элементов ОПС в
различных состояниях трубопровода (монтажном, холодном и рабочем) должны
определяться на основе проектных или поверочных расчетов. В отдельных случаях
элементы ОПС должны обеспечивать защиту трубопровода от сейсмических, ветровых
и вибрационных нагрузок. Требования к состоянию ОПС трубопроводов
устанавливаются в [1, 9, 14]. Требования к элементам ОПС в условиях проведения
ремонтных работ приводятся в [15].

4.5.2.
Максимальная грузоподъемность элементов ОПС трубопроводов пара может назначаться
без учета массы воды, необходимой для проведения гидравлических испытаний. Для
этих случаев в конструкции ОПС трубопровода должны быть предусмотрены
специальные приспособления, принимающие на себя дополнительную нагрузку от
массы воды.

4.5.3.
По конструктивному исполнению различают подвижные и неподвижные опорные
элементы. Подвижные опорные элементы должны обеспечивать возможность
перемещений трубопровода в одном или нескольких направлениях. К подвижным
опорным элементам относятся скользящие и упругие (пружинные) опоры, упругие
подвески, а также жесткие тяги. Неподвижные опорные элементы (в зависимости от
их конструкции), должны обеспечивать блокирование линейных перемещений или
угловых и линейных перемещений трубопровода (для всех или некоторых степеней
свободы) при его температурных расширениях.

4.5.4.
Расстановка элементов ОПС по длине трубопровода должна выбираться при
проектировании из условий соблюдения определенных размеров пролетов между
опорными элементами, обеспечения самокомпенсации температурных расширений и
возможности строительных конструкций воспринимать усилия, передаваемых на них
при наименее благоприятном сочетании нагружающих факторов. Дополнительными
условиями является обеспечение возможности доступа к сварным соединениям трубопровода
с целью проведения их контроля.

4.5.5.
Для участков трубопроводов, имеющих температурные перемещения более 100 мм,
рекомендуется использовать упругие элементы ОПС с длинами тяг не менее 1,5 м.

Примечание:

Длиной
тяги следует считать расстояние от места закрепления тяги на строительных
конструкциях до оси трубопровода.

4.5.6.
Из различных конструкций упругих опорных элементов предпочтительны такие, в
которых упругие опорные элементы устанавливаются в рассечке тяг и нагрузка
которых поддается оценке и регулировке.

4.5.7.
При монтаже подвижных элементов ОПС, а также при их закреплении на строительных
конструкциях должны быть учтены температурные перемещения точек закрепления
опор на трубопроводе при его переходе из монтажного состояния в рабочее
состояние. Для этого выполняются упреждающие смещения точек закрепления
элементов ОПС на трубопроводах и (или) строительных конструкциях.

4.5.8.
Для трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются воздействию
вибрации, должны быть предусмотрены средства ее снижения до уровня,
исключающего возможности их аварийного разрушения и разгерметизации системы.

4.5.9.
Регулировка нагрузки элементов ОПС должна выполняться только в холодном
состоянии трубопровода. Технология проведения регулировки нагрузки описана в [14].

4.6. Средства контроля и
защиты трубопроводов

4.6.1.
Трубопроводы должны оснащаться средствами для измерения давления и температуры рабочей
среды. Помимо этого, на трубопроводах устанавливаются первичные датчики, а
также исполнительные устройства защит, обеспечивающие безопасность персонала,
трубопроводов и связанного с ними оборудования.

4.6.2.
Объем необходимых технологических измерений и защит, должен быть предусмотрен
проектом трубопровода, а также технической документацией заводов-изготовителей
оборудования в соответствии с требованиями [16].

4.6.3.
Алгоритм работы защит и их действие на исполнительные органы, размещенные на
трубопроводе, определяется заводом-изготовителем оборудования и действующими
нормативными документами.

Значения
уставок и выдержек времени срабатывания защит определяются
заводом-изготовителем защищаемого оборудования или наладочной организацией.

В
случае реконструкции оборудования или отсутствия данных заводов-изготовителей
уставки и выдержки времени устанавливаются на основании результатов испытаний.

4.6.4.
Проверка исправности защит и реакции исполнительных органов должна выполняться
во время комплексных проверок трубопроводов и оборудования.

4.6.5. Для обеспечения надежности трубопровода при проведении
операций прогрева и расхолаживания рекомендуется осуществлять его
дополнительный температурный контроль поверхностными термопарами или
термопарами, размещенными в основном металле трубопровода в следующих зонах:

—
на участках за впрыскивающими пароохладителями;

—
на участках, которые при различных схемных переключениях могут стать
тупиковыми.

Наиболее
информативными зонами для установки одиночных поверхностных термопар являются
нижние образующие горизонтальных участков трубопроводов вблизи штуцеров
дренажных линий (поскольку это дает возможность объективно оценить работу
дренажных линий при прогреве трубопровода).

4.6.6.
На трубопроводах пара с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара
от 300 °С и выше в соответствии с [1,
17] должны устанавливаться указатели
для контроля за температурными расширениями участков, а также наблюдением за
правильностью работы элементов ОПС.

Примечания:

1. Количественный контроль
температурных перемещений по указателям перемещений является корректным только
для:

a. трубопроводов, конфигурация и
протяженность которых обеспечивает значения перемещений, превышающие
допускаемые значения отклонений между измеренными и расчетными значениями (см.
п.п. 7.2.2.);

b. индикаторов, расположенных на
таком расстоянии от неподвижных опор, которое обеспечивает условие, изложенное
в п. 1а.

2. При числе
элементов ОПС трубопровода от одного до трех, целесообразно контролировать
перемещения не по указателям температурных перемещений, а по изменению нагрузки
(осадки) самих упругих элементов ОПС или изменению взаимного положения
подвижных частей скользящих опор относительно их неподвижных частей.

3.
Для протяженных трубопроводов пара, проложенных на жестких опорах по открытой
местности, допускается заменять контроль температурных перемещений по
указателям периодическим контролем технического состояния элементов опорной
системы.

4.6.7.
Расстановка указателей температурных перемещений должна осуществляться в
соответствии с проектом трубопровода. Изменение в расстановке указателей для
удобства их обслуживания допускается при наличии разрешения проектной
организации. При изменении проектного положения указателей должны быть
рассчитаны новые контрольные значения температурных перемещений.

4.6.8.
Для обеспечения достоверности результатов измерений по указателям температурных
перемещений длина штанги, закрепляемая на трубопроводе, не должна превышать 1
м.

4.6.9. Разметка указателей температурных перемещений в холодном и
рабочем состояниях должна производиться для температурных состояний
трубопровода или взаимосвязанных трубопроводов, отвечающих условиям расчета
проектных контрольных значений перемещений.

4.6.10. Количественный контроль температурных перемещений
трубопроводов должен выполняться для тех режимов эксплуатации, для которых
имеются контрольные значения температурных перемещений.

Примечание:

Соблюдение
условий п. 4.6.9. и 4.6.10. особенно важно для
трубопроводов пара ТЭС с поперечными связями, поскольку проектные контрольные
значения перемещений для них обычно имеются только для перехода из состояния,
когда все связанные единой системой температурных перемещений трубопроводы
являются холодными, в состояние, когда все они имеет рабочие параметры. В
промежуточных случаях (когда часть оборудования находится в рабочем состоянии,
а часть — остановлена) сопоставление измеренных и расчетных перемещений
является некорректным.

4.6.11.
К указателям температурных перемещений должен быть обеспечен свободный доступ.
В необходимых случаях для них следует устраивать лестницы и площадки
обслуживания.

4.6.12.
В соответствии с [1, 18] трубопроводы из углеродистой и
молибденовой стали работающие при температуре от 450 °С и выше, из хромомолибденовых
и хромомолибденованадиевых сталей, работающих при температуре пара от 500 °С и
выше и из высоколегированных жаропрочных сталей при температуре пара от 550 °С,
и выше должны быть снабжены реперами для измерения остаточной деформации. Количество
точек замера остаточной деформации и их расположение должны определяться
проектом трубопровода.

4.6.13.
Для предотвращения нерасчетных режимов использования впрыскивающих
пароохладителей, расположенных на горизонтальных участках трубопроводов пара (за
котлами), а также выявления их неисправностей, за ними по ходу пара на
расстоянии 4 — 5 внутренних диаметров трубы от защитных рубашек целесообразно
устанавливать поверхностные термопары или термопары в основном металле. Эти
термопары следует размещать на верхней и нижней образующей трубопровода.
Использование термопар, устанавливаемых в объеме основного металла, является
предпочтительным.

Для
контроля нерасчетных режимов работы впрыскивающих пароохладителей,
расположенных на вертикальных участках трубопровода, аналогичные термопары
рекомендуется устанавливать за ближайшим к впрыскивающему пароохладителю
криволинейным участком на горизонтальном или наклонном участке трубопровода.

4.6.14.
Рекомендуется осуществлять контроль разницы температур «верх-низ» трубопровода
пара во всех зонах, в которых возможно скопление конденсата. Для этого возможно
использование поверхностных термопар или термопар, установленных в объеме
металла (см. п.п. 4.6.5.).

4.6.15.
Для измерения давления среды используются манометры. Требования к ним
устанавливаются в [1].

4.6.16.
В соответствии с проектом контроль наиболее важных технологических параметров
должен осуществляться по регистрирующим приборам. Желательным также является
запись и хранение информации в компьютерной базе данных.

4.6.17.
Для работающего оборудования и подключенных к нему трубопроводов средства
измерений, контроля, автоматического регулирования, технологической защиты и
сигнализации, логического и дистанционного управления, технической диагностики
должны постоянно находиться в эксплуатации в проектном объеме.

4.6.18.
После монтажа или реконструкции технологических защит ввод их в эксплуатацию на
оборудовании и связанных с ним трубопроводах должен выполняться по разрешению
технического руководителя ТЭС.

4.6.19.
Вывод из работы исправных технологических защит не допускается. Защиты подлежат
выводу из работы в следующих случаях:

—
при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения
защиты определяется инструкцией по эксплуатации;

—
при очевидной неисправности защиты (отключение должно производиться по
распоряжению начальника смены ТЭС с обязательным уведомлением технического
руководителя и оформляться записью в оперативном журнале);

—
для периодического опробования (если оно производится на действующем
оборудовании).

4.6.20.
Все случаи срабатывания защит и сигнализации, а также их отказы должны
фиксироваться в оперативном журнале и подвергаться анализу.

4.7. Тепловая изоляция
трубопроводов

4.7.1.
Тепловая изоляция трубопровода должна выполняться по отдельному проекту и
соответствовать требованиям [9, 19]. От качества выполнения
тепловой изоляции во многом зависит экономичность энергоустановки (в
особенности, при повышенных требованиях к маневренности), надежность
трубопровода и безопасность обслуживающего персонала.

4.7.2.
Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие коррозию
металла.

4.7.3. Тепловая изоляция должна полностью покрывать трубопровод,
его ответвления и вспомогательные линии и находиться в исправном состоянии.
Температура на наружной поверхности теплоизолированного трубопровода при
температуре окружающего воздуха 25 °С не должна превышать 45 °С.

4.7.4.
Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры, компенсаторов и участков
трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (в зонах, в которых
имеются сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.) должна
выполняться съемной. Съемная тепловая изоляция по своим техническим показателям
не должна уступать стационарной тепловой изоляции.

4.7.5.
Тепловая изоляция трубопроводов, проложенных на открытом воздухе, вблизи
масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, кабельных линий должна иметь
металлическое или другое покрытие, предохраняющее тепловую изоляцию от
пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами.

4.7.6.
Полная или частичная замена тепловой изоляции на облегченную изоляцию без
переналадки упругих элементов ОПС может привести к появлению зон повышенных
напряжений и вызвать негативное изменение уклонов. Поэтому изменение массы
тепловой изоляции требует повторного расчета нагрузок элементов ОПС, изменения
разметки индикаторов температурных перемещений и проверки системы уклонов
трубопровода. Целесообразно замену тепловой изоляции на трубопроводе
(изменяющую его суммарную погонную массу) проводить на всей протяженности
трубопровода, поскольку в противном случае расчетные данные по оптимальной
загрузке элементов ОПС будут недостоверными. При замене тепловой изоляции на
отдельных участках трубопровода (например, гибах) необходимо составлять карту
расположения изоляции с указанием границ участков с различной погонной массой
изоляции для получения достоверных данных по оптимальной загрузке элементов
ОПС.

5. Принципы организации
эксплуатации трубопроводов в нестационарных режимах

5.1. Факторы, влияющие на
надежность трубопроводов в нестационарных режимах

5.1.1.
Основным фактором, влияющим на надежность трубопровода, являются уровень
напряжений в металле его элементов, обусловленный:

а)
внутренним давлением;

б)
распределенной и сосредоточенной массовой нагрузкой, а также реакцией элементов
ОПС;

в)
усилиями самокомпенсации температурных расширений.

В
условиях, когда температура среды изменяется, в металле трубопровода возникает
неравномерное температурное поле по толщине стенки, периметру и длине трубы,
которое вызывает дополнительные нестационарные температурные напряжения. Эти
напряжения, наряду с напряжениями от механических и гидродинамических
воздействий определяют надежность трубопровода в нестационарных режимах
эксплуатации.

Факторы,
указанные в пунктах а) и б), при их сверхнормативном увеличении, а также значительные
по уровню гидродинамические воздействия, могут вызвать ускоренное повреждение
трубопроводов. Воздействие указанных факторов на заданном (проектном) уровне, а
также других воздействий на металл трубопровода растянуто во времени. Для
высокотемпературных трубопроводов оно обусловлено постепенным накоплением в
металле повреждений от влияния процессов ползучести и малоцикловой усталости, а
для низкотемпературных трубопроводов — усталостных явлений.

Наибольшее
влияние уровня действующих напряжений на металл происходит в зонах
конструктивных концентраторов напряжений в гибах, сварных соединениях,
тройниках, а также в узлах, где повышенное влияние отдельных факторов
обусловлено особенностями режима эксплуатации, конструктивными или
приобретенными в процессе эксплуатации особенностями этих узлов.

Большое
значение для трубопроводов, работающих в условиях ползучести, имеет поддержание
проектных параметров и, в особенности, температуры.

5.1.1.1.
Неравномерное температурное поле по толщине стенки трубы.

Наиболее
важной разновидностью температурных напряжений являются напряжения,
обусловленные разницей температур по толщине стенки трубы. Эти напряжения
определяются скоростью изменения температуры среды, интенсивностью теплообмена
и геометрическими характеристиками стенки трубы. Скорость изменения температуры
среды в процессе нестационарных режимов эксплуатации, как правило, поддается
воздействию со стороны обслуживающего персонала, и, поэтому, указанный вид
напряжений является управляемым.

5.1.1.2.
Неравномерное температурное поле по периметру трубы.

Неравномерное
температурное поле по периметру трубы вызывает коробление трубопровода.
Элементы ОПС оказывают сопротивление короблению, при этом наибольшим
препятствием становятся неподвижные и скользящие опоры, жесткие тяги, а также
элементы ОПС, у которых запас упругости пружин оказался недостаточным. В
результате силового взаимодействия нередко происходят необратимые искажения
осей прямолинейных участков трубопроводов, изменение уклонов, повреждения
сварных соединений и элементов ОПС, а также изменение нагрузок упругих
элементов ОПС.

Неравномерное
по периметру трубы температурное поле появляется, в частности, при прогреве
горизонтальных участков трубопроводов из холодного состояния до температуры
насыщения. Это происходит из-за неодинаковой толщины пленки конденсата по
высоте сечения горизонтальной трубы. Неравномерный прогрев трубы по периметру
возникает также при наличии в трубопроводе не удаленного конденсата, его
скопления в недренируемых зонах («мешках конденсата»), нерасчетных режимов
эксплуатации впрыскивающих пароохладителей и т.п.

Температурная
неравномерность по периметру сечения количественно оценивается как разница
температур «верх-низ» трубы. При прогреве трубопровода из холодного состояния
допускаемая температурная неравномерность по периметру горизонтальных участков
нормируется и не должна превышать 50 °С [21]. В других случаях, температурная неравномерность по
периметру сечения допускается только при наличии положительных результатов
специальных прочностных расчетов.

Появление
температурной неравномерности по периметру трубопроводов пара при температурах
выше температуры насыщения является, как правило, признаком:

—
использования пароохладителей в нерасчетных режимах;

—
неисправности пароохладителей;

—
недостатками дренирования.

Например,
появление температурной неравномерности в условиях высоких температур может
быть обусловлено избыточным расходом воды на впрыск при сравнительно малых
пропусках пара или попаданием в прогретый трубопровод пара конденсата из
тупикового участка.

При
отсутствии температурного контроля «верх-низ трубы» появление температурной
неравномерности по периметру трубы в нестационарном режиме может быть
обнаружено по изменению положения указателей температурных перемещений (обычно
она проявляется в резком отклонении траектории перемещения указателя от обычной
траектории, соединяющей положения начальной и конечной точек разметки).

Необратимые
последствия действия температурной неравномерности по периметру трубы могут
быть обнаружены по появлению повреждений в сварных соединениях, изменению
нагрузок упругих опор по сравнению с проектными значениями, смещению указателей
температурных перемещений относительно разметки на координатных пластинах,
отрыву опорных пластин в скользящих опорах и ряду других признаков.

5.1.1.3.
Скачкообразное изменение температуры стенки трубы — тепловой удар.

Режим
теплового удара является одномоментным процессом изменения температуры среды по
отношению к температуре стенки трубы. При контроле температуры металла
трубопровода поверхностными термопарами тепловой удар выглядит как
кратковременное изменение температуры со скоростью до 30 — 70 °С/мин, затем эта
скорость быстро снижается.

Предотвратить
повышение напряжений вследствие теплового удара можно лишь заблаговременно,
создавая соответствующие условия изменения температуры.

Наиболее
опасным видом теплового удара является скачкообразное снижение температуры при
попадании относительно холодной среды на разогретые стенки трубопровода,
находящегося под действием внутреннего давления. В этом случае окружные
напряжения от внутреннего давления и температурные напряжения теплового удара в
металле трубы на ее внутренней поверхности складываются, создавая на короткий
промежуток времени эффект местного повышения растягивающих напряжений в
поверхностном слое металла. Результатом воздействия охлаждающих тепловых ударов
обычно является сетка трещин на внутренней поверхности трубы.

При
прогреве трубопровода окружная компонента напряжений от нагревающего теплового
удара на внутренней поверхности трубы вычитается из напряжений от внутреннего
давления (они в этом случае имеют разные знаки), а на наружной поверхности —
складываются, однако на наружной поверхности трубы абсолютная величина
напряжений теплового удара примерно вдвое меньше, чем на внутренней
поверхности. Поэтому нагревающий тепловой удар на внутренней поверхности трубы
считается менее опасным. Тем не менее, абсолютная величина термических
напряжений при нагревающем тепловом ударе влияет на кинетику повреждаемости
металла от малоцикловой усталости.

Напряжения
теплового удара определяются:

—
начальной разницей температур стенки и среды (при фазовых превращениях — разницы
температуры стенки и температуры насыщения при текущем давлении в
трубопроводе);

—
толщиной стенки трубы и интенсивностью теплообмена.

Допустимость
скачков температуры среды по отношению к температуре стенки, вызванная
технологическими причинами, должна определяться специальными расчетами,
выполняемыми применительно к конкретным условиям.

В
общем случае следует избегать любых резких изменений температуры среды по
отношению к температуре стенки трубы.

5.1.1.4.
Гидроудары.

В
процессе пусков и остановов могут создаваться условия, при которых движущийся с
большой скоростью поток пара захватывает некоторое количество воды
(конденсата). Вода, движущаяся с потоком пара, оказывает ударное воздействие
(воспринимаемое на слух как резкий стук) в местах поворота потока, в частности,
на криволинейные участки трубопровода и его арматуру. Аналогичное воздействие
происходит при захвате потоком воды некоторого количества пара, воздуха или
парогазовой смеси в том случае, если он движется единым объемом.

Явление
гидроудара возникает также при резкой остановке движущегося потока воды
(например, при большой скорости закрытия запорных органов). В этом случае из-за
инерции потока происходит скачкообразное увеличение давления на запорный орган.

При
гидроударах силовые воздействия на элементы трубопровода могут в несколько раз
превосходить проектные нагрузки. Результатом может быть повреждение
трубопровода, а также его сход с опор. Кроме того, повторяющиеся через
небольшие промежутки времени гидроудары могут вызвать резонансные явления и
разрушение трубопровода.

Явления,
близкие к повторяющимся с большой частотой гидроударам, возникают при
транспортировке по трубопроводу двухфазной или вскипающей среды. Они также
обусловлены попеременными воздействиями на криволинейные участки трубопровода
водяных и паровых объемов. Оказываемое на трубопровод воздействие увеличивается
с увеличением неоднородности потока двухфазной среды. При значительной
неоднородности (например, при чередовании идущих один за другим паровых и
водяных объемов, занимающих все сечение трубы) это явление можно отнести к
гидроударам, при низкой неоднородности — к фактору, вызывающему вибрационную
нагрузку.

Гидроудары
в трубопроводах и близкие к ним явления весьма опасны, поэтому их следует
всячески избегать. Для этого трубопроводы пара следует тщательно дренировать,
не допускать скопления конденсата в тупиковых участках, не допускать смешения
потоков пара и воды, плавно открывать и закрывать запорную арматуру, применять
различные технические средства для повышения однородности двухфазных потоков
(например, устройства для закручивания потока или его гомогенизации).

5.1.1.5.
Вибрационная нагрузка.

Вибрационная
нагрузка характеризуется периодическими взаимными перемещениями частей
трубопровода, которые выглядят как раскачивание или тряска. Она может быть
обусловлена такими факторами, как, повышенная гибкость трубопровода в условиях
значительных скоростей потока среды, акустическими колебаниями в тупиковых
участках, движением двухфазной среды, нестабильностью потока, связанной с
работой регуляторов давления или расхода, вибрации присоединенного оборудования
и т.п. При значительной амплитуде колебаний (например, когда возбуждающие
вибрацию воздействия близки к собственным частотам трубопровода) вибрационная
нагрузка может привести к усталостным повреждениям элементов трубопровода, а
также повреждению (перетиранию) подвижных сочленений элементов ОПС.

5.1.2.
Действующие напряжения в трубопроводе относительно близки к расчетным значениям
напряжений в его холодном и рабочем состояниях.

Существенные
отклонения напряжений, действующих в холодном и рабочем состояниях, могут иметь
место в следующих случаях:

—
при неудовлетворительном качестве тепловой изоляции (поскольку это вызывает
нерасчетную разницу температур по толщине стенки в рабочем состоянии и, как
следствие, — дополнительные температурные напряжения в металле);

—
при нагрузках элементов ОПС, отличающихся от расчетных значений (в этом случае
повышаются напряжения, обусловленные распределенной и сосредоточенной массой
трубопровода и реакцией элементов ОПС).

5.2. Совместные
нестационарные режимы оборудования и трубопроводов

5.2.1.
Нестационарные режимы изменения состояния трубопроводов являются составной
частью нестационарных режимов энергетического оборудования, к которому они подключены.
Основные принципы организации режимов их совместного прогрева и расхолаживания
состоит в том, чтобы:

—
соблюдать определенную последовательность технологических операций на
оборудовании, подключенном к трубопроводу, а также на самом трубопроводе;

—
обеспечивать скорость изменения параметров среды (а, следовательно, и
температуры металла трубопроводов) в процессе нестационарных режимов в
соответствии со специальными графиками и критериям;

—
соблюдать синхронность прогрева параллельных ниток трубопроводов.

Соблюдение
на практике указанных принципов позволяет обеспечить:

—
минимальные потери топлива на ведение нестационарных режимов;

—
соблюдение условий прочности и долговечности оборудования и трубопроводов.

5.2.2.
Последовательность, основные критерии выполнения технологических операций и
графики изменения параметров для элементов энергетического оборудования в
нестационарных режимах определяется заводами-изготовителями и содержится в
инструкциях по их эксплуатации. Кроме того, эти показатели уточняются в
процессе наладочных испытаний головных образцов оборудования или других
специальных испытаний.

5.2.3.
При проектировании на основе результатов многовариантных расчетов, выполняемых
в соответствии с [21],
определяются графики допустимых скоростей изменения температуры металла
трубопроводов при различных значениях параметров и при различных ситуациях,
которые могут возникнуть в процессе нестационарных режимов эксплуатации. В
дальнейшем эти графики согласуются с аналогичными графиками, разработанными
заводами-изготовителями оборудования.

5.2.4. Подавляющее большинство режимов, в которых пускается и
останавливается энергетическое оборудование, являются типовыми.

На разных
этапах типовых режимов элементами, определяющими скорость изменения температуры
металла, могут быть как наиболее толстостенные элементы котла (выходные
коллекторы котла), турбины, так и сами трубопроводы.

Для
типовых режимов разрабатываются типовые графики-задания, обеспечивающие
надежные и экономичные режимы изменения состояния оборудования в целом. В
процессе индивидуальных испытаний они уточняются применительно к особенностям
каждой конкретной единицы оборудования.

5.2.5.
В типовых графиках-заданиях указываются основные показатели, характеризующие
последовательность операций и изменение параметров в их зависимости от времени
и начальных условий. В частности, важнейшим показателем является начальная
температура металла наиболее толстостенных коллекторов котла или зон паровпуска
цилиндров турбины.

5.2.6.
Цель персонала ТЭС при осуществлении типовых режимов изменения состояния
оборудования состоит в том, чтобы обеспечить выполнение графиков-заданий с
минимальным отклонением параметров от рекомендуемых значений. Допускаемые
отклонения от графиков-заданий в соответствии с [21] составляют:

—
не более ±20 °С по температуре свежего и вторичного перегретого пара;

—
не более ±0,5 МПа по давлению свежего пара;

—
не более 15 °С разницы температур между параллельными нитками трубопроводов.

5.2.7.
Скорость изменения температуры пара может регулироваться пароохладителями в
пределах котла, а также пароохладителями, встроенными в сами трубопроводы. При
отсутствии встроенных пароохладителей ориентиром для определения скорости
изменения температуры металла являются графики изменения температуры
толстостенных элементов оборудования. При наличии в схеме встроенных
пароохладителей (т.е. при многоэтапном регулировании температуры пара), для
обеспечения допустимых скоростей прогрева металла обслуживающим персоналом
должны обеспечиваться как допустимые скорости изменения температуры
коллекторов, так и допустимые скорости изменения температуры трубопроводов за
встроенными пароохладителями.

5.2.8.
Для значений температур толстостенных элементов оборудования, не
предусмотренных в графиках-заданиях, пусковые операции производятся в
соответствии с графиком-заданием для ближайшего температурного состояния или
определяются специальными графиками-заданиями с учетом допустимых скоростей
прогрева каждого элемента технологической схемы в отдельности.

5.3. Допустимая скорость изменения
температуры металла трубопроводов

5.3.1.
Допустимая скорость изменения температуры металла трубопроводов определяется
геометрическими характеристиками сечения трубы (толщиной стенки, наружным или
внутренним диаметром), текущим значением температуры, металлом, из которого
изготовлен трубопровод и наихудшей возможной совокупностью других нагружающих
факторов. Ориентировочные расчетные графики допустимых скоростей прогрева для
трубопроводов и коллекторов различных типоразмеров приводятся на рис. 1 и рис. 2 [20].

Рис. 1. Допустимые скорости w_доп прогрева и расхолаживания паропроводов свежего пара

(1 — 194´36 мм; 2 — 245´45 мм; 3 — 219´32 мм; 4 — 219´52 мм; 5 — 325´60 мм; 6 — 275´62,5 мм).

Рис.
2. Допустимые скорости w_доп прогрева и
расхолаживания коллекторов котлов

(1 — 273´30 мм; 2 — 273´40 мм; 3 — 325´45 мм; 4 — 325´60 мм; 5 — 273´60 мм; 6 — 325´75 мм; 7 — 219´70 мм; 8 — 325´85 мм).

5.3.2.
Превышение скорости изменения температуры трубопроводов по сравнению с данными,
приведенными в типовых графиках-заданиях, может быть допущено только на
основании положительных результатов уточненных прочностных расчетов.

5.3.3.
При отсутствии данных по допустимым скоростям изменения температуры
трубопроводов их следует определять в соответствии с методикой [21], а при необходимости срочной
оценки — руководствоваться значениями, приведенными в таблице 2.

Таблица 2

Допустимые скорости прогрева и охлаждения элементов паропроводов

5.3.4. При назначении допустимой скорости изменения температуры элементов,
являющихся частями единого тракта транспортировки среды (например, выходного
коллектора конвективного пароперегревателя и присоединенного к нему
трубопровода пара), следует принимать меньшую из расчетных величин.

6. Нестационарные режимы
эксплуатации трубопроводов

Различаются
следующие типовые режимы изменения состояния технологического оборудования ТЭС:

— прогрев из холодного состояния;

— прогрев из неостывшего состояния;

— прогрев из горячего состояния;

—
останов оборудования в резерв;

— останов
в ремонт;

—
аварийный останов.

Перечисленные
режимы прогрева, как правило, идентифицируются начальной температурой
толстостенных элементов турбины или котла (см. п. 5.2.4.). Для трубопроводов нестационарные режимы в
приведенной классификации не являются показательными поскольку:

—
большинство операций и проверок, выполняемых в рамках указанных режимов на
основном технологическом оборудовании, практически не затрагивают трубопроводы;

—
многие технологические операции, выполняемые на трубопроводах в упомянутых выше
режимах, практически не отличаются друг от друга;

—
имеется ряд индивидуальных операций, характерных только для трубопроводов,
особенности которых требуют отдельного рассмотрения.

Нестационарные
режимы толстостенных трубопроводов питательной воды, попадающих в область
действия настоящего ТР, как правило, не требуют проведения каких-либо особых
операций для обеспечения допустимой скорости изменения температуры металла.
Изменение температуры металла этих трубопроводов обычно определяется степенью
открытия регулирующей арматуры трубопроводов, подающих пар в ПВД в соответствии
с графиком-заданием изменения состояния оборудования в целом. Кроме того, из-за
относительно невысокой температуры горячей воды и высокого уровня допускаемых
напряжений скорость прогрева металла трубопроводов может быть достаточно
велика, что позволяет ее выдерживать без каких-либо специальных условий в
рамках соблюдения общего графика-задания ведения нестационарного режима.

Некоторое
исключение составляют режимы, относящиеся к обогреваемым толстостенным
коллекторам ПВД, в которых при определенных обстоятельствах, связанных со
схемными переключениями могут возникать процессы, близкие к тепловым ударам.
Однако, во-первых, эти режимы на самих трубопроводах питательной воды
отражаются слабо из-за большой инерционности происходящих процессов. Во-вторых,
возникновение этих режимов не является объективным и связано с культурой
эксплуатации оборудования.

В
дальнейшем будут рассмотрены особенности ряда режимов, характерных только для
трубопроводов пара. В частности:

—
прогрев трубопровода до температуры насыщения;

—
прогрев от температуры насыщения до рабочей температуры;

—
прогрев от температуры выше температуры насыщения до рабочей температуры;

—
останов оборудования без расхолаживания трубопроводов;

—
останов оборудования с расхолаживанием трубопроводов (включая аварийный
останов);

—
особенности останова трубопроводов в ремонт.

6.1. Общие положения

6.1.1.
Операции по изменению теплового состояния оборудования и трубопроводов должны
проводиться в соответствии с утвержденными графиками, инструкциями, а в
отдельных случаях, — по специальным программам. Выполняемые операции должны
фиксироваться в оперативном журнале.

6.1.2.
Все отклонения от графиков-заданий нестационарных режимов (за исключением
аварийных ситуаций) должны быть заранее утверждены техническим руководителем
ГЭС.

6.1.3
Разрешение на проведение операций по изменению состояния трубопровода должен
давать технический руководитель цеха или его заместитель. Если трубопровод
находился в ремонте, то указанное разрешение может быть дано только после
записи ответственного руководителя работ по наряду об окончании ремонта
трубопровода и его готовности к пусковым операциям.

6.1.4.
Операции по изменению состояния трубопровода и оборудования, подключенного к
нему, как правило, должны производить не менее двух человек. При этом первый из
них должен выполнять технологические операции, а второй — контролировать
правильность их выполнения.

6.1.5.
Анализ качества ведения нестационарных режимов оборудования, и трубопроводов в
частности, должен проводиться постоянно действующей комиссией, назначаемой
приказом руководителя организации — владельца оборудования. В комиссии
назначаются председатель (главный инженер или его заместитель), лицо, его
заменяющее и определяются конкретные обязанности отдельных членов комиссии.

Анализ
должен проводиться на основании материалов и в соответствии с критериями,
изложенными в [20]. Цель
проведения анализа состоит в определении качества управления переходными
процессами, в том числе, происходящими в трубопроводах. Во всех случаях
нарушения последовательности выполнения операций, отклонении параметров от допустимых
значений, нарушения заданных критериев, а для трубопроводов, в частности, —
превышения допустимых скоростей изменения температуры или разности температур,
должны быть выявлены причины отклонений и приняты меры по их предотвращению.

6.2. Схемы прогрева и
расхолаживания трубопроводов и требования, предъявляемые к ним

Ряд
типовых схем прогрева и расхолаживания оборудования и трубопроводов приводятся
в [22 — 26].

6.2.1.
Для прогрева трубопровода до заданной температуры требуется:

—
регулируемый по температуре и (или) расходу источник пара;

—
линия для подачи пара в трубопровод;

—
линии для эвакуации среды (пара или его конденсата) из трубопровода; их использование
должно определяться текущими параметрами, среды, а также схемой ее утилизации;

—
устройства, к которым подключаются линии эвакуации среды из прогреваемого
трубопровода.

6.2.2.
Источниками греющей среды обычно являются котлы, установленные на ТЭС,
трубопроводы, которые находятся в эксплуатации, а также специальные
вспомогательные коллекторы.

К
источнику пара при прогреве неостывших (горячих) трубопроводов предъявляется
дополнительное требование: начальная температура пара должна быть больше или
равна температуре наиболее толстостенных элементов оборудования, к которым
подключен трубопровод, или температуре наиболее толстостенных элементов самого
трубопровода.

6.2.3.
Подача пара в трубопровод осуществляется:

—
непосредственно из котла или из отбора турбины без промежуточной арматуры:

—
через байпасы арматуры;

—
через специальные вспомогательные линии.

6.2.4.
Удаление конденсата из трубопровода пара, как правило, производится через
дренажные линии в сборные коллекторы и далее — в емкости-расширители.

6.2.5.
После завершения интенсивной конденсации греющего пара на стенках трубопровода
его прогрев может продолжаться путем:

—
пропуска пара через дренажные линии (последние исполняют роль нескольких
продувочных линий);

—
пропуска пара через одну продувочную линию (с закрытием остальных дренажных
линий);

—
совместного использования дренажных линий и РОУ.

6.2.6.
Особенностью схемы прогрева главных трубопроводов блочных энергоустановок
является одновременность и согласованность операций на котле, трубопроводах и
турбине. При этом после достижения заданных значений параметров пара
производится толчок турбины, и дальнейший прогрев главного паропровода, турбины
и трубопроводов тракта вторичного перегрева пара производится синхронно одним
потоком пара с нарастающим давлением и температурой.

6.2.7.
На ТЭС с поперечными связями схемы прогрева зависят от назначения трубопровода
и рабочей схемы его включения. Прогрев обычно производится по участкам: от
котла до переключающей магистрали, от переключающей магистрали до ГПЗ турбины,
и от ГПЗ турбины до СК. Отдельно прогреваются участки переключающей магистрали.
Возможен совместный прогрев главных трубопроводов котла и турбины.

6.2.8.
Расхолаживание (охлаждение) трубопроводов производится:

—
естественным путем через тепловую изоляцию с открытием воздушников и дренажных
линий (медленное охлаждение);

—
принудительно (если это предусмотрено технологической схемой), путем пропуска
охлаждающей среды с температурой, меньшей, чем температура стенки трубопровода.

6.2.9.
В режимах аварийного останова оборудования блочных ТЭС эвакуация пара из котла
через трубопроводы осуществляться через БРОУ высокой пропускной способности. На
ТЭС с параллельными связями эвакуация пара из котла производится через линии
продувки конвективного пароперегревателя.

6.2.10.
Прогрев вспомогательных трубопроводов (дренажных, продувочных, сбросных), не
имеющих средств контроля температурного состояния, регулируется степенью
открытия арматуры. В этом случае последовательность выполнения операций и
скорость открытия арматуры должна определяться местными инструкциями по
эксплуатации.

6.2.11.
Скорость охлаждения оборудования, подключенного к трубопроводам обычно не
одинакова: быстрее остывают котлы, медленнее — паропроводы, и еще медленнее —
наиболее толстостенные части турбины. Эта закономерность является следствием
различий в металлоемкости и в условиях отвода тепла от этих элементов. Разные
скорости охлаждения трубопроводов пара и котла для барабанных и прямоточных
котлов в ряде случаев требует дополнительных операций дренирования
промежуточных коллекторов котла для предотвращения захолаживания образующимся
конденсатом выходных коллекторов и трубопроводов пара.

6.3. Предпусковые проверки и операции

6.3.1.
Предпусковые проверки и подготовительные операции должны проводиться в
соответствии со специальным графиком.

6.3.2. До полного или частичного наложения тепловой изоляции после
монтажа трубопровода, а также после проведения ВТО проверяются:

а)
качество выполненных монтажных и сварочных работ;

б)
соответствие маркировки всех элементов, составляющих трубопровод, арматуры и
элементов ОПС требованиям проекта;

в)
соответствие проекту геометрических размеров участков, привязки элементов ОПС и
индикаторов температурных перемещений;

г) значения
уклонов горизонтальных участков трасс и их соответствие проектным значениям;

д)
наличие, соответствие проекту и исполнение дренажных линий, воздушников,
импульсных линий; отсутствие возможности для их защемлений;

е)
отсутствие монтажных или временных соединений между поверхностями скользящих
опор;

ж)
правильность сборки элементов ОПС и их работоспособность при переходе
трубопровода из монтажного в холодное и рабочее состояния;

з)
соответствие установочных характеристик упругих элементов ОПС проектным или
расчетным данным;

и)
прочность закрепления элементов ОПС, качество приварки ушек, проушин и других
деталей ОПС, отсутствие зазоров и слабины в хомутах и тягах;

к)
достаточность диапазона перемещений в подвижных частях упругих опор;

л) выполнение
монтажных перемещений элементов ОПС, упреждающих их смещение под действием
температурных расширений трубопровода;

м)
массовые погонные характеристики тепловой изоляции и их соответствие проектным
(расчетным) значениям.

6.3.3.
До полного или частичного наложения тепловой изоляции после ремонта
трубопровода, связанного с вырезкой и переваркой участков, заменой арматуры или
реконструкцией ОПС проверяются качество выполненного ремонта, целостность
трубопровода и его ответвлений, а также пункты: г), е), ж), з), и), к), м) п.п.
6.3.2.

6.3.4.
Перед заменой тепловой изоляции трубопровода, проверяются пункты з), к) раздела
6.3.2, проверяются фактические
уклоны горизонтальных участков трубопровода в холодном состоянии (после монтажа
трубопроводов или после ВТО). При необходимости принимаются меры для приведения
уклонов горизонтальных участков трубопровода к проектным (расчетным) значениям
по методике, изложенной в [14].

После
проведения замены тепловой изоляции проверяется качество выполненных работ.

6.3.5.
По окончании ремонта после наложения тепловой изоляции и удаления блокирующих
приспособлений с упругих элементов ОПС осуществляются:

—
проверка исправности восстановленной тепловой изоляции;

—
регулировка нагрузки упругих элементов ОПС по проектными (расчетным) данными
(если это предусмотрено планом проведения работ);

—
проверка соответствия нагрузок упругих элементов ОПС проектным (расчетным)
данным и, при необходимости, их дополнительная регулировка;

—
демонтаж лесов и временных металлоконструкций;

—
проверка отсутствия в непосредственной близости от трубопровода опасных в
пожарном отношении предметов;

—
проверка наличия нормативных зазоров между трубопроводом, элементами его ОПС,
арматурой, дренажными линиями, воздушниками с одной стороны (с учетом будущих
температурных перемещений трубопровода) и строительными конструкциями,
площадками обслуживания, соседним оборудованием и трубопроводами, — с другой.

6.3.6.
После работ, связанных с монтажом трубопровода в соответствии с указаниями
проекта должна выполняться его продувка в атмосферу. Продувка трубопровода
должна также выполняться после проведения ВТО способами, при которых на
внутренней поверхности трубопровода остается окалина.

6.3.6.1.
Продувка трубопровода должна осуществляться по специальной программе,
утвержденной руководителем монтажной, ремонтной или пусконаладочной организации
и согласованной с техническим руководителем ТЭС.

6.3.6.2.
При выполнении продувки трубопровода в нем должны быть обеспечены скорости
пара, не меньшие рабочих значений. Продувка должна осуществляться при рабочем
давлению, но не более 4 МПа.

6.3.6.3.
Временный трубопровод, предназначенный для проведения продувки, в местах
обслуживания должен быть покрыт тепловой изоляцией. Опора для концевой части
продувочного трубопровода (за пределами здания ТЭС), должна быть надежно
закреплена. Территория в месте выхода выхлопной трубы продувочного трубопровода
должна быть огорожена, а по ее границам выставлены наблюдающие. Место выхлопа в
атмосферу должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы в опасной зоне не было
персонала, механизмов и оборудования. Леса и подмостья около продуваемого
трубопроводов пара должны быть разобраны. При проведении продувки следует
соблюдать правила противопожарной безопасности.

6.3.6.4.
Продолжительность продувки (при отсутствии специальных указаний в проекте)
должна составлять не менее 10 мин.

6.3.6.5.
На время продувки с трубопровода демонтируются диафрагмы, приборы, регулирующая
и предохранительная арматура и вместо них устанавливаются временные вставки.

6.3.6.6.
Во время продувки трубопровода арматура, установленная на спускных линиях и
тупиковых участках, должна быть полностью открыта, а после окончания продувки
тщательно осмотрена и очищена.

6.3.6.7.
При появлении признаков гидроударов подача пара в продуваемый трубопровод
должна быть немедленно прекращена и возобновлена лишь после его тщательного
дренирования.

6.3.6.8.
По завершению операций продувки производится окончательная сборка трассы
трубопровода и его ОПС.

6.3.7.
Выполняется проверка соответствия положения индикаторов температурных
перемещений разметке холодного состояния на координатных пластинах. Если состояние
рассматриваемого трубопровода (для ТЭС с блочной структурой) и связанных с ним
трубопроводов (для ТЭС с поперечными связями) отвечает условиям расчета
проектных контрольных значений перемещений, а разметка координатных пластин не
соответствует положениям указателей или отсутствует, то она осуществляется
заново.

6.3.8.
После завершения монтажа трубопровода, его сборки после ВТО, капитального или
среднего ремонтов, остановки в резерв, продолжительностью более 10 суток, а
также после ремонтов, связанных с вырезкой и переваркой участков трубопровода,
заменой арматуры, наладкой опор и подвесок, заменой тепловой изоляции, по
завершению всех перечисленных выше работ, проверяется:

—
готовность к работе арматуры трубопровода: присоединение электропитания к электродвигателям,
отсутствие хомутов, цепей, замков на штурвалах и приводах, надежность крепления
приводов, полнота сборки узлов арматуры, отсутствие слабины затяжки гаек на
прижимных болтах грундбукс и периферийных сальников, легкость хода подвижных частей
арматуры, соответствие показаний крайних положений запорной арматуры
(«открыто-закрыто») на щитах управления ее фактическому положению;

—
состояние дренажных линий, воздушников и их арматуры, отсутствие в них
препятствий для удаления конденсата и воздуха;

—
целостности импульсных линий;

—
готовность к работе КИП, автоматики, защит, сигнализации, дистанционного
управления;

—
исправность лестниц и площадок обслуживания арматуры.

6.3.9.
После нахождения в резерве от 3 до 10 суток, или останова с целью ремонта
сварных соединений трубопровода, а также замены элементов системы крепления,
перед началом проведения пусковых операций проверяется качество выполненных
ремонтных работ, состояние тепловой изоляции, указателей температурных
перемещений и элементов ОПС.

6.3.10.
После остановки в резерв на срок менее 3 суток без проведения ремонта, перед
включением трубопровода в эксплуатацию проверяется состояние элементов ОПС.

6.3.11.
Выполняется проверка устранения дефектов и замечаний по работе трубопроводов,
отмеченных ранее в ремонтном журнале и журнале дефектов. Результаты проверок
заносятся в оперативный журнал. При выявлении в процессе осмотра защемлений,
разрушенных или поврежденных элементов ОПС, принимаются меры по устранению
выявленных дефектов до начала проведения пусковых операций.

6.3.12.
Завершаются работы, незаконченность которых, или их выполнение в процессе
операций по прогреву трубопровода и оборудования, может стать источником
опасности для обслуживающего и ремонтного персонала, а также самого оборудования.
В частности:

—
регулировка нагрузки элементов ОПС;

—
гидроиспытания трубопроводов или их ответвлений;

—
удаление заглушек;

—
ремонт основной и вспомогательной арматуры, предохранительных клапанов,
пуско-сбросных устройств;

— ремонт
вспомогательных трубопроводов, подключенных к основным магистралям, включая
дренажные линии, воздушники, линии КИП и автоматики, а также линии отборов
проб;

—
ремонт и опробование систем защит, сигнализации, средств измерений;

—
опробование арматуры и приводов.

6.3.13.
Перед пуском в эксплуатацию защищаемого оборудования (трубопроводов) после
капитального или среднего ремонта, а также после проведения ремонта в цепях
технологических защит проверяется исправность и готовность защит к включению.
Проверка защит проводится путем опробования на сигнал каждой защиты и действия
защит на все исполнительные устройства.

Перед
пуском защищаемого оборудования после его простоя более 3 суток проверяется
действие защит на все исполнительные устройства, а также операции включения
резерва технологического оборудования. Опробование должно производиться
персоналом соответствующего технологического цеха и персоналом, обслуживающим
технические средства.

6.3.14.
Опробование защит с воздействием на оборудование (в том числе — арматуру
трубопроводов) производится после окончания всех работ на оборудовании,
участвующем в работе защит.

6.3.15.
После проведения всех видов ремонтных работ ремонтная организация должна
подготовить и сдать соответствующему подразделению ТЭС ремонтную документацию
(схемы, формуляры, сварочную документацию, протоколы металлографических
исследований, акты выполнения скрытых работ, акты приемки после ремонта и
т.д.).

6.4. Прогрев трубопровода
до температуры насыщения

Прогрев
главных трубопроводов пара блочных ТЭС и ТЭС с поперечными связями, как
правило, осуществляется подачей в него перегретого пара. Если начальная
температура стенки трубы ниже температуры насыщения, то на ней происходит
конденсация пара. В начале процесса прогрева весь поступающий пар конденсируется
на входе в трубопровод. Затем, по мере повышения температуры стенки, зона
конденсации постепенно смещается по трубопроводу, уступая место более горячему
пару. Время прохождения зоны конденсации по трубопроводу зависит от его длины.
Интенсивное образование конденсата происходит в течение продолжительного
времени — до нескольких десятков минут.

Напряжения
начального теплового удара в трубопроводе определяются разницей температур
стенки трубы и температуры насыщения при текущем давлении в трубопроводе.
Поэтому чем ниже начальное давление пара, поступающего в трубопровод, тем
меньше эта разница и в стенке трубопровода возникают меньшие начальные
напряжения.

6.4.1.
Перед началом проведения операций начальник смены обязан прекратить ремонтные
работы и удалить ремонтный персонал от оборудования, расположенного в
непосредственной близости от прогреваемого трубопровода, проверить
завершенность всех работ, проводимых на трубопроводе и его ответвлениях (см.
п.п. 6.3), а также убедиться в
отсутствии у трубопровода персонала, не участвующего в операциях.

6.4.2.
После получения указания о начале операций по прогреву трубопровода от
начальника смены, обслуживающий персонал обязан:

— открыть
все дренажные линии, а также воздушники;

—
если требуется заполнить трубопровод водой, — начать заполнение с одновременным
удалением воздуха через воздушники; после появления воды из воздушников закрыть
их арматуру;

—
по завершению операции начального дренирования трубопровода следует убедиться в
том, что над сливными воронками ревизий отсутствует струя воды.

6.4.3. Подача пара для прогрева главного трубопровода энергоблока
осуществляется от встроенного сепаратора через дроссельный клапан.

При
прогреве участка от котла до переключающей магистрали или от котла до турбины
трубопроводов пара ТЭС с поперечными связями пар может подаваться
непосредственно из котла.

При
прогреве переключающей магистрали, а также трубопровода пара от переключающей
магистрали к турбине ТЭС с поперечными связями пар подается через байпас
регулирующей арматуры, разделяющей прогретые или холодные трубопроводы.

Подача
пара на прогрев трубопроводов вторичного перегрева пара энергоблоков
осуществляется либо из РОУ или специального расширителя (начальный прогрев до
толчка турбины), либо из самой турбины (после ее толчка).

Расход
пара на прогрев трубопроводов блочных энергоустановок определяется степенью
дросселирования в регулирующей арматуре растопочного сепаратора, а для
трубопроводов ТЭС с поперечными связями — текущей производительностью котла или
степенью дросселирования в регулирующей арматуре байпасов.

6.4.4.
При подаче пара на прогрев через байпас запорной арматуры следует полностью
открыть запорный вентиль, а затем медленно и осторожно приоткрыть регулирующий
вентиль.

6.4.5.
При дренировании трубопровода следует убедиться в работоспособности дренажных
линий. Это осуществляется путем контроля выхода конденсата через ревизии.

6.4.6.
При засорении дренажной линии его следует продуть быстрым закрытием и открытием
вентиля. Если устранить таким способом засорение оказывается невозможно,
следует прекратить операции прогрева и отключить трубопровод для ремонта
дренажного трубопровода.

6.4.7.
Прогрев основных и вспомогательных трубопроводов в условиях конденсации может
сопровождаться их короблением с образованием контруклонов, а также
гидроударами. Поэтому прогрев металла до температуры, равной температуре
насыщения при рабочем давлении является наиболее ответственным этапом пусковых
операций, в котором необходимо тщательно соблюдать требования графика-задания.

6.4.8.
При возникновении гидроударов следует прекратить прогрев и возобновить его
после осмотра трубопровода, проверки дренажной системы и тщательного
дренирования.

6.4.9.
При наличии данных температурного контроля о том, что трубопровод пара начал
прогреваться по всей длине и появления пара из воздушников следует закрыть
арматуру воздушников.

6.5. Прогрев трубопровода
от температуры насыщения до рабочей температуры

6.5.1.
После достижения температуры насыщения, соответствующей текущему давлению
(признак — появление из ревизий «сухого» пара) технология дальнейшего прогрева
до рабочих параметров зависит от принятой схемы прогрева:

—
если все дренажные линии продолжают работать в режиме продувки, то прогрев
через них осуществляется до полных параметров пара;

—
если предполагается отключение части дренажных линий, то оно выполняется только
после появления остаточного перегрева пара;

—
возможен комбинированный прогрев до рабочих параметров через продувочные
(дренажные) линии и РОУ.

6.5.2.
При прогреве трубопроводов пара к турбине параллельно с прогревом главного
трубопровода может осуществляться прогрев участка от главной паровой задвижки
(через байпас) до стопорного клапана и пароперепускных труб турбины.

6.5.3.
Для энергоблоков после завершения дренирования главного трубопровода пара
открывается главная паровая задвижка и осуществляется толчок турбины, за
которым следует начало (или продолжение — см. п.п. 6.4.3) прогрева тракта вторичного перегрева пара.

6.5.4.
Подключение котла к переключающей магистрали на ТЭС с поперечными связями
должно производиться при давлении, незначительно превышающем давление в
переключающей магистрали (чтобы избежать «запирания» котла). Значение этого
превышения должно быть указано в местной инструкции по эксплуатации котла.

Для
других главных трубопроводов ГЭС с поперечными связями после завершения подъема
давления должна быть постепенно открыта арматура, связывающая прогреваемый
участок с основным оборудованием. Далее должны быть отключены вспомогательные
трубопроводы.

6.5.5.
Включение непрогретого трубопровода или отдельных его участков запрещается.

6.5.6.
В процессе прогрева трубопроводов обслуживающий персонал должен осуществлять
визуальный контроль исправности опор, подвесок и температурных перемещений
трубопровода.

6.5.7.
По завершению операций прогрева должна выполняется проверка соответствия
положения указателей температурных перемещений контрольной разметке на
координатных пластинах (если для текущего состояния трубопроводной системы эта
разметка выполнена — см. п.п. 4.6.9
и 4.6.10). При обнаружении
расхождения следует проверить элементы ОПС и трубопроводную систему на
возможность защемлений. Результаты визуального контроля и обнаруженные дефекты
должны быть занесены в оперативный журнал и/или журнал дефектов.

6.6. Прогрев трубопровода
из неостывшего (горячего) состояния

6.6.1.
После получения указания о начале операций по прогреву трубопровода от
начальника смены, обслуживающий персонал обязан открыть все дренажные линии и
воздушники.

6.6.2.
Начальная температура пара, подаваемого в трубопровод через регулирующую
арматуру должна быть не ниже начальной температуры трубопровода.

6.6.3.
На ТЭС с поперечными связями при необходимости прогрева неостывшего
трубопровода пара котла при относительно низкой температуре выходного
коллектора котла необходимо предварительно выровнять температуру метала
трубопровода и выходного коллектора котла.

6.6.4.
Для главного трубопровода энергоблока, трубопровода пара к турбине, а также
участка переключающей магистрали на ТЭС с поперечными связями, технология прогрева
из неостывшего (горячего) состояния аналогична технологии прогрева из холодного
состояния. Отличие состоит лишь в значениях допустимых начальных скоростей
прогрева.

6.7. Останов оборудования
без расхолаживания трубопроводов

6.7.1. До проведения операций останова необходимо:

—
убедиться в исправном состоянии отключающей арматуры, а также дренажей и
воздушников;

—
убедиться в исправном состоянии приборов температурного контроля и давления.

6.7.2.
Останову должны предшествовать операции по разгрузке технологического
оборудования. После останова производится сброс избыточного пара через РОУ и
(или) через специальные линии в паровое пространство конденсатора турбины. В
процессе проведения этих операций должна выдерживаться последовательность
действий и выполнение критериев, определенных в соответствующих
графиках-заданиях, а также — заданные скорости снижения параметров.

6.7.3. Если в трубопроводе установлены впрыскивающие
пароохладители, необходимо исключить вероятность попадания воды из них на
прогретые стенки трубопровода. Для этого должно быть запрещено их использование
при расходах пара, не обеспечивающих надежной работы впрыскивающего устройства.

6.7.4.
После останова энергоблока и снижения давления в паровом тракте котла до 2 —
2,5 МПа рекомендуется обратным ходом пара прочистить впрыскивающие устройства
пароохладителей.

6.7.5.
После отключения оборудования необходимо максимально замедлить темп остывания
трубопроводов, чтобы избежать потери топлива на их последующий прогрев. Для
этого необходимо обеспечить плотность закрытия основной отключающей арматуры и
арматуры вспомогательных трубопроводов.

6.7.6.
При останове котлов из-за интенсивного остывания поверхностей нагрева в них
может образовываться конденсат. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах
с полнопроходным сепаратором должны быть реализованы дополнительные операции,
исключающие возможность попадания конденсата из пароперегревательных
поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы и главные трубопроводы
пара.

6.8. Останов оборудования
с расхолаживанием трубопроводов

6.8.1.
Начальные операции останова с расхолаживанием трубопроводов аналогичны
операциям, изложенным в п.п. 6.7.1
— 6.7.3.

6.8.2.
В режиме останова, как указано выше, знаки окружных температурных напряжений и
напряжений от внутреннего давления совпадают. Поэтому выполнение требований
графиков-заданий по допустимым скоростям охлаждения металла для этого режима
особенно важно. Наиболее опасным с точки зрения величины развивающихся
температурных напряжений является режим аварийного отключения трубопровода.

6.8.3. Для отключения трубопровода, который может быть отделен от
работающих трубопроводов запорной арматурой, необходимо:

—
перед открытием арматуры воздушников или дренажей убедиться в ее исправном
состоянии: привод арматуры должен быть надежно закреплен на корпусе, надежно
закреплена сальниковая грундбукса, ее крепящие болты затянуты, а маховик
привода надежно укреплен на штоке;

—
закрыть арматуру и ее байпасные линии, связывающие трубопровод с работающим
оборудованием и другими трубопроводами;

—
убедиться в плотности закрытия отключающей арматуры, для этого приоткрыть
воздушник, снизить давление в дренируемом пространстве на 2 ¸ 3 кгс/см²,
затем закрыть воздушник и убедиться, что давление не повышается;

—
открыть дренажные линии, при этом открытие арматуры дренажей производить не
допуская запаривание помещения, а также попадания пара или воды на персонал и
расположенное рядом оборудование;

—
открыть воздушники;

—
убедиться в отсутствии избыточного давления в отключенном трубопроводе, для
этого медленно закрыть, а затем открыть сливную дренажную арматуру; при этом
воздушники должны быть полностью открыты, и через них в дренируемое
пространство должен свободно, без свиста поступать наружный воздух;

— в
случае, если давление в дренируемом пространстве не снижается при полностью
открытых воздушниках, а при их закрытии оно повышается, следует прекратить слив
конденсата и обеспаривание и убедиться в плотном закрытии всей отключающей
арматуры и ее байпасов, после чего вновь выполнить операции по открытию
арматуры воздушников и дренажей;

—
если установлено, что отключающая арматура или ее байпасы не обеспечивают
достаточной плотности, персонал, производящий отключение трубопровода, должен
сообщить об этом начальнику смены цеха и не производить дальнейших действий до
осуществления дополнительных операций по надежному отключению трубопровода.

6.8.4.
Через некоторый промежуток времени после закрытия запорных органов арматуры
(обычно, спустя 15 ч 20 минут), вследствие остывания штока, сила прижатия
рабочих поверхностей арматуры снижается, поэтому должно быть организовано ее
дополнительное уплотнение (поджатие).

6.8.5.
При планировании длительных простоев оборудования должны быть приняты меры для
консервации трубопроводов (см. разд. 1).

6.8.6. После остывания должен быть проведен внешний осмотр трубопровода,
элементов ОПС, выполнена проверка соответствия положения указателей
температурных перемещений контрольной разметке на координатных пластинах (если
для текущего состояния трубопроводной системы эта разметка выполнена — см. п.п.
4.6.9 и 4.6.10). При
обнаружении расхождения следует проверить элементы ОПС и трубопроводную систему
на возможность защемлений. Результаты визуального контроля и обнаруженные
дефекты должны быть занесены в оперативный журнал и/или журнал дефектов.

6.8.7.
Если трубопровод был отключен аварийно, то при обнаружении смещения по
вертикали положения индикаторов температурных перемещений в дополнение к
работам, выполняемым в соответствии с п.п. 6.8.6 должны быть выполнены измерения уклонов
горизонтальных участков трубопроводов. При обнаружении недопустимых отклонений
от проектных значений должны быть приняты меры по исправлению значений уклонов
и регулировке нагрузки упругих элементов ОПС.

6.9. Особенности останова
трубопроводов в ремонт

6.9.1.
При выводе в ремонт трубопровод, связанный с работающим оборудованием, как
правило, должен отключаться двумя последовательно установленными запорными
органами. В этом случае, к перечню операций, изложенных в п.п. 6.8.3, необходимо добавить следующие
операции:

—
запереть управляющие органы байпасов, а также дренажных линий со стороны
работающих трубопроводов или оборудования на цепи с замками;

—
открыть в атмосферу дренажную линию, между двумя задвижками, отключающими
трубопровод от работающего оборудования;

—
запереть приводы отключающей арматуры на цепи с замками;

—
снять напряжение с электродвигателей привода арматуры;

—
повесить на отключенную арматуру плакаты: «НЕ ОТКРЫВАТЬ — РАБОТАЮТ ЛЮДИ!», а на
открытую арматуру — «НЕ ЗАКРЫВАТЬ — РАБОТАЮТ ЛЮДИ», а на место производства
работ плакаты — «РАБОТАТЬ ЗДЕСЬ»;

—
открыть воздушники в верхних участках трубопровода для постоянной вентиляции
трубопровода.

6.9.2.
В отдельных случаях, когда нельзя отключить для ремонта трубопровод двумя
последовательными задвижками, допускается с разрешения главного инженера
(технического руководителя) предприятия отключать ремонтируемый участок одной
задвижкой. При этом не должно быть парения (утечки) через открытый на время
ремонта на отключенном участке дренаж в атмосферу. Разрешение фиксируется его
подписью на полях наряда-допуска.

6.9.3.
При неплотности отключающей арматуры, ремонтируемый участок трубопровода должен
быть отделен от работающего участка заглушкой.

6.9.4.
Если трубопровод расхолаживается с целью проведения ВТО, то дополнительно
должны быть выполнены следующие мероприятия [30]:

— в
холодном состоянии трубопровода его упругие элементы ОПС должны быть поставлены
на фиксаторы;

—
демонтирована тепловая изоляция;

—
выполнена инструментальная проверка прямолинейности участков трубопровода и
состояния системы уклонов;

—
по результатам проверки составлен акт о состоянии трубопроводной системы перед
проведением ВТО.

7. Периодический контроль
трубопроводов в процессе эксплуатации

7.1. Осмотры, проверки,
испытания

7.1.1.
Целями контроля трубопроводов в процессе эксплуатации является выявление и
предупреждение повреждений, а также обеспечение работоспособности ответственных
элементов трубопровода.

Повреждения
трубопровода могут быть вызваны следующими причинами:

—
ошибками проектирования или монтажа;

— технологическими
дефектами в металле элементов трубопроводов, возникшими при их изготовлении;

—
износом деталей арматуры;

—
недопустимой скоростью ползучести металла труб вследствие превышения рабочей
температуры металла или несоответствия фактической и проектной марок стали, из
которой изготовлены отдельные элементы трубопровода;

воздействием
повышенных напряжений связанных с образованием защемлений, повреждениями
элементов ОПС (пружин, тяг, хомутов и т.п.);

— воздействием
температурных напряжений, возникших вследствие нарушения скоростей изменения
температуры в переходных режимах;

—
гидроударами и вибрацией;

—
различными нарушениями в технологии изготовления сварных соединений, а также
охрупчиванием металла в процессе его длительной эксплуатации;

—
нарушением технологии проведения гидроопрессовок.

7.1.2.
Наблюдение за трубопроводами и контроль их элементов должен осуществлять
персонал смен в соответствии с должностными инструкциями, а также лица,
ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

7.1.3.
Ежесменный контроль трубопроводов и их элементов, как работающих, так и
находящихся в резерве и на консервации, должен осуществляться не реже одного
раза в смену в следующем объеме:

—
наружный осмотр трубопровода, в том числе: состояния тепловой изоляции,
фланцевых соединений, основной и вспомогательной арматуры, элементов ОПС;

—
проверка исправности КИП;

—
осмотр и проверка плотности сальников;

—
проверка плотности трубопроводов и арматуры;

—
проверка отсутствия вибрации трубопроводов;

—
проверка плотности арматуры дренажей и воздушников (они не должны иметь
пропуска в закрытом положении);

—
проверка состояния предохранительных устройств;

—
проверка отсутствия попадания на трубопроводы воды, масла, щелочей, кислот,
мазута и пр.;

—
проверка наличия табличек на трубопроводах и арматуре;

—
проверка исправности индикаторов температурных перемещений;

—
проверка состояния площадок обслуживания элементов трубопровода, арматуры,
предохранительных устройств, КИП;

—
проверка отсутствия защемлений основных и вспомогательных трубопроводов.

7.1.4.
Критерием отсутствия возможности для возникновения непроектных ограничений
перемещений трубопровода (защемлений) в холодном и рабочем состоянии является
наличие зазоров между наружной поверхностью тепловой изоляции трубопровода, его
вспомогательных линий и расположенным рядом оборудованием, строительными
конструкциями и проходами через площадки обслуживания. Указанные зазоры должны
быть не менее 200 мм.

7.1.5.
При осмотре элементов ОПС следует убедиться в том, что:

—
подвижные опоры не мешают свободному перемещению трубопровода при его
расширении;

—
рабочие поверхности скользящих опор находятся в соприкосновении (опираются друг
на друга);

—
отсутствуют перекосы, заедания и взаимные защемления подвижных частей элементов
ОПС;

— в
упругих элементах ОПС отсутствуют пружины, потерявшие устойчивость;

—
крепление опор на строительной конструкции исправно и не имеет трещин;

—
тяги упругих и жестких подвесок трубопроводов не имеют слабины.

Должны
быть надежно закреплены:

—
приводы арматуры на ее корпусе;

—
сальниковые грундбуксы, а также затянуты их крепящие болты;

—
маховики приводов арматуры на штоках.

7.1.6.
При обнаружении пропаривания через тепловую изоляцию персонал обязан:

—
прекратить все работы в опасной зоне и из нее удалить персонал;

—
немедленно поставить в известность начальника смены цеха;

—
определить опасную зону и принять меры по ее ограждению для предотвращения
прохода через нее людей;

—
вывесить знаки «ПРОХОД ВОСПРЕЩЕН!», «ОПАСНАЯ ЗОНА!».

7.1.7.
Все обнаруженные при ежесменных обходах дефекты должны быть своевременно
занесены в журнал дефектов и о них должен быть поставлен в известность начальник
смены цеха.

7.1.8.
Периодическое опробование технологических защит оборудования должно проводиться
по графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС. При недопустимости
проверки исполнительных операций защит в связи с текущим состоянием оборудования,
их опробование должно производиться без воздействия на исполнительные
устройства. Состояние оборудования, при котором защиты проверяются без
воздействия на исполнительные устройства должно быть отражено в местной
инструкции по эксплуатации.

7.1.9.
Испытания предохранительных устройств должны проводиться по утвержденному
графику в соответствии с [11, 12]. В частности:

7.1.9.1.
На пылеугольных котлах и их главных паропроводах испытания предохранительных
устройств должны проводиться один раз в три месяца. На газомазутных котлах —
один раз в шесть месяцев. На котлах, включаемых в работу периодически, проверка
должна проводиться при пусках, если с момента предыдущей проверки прошло больше
соответственно трех или шести месяцев.

7.1.9.2.
Проверка предохранительных устройств производится либо поднятием давления до
уставки срабатывания клапанов, либо (при невозможности, связанной с технологическими
причинами) — принудительно: дистанционно (при наличии дистанционного привода)
или вручную. Контролироваться должно срабатывание каждого клапана по месту. Для
энергоблоков проверка ПК должна осуществляться при нагрузке не ниже 50 % от
номинальной.

7.1.9.3.
Результаты проверки предохранительных устройств должны быть занесены в журнал
ремонта и эксплуатации предохранительных устройств.

7.1.10.
Проверка качества тепловой изоляции должна производиться не реже одного раза в
год (критерий качества тепловой изоляции приводится в п.п. 4.7.3). При
проведении проверки целесообразно использование тепловизоров.

7.1.11.
Периодическая проверка свободы управления арматурой, а также смазка приводов
должны осуществляться в соответствии с местной инструкцией по эксплуатации.

7.1.12.
При эксплуатации трубопроводов должен быть организован учет температурного
режима работы металла, а также сбор информации по суточным графикам температуры
пара [18].

7.2. Инструментальный
контроль трубопроводов и его критерии

7.2.1.
На трубопроводах должны быть организованы периодические измерения:

—
температурных перемещений по индикаторам температурных перемещений (в
соответствии с [17]);

—
нагрузок (высот пружин) упругих элементов ОПС в рабочем состоянии (в
соответствии с [14]).

7.2.2. Допускаемые отклонения измеренных температурных перемещений
от расчетных значений должно соответствовать требованиям [17].

7.2.3
Измерение нагрузок (высот пружин) упругих элементов в рабочем состоянии должно
выполняться при проектной (расчетной) температуре трубопровода.

7.2.4.
Допускается не проводить измерения высот пружин в рабочем состоянии для
отдельных труднодоступных элементов ОПС, если результаты измерений нагрузок
остальных упругих элементов, а также данные, полученные по указателям
температурных перемещений, укладываются в допустимый диапазон отклонений [14].

7.2.5. Допускаемые значения отклонений индивидуальных нагрузок
упругих элементов ОПС не должны превышать ±15 % от расчетных значений нагрузок.
Допускаемые значения суммарных отклонений нагрузок упругих элементов ОПС не
должны превышать ±5 % от расчетных значений суммарных нагрузок [14].

7.2.6.
Результаты замеров остаточных деформаций, температурных перемещений, высот и
текущих нагрузок пружин должны заноситься в специальные журналы и
обрабатываться в соответствии с [14,
18]).

7.2.7.
При выявлении значений температурных перемещений или нагрузок элементов ОПС,
отличающихся от проектных значений, должна быть выявлена причина появления
отклонений и приняты меры по ее устранению, а также решен вопрос о
необходимости выполнения регулировки нагрузок упругих элементов или измерения
уклонов.

7.2.8.
При выявлении недопустимой остаточной деформации или деформации ползучести в
соответствии с требованиями [18]
трубопровод должен быть выведен из эксплуатации.

8. Контроль трубопроводов
во время длительного останова

8.1. Контроль и
регулировка нагрузки элементов ОПС

8.1.1.
В холодном состоянии трубопровода в соответствии с [14] измерения нагрузок (высот пружин) упругих
элементов ОПС должны выполняться не реже одного раза в два года. Кроме того,
эта операция должна выполняться перед введением трубопровода в эксплуатацию из
монтажа, капитального ремонта, ВТО, а также перед выводом трубопровода в
капитальный ремонт.

8.1.2. Работы
по контролю и регулировке нагрузок упругих элементов ОПС должны проводиться также:

— в
случае обнаружения признаков стояночной коррозии, появления гидравлических
ударов и вибрации, или замедления темпов прогрева одного из двух параллельных
трубопроводов пара;

—
при обнаружении повреждений сварных соединений;

—
при повреждениях трубопровода или системы крепления, приведших к искажению его
оси;

—
при изменении положения трубопровода относительно разметки соответствующих
состояний на координатных пластинах индикаторов температурных перемещений, а
также при изменении нагрузок упругих элементов ОПС в процессе эксплуатации или
появлении зазоров между опорными поверхностями скользящих опор;

—
при замене более 30 % длины участка трубопровода, заключенного между
неподвижными опорами;

—
при одновременном ремонте более 20 % сварных соединений трубопровода пара;

—
при реконструкции или изменении трассы трубопровода или его ответвлений;

—
при устранении защемлений и недостатков ОПС;

—
при корректировке проектных нагрузок;

—
при обследованиях, целью которых является продление срока службы трубопроводов.

8.1.3.
При появлении отклонений в нагрузках опор по сравнению с результатами
предыдущих обследований необходимо провести анализ и устранить причины
возникновения отклонений.

8.1.4.
Регулировку нагрузок упругих элементов ОПС необходимо выполнять с учетом
фактической массы одного погонного метра трубы, покрытого тепловой изоляцией.
Этот показатель наиболее точно определяется путем взвешивания фактической
тепловой изоляции и результатами расчета погонной массы трубы, для которой
фактическая толщина стенки и наружный диаметр трубопровода принимаются по
результатам выборочных измерений.

8.1.5.
Отклонение индивидуальных и суммарных нагрузок упругих элементов ОПС от
проектных (или расчетных) значений в рабочем состоянии не должны превышать
значений указанных в п.п. 7.2.5. В
случае, если отклонение суммарной нагрузки упругих элементов ОПС превысит
указанные пределы, должен быть выполнен анализ и корректировка расчетных данных
по погонной массе трубопровода и изменение нагрузок элементов ОПС в
соответствии с новыми расчетными данными.

8.1.6.
Допускается не выполнять регулировку нагрузки упругих элементов ОПС, у которых
разница фактических и проектных высот пружин с максимальной осадкой 70 мм в
рабочем состоянии менее 5 мм, а для пружин с максимальной осадкой 140 мм —
менее 10 мм.

Примечания.

1. Тип установленных
в упругих элементах ОПС пружин определяется сопоставлением наружного диаметра
прутка, внешнего диаметра пружины и числа витков пружин с проектными данными
или данными соответствующих нормалей. Для упругих опор должны применяться
только пружины, соответствующие специальным нормалям.

2. Фактическая высота
пружин должна измеряться в двух диаметрально противоположных точках между
плоскостями оснований, прилегающих к пружине, при этом ось измерительной
линейки должна быть параллельна оси пружины.

3.
Нагрузки пружинных опор и подвесок, имеющих градуировочную шкалу нагрузок,
должны определяться по этой шкале. При отсутствии градуировочных шкал нагрузки
упругих элементов ОПС должны определяться расчетным путем по тарировочным или
табличным данным.

8.1.7.
Нагрузки опор постоянного усилия принимаются по данным заводской настройки,
обозначенным на маркировке. Критерием работоспособности опор постоянного усилия
является отсутствие защемлений их подвижных частей, а также соответствие
положения указателя перемещений проектным отметкам.

8.1.8.
Наличие нагрузки на жестких тягах и скользящих опорах должно контролироваться
по отсутствию слабины тяг и по отсутствию зазоров между скользящими
поверхностями опор в рабочем и холодном состояниях.

8.2. Измерение и
исправление уклонов

8.2.1.
Уклоны горизонтальных участков трасс должны проверяться в процессе проведения
капитальных ремонтов энергооборудования. Шаг измерения уклонов не должен
превышать 1,5 — 2 м, поскольку при большем шаге могут быть пропущены местные
искажения прямолинейности, возникшие в процессе эксплуатации трубопровода.
Технология проверки и восстановления уклонов трубопроводов описана в [14].

8.2.2.
Если при проверке будут обнаружены участки трубопровода с недостаточным
уклоном, должны быть разработаны и реализованы меры по приведению системы
уклонов трубопровода в положение, отвечающее требованиям п.п. 4.2.3.

8.2.3.
При обнаружении участков трубопровода с контруклонами («мешками конденсата»),
должен быть выполнен анализ условий, при которых они возникли, разработаны и
приняты меры по предотвращению продолжения их углубления, а также, при
невозможности замены участка, — меры по организации дополнительного дренирования
трубопровода.

8.3. Контроль металла
элементов трубопроводов

8.3.1.
Контроль металла элементов трубопроводов должен осуществляться в холодном
состоянии во время плановых остановов оборудования. Сроки и методы проведения
контроля металла элементов трубопровода, а также сроки проведения замеров
остаточной деформации устанавливаются требованиями [18, 31,
32] и других действующих
нормативных документов.

8.3.2.
Дополнительные объемы или периодичность контроля элементов трубопровода могут
быть назначены после обнаружения отклонений от нормативных требований по
состоянию металла и элементов трубопровода, а также в соответствии с
предписаниями и указаниями Ростехнадзора, а также распоряжениями по
энергосистеме или ТЭС.

8.3.3.
Повышенные объемы контроля назначаются по достижении установленного
(назначенного) срока службы [33].
Для трубопроводов I категории парковый ресурс
определяется типоразмером труб, материалом, из которого они изготовлены,
радиусом кривизны гибов, а также параметрами эксплуатации. При отсутствии
данных об установленном сроке службы для трубопроводов 1-й группы II категории их срок службы устанавливается равным 150 тыс.
часов (20 лет), для 2-й группы II категории — 30
лет [34].

8.3.4.
Контроль элементов трубопроводов может быть проведен до установленного срока. В
этом случае он должен осуществляется по специально разработанной программе.

8.3.5.
Контроль монтажных или ремонтных сварных соединений трубопроводов должен
выполняться в процессе текущего ремонта: в пределах паркового ресурса по программе
[18] и за его пределами — по
программе [33].

8.3.6.
Решение о допуске трубопроводов к эксплуатации в пределах паркового ресурса принимается
техническим руководителем ТЭС.

8.3.7.
Возможность эксплуатации ответственных элементов и деталей трубопроводов
(гибов, сварных соединений тройников) при неудовлетворительных результатах
неразрушающего контроля и исследования состояния металла определяется
организациями, имеющими правовые и технические основания для проведения таких
работ, включая наличие квалифицированного персонала и научно-технического
оснащения.

8.3.8.
Возможность дальнейшей эксплуатации ответственных элементов и деталей трубопроводов
после выработки ими паркового ресурса определяется в соответствии с [33].

8.4. Техническое
освидетельствование трубопровода

8.4.1.
Перед пуском в эксплуатацию вновь смонтированного трубопровода, после ремонта
трубопровода, связанного со сваркой, а также при пуске трубопровода после его
нахождения в состоянии консервации свыше двух лет в соответствии с [1] проводится его техническое
освидетельствование, которое включает в себя:

—
наружный осмотр;

—
ГИ.

ГИ
должно проводиться по программе, утвержденной техническим руководителем ТЭС.

8.4.2.
Техническое освидетельствование в виде наружного осмотра трубопровода должно
проводиться также не реже одного раза в три года.

8.4.3.
ГИ трубопровода должно производиться водой с температурой не ниже +5 °С и не
выше +40 °С при положительной температуре окружающего воздуха. ГИ проводится
пробным давлением, равным 1,25 от рабочего давления, но не менее 0,2 МПа.

8.4.4.
В соответствии с [1] под пробным
давлением трубопровод должен выдерживаться не менее 10 минут, после чего
давление должно быть снижено до рабочего и произведен осмотр трубопровода.
Давление во время ГИ должно контролироваться двумя манометрами одного типа,
одинаковых пределов измерения, цены деления и класса точности.

8.4.5.
Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлическое испытание,
если во время испытания не обнаружено: течи, потения в сварных соединениях и в
основном металле, видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва.

8.4.6.
Эксплуатация трубопровода, не выдержавшего испытания, запрещается.

8.4.7.
При проведении ГИ отдельных элементов технологической схемы необходимо с помощью
дренажных линий убедиться в плотности отключающей арматуры трубопроводов.

8.5. Испытания арматуры

8.5.1.
Арматура, отремонтированная в условиях мастерской, должна быть испытана на
герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений
давлением, равным 1,25 от рабочего.

8.5.2.
Арматура, отремонтированная без вырезки из трубопровода, должна быть испытана
на плотность рабочим давлением среды при пуске оборудования.

8.5.3.
Функционирование приводов арматуры должно проверяться с соблюдением правил
техники безопасности на отключенном трубопроводе в процессе ремонта, а также
перед включением трубопровода в работу. Результаты проверок должны заноситься в
специальный журнал.

8.6. Содержание
трубопровода

8.6.1.
Трубопроводы и арматура, а также подходы к ним должны содержаться в чистоте.
Для удобства обслуживания арматуры, расходомерных устройств, элементов ОПС и
указателей температурных перемещений к ним должны быть устроены стационарные
лестницы и площадки обслуживания.

8.6.2.
По трассе трубопровода не должно быть посторонних металлоконструкций. Проходы,
предназначенные для обслуживания трубопроводов, должны быть свободными. При
проведении каких-либо работ вблизи трубопровода должно быть исключено появление
защемлений за счет установки временных лесов, балок, подставок, подпорок и т.п.

8.6.3.
На арматуре и трубопроводах должно быть организовано регулярное обновление
надписей и табличек.

8.6.4.
Все трубопроводы, поверхность тепловой изоляции которых не имеет металлической
обшивки, должны быть окрашены. Окраска трубопроводов и надписи на них должны
производиться в соответствии с [35].

9. Противоаварийные
указания

9.1.
Порядок действий персонала в аварийных ситуациях должен быть предусмотрен в
местных производственных инструкциях и отработан на противоаварийных
тренировках.

9.2.
При ликвидации аварийных ситуаций персонал обязан руководствоваться принципами,
изложенными ниже в приоритетном порядке:

—
обеспечение безопасности людей;

— сохранение
целостности оборудования;

—
обеспечение потребителей тепловой и электрической энергией.

9.3.
Трубопровод должен быть немедленно отключен при разрыве любого из его
элементов, а также при возникновении в процессе эксплуатации гидравлических
ударов или внезапной вибрации.

9.4.
При разрыве элементов трубопровода персонал должен действовать в соответствии с
производственной инструкцией и навыками, полученными на противоаварийных
тренировках. При этом необходимо:

—
отключить поврежденный участок путем закрытия его запорной арматуры;

—
убедиться в плотности отключающей арматуры;

—
остановить оборудование, связанное с поврежденным участком;

—
открыть на поврежденном участке воздушники и дренажные линии;

—
открыть все окна и двери в зоне запаривания и включить приточно-вытяжную
вентиляцию.

9.5.
При выявлении пропуска пара или воды через сальники или фланцевые соединения,
свищей, трещин в питательных трубопроводах и главных трубопроводах, а также в
их арматуре, аварийный участок должен быть отключен. Если при отключении
трубопровода невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование,
связанное с ним, должно быть остановлено.

9.6.
При обнаружении повреждений элементов ОПС, защемлений, непроектных перемещений
из-за нарушения условий самокомпенсации температурных расширений обслуживающий
персонал обязан оценить ситуацию, и если выявленный дефект представляет
опасность для обслуживающего персонала или оборудования, принять меры,
указанные в п.п. 10.5. В противном
случае время отключение трубопровода для проведения ремонта определяется
техническим руководителем ГЭС.

10. Техника безопасности

10.1.
При эксплуатации трубопроводов для устранения риска возникновения несчастных
случаев должны строго соблюдаться правила техники безопасности по работе с
арматурой, в частности:

—
не допускается применять резких воздействий на штурвал управления ручной
арматуры при ее обтяжке, т.к. это может привести к его поломке, вмятинам или задирам
на уплотнительных поверхностях затвора;

—
состояние ручной арматуры должно позволять открывать и закрывать ее нормальным
усилием одного человека; применение дополнительных рычагов для этих целей не
допускается, поскольку это может вызвать повреждение уплотнительных
поверхностей, задиры, смятие резьбы шпинделей и втулки, деформацию штока и
повреждение редуктора;

—
следует соблюдать особую осторожность при операциях с арматурой в слабо
освещенных и трудно доступных местах;

—
если при осмотре элементов арматуры выявлены дефекты, способные вызвать
нарушение плотности, следует прекратить операции с арматурой до ее замены;

—
все операции с арматурой, имеющей ручное управление должны выполняться в
защитных рукавицах;

—
персонал, ведущий продувку засорившегося штуцера, должен находиться на стороне,
противоположной выходу дренажа или пара.

10.2.
При открытии или закрытии арматуры следует:

—
находиться в стороне от движущегося или вращающегося шпинделя (штока), так как
в этот момент возможно выбивание сальника;

—
находиться в стороне от фланцевых соединений;

—
при переводе задвижки на дистанционное управление следует исключить возможность
попадания конечностей, одежды и т.п. в штурвал.

10.3.
Обходы и осмотры оборудования должны производиться только с разрешения дежурного
персонала, ведущего режим оборудования.

10.4.
Запрещается находиться без производственной необходимости на площадках
агрегатов, вблизи люков, лазов, водоуказательных стекол, а также около
запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и фланцевых соединений
трубопроводов, находящихся под давлением.

10.5. При пуске, отключении, испытаниях оборудования и
трубопроводов вблизи них разрешается находиться только персоналу,
непосредственно выполняющему эти работы.

10.6.
При повышении давления в условиях ГИ до пробного значения запрещается
нахождение на оборудовании обслуживающего персонала. Осматривать сварные швы
испытываемых трубопроводов и оборудования разрешается только после снижения
пробного давления до рабочего значения.

10.7.
При опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды подтяжку болтов фланцевых
соединений следует производить при избыточном давлении не выше 0,5 МПа (5
кгс/см²).

10.8.
Для устранения течи через резьбу, соединительные штуцеры
контрольно-измерительной аппаратуры следует подтягивать только гаечными
ключами, размер которых соответствует граням подтягиваемых элементов. При этом
давление среды в импульсных линиях не должно превышать 0,3 МПа (3 кгс/см²).
Применение для этих целей других ключей, а также удлиняющих рычагов запрещается.

Перед
подтягиванием следует проверить состояние видимой части резьбы, особенно на
штуцерах воздушников.

При
подтягивании резьбового соединения рабочий должен располагаться с
противоположной стороны от возможного выброса струи воды или пара при срыве резьбы.

10.9.
Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть надежно закреплены, чтобы
исключалась возможность их самопроизвольного перемещения.

10.10.
Запрещается заклинивать предохранительные клапаны котлов и трубопроводов или
увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения массы груза или
каким-либо другим способом.

11. Консервация
оборудования и подключенных к нему трубопроводов

Во
время продолжительных остановов в оборудовании и подключенных к нему
трубопроводах идут процессы окисления внутренней поверхности труб, которые в
условиях эксплуатации контактируют с деаэрированной обессоленной водой, влажным
или перегретым паром. Механизм и скорость протекания атмосферной (стояночной)
коррозии зависят от увлажненности поверхности металла. Для сталей, находящихся
в атмосфере чистого воздуха, критической величиной относительной влажности
является 60 %. При относительной влажности воздуха более 60 % происходит резкое
увеличение скорости атмосферной коррозии. При относительной влажности 60 — 100 %,
скорость протекания коррозионных процессов в сталях, в 100 — 2000 раз выше, чем
при значениях влажности 30 — 40 %.

Консервация
(защита поверхностного слоя металла от внешних воздействий) обеспечивает
сохранность оборудования и трубопроводов, сокращает затраты на ремонт,
восстановление и поддержание технико-экономических показателей тепловых
электростанций. Способы консервации регламентируются [36].

Различают
сухую и влажную консервацию, а также пароводокислородную обработку.

Сухая
консервация производится подогретым воздухом, осушенным воздухом,
ингибированным воздухом, азотом, газообразным аммиаком.

Влажная
консервация производится деаэрированной водой с поддержанием избыточного
давления, гидразинно-аммиачным раствором, раствором аммиака, нитритно-аммиачным
раствором, аммиачным раствором трилона Б, контактными ингибиторами (М-1, МСДА)
октадециламином (ОДА).

Каждый
из представленных выше видов консервации имеет свои достоинства, недостатки и
особенности применения.

При
выполнении на электростанциях консервации тем или иным способом (при сроке
останова 30 дней и более), ее качество должно контролироваться в соответствии
со специальной рабочей программой.

Такая
программа должна составляться химслужбой ГЭС. Контроль качества консервации
производится по данным химических анализов.

Способ
консервации выбирается с учетом особенностей электростанций и особенностей
оборудования. На одной электростанции на разном оборудовании могут
использоваться несколько различных способов консервации. При выборе конкретного
способа во внимание принимаются:

—
используемый водный режим;

—
наличие на ГЭС схем консервации и возможность выполнения консервации
собственными силами;

—
возможность сброса и нейтрализации отработанных консервирующих растворов;

—
продолжительность останова;

—
необходимость ввода оборудования в эксплуатацию, без затрат времени на отмывку.

Ниже
описываются несколько наиболее распространенных видов сухой и влажной консервации.

11.1. Сухая консервация

11.1.1.
Более 65 % остановов оборудования в резерв или ремонт имеют срок останова не
превышающий 30 суток. В этом случае наиболее часто используется так называемый
«сухой останов» — длительное поддержание высокой температуры в пароводяном
тракте котла и паропроводах. Сухой останов является заключительным этапом
останова оборудования. Он не требует дополнительных затрат как при самом
останове, так и при включении котла в работу после останова.

11.1.2.
Консервации осушенным воздухом [37] применяется, главным
образом, при длительных остановках оборудования, а также в зимнее время.

При
консервации осушенным воздухом наиболее целесообразной является замкнутая
схема: оборудование — осушитель — компрессор — ресивер — оборудование. В этом
случае все элементы оборудования с помощью штатной арматуры и временных
трубопроводов объединяются в замкнутый контур и продуваются воздухоосушительной
установкой включенной в схему. Перед проведением консервации осушенным воздухом
после останова, оборудование и трубопроводы должны быть дренированы, а также
исключен пропуск среды через отключающую арматуру со стороны работающего
оборудования.

11.1.3.
Сухая консервация с применением инертных газов требует заполнения и закупорки
трубопровода. При ее реализации требуется специальное оборудование: емкости с
инертным газом, регуляторы давления и присоединительные трубопроводы, а также
предъявляются повышенные требования к плотности отключающей арматуры и сухости
внутренней поверхности оборудования. Трубопроводы с наличием контруклонов и не
дренируемыми зонами не могут быть подвергнуты этому виду консервации.

11.2. Влажная консервация

При
остановах на срок от 30 до 60 суток применяются гидразинные,
гидразинно-аммиачные, трилонные или фосфатно-аммиачные методы консервации,
которые совмещаются с сухим остановом котла.

11.2.1.
При остановах энергетического оборудования в длительный ремонт или резерв на
срок более 60 суток (например, на летний период) используется октадециламин
(ОДА) и контактные ингибиторы (М-1, МСДА).

ОДА
это воскообразное вещество, которое создает на внутренней поверхности элементов
оборудования гидрофобный слой, препятствующий поступлению влаги и кислорода к
металлу, и тем самым предотвращает коррозию. Применение ОДА требует
подготовительных работ на остановленном оборудовании, поэтому до консервации
может пройти несколько дней, в течение которых оно не будет надежно защищено.
Применение ОДА требует дополнительной растопки котла для выполнения
консервации, операций по расконсервации (отмывки). При консервации ОДА для
прямоточных котлов необходимо исключить его попадание в БОУ.

11.2.2.
Контактные ингибиторы, также как ОДА, создают на поверхности металла
гидрофобную пленку, которая сохраняется и после слива консервирующего раствора.
Они могут использоваться при меньшей температуре, чем ОДА, поэтому для них не
нужно дополнительной растопки котла.

11.2.3.
В случае влажной консервации деаэрированной водой к этой воде предъявляются
такие же требования по солесодержанию и содержанию кислорода, как и к питательной
воде котлов. Эти требования обычно представлены в местных инструкциях по
эксплуатации котлов.

Для
деаэрации в химически обессоленную воду вводятся химические вещества —
поглотители кислорода. Поглотители кислорода работают наиболее эффективно при
температуре воды не менее 60 °С. Зимой, для влажной консервации деаэрированной
водой может потребоваться ее предварительный подогрев.

Применение
для влажной консервации химических веществ обычно требуют решения вопросов
утилизации отработанного консерванта.

11.3. Пароводокислородная
обработка

Пароводокислородная
обработка оборудования и трубопроводов [38] проводится в режиме
растопки при отключенной турбине и сбросе рабочей среды в атмосферу,
циркуляционный канал или конденсатор. Для реализации этого способа консервации
необходим запас кислорода и обессоленной воды.

После
пароводокислородной обработки котел может быть остановлен в резерв (ремонт) или
пущен в эксплуатацию. Дополнительных мероприятий по расконсервации оборудования
не требуется. Для проведения пароводокислородной обработки требуются
подготовительные операции и монтажные работы на остановленном котле (подготовка
схемы дозировки кислорода, анализ состояния поверхностей нагрева и т.п.), а
также дополнительная растопка котла для выполнения консервации.

12. Указания по
составлению производственных инструкций

12.1.
Производственная инструкция по эксплуатации трубопровода разрабатывается на
основании инструкций заводов-изготовителей оборудования, с учетом требований
настоящего Руководства, [1, 8, 9] и других нормативных документов по безопасной
эксплуатации трубопроводов.

12.2.
В производственной инструкции по эксплуатации трубопровода должны быть отражены
конкретное содержание операций, выполняемых с трубопроводами, в
последовательности, отвечающей условиям надежной, долговечной и безопасной
эксплуатации.

12.3.
Инструкции могут быть составлены для одного трубопровода или группы
трубопроводов.

12.4.
Как правило, инструкция по эксплуатации трубопровода должна содержать в себе:

—
наименование трубопровода;

—
краткое описание назначения трубопровода и его ответвлений;

— разрешенные
параметры рабочей среды, типоразмеры труб, металл, из которого они изготовлены,
тип установленной арматуры и характеристики ее привода;

—
данные по категории опасности;

—
технологическую схему трубопровода, байпасов, воздушников, дренажных трубопроводов,
специальных линий прогрева, а также мнемонические обозначения номеров,
присвоенных установленной арматуре;

—
резервирующие линии с их арматурой;

—
расположение и наименование средств контроля параметров;

—
скорость изменения рабочих параметров, пределы их регулирования, а также другие
технологические ограничения, связанные с работой самого трубопровода и
присоединенного к нему оборудования;

—
раздел, описывающий расположение отдельных элементов трубопровода, его узлов и
арматуры на строительных конструкциях и, при необходимости, — описание доступа
к ним;

—
схемы прогрева и охлаждения трубопровода;

—
раздел по организации эксплуатации трубопровода, в том числе включающий:

—
подготовку трубопровода к операциям прогрева;

—
перечень и последовательность проведения операций прогрева и включения
трубопровода в эксплуатацию из различных состояний;

—
требования к ВХР;

—
перечень и последовательность проведения операций охлаждения трубопровода, с
различными целями, в том числе — при останове в ремонт;

—
порядок проведения испытаний;

—
порядок допуска к осмотру, испытаниям и ремонту;

—
описание действий персонала в различных ситуациях;

—
основные признаки опасных и аварийных ситуаций;

—
противоаварийные указания;

—
основные требования по технике безопасности;

—
раздел по консервации трубопровода;

—
порядок обслуживания оборудования, находящегося в резерве.

13. Эксплуатационная
документация трубопровода

Каждый
трубопровод в соответствии с [1, 14] должен иметь паспорт
установленного образца.

К
паспорту прилагаются:

13.1.
Перечень лиц, ответственных за эксплуатацию трубопровода.

13.2.
Расчетные и исполнительные схемы трубопровода с указанием на них:

—
марок стали, диаметров (условных проходов) и толщин стенок труб;

—
расположения опор, компенсаторов, подвесок, арматуры, воздушников и дренажных
трубопроводов, фланцев, заглушек, контрольных участков;

—
значения нагрузок на пружинные опоры и подвески, а также высоты пружин в
холодном и рабочем состояниях трубопровода;

—
сварных соединений с указанием расстояний между ними и их номерами (сварочный
формуляр);

—
расположения указателей температурных перемещений и значений проектных величин
перемещений;

—
расположение устройств замера ползучести.

13.3.
Свидетельство о монтаже трубопровода.

13.4.
Копии удостоверений сварщиков.

13.5.
Паспорта арматуры.

13.6.
Акт приемки трубопровода владельцем от монтажной организации.

13.7.
Первичные документы, в том числе:

—
сертификатные данные на металл элементов трубопровода и электроды;

—
журнал сварочных работ на трубопроводе, сертификаты, подтверждающие качество
примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков;

— документация
по входному контролю металла трубопровода;

—
акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода;

—
акты скрытых работ;

—
удостоверения о качестве ремонтов трубопроводов.

13.8.
Акты:

—
периодического наружного осмотра трубопровода;

—
гидроиспытаний трубопровода;

—
ревизии, ремонта и испытания арматуры.

13.9.
Журналы:

—
эксплуатационный;

—
установки-снятия заглушек;

—
журнал термической обработки сварных соединений трубопроводов.

13.10.
Заключения:

— о
качестве сварных стыков;

— экспертных
организаций и документация по продлению срока службы трубопровода.

13.11.
Ремонтные формуляры на запорную и регулирующую арматуру с установленными на ней
приводами.

14. Список литературы

1. ПБ 10-573-03 (РД-03-94). «Правила устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды». Документ введен постановлением
Госгортехнадзора России № 90 от 11.06.2003.

2. «Правила работы с персоналом в организациях электроэнергетики
Российской Федерации». Документ введен Минтопэнерго России приказом № 49 от
19.02.2000 и зарегистрирован Минюстом России 16.03.2000 № 2150.

3. РД 10-249-98. «Нормы расчета на прочность стационарных паровых и
водогрейных котлов и трубопроводов пара и горячей воды» (с изм. 1). Документ
введен постановлением Госгортехнадзора России № 50 от 28.08.1998.

4. РД 153-34.1-003-01. «Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов
и трубопроводов при монтаже и ремонте энергетического оборудования». Документ
введен постановлением Минэнерго России № 197 от 02.07.2001.

5. ОСТ
24.125.60-89. «Детали и сборочные единицы трубопроводов пара и горячей воды
тепловых электростанций. Общие технические условия». Документ введен
постановлением Минэнерго СССР 01.01.1992.

6. РД
03-606-03. «Инструкция по визуальному и измерительному контролю». Документ
введен постановлением Госгортехнадзора РФ № 92 от 11.06.2003.

7. РД
34.17.310-96 (ПВК, ТПГВ). «Сварка, термообработка и контроль при ремонте
сварных соединений трубных систем котлов и паропроводов в период эксплуатации».
Документ введен Госгортехнадзором России 11.04.1996.

8. «Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей». Документ введен приказом Минэнерго РФ № 229 от 19.06.2003 и
зарегистрирован Минюстом России № 4799 от 20.06.03.

9. РД 34.03.201-97. «Правила техники безопасности при эксплуатации
тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» (с
дополнениями и изменениями 2000 г.). Документ введен Минэнерго России 03.04.1997
г.

10. СО 34.39.504-00 (РД 153-34.1-39.504-00, ОТТ ТЭС-2000). «Общие технические требования к арматуре
ТЭС». Документ утвержден РАО «ЕЭС России» 09.02.2000.

11. РД 153-34.1-26.304-98. «Инструкция по организации эксплуатации порядку и срокам
проверки предохранительных устройств котлов теплоэлектростанций». Документ
введен РАО «ЕЭС России» 22.01.1998.

12. СО 34.39.502-98 (РД 153-34.1-39.502-98). «Инструкция по эксплуатации, порядку и срокам проверки
предохранительных устройств сосудов, аппаратов и трубопроводов», Документ
введен РАО «ЕЭС России» 27.07.1998.

13.
РД
34.26.508. «Типовая инструкция по эксплуатации редукционно-охладительных
установок (БРОУ, РОУ, ПСБУ и ПСБУ СН)». Документ утвержден Главтехуправлением
Минэнерго СССР 01.08.1983. Дата последней редакции 14.08.2003.

14. СО 34.39.401-00 (РД 153-34.1-39.401-00). «Методические указания по наладке трубопроводов тепловых
электростанций, находящихся в эксплуатации». Документ введен РАО «ЕЭС России»
26.06.2000.

15. СО 34.39.604-00 (РД 153-34.0-39.604-00). «Методические указания по раскреплению опорно-подвесной
системы при ремонте трубопроводов и приемке опорно-подвесной системы креплений
после завершения ремонтных работ». Документ введен РАО «ЕЭС России» 10.08.2000.

16. СО 34.35.101-2003. «Методические указания по объему
технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на
тепловых электростанциях». Документ введен РАО «ЕЭС России» 23.10.2003.

17. РД 34.39.309-87. «Методические указания по контролю за
тепловыми перемещениями паропроводов тепловых электростанций». Документ введен
Минэнерго СССР. 01.1987.

18. РД 10-577-2003. «Типовая инструкция по контролю металла и продлению
срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых
электростанций». Документ введен Госгортехнадзором России 18.06.2003,
зарегистрирован Минюстом России № 4748 19.06.2003.

19. СНиП
41-03-2003. «Тепловая изоляция трубопроводов». Документ введен постановлением
Госстроя России № 114 от 26.06.2003.

20. СО 34.20.585-00 (РД 153-34.0-20.585-00). «Руководящие указания по анализу качества пуска
(останова) основного теплоэнергетического оборудования ТЭС». Документ введен
РАО «ЕЭС России» 28.12.1999.

21. СО 34.25.505-00 (РД 153-34.1-25.505-00). «Методические указания по расчету допустимых скоростей
прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергетических блоков».
Документ введен РАО «ЕЭС России» 29.12.2000.

22. РД 34.26.516-96. «Типовая инструкция по пуску из различных тепловых
состояний и останову паровых котлов среднего и высокого давления тепловых
электростанций с поперечными связями». Документ введен РАО «ЕЭС России» 03.06.1996.

23.
РД
34.25.101-87. «Энергоблоки с турбинами Т-180/210-310 и К-215-130 и
барабанными котлами. Типовая пусковая схема». Документ введен Минэнерго СССР
27.05.1986.

24.
СО 34.25.105-00 (РД 153-34.1-25.105-00). «Типовая пусковая схема моноблока
мощностью 300 — 330 МВт». Документ введен РАО «ЕЭС России» 29.06.2000.

25.
СО 153-34.25.106 (РД 34.25.106).
«Типовая пусковая схема дубль-блока мощностью 300 МВт». Документ введен
Минэнерго СССР в 1969 году.

26. СО 34.25.507-97 (РД 153-34.1-25.507-97). «Типовая инструкция по пуску из различных тепловых
состояний и останову моноблока 250 МВт с турбиной Т-250/300-240 и газомазутными
котлами». Документ введен РАО «ЕЭС России» 03.07.1997.

27.
СО 153-34.17.459-2003. «Инструкция по восстановительной термической обработке
элементов теплоэнергетического оборудования». Документ введен РАО «ЕЭС России»
30.06.2003.

28.
СО 153-34.17.455-2003 (РД
153-34.1-17.455-98). «Инструкция по контролю и продлению срока службы
паропроводов из центробежнолитых труб на тепловых электростанциях». Документ
введен РАО «ЕЭС России» 17.11.1998.

29.
РД
153-34.1-17.467-2001. «Экспрессный метод оценки остаточного ресурса сварных
соединений котлов и паропроводов по структурному фактору». Документ введен РАО
«ЮС России» 03.05.2001.

30. СО 153-34.17.470-2003. «Инструкция о порядке обследования и
продления срока службы паропроводов сверх паркового ресурса». Документ введен
Минэнерго России 24.06.2003.

31. СО 153-34.17.464-2003. (РД 153-34.0-17.464-00). «Инструкция по продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категорий». Документ введен приказом Минэнерго России №
275 от 30.06.2003.

32. ГОСТ 14202-69. «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная
окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки». Документ введен
постановлением Госстандарта СССР № 168 от 07.02.1969.

33. СО 34.20.591-97 (РД 34.20.591-97). «Методические указания по консервации
теплоэнергетического оборудования». Документ введен РАО «ЕЭС России»
14.02.1997. С дополнением, утвержденным приказом РАО «ЕЭС России» №
34.20.596-97 от 04.06.1998.

34. СО 34.30.502-00 (РД 153-34.1-30.502-00). «Методические указания по организации консервации
теплоэнергетического оборудования воздухом». Документ введен РАО «ЮС России»
15.09.2000.

35. РД 153-34.0-37.411-2001. «Методические указания по эксплуатационной
пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей
энергооборудования». Документ утвержден РАО «ЕЭС России» 28.09.2001.

36. РД 34.39.503-89. «Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов
тепловых электростанций». Утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР
12.04.89.

СОДЕРЖАНИЕ

Скачать Руководство Типовое руководство по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ТЭС

Дата актуализации: 01.01.2021

Руководство

Типовое руководство по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ТЭС

Обозначение:	Руководство
Обозначение англ:	Guide
Статус:	Действует
Название рус.:	Типовое руководство по эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды ТЭС
Дата добавления в базу:	01.09.2013
Дата актуализации:	01.01.2021
Область применения:	Руководство предназначено для применения организациями, выполняющими работы по эксплуатации, техническому обслуживанию, наладке и ремонту оборудования тепловых электрических станций. В Руководстве приведены требования технического и организационного характера, направленные на обеспечение безопасной и эффективной эксплуатации трубопроводов тепловых электрических станций.
Оглавление:	1. Область применения 2. Обозначения и сокращения 3. Организация эксплуатации трубопроводов 4. Устройство трубопроводов 5. Принципы организации эксплуатации трубопроводов в нестационарных режимах 6. Нестационарные режимы эксплуатации трубопроводов 7. Периодический контроль трубопроводов в процессе эксплуатации 8. Контроль трубопроводов во время длительного останова 9. Противоаварийные указания 10. Техника безопасности 11. Консервация оборудования и подключенных к нему трубопроводов 12. Указания по составлению производственных инструкций 13. Эксплуатационная документация трубопровода 14. Список литературы
Разработан:	ОРГРЭС ОАО РАО ЕЭС России ОАО НПО ЦНИИТМАШ
Утверждён:	31.07.2007 ОАО РАО ЕЭС России (UES of Russia RAO OAO )
Издан:	Компания Технорматив (2008 г. )
Расположен в:	Техническая документация Экология ЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА Электростанции в целом Энергетика и теплотехника в целом Строительство Нормативные документы Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы Проектирование и строительство объектов энергетического комплекса
Нормативные ссылки:	РД 10-249-98 «Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды» РД 153-34.1-26.304-98 «Инструкция по организации эксплуатации, порядку и срокам проверки предохранительных устройств котлов теплоэлектростанций» РД 34.17.310-96 «Сварка, термообработка и контроль при ремонте сварных соединений трубных систем котлов и паропроводов в период эксплуатации» РД 153-34.1-003-01 «Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте энергетического оборудования» РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю» РД 34.03.201-97 «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» ОСТ 24.125.60-89 «Детали и сборочные единицы трубопроводов пара и горячей воды тепловых электростанций. Общие технические условия» РД 03-33-2008 «Инструкция об организации проведения экспертизы программных средств, применяемых при обосновании и (или) обеспечении безопасности объектов атомной энергии» ПБ 10-573-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» РД 34.39.503-89 «Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций» РД 153-34.1-39.504-00 «Общие технические требования к арматуре ТЭС (ОТТ ТЭС-2000)» РД 153-34.1-39.502-98 «Инструкция по эксплуатации, порядку и срокам проверки предохранительных устройств сосудов, аппаратов и трубопроводов ТЭС» РД 153-34.1-39.401-00 «Методические указания по наладке трубопроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации» РД 153-34.0-39.604-00 «Методические указания по раскрепощению опорно-подвесной системы при ремонте трубопроводов и приемке опорно-подвесной системы креплений после завершения ремонтных работ» ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки» РД 153-34.0-37.411-2001 «Методические указания по эксплуатационной пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей энергооборудования» РД 153-34.1-30.502-00 «Методические указания по организации консервации теплоэнергетического оборудования воздухом» РД 34.25.101-87 «Энергоблоки с турбинами Т-180/210-130 и К-215-130 и барабанными котлами. Типовая пусковая схема» РД 34.26.508 «Типовая инструкция по эксплуатации редукционно-охладительных установок (БРОУ, РОУ, ПСБУ и ПСБУ СН)» РД 34.26.516-96 «Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову паровых котлов среднего и высокого давления тепловых электростанций с поперечными связями» РД 153-34.0-20.585-00 «Руководящие указания по анализу качества пуска (останова) основного теплоэнергетического оборудования ТЭС» РД 34.20.591-97 «Методические указания по консервации тепломеханического оборудования» РД 153-34.1-17.467-2001 «Экспрессный метод оценки остаточного ресурса сварных соединений коллекторов котлов и паропроводов по структурному фактору» РД 10-577-03 «Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций» ГОСТ 28338-89 «Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды»

ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ

Утверждены
постановлением
Госгортехнадзора России
от 11.06.2003 № 90
Зарегистрировано в Минюсте России
18.06.2003, рег. № 4719

ПРАВИЛА
УСТРОЙСТВА
И
БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ТРУБОПРОВОДОВ ПАРА
И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ

ПБ 10-573-03

МОСКВА

ПИО ОБТ

2003

I.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Назначение и область применения настоящих Правил,
классификация трубопроводов

1.1.1. Правила устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (далее по тексту
Правила) устанавливают требования к проектированию, конструкции, материалам,
изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации трубопроводов*, транспортирующих
водяной пар с рабочим давлением** более 0,07 МПа (0,7 кгс/см²) или
горячую воду с температурой свыше 115 °С. Основные термины и определения
приведены в приложении 1.

*
Редукционно-охладительные устройства (РУ, РОУ, БРОУ) и коллекторы являются
частью трубопроводов и должны соответствовать требованиям Правил.

**
Здесь и далее по тексту указывается избыточное давление.

1.1.2. Правила не
распространяются на:

а) трубопроводы,
расположенные в пределах котла;

б) сосуды, входящие в
систему трубопроводов и являющиеся их неотъемлемой частью (водоотделители,
грязевики и т.п.);

в) трубопроводы, устанавливаемые
на морских и речных судах и на других плавучих средствах, а также на морских
передвижных установках и объектах подводного применения;

г) трубопроводы,
устанавливаемые на подвижном составе железнодорожного, автомобильного и
гусеничного транспорта;

д) трубопроводы I
категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы II , III и IV
категории с наружным диаметром менее 76 мм;

е) сливные, продувочные и
выхлопные трубопроводы котлов, трубопроводов, сосудов,
редукционно-охладительных и других устройств, соединенные с атмосферой;

ж) трубопроводы атомных
электростанций и установок;

з) трубопроводы специальных
установок военного ведомства;

и) трубопроводы,
изготовленные из неметаллических материалов.

1.1.3. Все трубопроводы, на
которые распространяются Правила, делятся на четыре категории (табл. 1).

Таблица 1

Категории и группы трубопроводов

Категория трубопроводов	Группа	Рабочие параметры среды
температура, ° С	давление, МПа (кгс/см2)
I	1	Св. 560	Не ограничено
2	Св. 520 до 560	То же
3	Св. 450 до 520	«
4	До 450	Более 8,0 (80)
II	1	Св. 350 до 450	До 8,0 (80)
2	До 350	Более 4,0 (40) до 8,0 (80)
III	1	Св. 250 до 350	До 4,0 (40)
2	До 250	Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV		Св. 115 до 250	Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание.
Если значения параметров
среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к
категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (см. схему).

1.1.4. При определении
категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует
считать:

а) для паропроводов от
котлов — давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из
котла (за пароперегревателем);

б) для паропроводов от
турбин, работающих с противодавлением, — максимально возможное давление в
противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и
максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на
холостом ходу;

в) для паропроводов от
нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для
паропроводов промежуточного перегрева) — максимально возможные значения
давления и температуры пара в отборе (согласно данным завода — изготовителя
турбины);

г) для паропроводов от
редукционных и редукционно-охладительных установок — максимально возможные
значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в проекте
установки;

д) для трубопроводов
питательной воды после деаэраторов повышенного давления — номинальное давление
воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру
насыщения в деаэраторе;

е) для трубопроводов
питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления
(ПВД) — наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным
электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей
линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и
электронасосов с гидромуфтой — 1,05 номинального давления насоса), и
максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

ж) для подающих и обратных
трубопроводов водяных тепловых сетей — наибольшее возможное давление и
максимальную температуру воды в подающем трубопроводе с учетом работы насосных
подстанций на трассе и рельефа местности.

1.1.5. Категория
трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при
отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему
трубопроводу, независимо от его протяженности, и должна быть указана в
проектной документации.

1.1.6. Отступление от Правил
может быть допущено лишь в исключительном случае по разрешению Госгортехнадзора
России. Для получения разрешения предприятие должно представить
Госгортехнадзору России соответствующее обоснование, а в случае необходимости
также заключение, выданное в установленном порядке.

Копия разрешения на
отступление от Правил должна быть приложена к паспорту (свидетельству на
изготовление) трубопровода.

1.2. Ответственность за нарушение настоящих Правил

1.2.1. Правила обязательны
для исполнения руководителями и специалистами, занятыми проектированием,
изготовлением, монтажом, наладкой, ремонтом, техническим диагностированием
(освидетельствованием) и эксплуатацией трубопроводов пара и горячей воды.

1.2.2. За выбор рациональной
схемы трубопровода и его конструкции, правильность расчетов на прочность и на
компенсацию тепловых удлинений, соответствие рабочих параметров установленным
пределам применения выбранных материалов (труб, отливок, поковок и др.),
размещение опор, выбор способа прокладки и системы дренажа, а также за проект в
целом и соответствие его требованиям Правил отвечает организация, разработавшая
проект трубопровода.

1.2.3. Руководители и
специалисты организаций, занятые проектированием, конструированием,
изготовлением, наладкой, техническим диагностированием (освидетельствованием) и
эксплуатацией, нарушившие Правила, несут ответственность в соответствии с
законодательством Российской Федерации.

1.3. Порядок расследования аварий и несчастных случаев

1.3.1. Расследование аварий
и несчастных случаев, связанных с эксплуатацией трубопроводов, проводится в
установленном порядке.

1.3.2. О каждой аварии,
смертельном или групповом несчастном случае, связанными с обслуживанием
находящихся в эксплуатации трубопроводов, организация обязана немедленно
уведомить орган Госгортехнадзора России.

1.3.3. До прибытия
представителя Госгортехнадзора России для расследования обстоятельств и причин
аварии или несчастного случая организация обеспечивает сохранность всей
обстановки аварии (несчастного случая), если это не представляет опасности для
жизни людей и не вызывает дальнейшего развития аварии.

1.4. Трубопроводы и полуфабрикаты, приобретаемые за
границей

1.4.1. Трубопроводы и их
элементы, а также полуфабрикаты для их изготовления, приобретаемые за границей,
должны удовлетворять требованиям Правил.

1.4.2. Расчеты трубопроводов
на прочность должны выполняться по нормам, утвержденным или согласованным с
Госгортехнадзором России, за исключением случаев, для которых
специализированной организацией будет подтверждено, что расчеты, выполненные по
методике, принятой поставщиком, удовлетворяют требованиям указанных норм.

Соответствие материалов
иностранных марок требованиям Правил или допустимость их применения в каждом
конкретном случае должны быть подтверждены специализированной организацией.
Копии указанных документов должны быть приложены к паспорту трубопровода.

1.4.3. Паспорт трубопровода
должен быть составлен на русском языке по форме, приведенной в приложении 2.

II.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ

2.1. Общие положения

2.1.1. Проекты трубопроводов
и их элементов, а также проекты их монтажа и реконструкции должны выполняться
специализированными организациями.

2.1.2. Расчеты трубопроводов
на прочность с учетом всех нагружающих факторов (давление, вес, температурное
расширение и т.п.) должны производиться по нормам, утвержденным в установленном
порядке.

На основании данных расчетов
специализированная организация устанавливает расчетный срок службы для
трубопроводов всех категорий, а также расчетный ресурс для трубопроводов I и II
категорий (при условии, что число их пусков из холодного состояния за расчетный
срок службы не превысит 3000). Для всех остальных трубопроводов должно быть
установлено расчетное число пусков из холодного состояния. Установленные
расчетные характеристики должны быть внесены в паспорта трубопроводов
(приложение 2).

2.1.3. Трубопроводы должны
быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения всех видов
контроля, требуемых Правилами.

2.1.4. Все изменения в
проекте, необходимость в которых может возникнуть в процессе изготовления,
монтажа, ремонта и эксплуатации трубопровода, должны быть согласованы со
специализированной организацией — разработчиком проекта.

2.1.5. Соединение деталей и
элементов трубопроводов должно производиться сваркой.

Применение фланцевых
соединений может быть допущено только для присоединения трубопроводов к
арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.

Резьбовые соединения
допускаются для присоединения чугунной арматуры на трубопроводах IV
категории с условным проходом не более 100 мм.

2.1.6. Тройниковые
соединения, изготовляемые из труб с продольным швом, допускается применять для
трубопроводов III и IV категории; при этом должна
быть выполнена проверка качества всех сварных соединений радиографией или
ультразвуковым методом (УЗК).

2.1.7. Трубопроводы и
несущие металлические конструкции должны иметь надежную защиту от коррозии.

2.1.8. Все элементы
трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 55 °С,
расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть
покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна
превышать 55 °С.

На трубопроводах I
категории в местах расположения сварных соединений и точек измерения ползучести
металла должны быть установлены съемные участки изоляции.

2.1.9. Вварка штуцеров,
дренажных труб, бобышек и других деталей в сварные швы, а также в колена
трубопроводов I и II категории не допускается.

2.2. Криволинейные элементы

2.2.1. Конструкция
криволинейных элементов должна соответствовать нормативной документации (далее
по тексту НД), утвержденной в установленном порядке.

2.2.2. Штампосварные колена
допускается применять с одним или двумя продольными сварными швами
диаметрального расположения при условии проведения контроля радиографией или
УЗК по всей длине швов.

2.2.3. Сварные секторные
колена допускается применять для трубопроводов III и IV категории. Угол сектора не
должен превышать 30 °С. Расстояние между соседними сварными швами по внутренней
стороне колена должно обеспечивать возможность контроля этих швов с обеих
сторон по наружной поверхности. Спиральношовные трубы для изготовления
секторных колен тепловых сетей не применяются.

2.2.4. Толщина стенки колена
на любом его участке не должна быть менее значений, установленных расчетом на
прочность и ТУ на изготовление.

Замер толщины стенок следует
проводить по методике, указанной в НД на изделие.

2.2.5. Применение колен,
кривизна которых образовывается за счет складок (гофр) по внутренней стороне
колена, не допускается.

2.2.6. Максимальная
овальность поперечного сечения колена, вычисляемая по формуле:

где D_{a max} , D_{a max} — максимальный и минимальный
наружный диаметр в измеряемом сечении колена соответственно, не должна
превосходить значений, предусмотренных НД на изделие.

Овальность поперечного
сечения колена не должна превышать величин, указанных в НД, согласованной в
установленном порядке.

2.3. Сварные соединения и их расположение

2.3.1. Все сварные
соединения трубопроводов (включая швы приварных деталей) должны располагаться
так, чтобы была обеспечена возможность их контроля методами, предусмотренными
Правилами и НД на изделие.

2.3.2. Для соединения труб и
фасонных деталей должна применяться сварка встык с полным проплавлением.

Угловые сварные соединения
допускаются для приварки к трубопроводам штуцеров, труб, плоских фланцев.
Угловые соединения должны выполняться с полным проплавлением.

Допускаются угловые сварные
соединения с конструктивным зазором (конструктивным непроваром) для труб и
штуцеров с внутренним диаметром 100 мм и менее и плоских фланцев с условным
давлением не более 2,5 МПа (25 кгс/см²) и температурой не более 350
°С. Контроль качества таких соединений должен выполняться по НД, согласованной
в установленном порядке.

Нахлесточные соединения
допускаются для приварки накладок, укрепляющих отверстия в трубопроводах III и IV
категорий, упоров, опор, подвесок, элементов крепления изоляции и т.п.

2.3.3 . В стыковых сварных
соединениях элементов с различной толщиной стенок должен быть обеспечен плавный
переход от большего к меньшему сечению путем соответствующей односторонней или
двусторонней механической обработки конца элемента с более толстой стенкой.

Угол наклона поверхностей
переходов не должен превышать 15°.

При разнице в толщине стенок
менее 30 % от толщины стенки тонкого элемента, но не более 5 мм допускается
выполнение указанного плавного перехода со стороны раскрытия кромок за счет
наклонного расположения поверхности шва.

Данные положения не
распространяются на сварные соединения с литыми, коваными и штампованными
деталями, а также с крутоизогнутыми коленами. Углы переходов на концах таких
деталей, а также углы наклона поверхности швов не должны превышать норм,
установленных стандартами, техническими условиями и инструкциями.

2.3.4. При сварке труб и
других элементов с продольными и спиральными сварными швами последние должны
быть смещены один относительно другого. При этом смещение должно быть не менее
трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм для
труб с наружным диаметром более 100 мм.

2.3.5. Для поперечных
стыковых сварных соединений, не подлежащих ультразвуковому контролю или местной
термической обработке, расстояние между осями соседних сварных швов на прямых
участках трубопровода должно составлять не менее трехкратной толщины стенки
свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм. Расстояние от оси сварного
шва до начала закругления колена должно быть не менее 100 мм.

2.3.6. Для поперечных
стыковых сварных соединений, подлежащих ультразвуковому контролю, длина
свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва (до
ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, оси соседнего поперечного
шва и т.д.) должна быть не менее величин, приведенных в табл. 2:

Таблица 2

Номинальная толщина стенки свариваемых труб (элементов) S , мм	Минимальная длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва, мм
До 15	100
Св. 15 до 30	5 S +25
Св. 30 до 36	175
Более 36	4 S +30

2.3.7. Для поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих местной
термической обработке, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в
каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба,
соседнего поперечного шва и т.д.) должна быть не менее величины l ,
определяемой по формуле:

,

но не менее 100 мм. Здесь D_m — средний
диаметр трубы (элемента), равный D_m = D_a — S ; D_a — номинальный
наружный диаметр, мм; S — номинальная толщина
стенки трубы (элемента), мм.

2.3.8. При установке
крутоизогнутых, штампованных и штампосварных колен допускается расположение
поперечных сварных соединений у начала закругления и сварка между собой
крутоизогнутых колен без прямого участка.

2.3.9. Для угловых сварных
соединений труб и штуцеров с элементами трубопроводов расстояние от наружной
поверхности элемента до начала гиба трубы или до оси поперечного стыкового шва
должно составлять:

а) для труб (штуцеров) с
наружным диаметром до 100 мм — не менее наружного диаметра трубы, но не менее
50 мм;

б) для труб (штуцеров) с
наружным диаметром 100 мм и более — не менее 100 мм.

2.3.10. Расстояние от оси
поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески должно
выбираться исходя из возможности проведения предусмотренных Правилами (НД)
осмотра, контроля и термообработки.

2.4. Прокладка трубопроводов

2.4.1. Проект прокладки
трубопроводов должен разрабатываться проектной организацией с учетом требований
Правил и Строительных Норм и Правил.

Подземная прокладка
трубопроводов I категории в одном канале совместно с другими
технологическими трубопроводами запрещается.

2.4.2. При прокладке
трубопроводов в полупроходных каналах высота каналов в свету должна быть не
менее 1,5 м, ширина прохода между изолированными трубопроводами — не менее 0,6
м.

2.4.3. При прокладке
трубопроводов в проходных тоннелях (коллекторах) высота тоннеля (коллектора) в
свету должна быть не менее 2 м, а ширина прохода между изолированными
трубопроводами — не менее 0,7 м.

В местах расположения
запорной арматуры (оборудования) ширина тоннеля должна быть достаточной для
удобного обслуживания установленной арматуры (оборудования). При прокладке в
тоннелях нескольких трубопроводов их взаимное размещение должно обеспечивать
удобное проведение ремонта трубопроводов и замены отдельных их частей.

2.4.4. При надземной
открытой прокладке трубопроводов допускается совместная прокладка трубопроводов
всех категорий с технологическими трубопроводами разного назначения, за
исключением случаев, когда такая прокладка противоречит другим правилам
безопасности.

2.4.5. Камеры для
обслуживания подземных трубопроводов должны иметь не менее двух люков с
лестницами или скобами.

2.4.6. Проходные каналы
должны иметь входные люки с лестницей или скобами. Расстояние между люками
должно быть не более 300 м, а в случае совместной прокладки с другими
трубопроводами — не более 50 м. Входные люки должны предусматриваться также во
всех конечных точках тупиковых участков, на поворотах трассы и в узлах установки
арматуры.

2.4.7. Горизонтальные
участки трубопровода должны иметь уклон не менее 0,004; для трубопроводов
тепловых сетей допускается уклон не менее 0,002.

Трассировка должна исключать
возможность образования водяных застойных участков.

2.4.8. Арматура должна
устанавливаться в местах, удобных для обслуживания и ремонта. В необходимых
случаях должны быть устроены лестницы и площадки.

2.4.9. Устанавливаемая
чугунная арматура должна быть защищена от напряжений изгиба.

2.5. Компенсация теплового расширения

2.5.1. Каждый участок
трубопровода между неподвижными опорами должен быть рассчитан на компенсацию
тепловых удлинений, которая может осуществляться за счет самокомпенсации или
путем установки компенсаторов. Применение чугунных сальниковых компенсаторов не
разрешается.

2.5.2. На паропроводах с
внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300 °С и выше должны
быть установлены указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов
и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки
указателей и расчетные значения перемещений по ним должны быть указаны в
проекте паропровода. К указателям перемещений должен быть свободный доступ. В
необходимых случаях следует устраивать площадки и лестницы.

2.6. Опорно-подвесная система

2.6.1. Несущие конструкции
трубопровода, его опоры и подвески (за исключением пружин) должны быть
рассчитаны на вертикальную нагрузку от веса трубопровода, наполненного водой и
покрытого изоляцией, и на усилия, возникающие от теплового расширения трубопроводов.

Опоры и подвески
паропроводов могут рассчитываться без учета массы воды при гидравлических
испытаниях, но с учетом массы пара. В этом случае проектом должно быть
предусмотрено применение специальных приспособлений для разгрузки пружин, опор
и подвесок при гидравлическом испытании.

2.6.2. Неподвижные опоры
должны рассчитываться на усилия, передаваемые на них при наиболее
неблагоприятном сочетании нагрузок.

2.7. Дренажи

2.7.1. В нижних точках
каждого отключаемого задвижками участка трубопровода должны предусматриваться
спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения трубопровода.

Для отвода воздуха в верхних
точках трубопроводов должны быть установлены воздушники.

2.7.2. Все участки
паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности
их прогрева и продувки должны быть снабжены в концевых точках штуцером с
вентилем, а при давлении свыше 2,2 МПа (22 кгс/см²) — штуцером и
двумя последовательно расположенными вентилями: запорным и регулирующим.
Паропроводы на давление 20 МПа (200 кгс/см²) и выше должны
обеспечиваться штуцерами с последовательно расположенными запорным и
регулирующим вентилями и дроссельной шайбой. В случаях прогрева участка
паропровода в обоих направлениях продувка должна быть предусмотрена с обоих концов
участка.

Устройство дренажей должно
предусматривать возможность контроля за их работой во время прогрева
трубопровода.

2.7.3. Нижние концевые точки
паропроводов и нижние точки их изгибов должны снабжаться устройством для
продувки.

2.7.4. Места расположения и
конструкция дренажных устройств трубопроводов устанавливаются проектной
организацией.

2.7.5. Непрерывный отвод
конденсата через конденсационные горшки или другие устройства обязателен для
паропроводов насыщенного пара и для тупиковых участков паропроводов перегретого
пара.

Для тепловых сетей
непрерывный отвод конденсата в нижних точках трассы обязателен независимо от
состояния пара.

2.8. Арматура и редуцирующие устройства

2.8.1. Каждый трубопровод
для обеспечения безопасных условий эксплуатации должен быть оснащен приборами
для измерения давления и температуры рабочей среды, а в необходимых случаях —
запорной и регулирующей арматурой, редукционными и предохранительными
устройствами и средствами защиты и автоматизации.

Количество и размещение
арматуры, средств измерения, автоматизации и защиты должны быть предусмотрены
проектной организацией с учетом обеспечения безопасного обслуживания и ремонта.

2.8.2. Предохранительные
устройства должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в
защищаемом элементе не превышало расчетное более чем на 10 %, а при расчетном
давлении До 0,5 МПа (5 кгс/см²) — не более чем на 0,05 МПа (0,5
кгс/см²).

Превышение давления при
полном открытии предохранительного клапана выше, чем на 10 % расчетного, может
быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность
трубопровода.

Если эксплуатация
трубопровода разрешена на пониженном давлении, то регулировка предохранительных
устройств должна производиться по этому давлению, причем пропускная способность
устройств должна быть проверена расчетом.

2.8.3. Отбор среды от
патрубка, на котором установлено предохранительное устройство, не допускается.
Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие
персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы должны быть
защищены от замерзания и оборудованы дренажами для слива, скапливающегося в них
конденсата. Установка запорных органов на дренажах не допускается.

2.8.4. Конструкция грузового
или пружинного клапана должна иметь устройство для проверки исправности
действия клапана во время работы трубопровода путем принудительного открытия. В
случае установки на трубопроводе электромагнитного импульсно-предохранительного
устройства (ИЛУ) оно должно быть оборудовано устройством, позволяющим
производить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

2.8.5. Класс точности
манометров должен быть не ниже:

2,5 — при рабочем давлении
до 2,5 МПа (25 кгс/см²);

1,5 — при рабочем давлении
более 2,5 МПа (25 кгс/см²) до 14 МПа (140 кгс/см²);

1,0 — при рабочем давлении
более 14 МПа (140 кгс/см²).

2.8.6. Шкала манометров
выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась
в средней трети шкалы.

2.8.7. На шкале манометра
должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты
допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную
в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть
установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему
персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с
наклоном вперед до 30° для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр
манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за
манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м — не менее 150
мм и на высоте от 3 до 5 м — не менее 250 мм. При расположении манометра на
высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве
дублирующего.

2.8.8. Перед каждым
манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для
продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным
для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10
мм.

2.8.9. Арматура должна иметь
четкую маркировку на корпусе, в которой указывается:

а) наименование или товарный
знак предприятия-изготовителя;

б) условный проход;

в) условное или рабочее
давление и температура среды;

г) направление потока среды;

д) марка стали.

2.8.10. Арматура с условным
проходом 50 мм и более должна поставляться с паспортом установленной формы, где
указываются применяемые материалы, режимы термической обработки и результаты
неразрушающего контроля, если проведение этих операций было предусмотрено ТУ. Данные
должны относиться к основным деталям арматуры: корпусу, крышке, шпинделю,
затвору и крепежу.

2.8.11. На маховиках
арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии
арматуры.

2.8.12. При конструировании
привода арматуры трубопроводов следует соблюдать следующие условия:

а) открытие арматуры должно
производиться движением маховика против часовой стрелки, закрытие — по часовой
стрелке; кроме того, должна быть предусмотрена возможность закрытия вентилей и
задвижек на цепи и замки;

б) прорезь, в которой
движется указатель открытия арматуры, не должна ограничивать его движения в
крайних положениях; на шкале указателя открытия арматуры крайние положения
должны быть обозначены надписями.

2.8.13. Трубопровод,
расчетное давление которого ниже давления питающего его источника, должен иметь
редуцирующее устройство с манометром и предохранительным клапаном, которые
устанавливаются со стороны меньшего давления (РОУ или другие редуцирующие
устройства).

2.8.14. Редукционные
устройства (РУ) должны иметь автоматическое регулирование давления, а
редукционно-охладительные устройства (РОУ), кроме того, — автоматическое
регулирование температуры.

2.8.15. В целях облегчения
открытия задвижек и вентилей, требующих значительного вращающего момента, а также
для прогрева паропроводов (в технически обоснованных случаях) они должны быть
оснащены обводными линиями (байпасами), диаметр которых определяется проектной
организацией.

III.
МАТЕРИАЛЫ И ПОЛУФАБРИКАТЫ

3.1. Общие
положения

3.1.1. Для изготовления, монтажа
и ремонта трубопроводов и их деталей, работающих под давлением, должны
использоваться материалы и полуфабрикаты, допущенные к применению
Госгортехнадзором России.

3.1.2. Применение новых
материалов и полуфабрикатов, разрешается Госгортехнадзором России на основании
положительного заключения специализированной организацией.

3.1.3. Поставка
полуфабрикатов (их сдаточные характеристики, объем и нормы контроля) должна
проводиться по НД, согласованной в установленном порядке.

3.1.4. Данные о качестве и
свойствах материалов и полуфабрикатов должны быть подтверждены предприятием —
изготовителем материала или полуфабриката и соответствующей маркировкой. При
отсутствии или неполноте сведений (маркировки) организация-изготовитель или
специализированная организация, проводящая монтаж или ремонт трубопровода,
должны провести необходимые испытания с оформлением результатов протоколами.

3.1.5. При выборе материалов
для трубопроводов, сооружаемых в районах с холодным климатом, кроме рабочих
параметров, должно учитываться влияние низких температур при эксплуатации,
монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, если оно не учтено в
организационно-технических мероприятиях.

3.2. Стальные полуфабрикаты. Общие требования

3.2.1. Изготовитель
полуфабрикатов должен контролировать химический состав материала. В сертификат
должны быть внесены результаты химического анализа, полученные непосредственно
для полуфабриката, или аналогичные данные по сертификату на заготовку (кроме
отливок), использованную для его изготовления.

3.2.2. Полуфабрикаты должны
поставляться в термически обработанном состоянии. Режим термической обработки
должен быть указан в документации организации-изготовителя полуфабриката.

Допускается поставка
полуфабрикатов без термической обработки в следующих случаях:

если механические и
технологические характеристики металла, установленные в НД, обеспечиваются
технологией изготовления полуфабриката (например, методом проката);

если в
организациях-изготовителях оборудования полуфабрикат подвергается горячему
формообразованию, совмещенному с термической обработкой, или последующей
термической обработке.

В этих случаях поставщик
полуфабрикатов контролирует свойства на термически обработанных образцах.

Допустимость использования
полуфабрикатов без термической обработки должна быть подтверждена
специализированной организацией по материалам и технологии.

3.2.3.
Изготовитель полуфабрикатов должен выполнять контроль механических свойств
металла путем испытаний на растяжение при 20 °С с определением временного
сопротивления, условного предела текучести при остаточной деформации 0,2 или 1
% или физического предела текучести, относительного удлинения и относительного
сужения (если испытания проводятся на цилиндрических образцах). Значения
относительного сужения допускается приводить в качестве справочных данных. В
тех случаях, когда нормируются значения относительного сужения, контроль
относительного удлинения не является обязательным.

3.2.4.
Испытаниям на ударную вязкость должны подвергаться полуфабрикаты в соответствии
с требованиями, указанными в табл. 1 — 6 приложения 5 , при толщине листа, толщине
сплошной поковки и толщине стенки трубы или полой поковки (отливки) 12 мм и
более или при диаметре круглого проката (поковки) 16 мм и более.

По требованию
конструкторских организаций испытания на ударную вязкость должны производиться
для труб, листа и поковок с толщиной стенки 6 — 11 мм. Это требование должно
содержаться в НД на изделие или в конструкторской документации.

3.2.5.
Испытаниям на ударную вязкость при температуре ниже 0 °С должен подвергаться
металл деталей фланцевых соединений трубопроводов, проложенных на открытом
воздухе, в грунте, каналах или в необогреваемых помещениях, где температура
металла может быть ниже 0 °С, а также металл других деталей по требованию
конструкторской организации, что должно быть указано в НД на изделие или в
конструкторской документации.

3.2.6.
Испытания на ударную вязкость образцов с концентратором вида U ( KCU ) должны производиться при 20 ° C и в случаях,
предусмотренных п. 3.2.5 , при одной из указанных в табл. 3 температур:

Таблица 3

Температура металла, ° С	Температура испытания, ° С
От 0 до минус 20	Минус 20
От минус 20 до минус 40	Минус 40
От минус 40 до минус 60	Минус 60

Испытания на ударную вязкость образцов с концентратором вида V ( KCV ) в
соответствии с НД на полуфабрикаты производятся при 20 °С, 0 °С и минус 20 °С.

Значения ударной вязкости
при температурах испытаний должны быть не ниже KCU = 30 Дж/см² (3,0
кгс м/см²) и не ниже KCV = 25 Дж/см² (2,5
кгс м/см²).

При оценке ударной вязкости
определяется средняя арифметическая величина из трех результатов испытаний с
отклонением минимального значения для отдельного образца не более чем на 10
Дж/см² (1,0 кгс м/см²) от нормы, но не ниже указанных
выше значений. Выбор критерия ударной вязкости KCU или KCV
должен производиться конструкторской организацией и указываться в НД или
конструкторской документации.

3.2.7.
Испытаниям на ударную вязкость после механического старения должен подвергаться
материал листов и проката для крепежа из углеродистой, низколегированной марганцовистой
и кремнемарганцовистой сталей, подлежащих в процессе изготовления деталей
холодному формоизменению без последующего отпуска и предназначаемых для работы
при температурах 200 — 350 °С.

Нормы по значению ударной
вязкости после механического старения должны соответствовать требованиям п. 3.2.6.

3.2.8.
Нормированные значения предела текучести при повышенных температурах должны
быть указаны в НД на полуфабрикаты, предназначенные для деталей, работающих при
расчетной температуре выше 150 ° С; для углеродистых, низколегированных марганцовистых и
кремнемарганцовистых сталей — до 400 °С, для хромомолибденовых и
хромомолибденованадиевых сталей — до 450 °С, для высокохромистых и аустенитных
сталей — до 525 °С.

Поддержание значений
пределов текучести на уровне требований НД должно обеспечиваться соблюдением
технологии производства и периодическим контролем продукции. Контрольные
испытания на растяжение при повышенных температурах, предусматриваемые НД на
изделие, а также выполняемые в период освоения новых материалов, следует
проводить при одной из температур в указанном выше диапазоне, кратной 10 или 25
°С. При этом условный предел текучести при остаточной деформации 0,2 или 1 %
должен нормироваться как сдаточная характеристика, а временное сопротивление,
относительное сужение или удлинение определяются как справочные данные.

3.2.9. Материал
полуфабрикатов, предназначенных для работы при расчетной температуре выше
значений, указанных в п. 3.2.8, должен обладать длительной прочностью не
ниже указанной в НД.

Гарантируемые значения
пределов длительной прочности на ресурс 10⁴, 10⁵ и 2·10⁵
ч должны быть обоснованы статистической обработкой данных испытаний и периодическим
контролем продукции и подтверждены положительным заключением специализированной
научно-исследовательской организации.

3.2.10. Перечень видов
контроля механических характеристик допускается сократить по сравнению с
указанным в табл. 1- 6 приложения 5 при условии гарантии
нормированных значений характеристик предприятием — изготовителем
полуфабриката. Гарантии должны обеспечиваться использованием статистических
методов обработки данных сертификатов изготовителя, результатов испытаний,
включая испытания на растяжение, и проведением периодического контроля
продукции, что должно найти отражение в НД. Обеспечение гарантии должно быть
подтверждено положительным заключением специализированной организации.

3.3. Листовая сталь

3.3.1. Пределы применения
листовой стали различных марок, НД на лист, виды обязательных испытаний и
контроля должны соответствовать указанным в табл. 1 приложения 5.

3.3.2. Допускается
применение стальной полосы тех же марок (см. табл. 1 приложения 5) при
условии, что требования к полосе будут не ниже установленных НД для листовой
стали.

3.4. Стальные трубы

3.4.1. Пределы применения
труб из сталей различных марок, НД на трубы, виды обязательных испытаний и
контроля должны соответствовать указанным в таблицах 2 и 3 приложения 5.

3.4.2. Бесшовные трубы
должны изготовляться из катаной, кованой или центробежнолитой заготовки.

3.4.3. Применение
электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается при условии
выполнения радиографического или ультразвукового контроля сварного шва по всей
длине.

3.4.4. Каждая бесшовная или
сварная труба должна проходить гидравлическое испытание пробным давлением,
указанным в НД на трубы.

Допускается не производить
гидравлическое испытание бесшовных труб в следующих случаях:

если труба подвергается по
всей поверхности контролю физическими методами (радиографическим, УЗК или им
равноценными);

для труб при рабочем
давлении 5 МПа (50 кгс/см²) и ниже, если предприятие — изготовитель
труб гарантирует положительные результаты гидравлических испытаний.

3.4.5. Применение
экспандированных труб без последующей термической обработки для температур выше
150 °С из материала, не проходившего контроль на ударную вязкость после
механического старения, допускается для прямых участков с условием, что
пластическая деформация при экспандировании не превышает 3 %.

3.5. Стальные поковки, штамповки, сортовой и
фасонный прокат

3.5.1. Пределы применения
поковок (проката) из стали различных марок, НД на поковки, виды обязательных
испытаний и контроля должны соответствовать указанным в табл. 4
приложения 5.

3.5.2.
Допускается применение круглого проката наружным диаметром до 80 мм для
изготовления деталей методом холодной механической обработки. Для полых круглых
деталей с толщиной стенки не более 40 мм и длиной до 200 мм допускается
использование круглого проката наружным диаметром не более 160 мм. Прокат
должен подвергаться радиографическому контролю или УЗК по всему объему на
предприятии — изготовителе проката (или на предприятии — изготовителе
трубопроводов и их элементов).

Радиографический контроль
или УЗК допускается проводить на готовых деталях или после предварительной
механической обработки.

3.5.3. Пределы применения,
виды обязательных испытаний и контроля для штамповок, изготовленных из листа,
должны удовлетворять требованиям для листа (табл. 1 приложение 5), а
для штамповок, изготовляемых из проката, — требованиям НД, согласованной в
установленном порядке.

3.6. Стальные отливки

3.6.1. Пределы применения
отливок из стали различных марок, НД на отливки, виды обязательных испытаний и
контроля должны соответствовать указанным в табл. 5 приложения 5.

3.6.2. Минимальная толщина
стенки отливок после механической обработки должна быть не меньше расчетной
толщины, но не менее 6 мм.

3.6.3. Каждая полая отливка
должна подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии
с НД.

Гидравлические испытания
отливок, прошедших сплошной радиографический контроль или УЗК в
организации-изготовителе, допускается совмещать с испытанием узла или объекта
пробным давлением, установленным техническими условиями для узла или объекта.

3.7. Крепеж

3.7.1. Пределы применения
сталей различных марок для крепежа, НД на крепеж, виды обязательных испытаний
контроля должны соответствовать табл. 6 приложения 5.

3.7.2. Материалы крепежных
деталей должны выбираться с коэффициентом линейного расширения, близким к
аналогичному коэффициенту материала фланцев, причем разница в этих
коэффициентах не должна превышать 10 %. Применение сталей с различными
коэффициентами линейного расширения (более 10 %) допускается в случаях,
обоснованных расчетом на прочность или экспериментальными исследованиями, а
также в тех случаях, когда расчетная температура крепежа не превышает 50 °С.

3.7.3. Крепежные детали,
изготовленные холодным деформированием, должны подвергаться термической
обработке — отпуску (за исключением деталей из углеродистой стали, работающих
при температурах до 200 °С).

Накатка резьбы не требует
последующей термической обработки.

3.8. Чугунные отливки

3.8.1. Пределы применения
отливок из чугуна различных марок, НД на чугунные отливки, виды обязательных
испытаний и контроля должны соответствовать указанным в табл. 7 приложения
5.

3.8.2. Толщина стенок литых
деталей из чугуна после механической обработки должна быть не менее 4 мм и не
более 50 мм.

3.8.3. Отливки из ковкого
или высокопрочного чугуна должны применяться в термически обработанном
состоянии.

3.8.4. Каждая полая отливка
должна подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением, в соответствии
с НД, но не менее 0,3 МПа (3 кгс/см²).

3.8.5. Применение чугунных
отливок для элементов арматуры, подвергающихся динамическим нагрузкам и
термическим ударам, не допускается.

3.8.6. Для изготовления
запорных органов продувочных, спускных и дренажных линий должны применяться
отливки из ковкого или высокопрочного чугуна.

3.9. Цветные металлы и сплавы

3.9.1. Для изготовления
корпусных деталей арматуры, корпусов крышек и деталей контрольно-измерительных
приборов при температуре не выше 250 °С допускается применять бронзу и латунь.

3.9.2. Гидравлические
испытания корпусов арматуры должны производиться в соответствии с НД.

3.10. Требования к сталям новых марок

3.10.1. Применение
материалов и полуфабрикатов, изготовленных из сталей новых марок, разрешается
Госгортехнадзором России на основании положительного заключения
специализированной организации. Для получения заключения должны быть
представлены данные о механических, физических и технологических свойствах
материалов в состоянии после основной и дополнительной термической обработки.

3.10.2. Механические
свойства (временное сопротивление, условный предел текучести при остаточной
деформации 1 % для аустенитных хромоникелевых сталей и 0,2 % для остальных
марок сталей) должны быть исследованы в интервале от 20 °С до температуры, не
менее чем на 50 °С превышающей рекомендуемую максимальную.

Температура должна
выбираться из условий получения четкой зависимости изменения прочностных
характеристик стали от температуры. Интервалы по температуре должны быть не
более 50 °С.

Для листа и труб величина
отношения нормативных значений предела текучести к временному сопротивлению при
температуре 20 ° С должна быть не более 0,6
для углеродистой и 0,7 — для легированной стали. Для крепежа указанное
отношение должно быть не более 0,8.

3.10.3. Для материалов,
предназначенных для работы при высоких температурах, вызывающих ползучесть,
должны быть представлены опытные данные для установления значений пределов
длительной прочности на ресурс 10⁴ ч, 10⁵ ч и 2 ´ 10⁵ ч и условного
предела ползучести для температур, при которых рекомендуется применение стали.

Число проведенных
кратковременных и длительных испытаний и продолжительность последних должны
быть достаточными для определения соответствующих расчетных характеристик
прочности стали и оценки пределов разброса этих характеристик с учетом размеров
полуфабриката (толщины стенки) и предусмотренных техническими условиями
отклонений по механическим свойствам (с минимальными и максимальными
значениями), по химическому составу (должен быть исследован металл плавок с
наименее благоприятным в отношении жаропрочности содержанием легирующих
элементов).

3.10.4. В случае склонности
стали к структурным изменениям в процессе эксплуатации должны быть представлены
данные, характеризующие указанные изменения и их влияние на эксплуатационные
свойства стали.

3.10.5. Чувствительность
стали к наклепу (например, при холодной гибке) должна быть оценена по изменению
ее длительной прочности и длительной пластичности путем сравнительных испытаний
наклепанного и ненаклепанного материалов.

Материал полуфабрикатов,
подвергающихся при переделе холодной деформации, должен быть проверен на отсутствие
склонности к механическому старению.

3.10.6. Возможность
применения стали должна быть подтверждена данными о ее сопротивляемости хрупким
разрушениям, полученными путем испытаний на ударную вязкость или иным методом,
выбранным исходя из условий работы материала в изделии.

3.10.7. Свариваемость стали
при существующих видах сварки должна быть подтверждена данными испытаний
сварных соединений, выполненных по рекомендуемой технологии с применением
соответствующих присадочных материалов. Результаты испытаний сварных соединений
должны подтвердить их работоспособность, установить степень влияния на их
эксплуатационные свойства технологии сварки, режима их термической обработки.

Для жаропрочных материалов
должны быть представлены данные о длительной прочности сварных соединений и о
сопротивляемости локальным разрушениям в околошовной зоне при длительной
работе.

3.10.8. При создании новых
материалов в отдельных случаях необходимо учитывать специфические условия их
работы, вызывающие потребность в расширении требований оценки соответствующих
свойств как стали, так и ее сварных соединений:

а) при отрицательных
температурах — оценка хладностойкости;

б) при циклических нагрузках
— оценка циклической прочности;

в) при активном воздействии
среды — оценка коррозионно-механической прочности и др.

3.10.9. Для стали новой
марки должны быть представлены следующие данные по ее физическим свойствам:

а) значения модуля упругости
при различных температурах;

б) значения
среднетермического коэффициента линейного расширения в соответствующем
температурном интервале;

в) значения коэффициента
теплопроводности при соответствующих температурах.

3.10.10.
Организациями-изготовителями полуфабрикатов или соответствующими
специализированными организациями должна быть подтверждена возможность
изготовления полуфабрикатов из стали рекомендуемой марки необходимого
сортамента с соблюдением установленного уровня свойств стали.

IV.
ИЗГОТОВЛЕНИЕ, МОНТАЖ И РЕМОНТ

4.1. Общие положения

4.1.1. Изготовление, монтаж
и ремонт трубопроводов и их элементов должны выполняться специализированными
организациями.

4.1.2. Трубопроводы и их
элементы должны изготавливаться в организациях, которые располагают
техническими средствами, обеспечивающими их качественное изготовление в полном
соответствии с требованиями Правил и технических условий. В НД должен быть
указан расчетный срок службы и расчетный ресурс деталей и сборочных единиц
трубопроводов (для элементов трубопроводов I и II категорий).

При изготовлении, монтаже и
ремонте должна применяться система контроля качества (входной, операционный и
приемочный контроль), обеспечивающая выполнение работ в соответствии с
Правилами и НД.

4.1.3. Изготовление, монтаж
и ремонт трубопроводов и их элементов должны производиться по технологии,
разработанной специализированной организацией до начала выполнения
соответствующих работ. При этом выполнение работ по разработанной технологии
должно обеспечивать высокую эксплуатационную надежность трубопроводов.

4.1.4. Все положения
принятой технологии изготовления, монтажа и ремонта трубопроводов должны быть
отражены в производственно-технологической документации (далее по тексту ПТД),
регламентирующей содержание и порядок выполнения всех технологических и
контрольных операций.

ПТД должна быть составлена с
учетом Правил, действующей технической документации по изготовлению, монтажу и
ремонту трубопроводов (стандартов, ТУ, правил контроля и др.), утвержденной в
установленном порядке.

В тех случаях, когда
стандарты, ТУ, правила контроля и другая документация включают все необходимые
указания по выполнению технологических и контрольных операций при изготовлении,
монтаже и ремонте трубопроводов, составление ПТД не является обязательным.

4.1.5. На листах, прокате и
поковках, предназначенных для изготовления деталей, работающих под давлением, а
также на трубах наружным диаметром более 76 мм следует сохранять маркировку
организации-изготовителя.

В случае, когда указанные
полуфабрикаты разрезаются на части, маркировка должна быть сохранена на каждой
из частей.

4.1.6. Для обеспечения
правильного сопряжения поперечных стыков труб допускаются расточка, раздача или
обжатие концов труб. Допустимое значение расточки, деформации раздачи или
обжатия принимается по стандартам или другой нормативной документации.

4.1.7. Для защиты внутренних
полостей деталей и элементов трубопроводов от коррозионных воздействий
атмосферы перед отправкой на место монтажа их внутренние полости должны быть
очищены, а отверстия закрыты заглушками, чехлами или другими равноценными
защитными устройствами.

4.1.8. Холодный натяг трубопроводов,
если он предусмотрен проектом, может производиться лишь после выполнения всех
сварных соединений, за исключением замыкающего, окончательного закрепления
неподвижных опор на концах участка, подлежащего холодному натягу, а также после
термической обработки (при необходимости ее проведения) и контроля качества
сварных соединений, расположенных по всей длине участка, на котором необходимо
произвести холодный натяг.

4.1.9. Перед сборкой в блоки
или перед отправкой с предприятия-изготовителя на место монтажа или ремонта
деталей и элементов трубопроводов, поставляемых россыпью, все детали и элементы
из легированной стали должны подвергаться стилоскопированию.

4.1.10. Монтажная или
ремонтная организация обязана проверять наличие выписок из сертификатов, свидетельств
или паспортов, а также клейм и заводской маркировки у всех поступающих на
монтажную площадку элементов и деталей трубопроводов.

4.1.11.
Перед изготовлением, монтажом и ремонтом трубопроводов должен производиться
входной контроль основных и сварочных материалов и полуфабрикатов в
соответствии с НД.

4.2. Сварка

4.2.1. При изготовлении,
монтаже, ремонте трубопроводов должна применяться технология сварки,
аттестованная в соответствии с требованиями Правил.

4.2.2. Для выполнения сварки
должны применяться исправные установки, аппаратура и приспособления,
обеспечивающие соблюдение требований НД (ПТД).

4.2.3. К производству работ
по сварке и прихватке элементов трубопроводов допускаются сварщики, прошедшие
аттестацию в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков и специалистов
сварочного производства» ( ПБ
03-273-99), утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от
30.10.98 № 63, зарегистрированными Минюстом России 04.03.99, рег. № 1721, и
имеющие Удостоверение на право выполнения данных сварочных работ.

Сварщики могут быть допущены
только к сварочным работам тех видов, которые указаны в их удостоверении.

4.2.4. Сварщик, впервые
приступающий в данной организации к сварке элементов трубопроводов, работающих
под давлением, независимо от наличия удостоверения, должен перед допуском к
работе пройти проверку путем сварки и контроля пробного сварного соединения.
Конструкция пробного сварного соединения должна соответствовать видам работ,
указанным в удостоверении сварщика. Методы, объемы и нормы контроля качества
сварки пробного сварного соединения должны отвечать настоящим Правилам. По
результатам проверки качества пробного сварного соединения составляется
протокол, являющийся основанием для допуска сварщика к выполнению сварочных
работ.

4.2.5. Руководство работами
по сборке, сварке и контролю качества сварных соединений трубопроводов должно
быть возложено на специалиста, прошедшего аттестацию в соответствии с
«Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций,
осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных
производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России» ( РД
03-444-02), утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.02
№ 21 и зарегистрированным Минюстом России 31.05.02, рег. № 3489.

4.2.6. Сварные соединения
элементов трубопроводов, работающих под давлением с толщиной стенки 6 мм и
более, подлежат маркировке (клеймению), позволяющей установить фамилию сварщика,
выполнившего сварку. Система маркировки указывается в ПТД. Необходимость и
способ маркировки сварных соединений с толщиной стенки менее 6 мм
устанавливаются требованиями ПТД. Способ маркировки должен исключать наклеп,
подкалку или недопустимое утонение толщины металла и обеспечить сохранность
маркировки в течение всего периода эксплуатации изделия.

Если все сварные соединения
данного изделия выполнены одним сварщиком, то маркировку каждого сварного
соединения можно не производить. В этом случае клеймо сварщика следует ставить
около фирменной таблички или на другом открытом участке изделия и место
клеймения заключить в рамку, наносимую несмываемой краской. Место клеймения
должно быть указано в паспорте изделия.

Если сварное соединение
выполнялось несколькими сварщиками, то на нем должны быть поставлены клейма
всех сварщиков, участвовавших в его выполнении.

4.2.7. Сварочные материалы,
применяемые для сварки трубопроводов, должны соответствовать требованиям
стандартов и технических условий.

4.2.8. Марки, сортамент,
условия хранения и подготовка к использованию сварочных материалов должны
соответствовать требованиям НД (ПТД) на сварку.

4.2.9.
Помимо проверки в соответствии с пп. 4.1.11 , 4.10.2 в) должны быть
проконтролированы следующие сварочные материалы:

а) каждая партия электродов
— на сварочно-технологические свойства согласно НД; на наличие легирующих
элементов марочному составу путем стилоскопирования наплавленного металла,
выполненного легированными электродами типов Э-09Х1М, Э-09X1МФ, аустенитных и
др.;

б) каждая партия порошковой
проволоки на сварочно-технологические свойства согласно НД;

в) каждая бухта (моток,
катушка) легированной сварочной проволоки — на наличие основных легирующих
элементов, регламентированных НД, путем стилоскопирования;

г) каждая партия проволоки с
каждой партией флюса, которые будут использоваться совместно для автоматической
сварки под флюсом, — на механические свойства металла шва.

4.2.10. Подготовка кромок и
прилегающих к ним поверхностей под сварку должна выполняться механической
обработкой либо путем термической резки или строжки (кислородной,
воздушно-дуговой, плазменно-дуговой) с последующей механической обработкой
резцом, фрезой, абразивным инструментом. Глубина механической обработки после
термической резки (строжки) должна быть указана в НД (ПТД) в зависимости от
восприимчивости конкретной марки стали к термическому циклу резки (строжки).

4.2.11. При сборке стыковых
соединений труб с односторонней разделкой кромок и свариваемых без подкладных
колец и подварки корня шва смещение (несовпадение) внутренних кромок не должно
превышать значений, установленных НД (ПТД).

4.2.12. Кромки деталей,
подлежащих сварке, и прилегающие ним участки должны быть очищены от окалины,
краски, масла и других загрязнений в соответствии с требованиями ПТД.

4.2.13. Приварка и удаление
вспомогательных элементов (сборочных устройств, временных креплений и др.)
должны производиться в соответствии с указаниями чертежей и ПТД. Приварка этих
элементов должна выполняться сварщиком, допущенным к сварке данного изделия.

4.2.14. Прихватка собранных
под сварку элементов должна выполняться с использованием тех же сварочных
материалов, что и для сварки данного соединения.

4.2.15. Технология сварки
при изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов допускается к применению
после подтверждения ее технологичности на реальных изделиях, проверки всего
комплекса требуемых свойств сварных соединений и освоения эффективных методов
контроля их качества. Применяемая технология сварки должна быть аттестована в
соответствии с Правилами.

4.2.16. Аттестация
технологии сварки подразделяется на исследовательскую и производственную.

Исследовательская аттестация
проводится специализированной организацией при подготовке к внедрению новой,
ранее не аттестованной технологии сварки.

Производственная аттестация
проводится каждой организацией на основании рекомендаций, выданных по
результатам исследовательской аттестации.

4.2.17. Исследовательская
аттестация технологии сварки проводится в целях определения характеристик
сварных соединений, необходимых для расчетов при проектировании и выдачи
технологических рекомендаций (область применения технологии, сварочные
материалы, режимы подогрева, сварки и термической обработки, гарантируемые
показатели приемо-сдаточных характеристик сварного соединения, методы контроля
и др.).

Характеристики сварных
соединений, определяемые при исследовательской аттестации, выбирают в
зависимости от вида и назначения основного металла и следующих условий
эксплуатации сварных соединений:

механические свойства при
нормальной (20±10 °С) и рабочей температуре, в том числе временное
сопротивление разрыву, предел текучести, относительное удлинение и
относительное сужение металла шва, ударная вязкость металла шва и зоны
термического влияния сварки, временное сопротивление разрыву и угол изгиба
сварного соединения;

длительная прочность,
пластичность и ползучесть;

циклическая прочность;

критическая температура
хрупкости металла шва и зоны термического влияния сварки;

стабильность свойств сварных
соединений после термического старения при рабочей температуре;

интенсивность окисления в
рабочей среде;

отсутствие недопустимых
дефектов;

стойкость против
межкристаллитной коррозии (для сварных соединений элементов из сталей
аустенитного класса);

другие характеристики,
специфические для выполняемых сварных соединений.

По результатам
исследовательской аттестации организацией, проводившей ее, должны быть выданы
рекомендации, необходимые для ее практического применения. Разрешение на
применение предлагаемой технологии в производстве выдается Госгортехнадзором
России в установленном порядке.

4.2.18. Производственная
аттестация технологии сварки проводится каждой организацией до начала ее применения
с целью проверки соответствия сварных соединений, выполненных по ней в
конкретных условиях производства, требованиям настоящих Правил и НД.

Производственная аттестация
должна проводиться для каждой группы однотипных сварных соединений*, выполняемых
в данной организации.

* Определение однотипности сварных соединений
приведено в приложении 7.

4.2.19. Производственная
аттестация проводится аттестационной комиссией, созданной в организации в
соответствии с программой, разработанной этой организацией и утвержденной
председателем комиссии.

Программа должна
предусматривать проведение неразрушающего и разрушающего контроля сварных
соединений и оценку качества сварки по результатам контроля.

Порядок проведения
производственной аттестации, в том числе применявшейся в организации до
введения в действие настоящих Правил, определяется НД (ПТД).

Если при производственной
аттестации технологии сварки получены неудовлетворительные результаты по
какому-либо виду испытаний, аттестационная комиссия должна принять меры по
выяснению причин несоответствия полученных результатов установленным
требованиям и решить, следует ли провести повторные испытания или данная
технология не может быть использована для сварки производственных соединений и
нуждается в доработке.

Разрешение на применение
технологии сварки, прошедшей производственную аттестацию на предприятии,
выдается органами Госгортехнадзора России в установленном порядке.

4.2.20. В случае ухудшения
свойств или качества сварных соединений по отношению к уровню, установленному
исследовательской аттестацией, организация-изготовитель (монтажная или
ремонтная организация) должна приостановить применение технологии сварки,
установить и устранить причины, вызвавшие их ухудшение, и провести повторную
производственную аттестацию, а при необходимости — и исследовательскую
аттестацию.

4.2.21. При изготовлении,
монтаже и ремонте трубопроводов могут применяться любые аттестованные
технологии сварки.

Не допускается применение
газовой сварки для деталей из аустенитных сталей и высокохромистых сталей
мартенситного и мартенситно-ферритного класса.

4.2.22. Сварка элементов,
работающих под давлением, должна производиться при положительной температуре
окружающего воздуха. При монтаже и ремонте допускается выполнять сварку в
условиях отрицательных температур при соблюдении требований НД (ПТД) и создания
необходимых условий для сварщиков (защиты от ветра, дождя, снегопада).

При отрицательной
температуре окружающего воздуха металл в районе сварного соединения перед
сваркой должен быть просушен и прогрет с доведением температуры до
положительной.

4.2.23. Необходимость и
режим предварительного и сопутствующего подогрева свариваемых деталей
определяются технологией сварки и должны быть указаны в ПТД. При отрицательной
температуре окружающего воздуха подогрев производится в тех же случаях, что и
при положительной, но температура подогрева должна быть выше на 50 °С.

4.2.24. После сварки шов и
прилегающие участки должны быть очищены от шлака, брызг металла и других
загрязнений.

Внутренний грат в стыках
труб, выполненных контактной сваркой, должен быть удален с обеспечением
заданного проходного сечения.

4.3. Термическая обработка

4.3.1. Термическая обработка
элементов трубопроводов производится для обеспечения соответствия свойств
металла и сварных соединений показателям, принятым в НД на металл и сварку, а
также для снижения остаточных напряжений, возникающих при выполнении
технологических операций (сварки, гибки, штамповки и др.).

Термической обработке следует
подвергать полуфабрикаты, сборочные единицы и изделия в целом, если ее
проведение предусмотрено Правилами, НД, конструкторской и (или)
производственно-технологической документацией.

4.3.2. Термическая обработка
может быть двух видов:

а) основная, включающая в
себя нормализацию, нормализацию с отпуском, закалку, закалку с отпуском,
аустенизацию или многоступенчатую термообработку с нагревом до температур
закалки или аустенизации;

б) дополнительная в виде
отпуска.

Виды основной и
дополнительной термообработки и ее режимы (скорость нагрева, температура и
продолжительность выдержки, скорость охлаждения, род охлаждающей среды и др.)
принимаются по НД (ПТД) на изготовление и сварку с соблюдением требований,
приведенных в Правилах.

К проведению работ по
термической обработке допускаются термисты-операторы, прошедшие специальную
подготовку, сдавшие соответствующие испытания и имеющие удостоверение на право
производства этих работ.

4.3.3. Основной
термообработке изделия должны подвергаться в следующих случаях:

а) если полуфабрикаты (лист,
трубы, отливки, поковки и др.) не подвергались термообработке по режимам,
обеспечивающим свойства материала, принятые в НД на металл;

б) если технологические
операции формоизменения (гибка, вальцовка, штамповка и др.) производились с
нагревом до температуры, превышающей температуру отпуска;

в) после электрошлаковой
сварки;

г) после гибки труб из стали
аустенитного класса (независимо от величины наружного диаметра трубы и радиуса
гиба);

д) во всех других случаях,
для которых в НД (ПТД) на изготовление и сварку предусматривается основная
термическая обработка, а также по требованию конструкторской документации.

4.3.4. Основная термическая
обработка не является обязательной, если технологические операции
формоизменения (гибка, вальцовка, штамповка и др.) проводились:

а) для деталей и
полуфабрикатов из углеродистой, марганцовистой и кремнемарганцовистой сталей с
нагревом до температуры нормализации с окончанием не ниже 700 °С;

б) для труб из сталей
аустенитного класса при гибке на станках с нагревом токами высокой частоты до
температуры аустенизации с применением спреерного охлаждения.

4.3.5.
Дополнительной термообработке (отпуску) изделия подвергаются в следующих
случаях:

а) после вальцовки и
штамповки деталей из углеродистой, марганцовистой и кремнемарганцовистой стали,
проводимой без нагрева или с нагревом до температуры ниже 700 °С, при толщине
стенки более 36 мм независимо от радиуса гиба, а также при толщине стенки,
превышающей 5 % от внутреннего диаметра обечайки, от наименьшего внутреннего
радиуса кривизны для днищ, от внутреннего радиуса патрубка (ответвления) для
штампованных тройников, от среднего радиуса кривизны для колена;

б) после гибки без нагрева
гибов труб:

из углеродистой,
марганцовистой и кремнемарганцовистой стали толщиной стенки более 36 мм
независимо от радиуса гиба или толщиной 10 — 36 мм при среднем радиусе гиба
менее трехкратного наружного диаметра трубы, если овальность поперечного
сечения гиба более 5 %;

из стали марок 12Х1МФ и
15Х1М1Ф при номинальном наружном диаметре более 108 мм независимо от толщины
стенки; пои диаметре 108 мм и менее с толщиной стенки 12 мм и более, а также
гибы с овальностью поперечного сечения более 5 %;

из остальных легированных
сталей согласно указаниям НД (ПТД) на изготовление;

в) после сварки деталей и
сборочных единиц трубопроводов:

из углеродистой,
марганцовистой и кремнемарганцовистой стали толщиной стенки более 36 мм, а при
введении сопутствующего подогрева до температуры не ниже 100 °С — с толщиной
стенки более 40 мм;

из легированной стали других
марок согласно указаниям НД (ПТД) на сварку;

г) после приварки штуцеров,
а также деталей, не работающих под давлением, к трубопроводам при толщине
стенки основной детали, превышающей толщину стенок, указанных в пункте «в»;
возможность приварки без термической обработки допускается по специальной
технологии, согласованной со специализированной организацией;

д) во всех других случаях,
для которых в ТУ на изделие или в НД (ПТД) на сварку предусматривается
дополнительная термическая обработка или замена основной термообработки на
дополнительную, а также по требованию конструкторской документации.

4.3.6. Условия пребывания
изделия в интервале времени между окончанием сварки и началом отпуска
(длительность выдержки, допустимая температура охлаждения и т.д.) определяются
НД (ПТД) на сварку. Температура отпуска сварного изделия не должна превышать
температуру отпуска полуфабриката.

4.3.7. Если заданный уровень
механических свойств изготовленного элемента, кроме гиба труб, будет
подтвержден испытаниями, то необходимость дополнительной термообработки,
предусмотренной п. 4.3.5, решается специализированной организацией
по сварке.

4.3.8. Для элементов,
свариваемых из сталей разных марок, необходимость термической обработки и ее
режим устанавливаются НД (ПТД) на сварку.

4.3.9. При основной
термической обработке деталей и элементов всех типов, а также при
дополнительной термообработке продольных и поперечных сварных швов изделие
следует нагревать целиком. Допускается отпуск изделия частями при условии, что
будут обеспечены заданная структура и механические свойства по всей длине
изделия, а также отсутствие его поводки.

4.3.10. Допускается местная
термообработка при аустенизации гибов из аустенитной стали и отпуске гибов из
углеродистой, низколегированной марганцовистой и кремнемарганцовистой стали.
При местной термообработке гибов труб должен производиться одновременный нагрев
всего участка гибов и примыкающих к нему прямых участков длиной не менее
трехкратной толщины стенки трубы, но не менее 100 мм с каждой стороны гиба.

4.3.11. Отпуск поперечных
сварных швов трубопроводов, а также сварных швов приварки штуцеров, элементов
опор, креплений и других деталей к трубопроводам разрешается производить путем
местного нагрева переносными нагревательными устройствами. При термообработке
поперечных (кольцевых) сварных швов должен быть обеспечен равномерный нагрев по
всему периметру кольца. Ширина зоны нагрева устанавливается НД (ПТД) с
расположением сварного шва посередине нагреваемого участка.

Участки трубопровода,
расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, должны быть покрыты
изоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине.

4.3.12. Термическая
обработка должна производиться таким образом, чтобы были обеспечены равномерный
прогрев металла изделий, их свободное тепловое расширение и отсутствие
пластических деформаций. Режимы нагрева, выдержки и охлаждения при
термообработке изделий с толщиной стенки 20 мм и более при температурах выше
300 °С должны регистрироваться самопишущими приборами.

4.4. Контроль. Общие положения

4.4.1.
Организация-изготовитель, монтажная или ремонтная организация обязаны применять
такие виды и объемы контроля своей продукции, которые гарантировали бы
выявление недопустимых дефектов, ее высокое качество и надежность в
эксплуатации. При этом объем контроля должен соответствовать требованиям
Правил.

Система контроля качества
продукции должна включать:

а) проверку аттестации
персонала;

б) проверку
сборочно-сварочного, термического и контрольного оборудования, аппаратуры,
приборов и инструментов;

в) контроль качества
основных материалов;

г) контроль качества
сварочных материалов и материалов для дефектоскопии;

д) операционный контроль
технологии сварки;

е) неразрушающий контроль
качества сварных соединений;

ж) разрушающий контроль
качества сварных соединений;

з) контроль исправления
дефектов.

4.4.2.
Основными методами неразрушающего контроля материалов и сварных соединений
являются:

визуальный и измерительный;

радиографический;

ультразвуковой;

радиоскопический*;

капиллярный или
магнитопорошковый;

токовихревой;

стилоскопирование;

замер твердости;

гидравлическое испытание.

* Допускается применять только по инструкции,
согласованной в установленном порядке.

Кроме этого, могут применяться
другие методы (акустическая эмиссия и др.).

Выбор видов контроля должен
производиться конструкторской организацией в соответствии с требованиями
Правил, НД на изделие и сварку и указываться в конструкторской документации.

4.4.3. При разрушающем
контроле должны проводиться испытания механических свойств, металлографические
исследования и испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии.
Методика, порядок и объем контроля устанавливаются ПТД на изделие.

4.4.4. Приемочный контроль
изделия, сборочных единиц и сварных соединений должен выполняться после
окончания всех технологических операций, связанных с нагревом изделия свыше 450
°С, термической обработкой, деформированием и наклепом металла.

Последовательность контроля
отдельными методами должна соответствовать требованиям НД (ПТД). Визуальный и
измерительный контроль, а также стилоскопирование должны предшествовать
контролю другими методами.

4.4.5. Контроль качества
сварных соединений должен проводиться по НД, согласованной в установленном
порядке.

Специалисты неразрушающего
контроля должны быть аттестованы в соответствии с «Правилами аттестации
персонала в области неразрушающего контроля» ( ПБ
03-440-02), утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от
23.01.02 № 3 и зарегистрированными Минюстом России 17.04.02 рег. № 3378.

4.4.6. В процессе
производства работ персоналом предприятия — производителя работ (завода,
монтажной или ремонтной организации) должен осуществляться операционный
контроль технологических процессов подготовки и сборки деталей под сварку,
сварки и термической обработки сварных соединений, исправления дефектов сварных
соединений.

При операционном контроле
проверяется соблюдение исполнителями требований настоящих Правил, НД, ПТД и
чертежей. Объемы операционного контроля при подготовке, сборке, сварке,
термической обработке и исправлении дефектов должны указываться в ПТД.

4.4.7. Результаты по каждому
виду контроля и места контроля (в том числе и операционного) должны
фиксироваться в отчетной документации (журналах, формулярах, протоколах,
маршрутных паспортах и т.д.).

4.4.8. Средства контроля
должны проходить метрологическую поверку в соответствии с нормативной
документацией.

4.4.9. Каждая партия
материалов для дефектоскопии (пенетрантов, порошков, суспензий,
радиографической пленки, химических реактивов и т.п.) до начала их
использования должна быть подвергнута входному контролю.

4.4.10. Объем разрушающего и
неразрушающего контроля, предусмотренный Правилами, может быть уменьшен по
согласованию с органом Госгортехнадзора России в случае массового изготовления
трубопроводов и их элементов, в том числе при монтаже и ремонте изделий с
однотипными сварными соединениями при неизменном технологическом процессе,
специализации сварщиков на отдельных видах и высоком качестве работ,
подтвержденном результатами контроля за период не менее 6 месяцев.

4.4.11. Методы и объемы
контроля сварных соединений приварных деталей, не работающих под внутренним давлением,
должны устанавливаться НД (ПТД) на изделие и сварку.

4.4.12. Изделие признается
годным, если при любом виде контроля в нем не будут обнаружены внутренние и
наружные дефекты не выходящие за пределы допустимых норм, установленных
Правилами (приложение 8), и НД на изделие и сварку.

4.5. Визуальный и измерительный контроль, допуски

4.5.1. Каждое изделие и все
его сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю,
проводимому согласно Правилам, конструкторской документации, а также НД (ПТД) с
целью выявления наружных дефектов, в том числе:

а) отклонений по
геометрическим размерам и взаимному расположению элементов;

б) поверхностных трещин всех
видов и направлений;

в) дефектов на поверхности
основного металла и сварных соединений (вмятин, расслоений, раковин, наплывов,
подрезов, прожогов, свищей, незаваренных кратеров, непроваров, пор, включений и
т.п.).

4.5.2. Перед визуальным
контролем поверхности изделия и сварных соединений должны быть очищены от
загрязнений и шлака. При контроле сварных соединений зачистке подлежат
поверхность шва и прилегающие к нему участки основного металла шириной не менее
20 мм в обе стороны от шва, при электрошлаковой сварке — 100 мм.

4.5.3. Визуальный и
измерительный контроль сварных соединений должен производиться с внутренней и
наружной сторон по всей протяженности в соответствии с НД (ПТД).

В случае недоступности для
визуального и измерительного контроля внутренней поверхности сварного
соединения контроль производится только с наружной стороны.

4.5.4. Поверхностные
дефекты, выявленные при визуальном и измерительном контроле, должны быть
исправлены до проведения контроля другими неразрушающими методами.

4.5.5. Допуски по
геометрическим размерам готовых изделий не должны превышать указанных в НД и
чертежах и не должны быть более установленных Правилами.

Методика и количество
контрольных измерений и расположение проверяемых участков должны
устанавливаться ПТД.

4.5.6. В цилиндрических и
конических элементах, изготовленных из листов или поковок (штамповок) с помощью
сварки, допускаются следующие отклонения:

а) по диаметру — не более ±1
% номинального наружного или внутреннего диаметра;

б) по овальности поперечного
сечения — не более 1 %; овальность вычисляется по формуле:

,

где D _max ,
D _min — соответственно
максимальный и минимальный наружные или внутренние диаметры, измеряемые в одном
сечении;

в) от прямолинейности
образующей — не более 0,3 % всей длины цилиндрической части элементов, а также
на любом участке длиной 5 м;

г) местные утонения не
должны выводить толщину стенки за пределы допустимого значения;

д) глубина вмятин и другие
местные отклонения формы не должны превышать значений, установленных в НД на
изделие, а при отсутствии НД должны обосновываться расчетом на прочность.

4.5.7. Отклонения по
диаметру и овальности поперечного сечения элементов трубопроводов не должны
превышать значений, установленных в НД на изделие.

4.5.8. Контроль толщины
стенки гнутых участков труб должен производиться с помощью ультразвукового
толщиномера или измерением после разрезки, производимой в выборочном порядке из
партии гнутых участков с одинаковыми размерами. Методика, порядок и объем
контроля толщины стенки на гнутых участках труб устанавливаются ПТД.

4.5.9.
В стыковых сварных соединениях с одинаковой номинальной толщиной стенки
максимально допустимое смещение (несовпад ение)
кромок свариваемых элементов (деталей) с наружной стороны шва не должно
превышать значений, указанных в табл. 4 .

Таблица 4

Толщина стенки трубы, мм	Смещение кромок, мм
До 3	0,2 S
Св. 3 до 6	0,1 S +0,3
Св. 6 до 10	0,15 S
Св. 10 до 20	0,05 S +1,0
Св. 20	0,1 S , но не более 3 мм

Примечание. В стыковых сварных соединениях, выполняемых
электродуговой сваркой с двух сторон, а также электрошлаковой сваркой,
указанное смещение кромок не должно быть превышено ни с наружной, ни с
внутренней стороны шва.

4.5.10.
Смещение (несовпадение) кромок элементов (деталей) с внутренней стороны шва (со
стороны корня шва) в стыковых сварных соединениях с односторонней разделкой
кромок не должно превышать норм, установленных соответствующими стандартами, НД
(ПТД) и рабочими чертежами.

4.5.11.
Требования, указанные в пп. 4.5.9 и 4.5.10 , не являются обязательными для сварных соединений элементов с
различной фактической толщиной стенок при условии обеспечения плавного перехода
от одного сечения к другому за счет наклонного расположения поверхности шва в
соответствии с требованиями п. 2.3.3 .

При смещении кромок
свариваемых элементов (деталей) в пределах норм, указанных в пп. 4.5.9 и
4.5.11,
поверхность шва должна обеспечивать плавный переход от одной кромки к другой.

4.6. Радиографический и ультразвуковой контроль

4.6.1. Радиографический и
ультразвуковой контроль должен применяться для выявления внутренних дефектов в
сварных соединениях (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и т.д.).

Применение того или другого
контроля или их сочетания должно производиться в соответствии с п. 4.4.2
Правил и НД (ПТД).

4.6.2. Радиографический и
ультразвуковой контроль качества сварных соединений должен производиться в
соответствии НД, согласованной в установленном порядке.

4.6.3.
Обязательному ультразвуковому контролю в трубопроводах (и их элементах) из стали
перлитного и мартенситно-ферритного классов подлежат:

а) все стыковые сварные
соединения трубопроводов I и II категории с толщиной стенки
15 мм и более — по всей длине соединения, за исключением сварных соединений
литых деталей;

б) сварные соединения, ультразвуковой
контроль которых предусмотрен НД (ПТД) по сварке.

Все сварные соединения труб
контролируются ультразвуковой дефектоскопией с двух сторон от оси шва, а
сварные соединения труб с литыми и другими фасонными деталями — с одной стороны
(со стороны трубы).

Ультразвуковому контролю
должны подвергаться только соединения с полным проплавлением (без
конструктивного непровара).

4.6.4.
Ультразвуковому контролю или радиографии в трубопроводах из стали перлитного и
мартенситно-ферритного классов подлежат:

а) все продольные сварные
соединения трубопроводов всех категорий, их деталей и элементов — по всей длине
соединений;

б) все поперечные сварные
соединения трубопроводов I категории с наружным
диаметром 200 мм и более при толщине стенки менее 15 мм — по всей длине
соединений;

в) поперечные стыковые
сварные соединения трубопроводов I категории с наружным
диаметром менее 200 мм при толщине стенки менее 15 мм, а также трубопроводов II
категории с наружным диаметром 200 мм и более при толщине стенки менее 15 мм — в
объеме не менее 20 % (но не менее пяти стыков) от общего числа однотипных
стыков трубопроводов, выполненных каждым сварщиком (по всей длине соединения);

г) поперечные стыковые
сварные соединения трубопроводов II категории с наружным
диаметром менее 200 мм при толщине стенки менее 15 мм — в объеме не менее 10 %
(но не менее четырех стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода,
выполняемых каждым сварщиком (по всей длине соединения);

д) поперечные стыковые
сварные соединения трубопроводов III категории в объеме не менее
5 % (но не менее трех стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода,
выполненных каждым сварщиком (по всей длине соединения);

е) поперечные стыковые
сварные соединения трубопроводов I V категории в объеме не менее
3 % (но не менее двух стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода,
выполненных каждым сварщиком (по всей длине соединения);

ж) все угловые сварные
соединения деталей и элементов трубопроводов с внутренним диаметром
привариваемых штуцеров (труб, патрубков) 100 мм и более независимо от толщины
стенки — по всей длине проверяемых соединений;

з) угловые сварные
соединения деталей и элементов трубопроводов с внутренним диаметром
привариваемых штуцеров (труб, патрубков) менее 100 мм, поперечные стыковые
сварные соединения литых элементов труб с литыми деталями (см. п. 4.6.3
а), а также другие сварные соединения, не указанные в настоящей статье, — в
объеме, устанавливаемом НД и ПТД по сварке.

Установленные в пп. 4.6.4
д) и 4.6.4
е) требования по объему контроля распространяются на сварные соединения
трубопроводов III и IV категорий с наружным
диаметром не более 465 мм. Для сварных соединений трубопроводов большего
диаметра объемы контроля устанавливаются техническими условиями на трубопровод,
НД и ПТД на сварку.

Требования к контролю
сварных стыковых соединений элементов трубопроводов, расположенных под углом
менее 60° к продольной оси трубопровода, должны соответствовать требованиям к
продольным соединениям; для других значений угла сварные соединения
рассматриваются как поперечные.

Выбор метода контроля
(ультразвуковой дефектоскопии или радиографии) для перечисленных в настоящей
статье сварных соединений должен производиться исходя из возможностей
обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом
особенностей физических свойств металла, а также освоенности и совершенства
методики контроля для данного вида сварных соединений на конкретных изделиях.

4.6.5. Обязательной
радиографии подлежат все места пересечения продольных и поперечных сварных
соединений трубопровода, подвергаемых ультразвуковому контролю согласно п. 4.6.3.

4.6.6. Поперечные стыковые
соединения сварных секторных отводов (колен) для трубопроводов III и IV
категорий должны подвергаться ультразвуковому контролю или радиографии в утроен ном объеме по сравнению с
нормами, установленными в пп. 4.6.4 д) и 4.6.4 е), при удвоенном
количестве минимального числа контролируемых стыков.

4.6.7. На изделиях из стали
аустенитного класса, а также в местах сопряжения элементов из стали
аустенитного класса с элементами из стали перлитного и мартенситно-ферритного
классов обязательной радиографии подлежат:

а) все стыковые сварные
соединения элементов трубопроводов, за исключением выполненных контактной
сваркой, — по всей длине соединения;

б) все стыковые сварные
соединения литых элементов, а также труб с литыми деталями — по всей длине
соединения;

в) все угловые соединения
деталей и элементов трубопроводов с внутренним диаметром привариваемых штуцеров
(труб, патрубков) 100 мм и более независимо от толщины стенки — по всей длине
соединения;

г) другие сварные соединения
(в том числе угловые), не указанные в настоящей статье, — в объеме,
установленном требованиями НД (ПТД) по сварке.

4.6.8. При одновременном
изготовлении или монтаже в одной организации или объекте нескольких
трубопроводов (или деталей и элементов для разных трубопроводов) с однотипными
сварными соединениями, контролируемыми в объеме менее 100 %, объем контроля
разрешается определять не от одного трубопровода, а от всей партии (серии,
группы) трубопроводов.

При этом в одну партию могут
быть объединены трубопроводы, цикл изготовления которых по сборочно-сварочным
работам термообработке и контролю качества сварных соединений не превышает трех
месяцев.

При монтаже трубопроводов
данное разрешение допускается использовать только в том случае, когда все
работы по выполнению соответствующих однотипных сварных соединений на объекте
производятся одной организацией.

4.6.9. Сварные соединения
деталей из легированных теплоустойчивых сталей перлитного класса, выполненные
при температуре ниже 0 °С без предварительного и сопутствующего подогрева в
зоне сварки, должны быть проконтролированы по всей длине соединений
радиографией или ультразвуком.

4.6.10. Стыковые сварные соединения,
которые были подвергнуты ремонтной переварке, должны быть проверены
радиографией или ультразвуком по всей длине сварных соединений. Ремонтные
заварки выборок металла должны быть проверены радиографией или ультразвуком по
всему участку заварки, включая зону термического влияния сварки в основном
металле. Кроме того, поверхность участка должна быть проверена
магнитопорошковой или капиллярной дефектоскопией. При заварке по всей толщине
стенки контроль поверхности должен производиться с обеих сторон, за исключением
случаев недоступности внутренней стороны для контроля.

4.6.11. При невозможности
осуществления ультразвуковой дефектоскопии или радиографического контроля из-за
недоступности отдельных сварных соединений или неэффективности этих методов контроля
(в частности, швов приварки штуцеров и труб внутренним диаметром менее 100 мм)
контроль качества этих сварных соединений должен производиться другими методами
в соответствии с инструкцией, согласованной в установленном порядке.

4.6.12. При выборочном
контроле отбор контролируемых сварных соединений должен проводиться отделом
технического контроля предприятия из числа наиболее трудновыполнимых или
вызывающих сомнения по результатам визуального и измерительного контроля.

4.6.13. Если при выборочном
контроле сварных соединений, выполненных сварщиком, будут обнаружены
недопустимые дефекты, то контролю должны быть подвергнуты все однотипные
сварные соединения по всей длине, выполненные данным сварщиком на трубопроводе
за период времени, прошедший после предыдущего контроля сварных соединений
изделия этим же методом.

4.6.14. Разрешается замена
радиографического и ультразвукового контроля на другие методы контроля при
условии согласования применяемого метода контроля со специализированной
организацией и Госгортехнадзором России.

4.7. Капиллярный и магнитопорошковый контроль

4.7.1. Дополнительными
видами контроля, устанавливаемыми чертежами, НД (ПТД) с целью определения
поверхностных или подповерхностных дефектов, являются капиллярный и
магнитопорошковый контроль сварных соединений и изделий.

4.7.2. Капиллярный и
магнитопорошковый контроль должны проводиться в соответствии с методиками
контроля, согласованными в установленном порядке.

4.7.3. Класс и уровень
чувствительности капиллярного и магнитографического контроля должны
устанавливаться чертежами НД (ПТД).

4.8. Контроль стилоскопированием

4.8.1. Контроль
стилоскопированием должен проводиться с целью подтверждения соответствия
легирования металла деталей и сварных швов требованиям чертежей, НД (ПТД).

4.8.2. Стилоскопированию
подвергаются:

а) все свариваемые детали
(части конструкций), которые по чертежу должны изготавливаться из легированной
стали;

б) металл шва всех сварных
соединений труб, которые согласно НД (ПТД) должны выполняться легированным
присадочным материалом;

в) сварочные материалы
согласно п. 4.2.9.

4.8.3. Стилоскопирование
должно проводиться в соответствии с требованиями методических указаний или
инструкций, согласованных в установленном порядке.

4.9. Измерение твердости

4.9.1. Измерение твердости
металла сварного соединения проводится с целью проверки качества выполнения
термической обработки сварных соединений.

4.9.2. Измерению твердости
подлежит металл шва сварных соединений, выполненных из легированных
теплоустойчивых сталей перлитного и мартенситно-ферритного классов, методами и
в объеме, установленными НД.

4.10. Механические испытания, металлографические
исследования и испытания на межкристаллитную коррозию

4.10.1. Механические
испытания проводятся с целью проверки соответствия механических характеристик и
качества сварных соединений требованиям Правил и НД на изделие.

Металлографические
исследования проводятся с целью выявления возможных внутренних дефектов
(трещин, непроваров, пор, шлаковых и неметаллических включений и т.п.), а также
участков со структурой металла, отрицательно влияющей на свойства сварных
соединений и изделий. Исследования микроструктуры являются обязательными при
контроле сварных соединений, выполненных газовой сваркой, и при аттестации
технологии сварки, а также в случаях, предусмотренных НД, согласованной в
установленном порядке.

Испытания на стойкость
против межкристаллитной коррозии проводятся в случаях, оговоренных
конструкторской документацией, с целью подтверждения коррозионной стойкости
сварных соединений деталей из аустенитных сталей.

4.10.2.
Механические испытания проводятся:

а) при аттестации технологии
сварки;

б) при контроле
производственных сварных стыковых соединений, выполненных газовой и контактной
сваркой;

в) при входном контроле
сварочных материалов, используемых при сварке под флюсом и электрошлаковой
сварке (п. 4.2.9
«г»).

4.10.3 . Металлографические
исследования проводятся:

а) при аттестации технологии
сварки;

б) при контроле
производственных сварных стыковых соединений, выполненных газовой и контактной
сваркой, а также деталей из сталей разных структурных классов (независимо от
способа сварки);

в) при контроле
производственных сварных угловых и тавровых соединений, в том числе соединений
труб (штуцеров) с трубопроводами, а также тройниковых соединений.

4.10.4. Основными видами
механических и технологических испытаний являются испытания на статическое
растяжение, статический изгиб или сплющивание и на ударный изгиб.

Испытания на статическое
растяжение не являются обязательными для производственных поперечных сварных
соединений при условии контроля этих соединений радиографией или ультразвуком в
объеме 100 %.

Испытания на ударную
вязкость не являются обязательными для производственных сварных соединений труб
и элементов II , III и IV категорий, а также всех
сварных соединений деталей с толщиной стенки менее 12 мм.

Технологические испытания
должны проводиться согласно требованиям, изложенным в примечаниях к таблицам приложения
5.

4.10.5. Металлографические
исследования не являются обязательными:

а) для сварных соединений
деталей из стали перлитного класса при условии контроля соединений радиографией
или ультразвуком в объеме 100 %.

б) для сварных соединений
трубопроводов, выполненных контактной сваркой на специальных машинах для
контактной стыковой сварки с автоматизированным циклом работ при ежесменной
проверке качества наладки машины путем испытания контрольных образцов.

4.10.6. Проверка
механических свойств, металлографические исследования и испытания на
межкристаллитную коррозию должны производиться на образцах, выполненных из
контрольных* или из производственных сварных соединений, вырезаемых из изделия.

* Определение контрольного сварного соединения
изложено в приложении 7.

4.10.7. Контрольные сварные
соединения должны быть идентичны контролируемым производственным соединениям.
Контрольные соединения должны быть выполнены с полным соблюдением
технологического процесса, применяемого при сварке производственных соединений
или производственной аттестации технологии. Термическая обработка контрольных
соединений должна производиться совместно с изделием (при общей термообработке
в печи), а при невозможности этого — отдельно с применением методов нагрева и
охлаждения и температурных режимов, установленных ПТД для производственных
соединений. Если контролируемые сварные соединения подвергаются многократной
термообработке, то и контрольное соединение должно пройти то же количество
термообработок по тем же режимам. Если производственное соединение подвергалось
многократному высокому отпуску, то контрольное соединение может быть
подвергнуто однократному отпуску с продолжительностью выдержки не менее 80 %
суммарного времени выдержки при всех высоких отпусках производственного
соединения.

4.10.8. Контрольные сварные
соединения выполняются в виде:

а) стыкового соединения двух
отрезков труб — для контроля швов трубопроводов;

б) углового или таврового
соединения штуцера (отрезка трубы) с основной трубой — для контроля приварки
штуцеров к трубопроводу или коллектору, а также тройниковых соединений.

4.10.9. Контрольное сварное
соединение должно быть проконтролировано в объеме 100 % теми же неразрушающими
методами контроля, которые предусмотрены для производственных сварных
соединений. При неудовлетворительных результатах контроля контрольные
соединения должны быть изготовлены вновь в удвоенном количестве. Если при
повторном неразрушающем контроле будут получены неудовлетворительные
результаты, то и общий результат считается неудовлетворительным. В этом случае
должны быть подвергнуты дополнительной проверке качество материалов,
оборудование и квалификация сварщика.

4.10.10. Количество контрольных
соединений, контролируемых согласно пп. 4.10.2 «б» и 4.10.3 «б», должно быть не менее одного на все
однотипные производственные соединения, выполненные каждым сварщиком в течение
6 месяцев (в том числе для разных заказов), если НД (ПТД) не предусмотрено
увеличенное количество контрольных соединений. После перерыва в работе сварщика
более 3 месяцев следует выполнять новое контрольное сварное соединение.

При контроле поперечных
соединений труб, выполненных контактной сваркой, должно быть испытано не менее
двух контрольных соединений для всех идентичных производственных соединений,
свариваемых на каждой сварочной машине с автоматизированным циклом работы в
течение смены, а при переналадке машины в течение смены — за время между
переналадками.

При контроле поперечных
соединений труб с условным проходом менее 100 мм и толщиной стенки менее 12 мм,
выполненных на специальных машинах для контактной сварки с автоматизированным
циклом работы и с ежесменной проверкой качества наладки машины и прибора путем
экспресс-испытаний контрольных образцов, допускается испытывать не менее двух
контрольных сварных соединений для продукции, изготовленной за период не более
трех суток при условии сварки труб одного размера и одной марки стали на
постоянных режимах и с одинаковой подготовкой торцов.

4.10.11. Размеры и
количество контрольных соединений должны быть достаточными для изготовления
комплекта образцов для испытаний. При этом минимальное количество образцов для
каждого вида испытаний должно составлять:

а) два образца — для
испытаний на статическое растяжение;

б) два образца — для
испытаний на статический изгиб;

в) три образца — для
испытаний на ударный изгиб;

г) один образец (шлиф) — для
металлографических исследований при контроле сварных соединений из углеродистой
и низколегированной стали и не менее двух — при контроле сварных соединений из
высоколегированной стали, если это предусмотрено НД и (или) ПТД;

д) два образца — для испытаний
на стойкость к межкристаллитной коррозии.

Испытание на статический
изгиб контрольных соединений труб наружным диаметром не более 108 мм
допускается заменять испытанием на сплющивание. Испытания на сплющивание
производятся в случаях, оговоренных в НД (ПТД).

4.10.12. При получении
неудовлетворительных результатов по какому-либо виду механических испытаний
допускается повторное испытание на удвоенном количестве образцов, вырезанных из
тех же контрольных сварных соединений, по тому виду испытаний, по которому
получены неудовлетворительные результаты.

Если при повторном испытании
хотя бы на одном из образцов будут получены показатели свойств, не
удовлетворяющие установленным нормам, общая оценка данного вида испытаний
считается неудовлетворительной.

В случае невозможности
вырезки образцов из первого контрольного соединения (комплекта) разрешается
сварка второго контрольного соединения (комплекта) с соблюдением указанных выше
требований.

4.11. Нормы оценки качества

4.11.1.
Организация-изготовитель должна применять систему контроля качества
изготовления, исключающую выпуск изделия с дефектами, которые снижают
надежность за пределы, обеспечивающие безопасность эксплуатации.

4.11.2. Допуски по
геометрическим размерам готовых изделий должны отвечать требованиям Правил и
НД.

4.11.3. Качество сварных
соединений должно удовлетворять нормам оценки качества сварных соединений,
приведенным в приложении 8.

4.12. Гидравлическое испытание

4.12.1. Гидравлическому
испытанию с целью проверки прочности и плотности трубопроводов и их элементов,
а также всех сварных и других соединений подлежат:

а) все элементы и детали
трубопроводов; их гидравлическое испытание не является обязательным, если они
подвергались 100 % контролю ультразвуком или иным равноценным методом
неразрушающей дефектоскопии;

б) блоки трубопроводов; их
гидравлическое испытание не является обязательным, если все составляющие их
элементы были подвергнуты испытанию в соответствии с пунктом «а», а все
выполненные при их изготовлении и монтаже сварные соединения проверены методами
неразрушающей дефектоскопии (ультразвуком или радиографией) по всей
протяженности;

в) трубопроводы всех
категорий со всеми элементами и их арматурой после окончания монтажа.

4.12.2. Допускается
проведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов совместно с
трубопроводом, если при изготовлении или монтаже невозможно провести их
испытания отдельно от трубопровода.

4.12.3.
Минимальная величина пробного давления при гидравлическом испытании
трубопроводов, их блоков и отдельных элементов должна составлять 1,25 рабочего
давления, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см²).

Арматура и фасонные детали
трубопроводов должны подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением в
соответствии с НД.

4.12.4. Максимальная
величина пробного давления устанавливается расчетом на прочность по НД,
согласованной в установленном порядке.

Величину пробного давления
выбирает организация-изготовитель (проектная организация) в пределах между
минимальным и максимальным значениями.

4.12.5. Для гидравлического
испытания должна применяться вода с температурой не ниже +5 °С и не выше +40
°С.

Гидравлическое испытание
трубопроводов должно производиться при положительной температуре окружающего
воздуха. При гидравлическом испытании паропроводов, работающих с давлением 10
МПа (100 кгс/см²) и выше, температура их стенок должна быть не менее
+10 °С.

4.12.6. Давление в
трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть
указана в НД на изготовление трубопровода.

Использование сжатого
воздуха для подъема давления не допускается.

4.12.7. Давление при
испытании должно контролироваться двумя манометрами. При этом выбираются
манометры одного типа с одинаковыми классом точности, пределом измерения и
ценой деления.

Время выдержки трубопровода
и его элементов под пробным давлением должно быть не менее 10 мин.

После снижения пробного
давления до рабочего производится тщательный осмотр трубопровода по всей его
длине.

Разность между температурами
металла и окружающего воздуха во время испытания не должна вызывать выпадения
влаги на поверхностях объекта испытаний. Используемая для гидроиспытания вода
не должна загрязнять объект или вызывать интенсивную коррозию.

4.12.8. Трубопровод и его
элементы считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если не обнаружено:
течи, потения в сварных соединениях и в основном металле, видимых остаточных
деформаций, трещин или признаков разрыва.

4.13. Исправление дефектов в сварных соединениях

4.13.1. Недопустимые
дефекты, обнаруженные в процессе изготовления, монтажа, ремонта, испытания и в
эксплуатации, должны быть устранены с последующим контролем исправленных
участков.

4.13.2. Технология
исправления дефектов и порядок контроля устанавливаются ПТД, разработанной в
соответствии с требованиями Правил и НД.

Отклонения от принятой
технологии исправления дефектов должны быть согласованы с ее разработчиком.

4.13.3. Удаление дефектов
следует проводить механическим способом с обеспечением плавных переходов в
местах выборок. Максимальные размеры и форма подлежащих заварке выборок
устанавливаются НД (ПТД).

Допускается применение
способов термической резки (строжки) для удаления внутренних дефектов с
последующей обработкой поверхности выборки механическим способом.

Полнота удаления дефектов
должна быть проконтролирована визуально и методом неразрушающего контроля
(капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопией либо травлением) в
соответствии с требованиями НД (ПТД).

4.13.4. Исправление дефектов
без заварки мест их выборки допускается в случае сохранения минимально
допустимой толщины стенки детали в месте максимальной глубины выборки.

4.13.5. Если при контроле
исправленного участка будут обнаружены дефекты, то допускается проводить
повторное исправление в том же порядке, что и первое.

Исправление дефектов на
одном и том же участке сварного соединения допускается проводить не более трех
раз.

Не считаются повторно
исправленными разрезаемые по сварному шву соединения с удалением металла шва и
зоны термического влияния.

В случае вырезки дефектного
сварного соединения труб и последующей вварки вставки в виде отрезка трубы два
вновь выполненных сварных соединения не считаются исправлявшимися.

V.
РЕГИСТРАЦИЯ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ, РАЗРЕШЕНИЕ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ

5.1. Регистрация

5.1.1. На все трубопроводы,
на которые распространяются Правила, организациями-владельцами на основании
документации, предоставляемой организациями-изготовителями и монтажными
организациями, должны быть составлены паспорта установленной формы (приложение 2).

Редукционно-охладительные
установки (РУ, РОУ, БРОУ) должны регистрироваться совместно с паропроводом со
стороны высокого давления, при этом должна предъявляться техническая
документация на все элементы, включая входную и выходную задвижки РОУ, с
указанием характеристик предохранительного устройства, устанавливаемого на
стороне низкого давления.

5.1.2. Опасные
производственные объекты, на которых эксплуатируются трубопроводы пара и
горячей воды, должны быть зарегистрированы в Государственном реестре опасных
производственных объектов в порядке, установленном Правилами регистрации
объектов в Государственном реестре опасных производственных объектов,
утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.11.98 № 1371*.

* Собрание законодательства Российской
Федерации. 1998. № 48. Ст. 5939.

5.1.3. Трубопроводы I
категории с условным проходом более 70 мм, трубопроводы II и III
категорий с условным проходом более 100 мм, а также трубопроводы IV
категории, расположенные в пределах зданий тепловых электростанций и котельных
с условным проходом более 100 мм, должны быть зарегистрированы до пуска в
работу в органах Госгортехнадзора России. Другие трубопроводы, на которые
распространяются настоящие Правила, подлежат регистрации в организации,
являющейся владельцем трубопровода.

5.1.4. Регистрация
трубопроводов в органах Госгортехнадзора России производится после проведения
технического освидетельствования на основании письменного заявления
администрации организации — владельца трубопровода.

При регистрации
трубопроводов в органах Госгортехнадзора России организацией, являющейся
владельцем трубопровода, должны представляться следующие документы:

1. Паспорт трубопровода
(приложение 2).

2. Исполнительная схема
трубопровода с указанием на ней:

а) марки стали, диаметров,
толщин труб, протяженности трубопровода;

б) расположения опор,
компенсаторов, подвесок, арматуры, воздушников и дренажных устройств;

в) сварных соединений с
указанием расстояний между ними и от них колодцев и абонентских вводов;

г) расположения указателей
для контроля тепловых перемещений с указанием проектных величин перемещений,
устройств для измерения ползучести (для трубопроводов, которые работают при
температурах, вызывающих ползучесть металла, ст. 6.2.4).

3. Свидетельство об
изготовлении элементов трубопровода (приложение 3).

4. Свидетельство о монтаже
трубопровода (приложение 4).

5. Акт приемки трубопровода
владельцем от монтажной организации.

5.1.5. Орган
Госгортехнадзора России обязан в течение пяти дней рассмотреть представленную
документацию. При соответствии документации на трубопровод требованиям Правил
орган Госгортехнадзора России регистрирует трубопровод, ставит в паспорте штамп
и возвращает паспорт со всеми документами владельцу трубопровода. Отказ в
регистрации сообщается владельцу в письменном виде с указанием причин отказа и
со ссылкой на соответствующие пункты Правил.

5.1.6. При передаче
трубопровода другому владельцу до пуска в работу трубопровод подлежит
перерегистрации.

5.2. Техническое освидетельствование

5.2.1. Трубопроводы, на
которые распространяются Правила, перед пуском в работу и в процессе
эксплуатации должны подвергаться следующим видам технического
освидетельствования: наружному осмотру и гидравлическому испытанию.

5.2.2. Техническое
освидетельствование трубопроводов должно проводиться лицом, ответственным за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию, в следующие сроки:

а) наружный осмотр (в
процессе работы) трубопроводов всех категорий — не реже одного раза в год;

б) наружный осмотр и
гидравлическое испытание трубопроводов, не подлежащих регистрации в органах
Госгортехнадзора России, — перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта,
связанного со сваркой, а также — при пуске трубопроводов после нахождения их в
состоянии консервации свыше двух лет.

5.2.3. Зарегистрированные в
органах Госгортехнадзора России трубопроводы должны подвергаться:

наружному осмотру и
гидравлическому испытанию — перед пуском вновь смонтированного трубопровода,
после ремонта трубопровода, связанного со сваркой, а также при пуске
трубопровода после его нахождения в состоянии консервации свыше двух лет;

наружному осмотру — не реже
одного раза в три года.

Техническое
освидетельствование трубопроводов, зарегистрированных в органах
Госгортехнадзора России, осуществляется специалистами организации, имеющей
лицензию Госгортехнадзора России на экспертизу промышленной безопасности.

5.2.4. Наружный осмотр
трубопроводов, проложенных открытым способом или в проходных и полупроходных
каналах, может производиться без снятия изоляции. Наружный осмотр трубопроводов
при прокладке в непроходных каналах или при бесканальной прокладке производится
путем вскрытия грунта отдельных участков и снятия изоляции не реже чем через
каждые два километра трубопровода.

Лицо, производящее
техническое освидетельствование, в случае появления у него сомнений
относительно состояния стенок или сварных швов трубопровода вправе потребовать
частичного или полного удаления изоляции.

5.2.5. Вновь смонтированные
трубопроводы подвергаются наружному осмотру и гидравлическому испытанию до
наложения изоляции.

5.2.6. Гидравлическое
испытание трубопроводов может производиться лишь после окончания всех сварочных
работ, термообработки, а также после установки и окончательного закрепления
опор и подвесок. При этом должны быть представлены документы, подтверждающие
качество выполненных работ.

5.2.7. Гидравлическое
испытание трубопроводов должно производиться в соответствии с требованиями,
изложенными в разделах 4 и 5 настоящих Правил, а величина пробного давления
должна приниматься в соответствии с п. 4.12.3.

Сосуды, являющиеся
неотъемлемой частью трубопровода, испытываются тем же давлением, что и
трубопроводы.

5.2.8. Для проведения гидравлического
испытания трубопроводов, расположенных на высоте свыше 3 м, должны устраиваться
подмостки или другие приспособления, обеспечивающие возможность безопасного
осмотра трубопровода.

5.2.9. При контроле качества
соединительного сварочного стыка трубопровода с действующей магистралью (если
между ними имеется только одна отключающая задвижка, а также при контроле не
более двух соединений, выполненных при ремонте) гидравлическое испытание может
быть заменено проверкой сварного соединения двумя видами контроля —
радиографическим и ультразвуковым.

5.2.10. При техническом
освидетельствовании трубопровода обязательно присутствие лица, ответственного
за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.

5.2.11. Результаты
технического освидетельствования и заключение о возможности эксплуатации
трубопровода с указанием разрешенного давления и сроков следующего
освидетельствования должны быть записаны в паспорт трубопровода лицом,
производившим освидетельствование.

Если при освидетельствовании
трубопровода окажется, что он находится в аварийном состоянии или имеет
серьезные дефекты, вызывающие сомнение в его прочности, то дальнейшая
эксплуатация трубопровода должна быть запрещена, а в паспорте сделана
соответствующая мотивированная запись.

5.2.12. По истечении
расчетного срока службы (расчетного ресурса) трубопровод должен пройти
техническое диагностирование по методике, согласованной с Госгортехнадзором
России, или демонтирован. Техническое диагностирование должно выполняться
организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы
промышленной безопасности.

5.3. Разрешение на эксплуатацию

5.3.1. Разрешение на
эксплуатацию вновь смонтированных трубопроводов, подлежащих регистрации в
органах Госгортехнадзора России, выдается после их регистрации, технического
освидетельствования и проверки организации надзора и обслуживания.

Разрешение на эксплуатацию
трубопроводов, не регистрируемых в органах Госгортехнадзора России, выдается
лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию
трубопроводов, на основании проверки документации и результатов произведенного
им освидетельствования.

Разрешение на эксплуатацию
трубопроводов, подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора России,
записывается в паспорт трубопровода инспектором Госгортехнадзора России, а не
подлежащих регистрации — лицом, ответственным за их исправное состояние и
безопасную эксплуатацию.

5.3.2. Разрешение на
включение в работу трубопроводов как регистрируемых, так и не регистрируемых в
органах Госгортехнадзора России, выдается лицом, ответственным за исправное
состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, на основании проверки
готовности их к пуску и оформляется записью в сменном журнале.

5.3.3.
На каждый трубопровод после его регистрации в специальные таблички форматом не
менее 400 ´ 300 мм должны быть внесены следующие данные:

регистрационный номер;

разрешенное давление;

температура среды;

дата (месяц и год)
следующего наружного осмотра.

На каждом трубопроводе
должно быть не менее трех табличек, которые должны устанавливаться по концам и
в середине трубопровода. Если один и тот же трубопровод размещается в
нескольких помещениях, табличка должна быть на трубопроводе в каждом помещении.

VI.
ОРГАНИЗАЦИЯ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА

6.1. Организация безопасной эксплуатации

6.1.1. Производственный
контроль за безопасной эксплуатацией трубопроводов пара и горячей воды должна
осуществляться в соответствии с «Правилами организации и осуществления
производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности
на опасном производственном объекте», утвержденными постановлением
Правительства Российской Федерации от 10.03.99 № 263*.

* Собрание законодательства Российской
Федерации. 1999. № 11. Ст. 1305.

6.1.2. Руководство
организации — владельца трубопровода обеспечивает содержание трубопроводов в
исправном состоянии и безопасные условия их эксплуатации путем организации
надлежащего обслуживания.

В этих целях владельцу
необходимо:

а) назначить ответственного
за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа
инженерно-технических работников, прошедших проверку знаний в установленном
порядке;

б) обеспечить
инженерно-технических работников правилами и руководящими указаниями по
безопасной эксплуатации трубопроводов (циркулярами, информационными письмами,
инструкциями и др.);

в) назначить необходимое
количество лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверение на
право обслуживания трубопроводов;

г) разработать и утвердить
инструкцию для персонала, обслуживающего трубопроводы. Инструкция должна быть
выдана под расписку обслуживающему персоналу и вывешена на рабочих местах. В
цехах электростанций инструкции могут не вывешиваться;

д) установить такой порядок,
чтобы персонал, на который возложены обязанности по обслуживанию трубопроводов,
вел тщательное наблюдение за порученным ему оборудованием путем осмотра,
проверки исправности действия арматуры, контрольно-измерительных приборов и
предохранительных устройств; для записи результатов осмотра и проверки должен
вестись сменный журнал;

е) установить порядок и
обеспечить периодичность проверки знания руководящими и инженерно-техническими
работниками правил, норм и инструкций по технике безопасности;

ж) организовать
периодическую проверку знаний персоналом инструкций;

з) обеспечить выполнение
инженерно-техническими работниками правил, а обслуживающим персоналом —
инструкций;

6.1.3. Ответственный за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов назначается
руководством организации — владельца трубопроводов. Номер и дата приказа о
назначении ответственного лица должны записываться в паспорт трубопровода до
его регистрации в территориальных органах Госгортехнадзора России, а также
каждый раз после назначения нового ответственного лица.

6.1.4. Ответственный за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов назначается из
числа специалистов прошедших проверку знаний в соответствии с «Положением о
порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих
деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных
объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденным постановлением
Госгортехнадзора России от 30.04.02 № 21 и зарегистрированным Минюстом России
от 31.05.02 рег. № 1706.

6.1.5. Ответственность за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов должна быть
возложена на руководящего работника, которому непосредственно подчинен
персонал, обслуживающий трубопроводы.

6.1.6. На время отсутствия
ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов
(отпуск, командировка, болезнь) исполнение его обязанностей должно быть
возложено приказом по организации на другого специалиста, прошедшего проверку
знаний Правил. При этом запись в паспорт трубопровода не делается.

6.1.7. Организация обязана
обеспечить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию
трубопроводов всем комплектом нормативно-технической документации (Правилами,
циркулярами, информационными письмами, инструкциями и др.).

6.1.8. Организация обязана
обеспечить ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию
трубопроводов необходимыми материальными средствами для выполнения им своих
обязанностей (спецодеждой, приборами и инструментами, канцелярскими
принадлежностями и др.).

6.1.9. Ответственный за исправное
состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов обязан:

6.1.9.1. Допускать к
обслуживанию трубопроводов только обученный и аттестованный персонал.

6.1.9.2. Своевременно
извещать комиссию по периодической и очередной проверке знаний о предстоящих проверках
и обеспечить явку персонала для проверки знаний.

6.1.9.3. Обеспечивать
обслуживающий персонал производственными инструкциями, разработанными на основе
инструкций организаций-изготовителей по монтажу и эксплуатации с учетом
компоновки оборудования. Инструкции выдаются обслуживающему персоналу под
расписку и постоянно находятся на рабочих местах.

6.1.9.4. Обеспечивать
прохождение обслуживающим персоналом периодических медицинских обследований.

6.1.9.5. Обеспечивать
ведение и хранение технической документации по эксплуатации и ремонтам
трубопроводов (паспортов, сменного и ремонтного журналов, журнала контрольных
поверок манометров и др.).

6.1.9.6. Ежедневно в рабочие
дни проверять записи в сменном журнале с росписью в нем.

6.1.9.7. Выдавать письменное
распоряжение на пуск трубопроводов в работу после проверки готовности к
эксплуатации и организации их обслуживания.

6.1.9.8. Обеспечивать каждый
трубопровод, введенный в эксплуатацию, табличкой, предусмотренной п. 5.3.3
настоящих Правил.

6.1.9.9. Допускать к
применению трубопроводы, соответствующие требованиям промышленной безопасности.

6.1.9.10. Организовывать
своевременную подготовку к техническому освидетельствованию трубопроводов,
зарегистрированных в органах Госгортехнадзора России, и участвовать в этих
освидетельствованиях.

6.1.9.11. Проводить
своевременное техническое освидетельствование трубопроводов.

6.1.9.12. Обеспечивать вывод
трубопроводов в ремонт в соответствии с графиком планово-предупредительных
ремонтов.

6.1.9.13. Участвовать в
обследованиях, проводимых органами Госгортехнадзора России и выполнять
предписания, выдаваемые по результатам обследований.

6.1.9.14. Проводить
инструктаж и противоаварийные тренировки с персоналом, обслуживающим трубопроводы.

6.1.9.15. Устанавливать
порядок приемки и сдачи смены обслуживающим трубопроводы персоналом.

6.1.9.16. Обеспечивать
устранение выявленных во время технического освидетельствования или
диагностирования неисправностей или дефектов до пуска трубопроводов в
эксплуатацию.

6.1.10. Ответственный за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов имеет право:

6.1.10.1. Осуществлять
свободный доступ во все помещения, связанные с эксплуатацией трубопроводов в
любое время суток.

6.1.10.2. Участвовать в
деятельности комиссии по расследованию причин аварий, инцидентов и несчастных
случаев, произошедших при эксплуатации трубопроводов.

6.1.10.3. Участвовать в
работе комиссии по проверке знаний у специалистов и обслуживающего трубопроводы
персонала.

6.1.10.4. Отстранять от
обслуживания трубопроводов персонал, допустивший нарушения инструкций или
показавший неудовлетворительные знания во время периодической или внеочередной
проверках знаний и во время противоаварийных тренировок.

6.1.10.5. Предоставлять руководству
организации предложения по привлечению к ответственности специалистов и
обслуживающий персонал, допустивших нарушения правил и инструкций.

6.1.10.6. Предоставлять
руководству организации предложения по устранению причин, вызывающих нарушения
требования правил и инструкций.

6.2. Обслуживание

6.2.1. К обслуживанию
трубопроводов могут быть допущены лица, обученные по программе, согласованной в
установленном порядке, имеющие удостоверение на право обслуживания
трубопроводов и знающие инструкцию.

Знания обслуживающего
персонала должны проверяться квалификационной комиссией организации. Участие
представителя органа Госгортехнадзора России в работе квалификационной комиссии
по аттестации обслуживающего персонала необязательно.

6.2.2. Проверка знаний
персонала, обслуживающего трубопроводы, должна проводиться не реже одного раза
в 12 месяцев, а также при переходе из одной организации в другую.

6.2.3. Результаты экзаменов
и периодической проверки знаний обслуживающего персонала должны оформляться
протоколом за подписью председателя комиссии и ее членов и заноситься в
специальный журнал.

Лицам, выдержавшим экзамены,
выдаются удостоверения за подписью председателя комиссии.

6.2.4 . Для предотвращения аварий
паропроводов, работающих при температуре, вызывающей ползучесть металла,
организация обязана установить систематическое наблюдение за ростом остаточных
деформаций. Это требование относится к паропроводам из углеродистой и
молибденовой стали, работающим при температуре пара 450 °С и выше, из
хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей при температуре пара 500 °С
и выше и из высоколегированных теплоустойчивых сталей при температуре пара 550
°С и выше.

Наблюдения, контрольные
замеры и вырезки должны производиться на основании инструкции, согласованной с
Госгортехнадзором России.

6.2.5. Проверка исправности
действия манометров и предохранительных клапанов должна производиться в
следующие сроки:

а) для трубопроводов с
рабочим давлением до 1,4 МПа (14 кгс/см²) включительно — не реже
одного раза в смену;

б) для трубопроводов с
рабочим давлением свыше 1,4 МПа (14 кгс/см²) до 4,0 МПа (40 кгс/см²)
включительно — не реже одного раза в сутки;

в) для трубопроводов с
рабочим давлением свыше 4,0 МПа (40 кгс/см²) в сроки, установленные
инструкцией, утвержденной в установленном порядке в отрасли электроэнергетика.

О результатах проверки
делается запись в сменном журнале.

6.2.6. Проверка исправности
манометра обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации трубопровода
производится с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных вентилей
путем «установки стрелки манометра на нуль».

Не реже одного раза в 12
месяцев манометры должны быть поверены в порядке, предусмотренном Госстандартом
России, на каждом из них должно быть установлено клеймо или пломба.

Кроме указанной поверки,
владелец обязан не реже одного раза в шесть месяцев производить дополнительную
проверку рабочих манометров контрольным с записью результатов в журнал
контрольных проверок манометров.

При отсутствии контрольного
манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим
манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

6.2.7. Манометры не
допускаются к применению в следующих случаях:

а) на манометре отсутствует
пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

б) истек срок поверки
манометра;

в) стрелка манометра при его
отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на величину, превышающую
половину допускаемой погрешности для данного манометра;

г) разбито стекло или
имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности
его показаний.

6.2.8. Исправность
предохранительных клапанов проверяется принудительным кратковременным их
«подрывом».

6.3. Организация ремонта

6.3.1. При эксплуатации
необходимо обеспечивать своевременный ремонт трубопроводов по утвержденному
графику планово-предупредительного ремонта. Ремонт должен выполняться по
техническим условиям (технологии), разработанным до начала выполнения работ.

6.3.2. Ремонт трубопроводов
должен проводиться только по наряду-допуску, выдаваемому в установленном
порядке.

6.3.3. В организации должен
вестись ремонтный журнал, в который за подписью лица, ответственного за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, должны вноситься
сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости
внеочередного технического освидетельствования.

Сведения о ремонтных
работах, вызывающих необходимость проведения внеочередного освидетельствования
трубопровода, о материалах, использованных при ремонте, а также сведения о
качестве сварки должны заноситься в паспорт трубопровода.

6.3.4. До начала ремонтных
работ на трубопроводе он должен быть отделен от всех других трубопроводов
заглушками или отсоединен.

В случае если арматура
трубопроводов пара и горячей воды бесфланцевая, отключение трубопровода должно
производиться двумя запорными органами при наличии между ними дренажного
устройства диаметром условного прохода не менее 32 мм, имеющего прямое
соединение с атмосферой. Приводы задвижек, а также вентилей открытых дренажей должны
быть заперты на замок так, чтобы исключалась возможность ослабления их
плотности при запертом замке. Ключи от замков должны храниться у ответственного
за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.

Толщина применяемых при
отключении трубопровода заглушек и фланцев должна быть определена расчетом на
прочность. Заглушка должна иметь выступающую часть (хвостовик), по которой
определяется ее наличие.

Прокладки между фланцами и
заглушкой должны быть без хвостовиков.

VII.
ОКРАСКА И НАДПИСИ НА ТРУБОПРОВОДАХ

7.1. В зависимости от
назначения трубопровода и параметров среды поверхность трубопровода должна быть
окрашена в соответствующий цвет и иметь маркировочные надписи.

Окраска, условные
обозначения, размеры букв и расположение надписей должны соответствовать
государственным стандартам.

7.2. На трубопроводы должны
наноситься надписи следующего содержания:

а) на магистральных линиях —
номер магистрали (римской цифрой) и стрелка, указывающая направление движения
рабочей среды. В случае, если при нормальном режиме возможно движение ее в обе
стороны, даются две стрелки, направленные в обе стороны;

б) на ответвлениях вблизи
магистралей — номер магистрали (римской цифрой), номера агрегата (арабскими
цифрами) и стрелки, указывающие направление движения рабочей среды;

в) на ответвлениях от
магистралей вблизи агрегатов — номер магистрали (римской цифрой) и стрелки,
указывающие направление движения рабочей среды.

7.3. Число надписей на одном
и том же трубопроводе не нормируется. Надписи должны быть видимы с мест
управления вентилями, задвижками и т.п. В местах выхода и входа трубопроводов в
другое помещение надписи обязательны.

7.4. При покрытии
поверхности изоляции трубопровода металлической обшивкой (листами алюминия,
оцинкованного железа и другими коррозионно-стойкими металлами) окраска обшивки
по всей длине может не производиться. В этом случае в зависимости от
транспортируемой среды должны наноситься соответствующие условные обозначения.

7.5. На
вентили, задвижки и приводы к ним должны наноситься надписи следующего
содержания:

а) номер или условное
обозначение запорного или регулирующего органа, соответствующие
эксплуатационным схемам и инструкциям;

б) указатель направления
вращения в сторону закрытия (З) и в сторону открытия (О).

7.6. Надписи на арматуре и
приводах, перечисленных в п. 7.5, делаются в следующих местах:

а) при расположении штурвала
вблизи корпуса вентиля (задвижки) — на корпусе или изоляции вентиля (задвижки)
или на прикрепленной табличке;

б) при дистанционном
управлении с помощью штурвала — на колонке или кронштейне штурвала;

в) при дистанционном
управлении с помощью цепи — на табличке, неподвижно соединенной с кронштейном
цепного колеса и закрепленной в положении, обеспечивающем наилучшую видимость с
площадки управления;

г) при дистанционном
управлении вентилем или задвижкой расположенными под полом площадки
обслуживания, с помощью съемного штурвала (конец вала утоплен в полу и закрыт
крышкой) — на крышке с внутренней и внешней сторон;

д) при дистанционном
управлении с помощью электропривода — у пускового включателя;

е) при дистанционном
управлении, кроме надписей, предусмотренных пп. б), в), г), д), должны быть
нанесены надписи и на маховики управляемой арматуры.

VIII.
КОНТРОЛЬ ЗА СОБЛЮДЕНИЕМ ПРАВИЛ

8.1. Контроль за соблюдением
Правил осуществляется органами Госгортехнадзора России путем проведения
периодических обследований организаций, эксплуатирующих трубопроводы, а также
организаций-изготовителей, монтажных и ремонтных организаций в соответствии с
методическими указаниями, инструкциями и другими руководящими материалами
Госгортехнадзора России.

8.2. Если во время
обследования организации-изготовителя, монтажной или ремонтной организации
будет установлено, что при изготовлении, монтаже или ремонте трубопроводов и их
деталей допускаются нарушения Правил, то в зависимости от характера нарушения
устанавливаются сроки их устранения или запрещается дальнейшее изготовление,
монтаж или ремонт в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

8.3. Если при обследовании
находящихся в эксплуатации трубопроводов будут выявлены дефекты в их элементах
или нарушения Правил, угрожающие безопасности их дальнейшей эксплуатации, а
также, если истек срок их очередного освидетельствования или обнаружено отсутствие
лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию, работа
трубопровода должна быть запрещена. При этом в паспорт трубопровода должна быть
внесена запись о причинах запрещения со ссылкой на действующие пункты Правил.

8.4. Необходимость и сроки
приведения в соответствие с Правилами трубопроводов, находящихся в процессе
изготовления или монтажа, эксплуатации, ремонта и реконструкции, должны быть
определены владельцем и согласованы с органами Госгортехнадзора России не
позднее чем через 6 месяцев с момента введения в действие Правил.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Основные термины и определения

№ п/п	Термин	Определение
1	Сборочная единица	Изделие, составные части которого подлежат соединению между собой на предприятии-изготовителе с применением сборочных операций (сварки, свинчивания, развальцовки и др.).
2	Деталь	Изделие, изготовленное из однородного по наименованию материала без применения сборочных операций.
3	Полуфабрикат*	Предмет труда, подлежащий дальнейшей обработке в организациях-потребителях.
4	Изделие	Единица промышленной продукции, количество которой может исчисляться в штуках или экземплярах.
5	Фасонная часть (деталь)	Деталь или сборочная единица трубопровода или трубной системы, обеспечивающая изменение направления, слияние или деление, расширение или сужение потока рабочей среды.
6	Колено	Фасонная часть, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°.
7	Крутоизогнутое колено	Колено, изготовленное гибкой радиусом от одного до трех номинальных наружных диаметров трубы.
8	Гиб	Колено, изготовленное с применением деформации изгиба трубы.
9	Элемент трубопровода	Сборочная единица трубопровода пара или горячей воды, предназначенная для выполнения одной из основных функций трубопровода (например, прямолинейный участок, колено, тройник, конусный переход фланец и др.).
10	Штампосварное колено	Колено, изготовленное из труб или листа с использованием штамповки и сварки.
11	Штампованное колено	Колено, изготовленное из трубы штамповкой без применения сварки.
12	Кованое колено	Колено, изготовленное из поковки с последующей механической обработкой.
13	Секторное колено	Колено, изготовленное из сваренных между собой секторов, выполненных из листа, бесшовных или сварных труб.
14	Расчетная толщина стенки	Толщина стенки, теоретически необходимая для обеспечения прочности детали при воздействии внутреннего или наружного давления.
15	Номинальная толщина стенки	Толщина стенки, предназначенная для выбора полуфабриката или заготовки и характеризующая размеры детали в целом, т.е. вне связи с каким-либо конкретным участком детали.
16	Допустимая толщина стенки	Толщина стенки, при которой возможна работа детали на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса; она является критерием для определения достаточных значений фактической толщины стенки.
17	Фактическая толщина стенки	Толщина стенки, измеренная на определяющем параметры эксплуатации конкретном участке детали при изготовлении или в эксплуатации.
18	Расчетное давление	Максимальное избыточное давление в расчетной детали, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса.
19	Рабочее давление в элементе трубопровода	Максимальное избыточное давление на входе в элемент, определяемое по рабочему давлению трубопровода с учетом сопротивления и гидростатического давления. По величине рабочего давления в элементе трубопровода следует определять область применения материала.
20	Разрешенное давление	Максимально допустимое избыточное давление в трубопроводе или его фасонной детали, установленное по результатам технического освидетельствования или контрольного расчета на прочность.
21	Условное давление	Рабочее давление среды в арматуре и деталях трубопроводов, при котором обеспечивается их длительная эксплуатация при 20 °С.
22	Пробное давление	Избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание трубопровода или его фасонной части (детали) на прочность и плотность
23	Расчетная температура стенки	Температура металла детали, по которой выбирается величина допускаемого напряжения при расчете толщины стенки.
24	Расчетная температура среды	Максимальная температура пара или горячей воды в трубопроводе или его фасонной детали.
25	Предельная температура стенки	Максимальная температура стенки детали трубопровода.
26	Расчетная температура наружного воздуха	Средняя суточная температура воздуха в данном районе за наиболее холодную пятидневку года.
27	Расчетный ресурс эксплуатации	Продолжительность эксплуатации трубопровода в часах, в течение которой предприятие-изготовитель гарантирует надежность его работы при соблюдении заданных параметров и режима эксплуатации, указанных в инструкции предприятия-изготовителя.
28	Расчетный срок службы	Срок службы в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода, с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа.
29	Техническое диагностирование	Определение технического состояния объекта.
30	Экспертное техническое диагностирование	Техническое диагностирование трубопровода, выполняемое по истечении расчетного срока службы трубопровода (независимо от исчерпания расчетного ресурса безопасной работы), а также после аварии или обнаруженных повреждений с целью определения возможности, параметров и условий дальнейшей эксплуатации.
31	Владелец трубопровода	Организация, на балансе которой находится трубопровод и администрация которой несет юридическую и уголовную ответственность за безопасную его эксплуатацию.
32	Нормативная документация (НД)	Технические условия, отраслевые и государственные стандарты.
33	Производственно-техническая документация (ПТД)	Технологические инструкции и карты технологического процесса.
34	Сертификат соответствия	Документ, выдаваемый в соответствии с правилами сертификации продукции и указывающий, что продукция соответствует Правилам, а также конкретному стандарту или другому нормативному документу.
35	Условный проход, Dy	Параметр, принимаемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей. Параметр Dy не имеет единицы измерения и приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в мм, округленному до ближайшей величины из стандартного ряда

* В Правилах рассматриваются следующие
полуфабрикаты: листы, трубы, поковки (штамповки), прокат, стальные и чугунные
отливки и крепеж.

Примечания. 1. При указании диапазона величин приведенное
значение следует включать в данный диапазон; например, «до 150 °С» означает «до
150 °С включительно».

2. Трубопроводы в пределах
котла, сосуда, турбины, насоса, паровых, воздушных и гидравлических машин
рассматриваются как элементы указанного оборудования. Эти трубопроводы должны
входить в объем поставки организации-изготовителя указанного оборудования или
изготавливаться по его нормативно-технической документации. Границы (пределы)
котла — запорные устройства питательных, дренажных и других трубопроводов, а также
предохранительные клапаны и другие клапаны и задвижки, ограничивающие
внутренние полости элементов котла и присоединенных к ним трубопроводов. При
отсутствии запорных органов пределами котла следует считать границы его
заводской поставки.

3. НД, ПТД и ТУ должны
быть составлены с учетом требований Правил.

4. Под угловыми сварными
соединениями в тексте настоящих Правил понимаются угловые и тавровые соединения
пересекающихся деталей, выполненные односторонним или двусторонним швом с
полным или частичным проплавлением независимо от того, имеет деталь продолжение
в одну или обе стороны от сварного шва или не имеет.

Приложение 2

(ОБРАЗЕЦ)

Паспорт трубопровода

(паспорт оформляется в
жесткой обложке: формат 210×297 мм)

Приложение 3

Форма свидетельства об изготовлении элементов
трубопровода

Разрешение на изготовление трубопровода № __________________________________ от __________________________ 20 ___ г. Выдано _____________________________ (наименование органа _____________________________________ Госгортехнадзора России, _____________________________________ выдавшего разрешение) _____________________________________ (наименование предприятия- _____________________________________ изготовителя)

Свидетельство № _________________ об изготовлении элементов трубопровода ___________________________________________________________________________ (наименование трубопровода по назначению) ___________________________________________________________________________ (наименование предприятия-изготовителя и его адрес) Заказчик ___________________________________________________________________________ Заказ № _______________________________ Год изготовления ____________________ Рабочая среда __________________________ Рабочее давление ____________________ Рабочая температура ________________________________________________________ 1. Сведения о трубах, из которых изготовлены элементы трубопровода. № п/п Наименование элемента Количество Наружный диаметр и толщина стенки труб, мм Марка стали, ГОСТ или ТУ Трубы, ГОСТ или ТУ Примечание. Для трубопроводов I категории, кроме указанных в таблице данных, к свидетельству должны быть приложены сертификаты на металл и данные по контролю. 2. Сведения об основной арматуре и фасонных частях (литых, сварных или кованых) трубопровода. № п/п Наименование элемента Место установки Условный проход, мм Условное давление, МПа (кгс/см2) Марка материала ГОСТ, ТУ Примечание. Для фасонных частей трубопроводов, работающих с давлением 10 МПа (100 кгс/см2) и выше, помимо предусмотренных таблицей сведений, заводом-изготовителем должны быть представлены заказчику данные контроля качества металла (сертификаты) каждой фасонной части в объеме, предусмотренном НД. 3. Сведения о фланцах и крепежных деталях. № п/п Наименование элементов Количество ГОСТ на фланец, крепежную деталь Условный проход, мм Условное давление, МПа (кгс/см2) Материал фланца Материал шпилек, болтов, гаек марка стали ГОСТ или ТУ марка стали ГОСТ или ТУ 4. Сведения о сварке. Вид сварки, применявшийся при изготовлении элементов _________________________ ___________________________________________________________________________ Данные о присадочном материале _____________________________________________ ___________________________________________________________________________ Сварка произведена в соответствии с требованиями Правил, НД на сварку сварщиками, прошедшими испытания в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства». 5. Сведения о термообработке труб, гибов и сварных соединений (вид, режим) ___________________________________________________________________________ 6. Сведения о контроле сварных соединений (объем и методы контроля) 7. Сведения о стилоскопировании ___________________________________________ 8. Сведения о гидравлическом испытании ____________________________________ 9. Заключение. Элементы трубопровода: _____________________________________________________ (наименование элементов, ___________________________________________________________________________ их количество) изготовлены и испытаны в полном соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», НД на изготовление и признаны годными к работе при расчетных параметрах. Опись прилагаемых документов _______________________________________________ ___________________________________________________________________________ «____» __________ 20 ____ г. Главный инженер предприятия-изготовителя М.П. Начальник ОТК

Приложение 4

Форма свидетельства о монтаже трубопровода

Разрешение на монтаж трубопровода № __________________________________ от _________________________ 20 ____ г. Выдано _____________________________ (наименование органа _____________________________________ Госгортехнадзора России, выдавшего _____________________________________ разрешение на монтаж)

Свидетельство № __________________________ о монтаже трубопровода ___________________________________________________________________________ (назначение трубопровода) ___________________________________________________________________________ (наименование монтажной организации) Рабочая среда ________________________ Рабочее давление ______________________ Рабочая температура ________________________________________________________ 1. Данные о монтаже. Трубопровод смонтирован в полном соответствии с проектом, разработанным ___________________________________________________________________________ (наименование проектной организации) и изготовлен _______________________________________________________________ (наименование завода-изготовителя) по рабочим чертежам ________________________________________________________ (номер узловых чертежей) 2. Сведения о сварке. Вид сварки, применявшийся при монтаже трубопровода:__________________________ Данные о присадочном материале _____________________________________________ (указать тип, ___________________________________________________________________________ марку, ГОСТ или ТУ) Методы, объем и результаты контроля сварных соединений _______________________ Сварка трубопровода произведена в соответствии с требованиями Правил, НТД на сварку сварщиками, прошедшими испытания в соответствии с «Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства». 3. Сведения о термообработке сварных соединений (вид и режим) ___________________________________________________________________________ 4. Сведения о материалах, из которых изготовлялся трубопровод: ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ (эти сведения записываются только для тех материалов, данные о которых не вошли в свидетельство завода-изготовителя) а) Сведения о трубах. № п/п Наименование элемента Количество Наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм Марка стали, ГОСТ или ТУ Трубы, ГОСТ или ТУ Примечание. Для трубопроводов I категории, кроме указанных в таблице данных, к свидетельству должны быть приложены сертификаты на металл и данные по контролю. б) Сведения об основной арматуре и фасонных частях (литых и кованых). № п/п Наименование элемента Место установки Условный проход, мм Условное давление, МПа (кгс/см2) Марка материала корпуса ГОСТ или ТУ в) Сведения о фланцах и крепежных деталях. № п/п Наименование элементов Количество ГОСТ или ТУ на фланец, крепежную деталь Условный проход, мм Условное давление, МПа (кгс/см2) Материал фланцев Материал шпилек, гаек и болтов марка ста ли ГОСТ или ТУ марка стали ГОСТ или ТУ 5. Сведения о стилоскопировании ___________________________________________ 6. Результаты гидравлического испытания трубопровода. Трубопровод, изображенный на прилагаемой схеме, испытан пробным давлением ___________________________________________________________________________ При давлении _____________ трубопровод был осмотрен, при этом обнаружено ___________________________________________________________________________ 7. Заключение. Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», утвержденными Госгортехнадзором России, а также в соответствии с проектом и НД и признан годным к работе при давлении _______________ и температуре __________________________ «_____» ________________ 20____ г. Опись прилагаемых документов ____________________________ ____________________________ Руководитель монтажных работ М.П. Главный инженер

Приложение 5

Материалы, применяемые для изготовления
трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением

Таблица 1

Листовая сталь

Марка стали	НТД	Предельные параметры	Обязательные механические испытания1,2	Контроль1
на лист	на сталь	S , мм	р , МПа (кгс/см2)	t °С	s в	s т	s	ψ	КС	КСА	на изгиб	макроструктуры	дефектоскопия3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Ст3пс3 Ст3сп3 Ст3Гпс3 Ст3пс4 Ст3сп5 Ст3Гпс4	ГОСТ 146374	ГОСТ 3805	12	1,6 (16)	200	+	+	+	—	+	+	+	—	—
20	ГОСТ 1577	ГОСТ 1050	12	1,6 (16)	300	+	+	+	—	+	+	+	—	—
15К, 16К, 18К, 20К	ГОСТ 5520	ГОСТ 5520	Не ограничено	Не ограничено	450	+	+	+	+	+	+	+	+	+
22К	ГОСТ 5520 ТУ 108.1025 ТУ 24-3-15-870 ТУ 14-2-538	ГОСТ 5520 ТУ 108.1025 ТУ 24-3-15-870 ТУ 14-2-538	То же	То же	350	+	+	+	+	+	+	+	+	+
15ГС	ТУ 108.1268	ТУ 108.1268	«	«	450	+	+	+	+	+	+	+	+	+
17ГС, 17Г1С	ГОСТ 19281 ГОСТ 5520	ГОСТ 19281	«	«	350	+	+	+	+	+	+	+	+	+
14ХГС	ГОСТ 19281	ГОСТ 19281	25	«	350	+	+	+	+	+	+	+	+	+
16ГС, 09Г2С, 10Г2С1	ГОСТ 19281 ГОСТ 5520	ГОСТ 19281	Не ограничено	«	450	+	+	+	+	+	+	+	+	+
12МХ	ТУ 14-1-642	ГОСТ 20072	«	«	530	+	+	+	+	+	—	+	+	+
12ХМ	ГОСТ 5520	ГОСТ 5520	«	«	540	+	+	+	+	+	—	+	+	+
10Х2М	ГОСТ 5520	ГОСТ 5520	«	«	570	+	+	+	+	+	—	+	+	+
12Х1МФ	ГОСТ 5520 ТУ 14-1-1584	ГОСТ 5520 ГОСТ 20072	«	«	570	+	+	+	+	+	—	+	+	+
15Х1М1Ф	ТУ 24-3-15-163 ТУ 108-11-348	ТУ 24-3-15-163 ТУ 108-11-348	«	«	575	+	+	+	+	+	—	+	+	+
08Х18Н10Т 12Х18Н9Т 12Х1810Т	ГОСТ 7350	ГОСТ 5632	«	«	600	+	+	+	+	—	—	+	+	+

Примечания:

¹ Нормируемые показатели и объем контроля
листов должны соответствовать указанным в НД. Категория качества и
дополнительные виды испытаний, предусмотренные в НД, выбираются конструкторской
организацией. Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком +), но
отсутствующие в действующих НД, должны быть выполнены изготовителем элементов
трубопроводов.

² Контроль механических свойств при испытаниях
на растяжение производится в соответствии со ст. 3.2.3 и 3.2.8
и при испытаниях на ударную вязкость — в соответствии со ст. 3.2.4
— 3.2.7.

³ УЗК подвергаются листы толщиной более 60 мм,
а также листы толщиной более 20 мм, предназначенные для деталей при рабочем
давлении более 6,4 МПа (64 кгс/см²).

⁴ Для плоских фланцев при рабочем давлении до
2,5 МПа (25 кгс/см²) и температуре до 300 °С допускается применение
листа из стали Ст3сп 3-, 4- и 5-й категорий и при давлении до 1,6 МПа (16
кгс/см²) и температуре до 200 °С — листа из стали Ст3сп, Ст3пс,
Ст2сп, Ст2пс, Ст3кп, Ст2кп 2- и 3-й категорий.

Таблица 2

Бесшовные трубы

Марка стали	Нормативный документ	Предельные параметры применения	Контролируемые (сдаточные) характеристики	Гарантируемые характеристики
на трубы	на сталь	температура, °С	давление, МПа (кгс/см2)	Механические свойства1*	Технологические испытания 2*	Дефектоскопия3*	Макроструктура	Микроструктура	Неметаллические включения	s 0,2 t	s дп
s в	s 0,2	δ	ψ	КС
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
10, 20	ГОСТ 8731 группа В ГОСТ 8733 группа В	ГОСТ 1050	300	1,6 (16)	+	+	+	—	—	+	—	+	—	—	—	—
10, 20	ТУ 14-3-190	ГОСТ 1050	425	6,4 (64)	+	+	+	+	+	+	—	+	—	—	—	—
20	ГОСТ 550 группа А	ГОСТ 1050	425	5,0 (50)	+	+	+	+	+	+	—	—	—	—	—	—
20, 20-ПВ	ТУ 14-3Р-55	ТУ 14-3Р-55	450	не ограничено	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
10Г2	ГОСТ 8731 группа В ГОСТ 8733 группа В	ГОСТ 4543	350	5,0 (50)	+	+	+	—	—	+	—	+	—	—	—	—
09Г2С	ТУ 14-3-1128	ГОСТ 19281	425	5,0 (50)	+	+	+	—	+	+	+ 4*	+	—	—	—	—
15ГС	ТУ 108-874	ТУ 108-874	450	не ограничено	+	+	+	+	+	—	+	+	+	—	+	—
ТУ 14-3Р-55	ТУ 14-3Р-55	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
16ГС	ТУ 3-923	ГОСТ 19281	450	не ограничено	+	+	+	+	+	—	+	+	—	+	+	—
15ХМ	ТУ 14-3Р-55	ТУ 14-3Р-55	550	не ограничено	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
12Х1МФ, 12Х1МФ-ПВ	ТУ 14-3Р-55	ТУ 14-3Р-55	570	не ограничено	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
15Х1М1Ф	ТУ 14-3Р-55	ТУ 14-3Р-55	575	не ограничено	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+
ТУ 1108-874	ТУ 1108-874	+	+	+	+	+	—	+	+	+	—	+	+
ТУ 3-923	ТУ 3-923	+	+	+	+	+	—	+	+	+	+	+	+
10Х9МФБ-Ш	ТУ 14-3Р-55	ТУ 14-3Р-55		не ограничено	+	+	+	+	+	+	+	+	—	+	+	+

Примечания:

1*. Контроль механических свойств при испытаниях на растяжение
производится в соответствии с пп. 3.2.3 и 3.2.8, при испытаниях на ударный
изгиб — в соответствии с пп. 3.2.4 — 3.2.6.

2*. В зависимости от диаметра труб выполняются одно или несколько
технологических испытаний:

— диаметром до 60 мм включительно — испытания на загиб вокруг
оправки или на раздачу,

— диаметром более 60 мм до 108 мм с толщиной стенки до 9 мм
включительно — испытания на раздачу или сплющивание, а с толщиной стенки более
9 мм, но не более 15 % от наружного диаметра — испытания на сплющивание; трубы
с толщиной стенки более 15 % от наружного диаметра — испытания на загиб полосы;

— диаметром более 108 до 245 мм включительно с толщиной стенки до
15 % от наружного диаметра — испытания на сплющивание, с толщиной стенки более
15 % от наружного диаметра — испытания на загиб полосы;

— диаметром более 245 мм с толщиной стенки до 25 мм включительно
— испытания на загиб полосы.

3*. Ультразвуковая дефектоскопия, радиографический контроль
должны выполняться на трубах, предназначенных для трубопроводов I и II категорий.

4. Нормируемые показатели и объем контроля труб должны
соответствовать указанным в НД; дополнительные виды испытаний, предусмотренные
НД, устанавливаются конструкторской организацией.

5. Допускается применение труб по ГОСТ
8731 и ГОСТ
8733, изготовленных из слитка методом пилигримной прокатки, при условии
проведения сплошного УЗД.

6. Изготовитель подтверждает гарантируемые
s _0,2 ^t и s _дп металла труб по каждой марке стали не реже одного раза в три
года.

Таблица 3

Сварные трубы

Марка стали	Нормативный документ	Предельные параметры применения	Контролируемые (сдаточные) характеристики	Гарантируемая характеристика s 0,2 t
на трубы	на сталь	температура, ° С	давление, МПа (кгс/см2)	Механические свойства1	Дефектоскопия	Гидравлические испытания	Технологические испытания 3	Микроструктура сварного соединения
Основной металл	Сварное соединение
s в	s 0,2	δ	КС	s в	КС	Статический изгиб	основного металла	сварного соединения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
3.1 Прямошовные трубы
Ст3сп	ГОСТ 10706 (группа В)	ГОСТ 380	115	1,0 (10)	+	+	+	+	+	+	+	—	+	+	—	—	—
ГОСТ 10705 (группа В)	300	1,6 (16)	+	+	+	+	+	+	—	—	+	+	+	—	—
ТУ 1303-002-08620133	300	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
10, 20	ГОСТ 10705 (группа В)	ГОСТ 1050	300	1,6 (16)	+	+	+	+	+	+	—	—	+	+	+	—	—
20	ГОСТ 20295	350	2,5 (25)		+	+	+	+	+	—	—	+	+	—	—	—
ТУ 1303-002-08620133	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
09Г2С	ТУ 1303-002-08620133	ГОСТ 5520	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
16ГС	ТУ 1303-002-08620133	ГОСТ 5520	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
17ГС	ТУ 14-3-620	ТУ 14-1-1921 ТУ 14-1-1950	300	1,6 (16)	+	+	+	+	+	—	—	—	—	+	—	—	—
ТУ 1303-002-08620133	ГОСТ 5520	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
17Г1С	ТУ 14-3-620	ТУ 14-1-1921 ТУ 14-1-1950	300	1,6 (16)	+	+	+	+	+	—	—	—	—	+	—	—	—
ГОСТ 20295	ГОСТ 19281	425	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	—	—	+	+	—	—	—
ТУ 1303-002-08620133	ГОСТ 5520	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
17Г1С-У	ТУ 14-3-620	ТУ 14-1-1921 ТУ 14-1-1950	300	1,6 (16)	+	+	+	+	+	—	—	—	—	+	—	—	—
ГОСТ 20295	ГОСТ 19281	425	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	—	—	+	+	—	—	—
ТУ 1303-002-08620133	ГОСТ 5520	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	+
06ГФ АА	ТУ 14-3Р-28	ТУ 14-3Р-28	115	1,0 (10)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	—
3.2 Трубы со спиральным швом
Ст3сп	ТУ 14-3-954	ТУ 14-1-4636	300	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	—	+	+	—	—	—
20	ТУ 13.0300-8-011-00212-179	ГОСТ 1050	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	+	+
ГОСТ 20295	ГОСТ 1050	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	—	+	+	+	—	—	—
17ГС 17Г1С 17Г1С-У	ГОСТ 20295	ГОСТ 19281	350	2,5 (25)	+	+	+	+	+	+	—	—	+	+	—	—	—
ТУ 14-3-954	ТУ 14-1-4636	+	+	+	+	+	+	+	—	+	+	—	—	—
06ГФ АА	ТУ 14-3Р-52	ТУ 14-3Р-52	115	1,0 (10)	+	+	+	+	+	+	+	+	+	+	—	—	—

Примечания:

1. Контроль механических свойств при испытаниях на растяжение
производится в соответствии с пп. 3.2.3 и 3.2.8, при испытаниях на
ударный изгиб — в соответствии с пп. 3.2.4 — 3.2.6.

2. В зависимости от диаметра труб, изготавливаемых по ГОСТ
10705, выполняются следующие виды технологических испытаний:

до 108 мм — на раздачу,

до 152 мм — на сплющивание,

до 159 мм — на бортование,

до 530 мм — на загиб полосы.

3. Нормируемые показатели и объем контроля труб должны
соответствовать указанным в НД; дополнительные виды испытаний, предусмотренные
НД, устанавливаются конструкторской организацией.

4. Изготовитель подтверждает гарантии s _0,2 ^t
металла труб каждой марки стали не реже одного раза в три года.

Таблица 4

Стальные поковки

Марка стали	НД	Предельные параметры	Обязательные испытания2	Контроль2
на поковки1	на сталь	t , °С	p , МПа (кгс/см2)	механические испытания3	макроструктуры	дефектоскопия4
s в	s т	δ	ψ	КС	Н
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Ст2сп3 Ст3сп3	ГОСТ 8479 (группа IV )	ГОСТ 380	200	1,6 (16)	+	+	+	—	+	+	—	—
15, 20, 25	ГОСТ 8479 (группа IV , V )5	ГОСТ 1050	450	6,4 (64)	+	+	+	+	+	+	—	—
20	ОСТ 108.030.113	ОСТ 108.030.113	450	Не ограничено	+	+	+	+	+	+	+	+
10Г2, 10Г2С	ГОСТ 8479	ГОСТ 4543	450	То же	+	+	+	+	+	+	—	+
22К	ОСТ 108.030.113	ОСТ 108.030.113	350	«	+	+	+	+	+	+	+	+
15ГС, 16ГС	ОСТ 108.030.113	ОСТ 108.030.113	450	«	+	+	+	+	+	+	+	+
16ГНМА	ОСТ 108.030.113	ОСТ 108.030.113	350	«	+	+	+	+	+	+	+	+
12МХ	ГОСТ 8479 (группа IV , V )	ГОСТ 20072	530	«	+	+	+	+	+	+	—	+
15ХМ	ГОСТ 8479 (группа IV , V )	ГОСТ 4543	550	«	+	+	+	+	+	+	—	+
12Х1МФ	ОСТ 108.030.113	ОСТ 108.030.113	570	«	+	+	+	+	+	+	+	+
15Х1М1Ф	ОСТ 108.030.113	ОСТ 108.030.113	575	«	+	+	+	+	+	+	+	+

Примечания:

¹ Круглый прокат, применяемый согласно ст. 3.5.2
настоящих Правил, допускается использовать по НД на прокат при условиях,
указанных в табл. 4, т.е. изготовлять из тех же марок стали, на те
же параметры, при выполнении того же контроля механических свойств (на
растяжение и ударную вязкость) и сплошного радиографического контроля или УЗК.
При диаметре проката более 80 мм контроль механических свойств следует
производить на образцах тангенциального направления.

² Нормируемые показатели и объем контроля
должны соответствовать указанным в НД. Категория, группа качества поковок и
дополнительные испытания, предусмотренные НД, выбираются конструкторской
организацией. Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком +), но
отсутствующие в действующих НД, должны быть выполнены изготовителем элементов
трубопроводов.

³ Контроль механических свойств при испытаниях
на растяжение производится в соответствии со ст. 3.2.3 и 3.2.8
и при испытаниях на ударную вязкость — в соответствии со ст. 3.2.4
— 3.2.6.

⁴ Все поковки деталей трубопроводов I и II
категории, имеющие один из габаритных размеров более 200 мм и толщину более 50
мм, подлежат радиографическому контролю или УЗК.

⁵ Допускается применение поковок из сталей 20,
25 и 12Х1МФ по ГОСТ
8479 (группа II ) при
Д_у < 100 мм без ограничения давления при температурах до 350 °С
для сталей 20 и 25 и до 570 °С для 12Х1МФ.

Таблица 5

Стальные отливки

Марка стали	НД	Предельные параметры	Обязательные испытания1	Дефектоскопия3
на отливку	на сталь	t , ° C	p , МПа (кгс/см2)	механические испытания2
s в	s т	δ	ψ	КС	Н
15Л, 20Л, 25Л, 30Л, 35Л	ГОСТ 977 (группа 2)	ГОСТ 977	300	5 (50)	+	+	+	—	—	—	—
20Л, 25Л, 30Л, 35Л	ГОСТ 977 (группа 3)	ГОСТ 977	350	Не ограничено	+	+	+	—	+	—	+
25Л	ОСТ 108.961.03	ОСТ 108.961.03	4254	То же	+	+	+	+	+	+	+
20ГСЛ	ОСТ 108.961.03	ОСТ 108.961.03	450	«	+	+	+	+	+	+	+
20ХМЛ	ОСТ 108.961.03	ОСТ 108.961.03	520	«	+	+	+	+	+	+	+
20ХМФЛ	ОСТ 108.961.03	ОСТ 108.961.03	540	«	+	+	+	+	+	+	+
15Х1М1ФЛ	ОСТ 108.961.03	ОСТ 108.961.03	570	«	+	+	+	+	+	+	+
12Х18Н9ТЛ	ГОСТ 977 (группа 3)	ГОСТ 977 (группа 3)	610	«	+	+	+	+	+	—	+
12Х18Н12МЗТЛ	ГОСТ 977 (группа 3)	ГОСТ 977 (группа 3)	610	«	+	+	+	+	+	—	+

Примечания:

¹ Нормируемые показатели и объем контроля
должны соответствовать указанным в НД. Группа качества и дополнительные виды
испытаний, предусмотренные НД, выбираются конструкторской организацией.
Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком +), но отсутствующие в
действующих НТД, должны быть выполнены изготовителем элементов трубопроводов.

² Контроль механических свойств при испытаниях
на растяжение производится в соответствии с пп. 3.2.3 и 3.2.8 и
при испытаниях на ударную вязкость — в соответствии с пп. 3.2.4 —
3.2.6.

³ Отливки для трубопроводов I и II
категории подлежат радиографическому контролю, УЗК или другому равноценному
контролю. Объем контроля устанавливается техническими условиями на отливки. При
этом обязательному контролю подлежат концы патрубков, подвергающихся сварке.

⁴ Для отливок, изготавливаемых по ОСТ 108.961.03
из стали 25Л с толщиной стенки во внефланцевой части до 55 мм, предельная
температура их применения устанавливается до 450 °С.

Таблица 6

Крепеж

Марка стали	НД	Предельные параметры рабочей среды	Обязательные испытания1	Макроструктура
на крепеж	на сталь	шпильки2 и болты3	гайки4	механические испытания (шпилек и болтов)5
t , ° C	p , МПа (кгс/см2)	t , ° C	p , МПа (кгс/см2)	s в	s т	δ	ψ	КС	Н
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Ст5сп2, Ст3сп3, Ст4сп3	ГОСТ 20700	ГОСТ 3806	200	2,5 (25)	350	2,5 (25)	+	+	+	—	—	—	—
Ст3сп6, Ст3сп5	ГОСТ 20700	ГОСТ 3806	350	1,6 (16)	350	2,5 (25)	+	+	+	—	+	—	—
Ст3сп3, Ст3пс37, Ст3кп37	ГОСТ 1759.0 7	ГОСТ 3806	—	—	350	2,5 (25)	—	—	—	—	—	+	—
10, 10кп	ГОСТ 20700	ГОСТ 1050	—	—	350	2,5 (25)	—	—	—	—	—	+	—
20	ГОСТ 20700 ГОСТ 1759.0 7	ГОСТ 1050 ГОСТ 10702	400	2,5 (25)	400	10 (100)	+	+	+	+	+	+	—
25	ГОСТ 20700	ГОСТ 1050 ГОСТ 10702	400	2,5 (25)	400	10 (100)	+	+	+	+	+	+	—
30, 35, 40	ГОСТ 20700 ГОСТ 1759.0 7	ГОСТ 1050 ГОСТ 10702	425	10 (100)	425	20 (200)	+	+	+	+	+	+	—
45	ГОСТ 20700	ГОСТ 1050 ГОСТ 10702	425	10 (100)	425	20 (200)	+	+	+	+	+	+	—
09Г2С	ОСТ 26-2043	ГОСТ 19281	425	10 (100)	—	—	+	+	+	+	+	+	+
35Х, 40Х	ГОСТ 20700	ГОСТ 4543 ГОСТ 10702	425	20 (200)	450	20 (200)	+	+	+	+	+	+	+
30ХМА, 35ХМ	ГОСТ 20700	ГОСТ 4543 ГОСТ 10702	450	Не ограничено	510	Не ограничено	+	+	+	+	+	+	+
38ХНЗМФА	ГОСТ 23304	ГОСТ 4543	350	То же	350	То же	+	+	+	+	+	+	+
25Х1МФ (ЭИ10)	ГОСТ 20700	ГОСТ 20072	510	»	540	»	+	+	+	+	+	+	+
20Х1М1Ф1ТР (ЭП182)	ГОСТ 20700	ГОСТ 20072	580	»	580	»	+	+	+	+	+	+	+
20Х1М1Ф1БР (ЭП44)	ГОСТ 20700	ГОСТ 20072	580	»	580	»	+	+	+	+	+	+	+
20X13	ГОСТ 20700	ГОСТ 18968	450	»	510	»	+	+	+	+	+	+	+
13Х11Н2В2МФ (ЭИ961)	ГОСТ 20700	ГОСТ 5949	510	Не ограничено	540	Не ограничено	+	+	+	+	+	+	+
20Х12ВНМФ (ЭП428)	ГОСТ 20700	ГОСТ 18968	560	То же	560	То же	+	+	+	+	+	+	+
18Х12ВМБФР (ЭИ993)	ГОСТ 20700	ГОСТ 5949	560	»	560	»	+	+	+	+	+	+	+
08Х16Н13М2Б (ЭП680)	ГОСТ 20700 8	ГОСТ 5632	625	»	625	»	+	+	+	+	+	+	+
31Х19Н9МВБТ (ЭИ572)	ГОСТ 20700 8	ГОСТ 5632	625	Не ограничено	625	Не ограничено	+	+	+	+	+	+	+
ХН35ВТ (ЭИ612)	ГОСТ 20700 8	ГОСТ 5632	650	»	650	»	+	+	+	+	+	+	+

Примечания:

¹ Нормируемые показатели и объем контроля
должны соответствовать указанным в стандартах. Категории, группы качества и
дополнительные испытания, предусмотренные стандартами, выбираются конструкторской
организацией. Предусмотренные таблицей требования (отмеченные знаком +), но
отсутствующие в действующих НД, должны быть выполнены изготовителем элементов
трубопроводов.

² Применение шпилек по ГОСТ 1759.0
допускается до температуры 300 °С.

³ Применение болтов допускается по ГОСТ
20700 до давления 3 МПа (30 кгс/см²) и температуры 300 °С. В
остальных случаях должны применяться шпильки.

⁴ Материал для гаек должен подвергаться
контролю только по твердости.

⁵ Контроль механических свойств производится
при испытаниях на растяжение в соответствии со ст. 3.2.3 и 3.2.8
и при испытаниях на ударную вязкость — в соответствии со ст. 3.2.4
— 3.2.7.

⁶ Материал шпилек, болтов из углеродистых
сталей по ГОСТ 380,
предназначенных для работы при температуре выше 200 °С, должен быть испытан на
ударную вязкость после механического старения.

⁷ Гайки из полуспокойной и кипящей стали
допускается применять, если оборудование установлено в помещении с температурой
выше 0 °С. По ГОСТ
1759.4 и ГОСТ 1759.5 следует
применять болты и шпильки из стали 20 классов прочности 4 или 5, из сталей 30 и
35 — классов прочности 5 или 6; гайки из сталей Ст3 и 20 — класса прочности 4,
сталей 30 и 35 — класса прочности 5.

⁸ Для шпилек, болтов из аустенитных сталей
накатка резьбы допускается при температуре среды до 500 °С.

Таблица 7

Чугунные отливки

Марка чугуна	НД	Наименование элемента	Предельные параметры	Обязательные испытания1
Ду , мм	t, ° C	p, МПа (кгс/см2)	механические испытания
s в	s т	δ	H
Сч102, Сч15	ГОСТ 1412		80 300	130 200	3 (30) 0,8 (8)	+	—	—	+
Сч20, Сч25, Сч30, Сч35	ГОСТ 1412		100 200 300	300	3 (30) 1,3 (13) 0,8 (8)	+	—	—	+
Сч20, Сч25, Сч30, Сч35	ГОСТ 1412		600 1000	130	0,64 (6,4) 0,25 (2,5)	+	—	—	+
Кч33-8, Кч35-10, Кч37-12	ГОСТ 1215		200	300	1,6 (16)	+	—	+	+
Вч35, Вч40, Вч45	ГОСТ 7293		200 600	350 130	4 (40) 0,8 (8)	+	+	+	+

Примечания:

¹ Нормируемые показатели и объем контроля
должны соответствовать указанным в стандартах.

² Применение чугуна Сч10 допускается с временным
сопротивлением не ниже 120 МПа (12 кгс/мм²).

Приложение 6

Подразделение сталей на типы и классы

№ п/п	Тип, класс стали	Марка стали
1	2	3
1.	Углеродистые	Ст2сп2, Ст2сп3, Ст3сп2, Ст3сп3, Ст3пс3, Ст3Гпс3, Ст3пс4, Ст3сп4, Ст3сп5, Ст3сп6, Ст3Гпс4, Ст4пс3, Ст4сп3, Ст5сп2*, 08, 10, 15, 20, 25, 30*, 35*, 40*, 15К, 16К, 18К, 20К, 22К, 15Л, 20Л, 25Л, 30Л, 35Л
2.	Низколегированные марганцовистые и кремнемарганцовистые	10Г2, 15ГС, 16ГС, 17ГС, 17Г1С, 17Г1СУ, 09Г2С, 10Г2С1, 14ХГС
3.	Низколегированные хромистые	35Х*, 40Х*
4.	Низколегированные молибденовые, хромомолибденовые, хромомолибденованадиевые	12МХ, 12ХМ, 15ХМ, 10Х2М, 15Х1М1Ф, 12Х1МФ, 20ХМЛ, 20ХМФЛ, 15Х1МФЛ, 20Х1МФ*, 25Х1М1Ф1ТР*, 20Х1М2Ф1БР*
5.	Низколегированные хромоникельмолибденованадиевые	38ХН3МФА*
6.	Мартенситные хромистые	20X13, 12Х11В2МФ*, 13Х11М2В2МФ*, 20Х12ВНМФ*, 18Х12ВМВФР*
7.	Аустенитные хромоникелевые	08Х18Н10Т, 12Х18Н9Т, 12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, 12Х18Н9ТЛ, 12Х18Н12МЗТЛ, ХН35ВТ*

* Материалы не подлежат сварке — детали
крепежа.

Приложение 7

Определение понятий однотипных и контрольных сварных
соединений

Однотипными сварными
соединениями является группа сварных соединений, имеющих следующие общие
признаки:

а) способ сварки;

б) марка (сочетание марок)
основного металла. В одну группу допускается объединять сварные соединения деталей
из сталей различных марок, для сварки которых, согласно технологии,
предусмотрено применение сварочных материалов одних и тех же марок (сочетаний
марок);

в) марка (сочетание марок)
сварочных материалов. В одну группу допускается объединять сварные соединения,
выполненные с применением различных сварочных материалов, марки (сочетание
марок) которых, согласно технологии, могут использоваться для сварки деталей из
одной и той же стали; электроды должны иметь одинаковый вид покрытия по ГОСТ
9466 (основной, рутиловый, целлюлозный, кислый);

г) номинальная толщина
свариваемых деталей в зоне сварки. В одну группу допускается объединять
соединения с номинальной толщиной деталей в зоне сварки в пределах одного из
следующих диапазонов:

до 3 мм включительно;

свыше 3 до 10 мм
включительно;

свыше 10 до 50 мм
включительно;

свыше 50 мм.

Для угловых, тавровых и
нахлесточных соединений указанные диапазоны относятся к привариваемым деталям;
толщину основных деталей разрешается не учитывать;

д) радиус кривизны деталей в
зоне сварки. В одну группу допускается объединять сварные соединения деталей с
радиусом кривизны в зоне сварки (для труб — с половиной наружного номинального
диаметра) в пределах одного из следующих диапазонов:

до 12,5 мм включительно;

свыше 12,5 до 50 мм
включительно;

свыше 50 до 250 мм
включительно;

свыше 250 мм (включая
плоские детали).

Для угловых, тавровых и
нахлесточных сварных соединений указанные диапазоны относятся к привариваемым
деталям; радиусы кривизны основных деталей разрешается не учитывать;

е) вид сварного соединения
(стыковое, угловое, тавровое, нахлесточное). В одну группу могут быть объединены
угловые, тавровые и нахлесточные соединения, кроме угловых сварных соединений
приварки штуцеров (труб) к элементам котлов;

ж) форма подготовки кромок.
В одну группу допускается объединять сварные соединения с одной из следующих
форм подготовки кромок:

с односторонней разделкой
кромок при угле их скоса более 8°;

с односторонней разделкой
кромок при угле их скоса до 8° включительно (узкая разделка);

с двусторонней разделкой
кромок;

без разделки кромок;

з) способ сварки корневого
слоя: на остающейся подкладке (подкладном кольце), на расплавляемой подкладке,
без подкладки (свободное формирование обратного валика), с подваркой корня шва;

и) термический режим сварки:
с предварительным и сопутствующим подогревом, без подогрева, с послойным
охлаждением;

к) режим термической
обработки сварного соединения.

Контрольным сварным
соединением является соединение, вырезанное из числа производственных сварных
соединений или сваренное отдельно, но являющееся идентичным либо однотипным по
отношению к производственным сварным соединениям и предназначенное для
проведения разрушающего контроля при аттестации технологий сварки или проверки
качества и свойств производственных сварных соединений.

Приложение 8

Нормы оценки качества сварных соединений

1. Общие положения

1.1. Настоящие нормы оценки
качества сварных соединений устанавливают основные требования к оценке качества
сварных соединений, работающих под давлением и выполненных дуговой,
электрошлаковой, электронно-лучевой и газовой сваркой, при визуальном, измерительном,
капиллярном, магнитопорошковом, радиографическом и ультразвуковом контроле, а
также при механических испытаниях и при металлографическом исследовании.

Конкретные нормы оценки
качества сварных соединений должны быть разработаны на основе требований и указаний
настоящих норм и приведены в НД по контролю сварных соединений, согласованной с
Госгортехнадзором России.

Для сварных соединений,
выполненных другими способами сварки, и сварных соединений, не работающих под
давлением, а также для контроля сварных соединений не указанными выше методами
нормы оценки качества устанавливаются НД, согласованной с Госгортехнадзором
России.

1.2. Использованные в
настоящем приложении термины и определения приведены в разделе 9
настоящего приложения.

1.3. Нормы оценки качества
принимают по следующим размерным показателям (РП):

по номинальной толщине
сваренных деталей — для стыковых сварных соединений деталей одинаковой толщины
(при предварительной обработке концов деталей путем расточки, раздачи,
калибровки или обжатия — по номинальной толщине сваренных деталей в зоне
обработки);

по номинальной толщине более
тонкой детали — для стыковых сварных соединений деталей различной номинальной
толщины (при предварительной обработке конца более тонкой детали — по ее
номинальной толщине в зоне обработки);

по расчетной высоте углового
шва — для угловых, тавровых и нахлесточных сварных соединений (для угловых и
тавровых сварных соединений с полным проплавлением за размерный показатель
допускается принимать номинальную толщину более тонкой детали);

по удвоенной номинальной
толщине более тонкой детали (из двух сваренных) — для торцевых сварных
соединений (кроме соединений вварки труб в трубные доски);

по номинальной толщине
стенки труб — для сварных соединений вварки труб в трубные доски.

При радиографическом
контроле сварных соединений через две стенки нормы оценки качества следует
принимать по тому же размерному показателю, что и при контроле через одну
стенку.

1.4. Протяженность (длина,
периметр) сварных соединений определяется по наружной поверхности сваренных
деталей у краев шва (для соединений штуцеров, а также угловых и тавровых
соединений — по наружной поверхности привариваемой детали у края углового шва).

1.5. Число и суммарная
приведенная площадь одиночных включений и скоплений, выявленных применяемыми
методами неразрушающего контроля, не должны превышать значений, указанных в
настоящих нормах, на любом участке сварного соединения длиной 100 мм.

Для сварных соединений
протяженностью менее 100 мм нормы по числу и суммарной приведенной площади
одиночных включений и скоплений уменьшают пропорционально уменьшению
протяженности контролируемого соединения. Если при этом получается дробная
величина, то она округляется до ближайшего целого числа.

2. Визуальный и
измерительный контроль

2.1.
При визуальном и измерительном контроле сварных соединений не допускаются:

трещины всех видов и
направлений;

непровары (несплавления)
между основным металлом и швом, а также между валиками шва;

непровары в корне шва (кроме
случаев, оговоренных в НД);

наплывы (натеки) и брызги
металла;

незаваренные кратеры;

свищи;

прожоги;

скопления;

подрезы (кроме случаев,
оговоренных в НД);

отклонения размеров шва
сверх установленных норм.

2.2. Нормы допустимых дефектов,
выявленных при визуальном и измерительном контроле, приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Нормы поверхностных дефектов
в сварных соединениях

Дефект	Допустимый максимальный размер, мм	Число дефектов
Выпуклость стыкового шва с наружной стороны	Устанавливается НД или конструкторской документацией в зависимости от вида сварки и типа соединения
Западания (углубления) между валиками и чешуйчатость поверхности шва	0,12РП*+0,6, но не более 2	—
Одиночные включения	0,12РП+0,2, но не более 2,5	При РП от 2 до 10 — 0,2РП+3 При РП свыше 10 до 20 — 0,1РП+4 При РП свыше 20 — 0,05РП+5, но не более 8
Выпуклость корня шва при односторонней сварке труб без подкладных колец	1,5 при Двн до 25 вкл. 2,0 при Двн свыше 25 до 150 вкл. 2,5 при Двн свыше 150
Вогнутость корня шва при односторонней сварке труб без подкладных колец	0,12РП+0,4, но не более 1,6

*РП — размерный показатель, указанный в п. 1.3.

3. Капиллярный контроль

3.1.
При контроле сварного соединения по индикаторным следам не допускаются
удлиненные и неодиночные индикаторные следы. Количество одиночных округлых
индикаторных следов не должно превышать норм, установленных в табл. 1.1 для одиночных включений, а
наибольший размер каждого индикаторного следа не должен превышать трехкратных
значений этих норм.

3.2. Выявленные при контроле
согласно п. 3.1
дефекты допускается оценивать по их фактическим показателям после удаления
реактива. При этом следует руководствоваться требованиями п. 2.1 и
табл. 1.1.
Результаты этой оценки являются окончательными.

4. Магнитопорошковый
контроль

4.1.
Нормы оценки качества при магнитопорошковом контроле должны соответствовать
нормам для визуального контроля (п. 2.1 и табл. 1.1 ).

4.2. Выявленные при контроле
по п. 4.1
дефекты допускается оценивать по их фактическому размеру после удаления
эмульсии или порошка. Результаты этой оценки являются окончательными.

5. Радиографический контроль

5.1. Качество сварных
соединений считается удовлетворительным, если на радиографическом снимке не
будут зафиксированы трещины, непровары (за исключением случаев, оговоренных
НД), прожоги, свищи, недопустимые выпуклость и вогнутость корня шва (табл. 1.1), а
размер, число и суммарная приведенная площадь одиночных включений и скоплений
не будут превышать норм, приведенных в табл. 2.1 и НД.

Требуемый уровень
чувствительности снимка устанавливается НД .

Таблица 2.1

Нормы допустимых дефектов сварных
соединений, выявленных при радиографическом контроле

Дефект	Размерный показатель сварного соединения (РП), мм	Максимальный размер, мм	Число дефектов на 100 мм шва
Одиночные включения	От 2,0 до 15 вкл.	0,15РП+0,5	Суммарное число одиночных включений и скоплений:
Св. 15 до 40 вкл.	0,05РП+2,0
Св. 40	0,025РП+3,0, но не более 5
Одиночные скопления	От 2,0 до 15 вкл.	1,5 (0,15РП+0,5)	0,25РП+12 при РП от 2 до 40; 0,1РП+18, но не более 27 при РП свыше 40
Св. 15 до 40 вкл.	1,5 (0,05РП+2,0)
Св. 40	1,5 (0,025РП+3), но не более 8,0
Одиночные протяженные включения	От 2,0 до 5 вкл.	0,15РП+5, но не более 14	2
Св. 5 до 50 вкл.	3
Св. 50	4

Примечание: Нормы по суммарной приведенной площади
устанавливаются НД.

6. Ультразвуковой контроль

6.1. Качество сварных
соединений считается удовлетворительным при соблюдении следующих условий:

выявленные несплошности не являются
протяженными (условная протяженность несплошности не должна превышать условную
протяженность соответствующего эталонного отражателя);

расстояние по поверхности
сканирования между двумя соседними несплошностями должно быть не менее условной
протяженности несплошности с большим значением этого показателя (несплошности
являются одиночными);

эквивалентные площади и
количество одиночных несплошностей не должны превышать норм, установленных в
НД, согласованной с Госгортехнадзором России.

7. Механические испытания

7.1. Качество сварных
соединений по результатам механических испытаний считается удовлетворительным
при условии выполнения следующих требований:

а) временное сопротивление
должно быть не ниже минимально допустимого для основного металла, а при испытании
сварных соединений элементов с разными нормативными значениями временного
сопротивления этот показатель не ниже минимально допустимого для менее прочного
основного металла;

б) угол изгиба при испытании
на статический изгиб и просвет между сжимающими поверхностями при испытании на
сплющивание сварных стыков труб наружным диаметром менее 108 мм с толщиной
стенки менее 12 мм должны соответствовать требованиям табл. 3.1;

в) ударная вязкость при
испытании на ударный изгиб образцов типа VI по ГОСТ
6996-66 с надрезом по шву должна быть не менее:

49 Дж/см² (5
кгс·м/см²) — для сварных соединений элементов из сталей перлитного
класса и высоколегированных сталей мартенситно-ферритного класса;

69 Дж/см² (7
кгс·м/см²) — для сварных соединений элементов из хромоникелевых
сталей аустенитного класса.

8. Металлографические
исследования

Нормы оценки качества
сварных соединений по результатам металлографических исследований должны
соответствовать требованиям НД. При этом недопустимыми дефектами являются
дефекты, приведенные в п. 2.1.

9.
Термины и определения

9.1. Номинальная толщина сварных
деталей — указанная в чертеже (без учета допусков) толщина основного металла
деталей в зоне, примыкающей к сварному шву.

9.2. Расчетная высота
углового шва — расчетная высота двустороннего углового шва определяется как
сумма расчетных высот двух его частей, выполненных с разных сторон.

9.3. Включение — обобщенное
наименование пор, шлаковых и вольфрамовых включений.

9.4. Максимальный размер
включения — наибольшее расстояние между двумя точками внешнего контура
включения.

9.5. Максимальная ширина включения
— наибольшее расстояние между двумя точками внешнего контура включения,
измеренное в направлении, перпендикулярном максимальному размеру включения.

9.6.
Включение одиночное — включение, минимальное расстояние от края которого до
края любого другого соседнего включения не менее трехкратной максимальной
ширины каждого из двух рассматриваемых включений, но не менее трехкратного
максимального размера включения с меньшим значением этого показателя (из двух
рассматриваемых).

9.7. Скопление — два или несколько
включений, минимальное расстояние между краями которых менее установленных п. 9.6 для
одиночных включений, но не менее максимальной ширины каждого из любых двух
рассматриваемых соседних включений.

9.8. Внешний контур
скопления — контур, ограниченный внешними краями включений, входящих в
скопление, и касательными линиями, соединяющими указанные края.

9.9. Максимальный размер
скопления — наибольшее расстояние между двумя точками внешнего контура
скопления.

9.10. Максимальная ширина
скопления — наибольшее расстояние между двумя точками внешнего контура
скопления, измеренное в направлении, перпендикулярном максимальному размеру
скопления.

9.11. Скопление одиночное —
скопление, минимальное расстояние от внешнего контура которого до внешнего
контура любого другого соседнего скопления или включения не менее трехкратной
максимальной ширины каждого из двух рассматриваемых скоплений (или скопления и
включения), но не менее трехкратного максимального размера скопления
(включения) с меньшим значением этого показателя (из двух рассматриваемых).

9.12. Группа включений — два
или несколько включений, минимальное расстояние между краями которых менее
максимальной ширины хотя бы одного из двух рассматриваемых соседних включений.
Внешний контур группы включений ограничивается внешними краями включений,
входящих в рассматриваемую группу, и касательными линиями, соединяющими
указанные края. При оценке качества сварных соединений группа включений
рассматривается как одно сплошное включение.

9.13. Включения одиночные
протяженные (при радиографическом контроле) — включения, максимальный размер
которых превышает допустимый максимальный размер одиночных включений, а
допустимость устанавливается только в зависимости от размеров и количества без
учета их площади при подсчете суммарной приведенной площади и без включения их
количества в общее количество одиночных включений и скоплений.

9.14. Приведенная площадь
включения или скопления (при радиографическом контроле) — произведение максимального
размера включения (скопления) на его максимальную ширину (учитывается для
одиночных включений и одиночных скоплений).

9.15. Суммарная приведенная
площадь включений и скоплений (при радиографическом контроле) — сумма
приведенных площадей отдельных одиночных включений и скоплений.

9.16. Индикаторный след (при
капиллярном контроле) — окрашенный пенетрантом участок (пятно) поверхности
сварного соединения или наплавленного металла в зоне расположения несплошности.

9.17. Индикаторный след
округлый (при капиллярном контроле) — индикаторный след с отношением его
максимального размера к максимальной ширине не более трех.

9.18. Индикаторный след
удлиненный (при капиллярном контроле) — индикаторный след с отношением его
максимального размера к максимальной ширине более трех.

9.19. Индикаторный след
одиночный (при капиллярном контроле) — индикаторный след, минимальное
расстояние от края которого до края любого другого соседнего индикаторного
следа не менее максимальной ширины каждого из двух рассматриваемых индикаторных
следов, но не менее максимального размера индикаторного следа с меньшим
значением этого показателя (из двух рассматриваемых).

Таблица 3.1

Требования к результатам
испытания сварных соединений на изгиб и сплющивание

Тип (класс) стали сваренных деталей	Номинальная толщина сваренных деталей, S , мм	Угол изгиба при испытании на изгиб, град, (не менее)	Просвет между сжимающими поверхностями при испытании на сплющивание (не более)
Углеродистые	До 20 вкл.	100 (70)*	4 S
Св. 20	80	—
Марганцевые и кремнемарганцевые	До 20 вкл.	80 (50)*	5 S
Св. 20	60	—
Марганцевоникельмолибденовые, хромомолибденовые и хромомолибденованадиевые перлитного класса и высоколегированные хромистые мартенситно-ферритного класса	До 20 вкл.	50	6 S
Св. 20	40	—
Хромоникелевые аустенитного класса	До 20 вкл.	150	4 S
Св. 20	120	—

* В скобках
указаны значения угла изгиба для сварных соединений, выполненных газовой
сваркой.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

p —
рабочее давление в элементе трубопровода, МПа (кгс/см²);

t —
расчетная температура стенки элемента; для крепежа — температура рабочей среды,
° С;

S
— предельная
толщина стенки, мм;

Д_у — условный проход, мм;

s _в — временное сопротивление,
МПа (кгс/мм²);

s _т — условный предел
текучести, МПа (кгс/мм²);

δ —
относительное удлинение, %;

ψ — относительное
сужение, %;

КС (КС U , КС V ) —
ударная вязкость, Дж/см² (кгс·м/см²);

КСА — ударная вязкость после
механического старения, Дж/см² (кгс·м/см²);

H —
твердость НВ, МПа (кгс/мм²).

СОДЕРЖАНИЕ