Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. ПБ 03-108-96

5.2.4. Непрерывный отвод дренируемой жидкости из трубопровода должен предусматриваться из специального штуцера - кармана, ввариваемого в дренируемый трубопровод.

Диаметр штуцера - кармана в зависимости от диаметра дренируемого трубопровода следует принимать:

    Диаметр трубо-     от   от    от    от    от    от    от    от
    провода, Dу, мм   100  150   200   300   400   500   700   900
                       до   до    до    до    до    до    до    до
                      125  175   250   350   450   600   800  1200

    Диаметр штуцера -  50   80   100   150   200   250   300   350
    кармана, Dу, мм

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

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

5.2.5. В качестве дренажных устройств периодического действия должны предусматриваться специальные сливные штуцера с запорной арматурой для присоединения стационарных или съемных трубопроводов, гибких шлангов для отвода продуктов в дренажные емкости или технологическое оборудование. На запорную арматуру устанавливается заглушка. Дренажные устройства для аварийного опорожнения должны проектироваться стационарными.

Для продуктов 1 и 2 классов опасности и сжиженных газов устройства для опорожнения с помощью гибких шлангов не допускаются.

Диаметр дренажного трубопровода должен приниматься в соответствии с гидравлическим расчетом исходя из условий регламентированного времени дренажа, но не менее 25 мм.

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

Диаметры дренажных штуцеров и запорной арматуры для удаления конденсата из паропровода при его продувке, а также из трубопроводов другого назначения, в случае необходимости их продувки паром, должны приниматься в зависимости от диаметра трубопровода:

    Диаметр трубо-      до   от    от    от    от   от    от    от
    провода, Dу, мм     70   80   150   200   300  450   700   900
                             до    до    до    до   до    до    до
                            125   170   250   400  600   800  1200

    Диаметр штуцера и   25   32    40    50    80  100   125   150
    арматуры, Dу, мм

5.2.7. Для опорожнения трубопроводов от воды после гидравлического испытания в первую очередь должны использоваться устройства для технологического дренажа трубопроводов. При отсутствии технологического дренажа должны предусматриваться штуцера, ввариваемые непосредственно в дренируемый трубопровод.

Диаметры дренажных штуцеров рекомендуется принимать не менее указанных ниже:

    Диаметр трубопровода, Dу,   от    от     от    от    от     от
    мм                          25   100    175   350   500    800
                                до    до     до    до    до     до
                                80   150    300   450   700   1200

    Диаметр штуцера, Dу,        15    20     25    32    40     50
    мм

5.2.8. Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных газов, пожаровзрывоопасных продуктов и веществ 1 и 2 классов опасности, должны быть предусмотрены в начальных и конечных точках трубопровода штуцера с арматурой и заглушкой для продувки их инертным газом или водяным паром и (или) промывки водой или специальными растворами.

Подвод (отвод) инертного газа, пара, воды или промывочной жидкости к трубопроводам должен производиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов. По окончании продувки (промывки) съемные участки или шланги должны быть сняты, а на запорную арматуру установлены заглушки.

Диаметры штуцеров для продувки и промывки должны приниматься в зависимости от диаметра трубопровода и быть не менее указанных в п. 5.2.7.

5.2.9. Запрещается применение гибких шлангов для удаления сжиженных газов из стационарного оборудования.

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

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

5.2.11. Схема продувки трубопровода и расположение продувочных свечей определяется при проектировании в каждом конкретном случае с соблюдением требований санитарных норм, пожарной безопасности и техники безопасности.

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

5.2.13. Продувочные свечи и трубопроводы выброса от предохранительных клапанов в нижних точках должны иметь дренажные отверстия и штуцера с арматурой либо другие устройства, исключающие возможность скопления жидкости в результате конденсации.

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

5.3. Размещение арматуры

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

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

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

5.3.2. На внутрицеховых обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность надежного отключения каждого агрегата или технологического аппарата, а также всего трубопровода.

Необходимость применения арматуры с дистанционным приводом или ручным определяется условиями технологического процесса и обеспечением безопасности работы, а также требованиями ОПВ-88.

5.3.3. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением, предназначенной для аварийного сброса газа, должно осуществляться из операторной.

5.3.4. Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры непрерывного технологического процесса, должны снабжаться обводной (байпасной) линией с соответствующими запорными устройствами. При невозможности по условиям безопасности осуществления ручного регулирования технологическим процессом требуется устройство байпасной линии с регулирующим клапаном.

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

Направление осей штурвалов должно определяться в проектной документации.

5.3.6. На запорной арматуре должны быть указатели, показывающие ее состояние: "открыто", "закрыто".

5.3.7. При расположении арматуры на трубопроводе следует руководствоваться указаниями, имеющимися в каталогах или технических условиях.

5.3.8. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 50 кг, требующих периодической разборки, проектом должны быть предусмотрены переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа.

5.3.9. На трубопроводах, подающих вещества групп А и Б в емкости (сосуды), работающие под избыточным давлением, должны устанавливаться обратные клапаны.

Обратный клапан должен размещаться между емкостью и запорной арматурой на подводящем трубопроводе. Если один и тот же трубопровод служит для подачи и отбора продукта, то обратный клапан не устанавливается.

5.3.10. На нагнетательных линиях компрессоров и центробежных насосов должна предусматриваться установка обратных клапанов.

Обратный клапан устанавливается между нагнетателем и запорной арматурой. На центробежных насосах, работающих в системе без избыточного давления, допускается обратные клапаны не ставить.

5.3.11. Для надежного отключения от коллектора агрегатов (технологических аппаратов), работающих под давлением 4 МПа (40 кгс/кв. см) и выше, на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А, Б(а), Б(б), должны устанавливаться два запорных органа с дренажным устройством между ними с условным проходом 25 мм, соединенным с атмосферой. На дренажной арматуре должна устанавливаться заглушка.

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

На трубопроводах, транспортирующих вещества указанных групп с рабочим давлением менее 4 МПа (40 кгс/кв. см), а также групп Б (в), В вне зависимости от давления, устанавливается один запорный орган. В этом случае рядом с ним должно быть фланцевое соединение, а между фланцевым соединением и запорным органом - дренажное устройство с заглушкой на дренажной арматуре.

5.3.12. В случае возможности повышения давления, в том числе за счет объемного расширения жидких сред, свыше расчетного, на трубопроводах должны устанавливаться предохранительные устройства. Сбросы предохранительных клапанов должны отвечать требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

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

При размещении арматуры на высоте более указанной для ее обслуживания должны предусматриваться стационарные или переносные площадки и лестницы. Время закрытия (открывания) запорной арматуры должно соответствовать требованиям ОПВ-88.

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

5.4. Опоры и подвески трубопроводов

5.4.1. Трубопроводы должны монтироваться на опорах или подвесках. Расположение опор (неподвижных, скользящих, катковых, пружинных и т.д.), подвесок и расстояние между ними определяются проектом. При этом места установки опор и подвесок должны иметь привязку.

При отсутствии необходимых по нагрузкам и другим параметрам стандартных опор и подвесок должна быть разработана их конструкция.

Опоры и подвески следует располагать по возможности ближе к сосредоточенным нагрузкам, арматуре, фланцам, фасонным деталям и т.п.

5.4.2. Опоры и подвески должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки от массы трубопровода с транспортируемой средой (или водой при гидроиспытании), изоляции, футеровки, льда (если возможно обледенение), а также нагрузки, возникающие при термическом расширении трубопровода.

5.4.3. Опоры и подвески должны располагаться на расстоянии не менее 50 мм от сварных швов для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

5.4.4. Для трубопроводов, транспортирующих вещества с отрицательной температурой, при необходимости исключения потерь холода следует применять опоры с теплоизолирующими прокладками, в том числе деревянными, пропитанными антипиренами.

5.4.5. При выборе материалов для опорных конструкций, опор и подвесок, размещаемых вне помещений и в неотапливаемых помещениях, за расчетную температуру принимается средняя температура наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 в соответствии со СНиП 2.01.01.-82.

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

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

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

5.4.7. Для трубопроводов, подверженных вибрации, следует применять опоры с хомутом и располагать их на строительных конструкциях. Подвески для таких трубопроводов допускается предусматривать в качестве дополнительного способа крепления.

5.4.8. В проекте при необходимости должны быть указаны величины предварительного смещения подвижных опор и тяг подвесок, а также данные по регулировке пружинных опор подвесок.

При применении подвесок в проекте должна быть указана длина тяг в пределах от 150 до 2000 мм кратная 50 мм.

5.4.9. Опоры под трубопроводы должны устанавливаться с соблюдением следующих правил:

а) они должны плотно прилегать к строительным конструкциям;

б) отклонение их от проектного положения не должно превышать в плане +/- 5 мм для трубопроводов внутри помещений и +/- 10 мм для наружных трубопроводов; отклонение по уклону не должно превышать +0,001;

в) уклон трубопровода проверяется приборами или специальными приспособлениями (нивелиром, гидростатическим уровнем и др.);

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

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

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

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

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

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

5.4.11. Подвижные и неподвижные опоры трубопроводов с сероводородсодержащими средами должны применяться, как правило, хомутовые. Применение корпусных приварных к трубопроводу опор не допускается.

5.4.12. Приварка элементов подвижных опор к трубопроводам из термически упрочненных труб и труб контролируемой прокатки запрещается.

5.5. Дополнительные требования к устройству трубопроводов при комплектно - блочном методе монтажа

5.5.1. Проектирование и изготовление трубопроводов, входящих в состав поставочных блоков, должны соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям на проектирование и изготовление трубопроводных блоков. Технические условия разрабатываются проектными и монтажными организациями конкретно для каждого объекта.

5.6. Компенсация температурных деформаций трубопроводов

5.6.1. Одно из условий сохранения прочности и надежности работы трубопроводов - полная компенсация температурных деформаций.

Температурные деформации должны компенсироваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией (например, на совершенно прямых участках значительной протяженности) на трубопроводах должны устанавливаться П-образные, линзовые, волнистые и другие компенсаторы.

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

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

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

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

5.6.4. Для П-образных компенсаторов гнутые отводы следует применять только из бесшовных, а сварные - из бесшовных и сварных прямошовных труб. Применение сварных отводов для изготовления П-образных компенсаторов допускается в соответствии с указаниями п. 2.2.37 настоящих Правил.

5.6.5. Применять водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262 для изготовления П-образных компенсаторов запрещается, а электросварные со спиральным швом, указанные в табл. 2.2, рекомендуются только для прямых участков компенсаторов.

5.6.6. П-образные компенсаторы должны быть установлены горизонтально с соблюдением необходимого общего уклона. В виде исключения (при ограниченной площади) их можно размещать вертикально петлей вверх или вниз с соответствующим дренажным устройством в низшей точке и воздушниками.

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

5.6.8. Линзовые компенсаторы, осевые, а также линзовые компенсаторы шарнирные применяют для технологических трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные среды при давлении Pу до 1,6 МПа (16 кгс/кв. см), температуре до плюс 350 град. C и гарантированном числе циклов не более 3000.

5.6.9. При установке линзовых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы должен быть предусмотрен дренаж конденсата. Патрубок для дренажной трубы изготавливают из бесшовной трубы. При установке линзовых компенсаторов с внутренним стаканом на горизонтальных трубопроводах с каждой стороны компенсатора должны быть предусмотрены направляющие опоры.

5.6.10. При монтаже трубопроводов все компенсирующие устройства должны быть предварительно растянуты (сжаты). Величина предварительной растяжки (сжатия) компенсирующего устройства указывается в проектной документации и в паспорте на трубопровод. Величина растяжки изменяется на величину поправки, учитывающей температуру монтажа.

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

5.6.12. При установке компенсатора в паспорт трубопровода вносят следующие данные:

техническую характеристику, завод - изготовитель и год изготовления компенсатора;

расстояние между неподвижными опорами, необходимую компенсацию, величину предварительного растяжения;

температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату.

5.6.13. Расчет П-образных, Г-образных и Z-образных компенсаторов следует производить в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

5.7. Требования к снижению вибрации трубопроводов

5.7.1. Для оборудования и трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, следует предусматривать в проектах меры и средства по снижению вибрации и исключению возможности аварийного разрушения и разгерметизации системы.

Способы снижения и допустимые уровни вибрации, методы и средства контроля ее должны соответствовать требованиям государственных стандартов и других нормативных документов.

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

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

5.7.3. Конструкцию и габариты буферных и акустических емкостей для гашения пульсации выбирают в зависимости от частоты колебаний, вызываемых компрессором.

В качестве буферной емкости для гашения пульсации можно использовать аппараты, комплектующие компрессор (холодильники, сепараторы, маслоотделители и т.д.), при соответствующей проверке расчетом объема и места установки аппарата.

5.8. Тепловая изоляция, обогрев

5.8.1. Необходимость применения тепловой изоляции должна определяться в каждом конкретном случае, в зависимости от свойств транспортируемых веществ, места и способа прокладки трубопровода, требований технологического процесса и требований безопасности труда и взрывопожаробезопасности.

5.8.2. Тепловой изоляции трубопроводы подлежат в следующих случаях:

при необходимости предупреждения и уменьшения теплопотерь (для сохранения температуры, предотвращения конденсации, образования ледяных, гидратных или иных пробок и т.п.);

при температуре стенки трубопровода выше 60 град. C, а на рабочих местах и в проходах при температуре выше 45 град. C - во избежание ожогов;

при необходимости обеспечения нормальных температурных условий в помещении.

В обоснованных случаях теплоизоляция трубопроводов может заменяться ограждающими конструкциями.

5.8.3. Тепловая изоляция трубопроводов должна соответствовать требованиям СНиП 2.04.14-88.

Работы по тепловой изоляции должны выполняться в соответствии с ГОСТ 12.3.038.

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

Необходимость обогрева, выбор теплоносителя, диаметр обогреваемого спутника и толщина теплоизоляции определяются проектом на основании соответствующих расчетов. Проектирование обогрева должно соответствовать ВСН2-82 "Указания по проектированию систем обогрева трубопроводов".

5.8.5. Тепловая изоляция трубопроводов осуществляется после испытания их на прочность и плотность и устранения всех обнаруженных при этом дефектов.

Обогревающие спутники также должны быть испытаны и приняты комиссией по акту до нанесения тепловой изоляции.

При монтаже обогревающих спутников особое внимание должно быть обращено на отсутствие гидравлических "мешков" и правильное осуществление дренажа во всех низших точках.

5.8.6. В теплоизоляционных конструкциях трубопровода следует предусматривать следующие элементы:

основной теплоизолирующий слой;

армирующие и крепежные детали;

защитно - покровный слой (защитное покрытие).

В состав теплоизоляционных конструкций трубопроводов с температурой транспортируемых веществ ниже плюс 12 град. C должен входить пароизоляционный слой. Необходимость в пароизоляционном слое при температуре транспортируемых веществ свыше плюс 12 град. C определяется расчетом.

При отрицательных рабочих температурах среды проектом тепловой изоляции должны предусматриваться тщательное уплотнение всех мест соединений отдельных элементов и герметизация швов при установке сборных теплоизоляционных конструкций.

5.8.7. Для арматуры, фланцевых соединений, волнистых и линзовых компенсаторов, а также в местах измерения и проверки состояния трубопроводов должны предусматриваться съемные теплоизоляционные конструкции. Толщина тепловой изоляции этих элементов должна приниматься равной 0,8 толщины тепловой изоляции труб.

5.8.8. Для трубопроводов с рабочей температурой выше плюс 250 град. C и ниже минус 60 град. C не допускается применение однослойных теплоизоляционных конструкций из формованных изделий (перлитоцементных, известковокремнеземистых, совелитовых, вулканитовых).

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

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

5.8.11. Теплоизоляционные материалы и изделия, содержащие органические компоненты, допускаются к применению на трубопроводах с рабочей температурой выше 100 град. C только при наличии соответствующих указаний в стандартах и технических условиях на эти материалы и изделия.

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

5.9. Защита от коррозии и окраска трубопроводов

5.9.1. При транспортировке агрессивных веществ защиту от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов следует обеспечивать в соответствии с требованиями действующей НТД, с учетом химических и физических свойств вещества, конструкции и материалов элементов трубопроводов, условий эксплуатации и других факторов.

5.9.2. Выбор вида и системы защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов осуществляется в зависимости от способа и условий их прокладки, характера и степени коррозионной активности внешней среды, степени опасности электрокоррозии, вида и параметров транспортируемых веществ в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602, ГОСТ 25812, СНиП 2.03.11-85, СНиП 2.05.06-85, СНиП 2.04.07-86, СНиП 2.04.08-87 и других действующих НТД.

5.9.3. Оценку степени агрессивности воздействия окружающей среды и защиту от коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов следует осуществлять с использованием металлических и неметаллических защитных покрытий в соответствии с требованиями государственных стандартов и СНиП 2.03.11-85.

5.9.4. Для защиты трубопроводов от подземной коррозии в проекте должны предусматриваться решения по обеспечению их надежной эксплуатации.

5.9.5. Решение о необходимости электрохимической защиты принимается в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 на основании коррозионных исследований, выполняемых с целью выявления на участках прокладки трубопроводов опасности почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами.

5.9.6. Проектирование системы электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной) необходимо производить в соответствии с ГОСТ 25812, ГОСТ 9.602 при соблюдении требований Правил устройства электроустановок (ПУЭ).

5.9.7. При бесканальной прокладке подземных трубопроводов проектирование средств защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, следует осуществлять:

для трубопроводов без тепловой изоляции, транспортирующих вещества с температурой до 70 град. C, - в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 и СНиП 2.03.11-85;

для трубопроводов без тепловой изоляции, транспортирующих вещества с температурой выше плюс 70 град. C, - в соответствии с требованиями СНиП 2.04.07-86.

5.9.8. Трубопроводы, транспортирующие вещества с температурой ниже плюс 20 град. C и подлежащие тепловой изоляции, должны защищаться от коррозии, как трубопроводы без тепловой изоляции.

5.9.9. При электрохимической защите трубопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС) по ГОСТ 25660 и другой НТД. Размещение ИФС - согласно СНиП 2.04.08-87.

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

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

5.9.12. Опознавательная окраска трубопроводов должна производиться в соответствии с ГОСТ 14202.

6. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ ТРУБОПРОВОДОВ

6.1. Общие требования к монтажу трубопроводов

6.1.1. Монтаж трубопроводов и блоков коммуникаций (далее - трубопроводов) должен производиться в соответствии с требованиями рабочей документации, настоящих Правил, СНиП, НТД и разработанного плана производства работ (ППР).

Монтаж трубопроводов взрывопожароопасных производств с блоками I категории взрывоопасности должен, как правило, осуществляться на основе узлового или монтажно - блочного метода с максимальным переносом работ со строительной площадки в условия промышленного производства на предприятиях - поставщиках, а также сборочно - комплектовочных предприятиях строительной индустрии и строительно - монтажных организаций.

6.1.2. Не допускается отступление от рабочей документации и ППР без согласования с организациями, разработавшими и утвердившими их.

6.1.3. При монтаже трубопроводов должен осуществляться входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам, стандартам, техническим условиям и другой технической документации, а также операционный контроль качества выполненных работ в соответствии с НТД. Результаты входного контроля оформляются актом с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий.

6.1.4. Отклонение линейных размеров сборочных единиц трубопроводов не должно превышать +/- 3 мм на 1 м, но не более +/- 10 мм на всю длину.

6.1.5. Изделия и материалы, на которые истек гарантийный срок, указанный в документации предприятия - изготовителя (а при отсутствии таких указаний - по истечении года от даты изготовления), могут быть переданы в монтаж только после проведения ревизии, устранения дефектов, испытания и других работ, предусмотренных сопроводительной документацией предприятия - изготовителя, в которую должны быть занесены данные по результатам проведенных работ.

6.1.6. Условия хранения изделий и материалов для монтажа трубопроводов должны соответствовать требованиям конструкторской и нормативно - технической документации.

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

6.2. Монтаж трубопроводов

6.2.1. При приемке в монтаж сборочных единиц, труб, элементов и других изделий, входящих в трубопровод, необходимо внешним осмотром (без разборки) проверить соответствие их требованиям рабочих чертежей, сопроводительной документации и НТД по качеству изготовления и комплектности.

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

6.2.3. Специальные виды очистки внутренних поверхностей трубопроводов (обезжиривание, травление), если нет других указаний в рабочей документации, выполняются после монтажа в период пусконаладочных работ.

6.2.4. Трубопроводы допускается присоединять только к закрепленному в проектном положении оборудованию. Соединять трубопроводы с оборудованием следует без перекоса и дополнительного натяжения. Неподвижные опоры прикрепляют к опорным конструкциям после соединения трубопроводов с оборудованием.

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

6.2.6. Расстояние от поперечного сварного соединения до края опоры или подвески должно обеспечить (при необходимости) возможность его термообработки и контроля (в соответствии с рекомендациями п. 3.2.14 настоящих Правил).

Расстояние от штуцера или другого элемента с угловым (тавровым) швом до начала гнутого участка или поперечного сварного шва трубопровода должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм для труб с наружным диаметром до 100 мм. Для труб с наружным диаметром 100 мм и более это расстояние должно быть не менее 100 мм.

Длина прямого участка между сварными швами двух соседних гибов должна составлять не менее 100 мм при условном диаметре менее 150 мм и 200 мм при условном диаметре от 150 мм и выше. При применении крутоизогнутых отводов допускается расположение сварных соединений в начале изогнутого участка и сварка между собой отводов без прямых участков.

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

6.2.8. Вварка штуцеров, бобышек, муфт и других деталей в местах расположения сварных швов, в гнутые и штампованные детали трубопроводов не допускается.

В порядке исключения в гнутые и штампованные детали трубопроводов допускается вварка одного штуцера внутренним диаметром не более 25 мм.

6.2.9. При сборке поперечных сварных стыков продольные сварные швы соединяемых элементов должны быть смещены поворотом вокруг продольной оси элементов относительно друг друга, в соответствии с указаниями п. 7.1.23 настоящих Правил.

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

6.2.11. Отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси трубы или детали не должно превышать величин, приведенных в таблице 6.1.

Таблица 6.1

ОТКЛОНЕНИЕ ОТ ПЕРПЕНДИКУЛЯРНОСТИ К ОСИ УПЛОТНИТЕЛЬНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ФЛАНЦА

-------------------------------+----------------------------------
¦  Диаметр трубы (детали), мм  ¦          Отклонение, мм         ¦
+------------------------------+---------------------------------+
¦           25 - 60            ¦               0,15              ¦
¦           60 - 160           ¦               0,25              ¦
¦          160 - 400           ¦               0,35              ¦
¦          400 - 750           ¦               0,5               ¦
¦          Свыше 750           ¦               0,6               ¦
-------------------------------+----------------------------------

6.2.12. Несоосность уплотнительных поверхностей сопрягаемых фланцев не должна превышать удвоенного отклонения, указанного в табл. 6.1, при этом зазор должен быть одинаковым по всей окружности и соответствовать толщине прокладки.

6.2.13. При сборке фланцевых соединений необходимо выполнить следующие требования:

гайки болтов должны быть расположены с одной стороны фланцевого соединения;

высота выступающих над гайками концов болтов и шпилек должна быть не менее 1 и не более 3 шагов резьбы;

гайки соединений с мягкими прокладками затягивают способом крестообразного обхода, а с металлическими прокладками - способом кругового обхода;

болты и шпильки соединений трубопроводов должны быть смазаны в соответствии с требованиями рабочей документации, а трубопроводов, работающих при температуре свыше 300 град. C, предварительно покрыты графитовой смазкой. Мягкие прокладки натираются с обеих сторон сухим графитом (смазывание другими веществами запрещается);

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

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

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

6.2.15. Расстояние от фланца арматуры, сварного шва или фланца - компенсатора до опоры, подвески, стены, перегородки, конца футляра или перекрытия должно быть не менее 400 мм.

6.2.16. В местах расположения измерительных диафрагм вместо них при монтаже необходимо временно устанавливать монтажные кольца в соответствии с НТД.

6.2.17. Арматура, имеющая механический или электрический привод, до передачи ее в монтаж должна проходить проверку работоспособности привода в соответствии с документацией предприятия - изготовителя.

6.2.18. Положение корпуса арматуры относительно направления потока среды и установка осей штурвалов определяются рабочей документацией.

6.2.19. Трубопроводную арматуру следует монтировать в закрытом состоянии. Фланцевые и приварные соединения арматуры должны быть выполнены без натяжения трубопровода. Во время сварки приварной арматуры ее затвор или клапан необходимо полностью открыть, чтобы предотвратить заклинивание его при нагревании корпуса. Если сварка производится без подкладных колец, арматуру по окончании сварки можно закрыть только после ее внутренней очистки.

6.2.20. Холодный натяг трубопроводов можно производить только после выполнения всех сварных соединений (за исключением замыкающего), окончательного закрепления неподвижных опор на концах участка, подлежащего холодному натягу, а также после термической обработки (при необходимости ее проведения) и контроля качества сварных соединений, расположенных на всей длине участка, на котором необходимо произвести холодный натяг.

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

6.2.22. Осевые сильфонные, линзовые и сальниковые компенсаторы следует устанавливать соосно с трубопроводами.

Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительных патрубков компенсаторов при их установке и сварке должны соответствовать документации предприятия - изготовителя.

6.2.23. При установке линзовых, сильфонных и сальниковых компенсаторов направление стрелки на их корпусе должно совпадать с направлением движения вещества в трубопроводе.

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

6.2.25. Монтажная длина сильфонных, линзовых и сальниковых компенсаторов должна быть принята по рабочим чертежам на эти изделия с учетом поправок на температуру наружного воздуха при монтаже.

6.2.26. Растяжение компенсаторов до монтажной длины следует производить с помощью приспособлений, предусмотренных конструкцией компенсатора, или натяжными монтажными устройствами. Растяжка (сжатие) компенсаторов оформляется актом по форме 9 Приложения 2 к настоящим Правилам.

6.2.27. При монтаже сальниковых компенсаторов должны быть обеспечены свободное перемещение подвижных частей и сохранность набивки.

6.2.28. Сварное соединение, перед сваркой которого следует производить растяжку компенсатора, должно быть указано в рабочей документации. Допускается во избежание снижения компенсационной способности компенсатора и его переноса использовать соединение, расположенное на расстоянии не менее 20 Dн от оси симметрии компенсатора.

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

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

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

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

6.2.33. Монтаж трубопроводов, пересекающих железнодорожные пути, автодороги, проезды и другие инженерные сооружения, необходимо производить по согласованию с владельцами этих сооружений.

6.2.34. Для обогрева технологических трубопроводов должны преимущественно применяться трубопроводы Dу не менее 20 мм с соединением их на сварке (за исключением мест установки фланцевой арматуры). Монтаж этих трубопроводов должен производиться в соответствии с рабочей документацией и НТД.

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

6.2.36. Антикоррозионную защиту и тепловую изоляцию трубопроводов до установки их в проектное положение разрешается выполнять с условием обеспечения сохранности защитного покрытия при производстве последующих монтажных работ.

6.3. Особенности монтажа трубопроводов с условным давлением свыше 10 МПа (100 кгс/кв. см) до 320 МПа (3200 кгс/кв. см)

6.3.1. Сборочные единицы и детали трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 22790 и другой специально разработанной НТД. При приемке в монтаж трубопроводов и других изделий необходимо проверить:

резьбовые присоединительные концы труб, деталей и арматуры - прокручиванием фланцев;

резьбу шпилек - прокручиванием гаек;

геометрические размеры присоединительных концов труб и соединительных деталей, арматуры, фланцев, муфт, крепежных деталей и прокладок в количестве 2% от каждой партии, но не менее 2 штук;

соответствие количества труб, соединительных деталей, фланцев, линз, муфт, арматуры, крепежных деталей и прокладок количеству, указанному для этих партий в сопроводительной документации предприятия - изготовителя.

Трубопроводная арматура, независимо от испытаний на предприятии - изготовителе и гарантийного срока, перед выдачей в монтаж подлежит испытанию на прочность и герметичность.

6.3.2. Требования к очистке, смазке, сборке, соосности и зазорам в разъемных соединениях трубопроводов должны устанавливаться в проектной документации или НТД.

Не допускается устранение зазоров, непараллельностей или несоосностей между сборочными единицами или деталями путем натяжения трубопроводов.

6.3.3. Крепежные детали должны быть одной партии и затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия натяжения. Порядок сборки соединений, контроля усилий затяжки должны быть приведены в НТД или производственной инструкции (технологической карте) с учетом величин, приведенных в рабочей документации или (при отсутствии) в табл. 6.2.

6.3.4. В собранном фланцевом соединении шпильки должны выступать из гаек не менее чем на один виток резьбы.

Не допускается установка шайб между фланцами и гайками. При навернутом фланце резьбовая часть присоединительного конца трубы должна выступать от торца фланца на один шаг резьбы.

6.3.5. В рабочей документации расстояние между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях и других строительных конструкциях должно приниматься с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента, при этом для трубопроводов с условным диаметром до 65 мм указанное расстояние должно быть не менее 300 мм и не менее 600 мм для трубопроводов большего диаметра.

Таблица 6.2

ВЕЛИЧИНА УСИЛИЙ ЗАТЯЖКИ ШПИЛЕК

---------+------------------------------------------------------------------------------
¦Диаметр ¦Усилие затяжки <*> одной шпильки (кH) при условном давлении, МПа (кгс/кв. см)¦
¦условно-+-----+-----T-----+-------+-------+-------+-------+------+------+------+------+
¦го про- ¦  20 ¦  25 ¦  32 ¦  40   ¦  50   ¦  64   ¦  80   ¦ 100  ¦ 160  ¦  250 ¦  320 ¦
¦хода, мм¦(200)¦(250)¦(320)¦ (400) ¦ (500) ¦ (640) ¦ (800) ¦(1000)¦(1600)¦(2500)¦(3200)¦
+--------+-----+-----+-----+-------+-------+-------+-------+------+------+------+------+
¦    1   ¦  2  ¦  3  ¦  4  ¦   5   ¦   6   ¦   7   ¦   8   ¦   9  ¦  10  ¦  11  ¦  12  ¦
+--------+-----+-----+-----+-------+-------+-------+-------+------+------+------+------+
¦    6   ¦  1,1¦  1,2¦  1,3¦  1,5  ¦  1,5  ¦   1,9 ¦   2,2 ¦   2,5¦  24,0¦  24,0¦  30,0¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   10   ¦  3,1¦  3,3¦  3,7¦  4,0  ¦  4,5  ¦   5,2 ¦   6,0 ¦   6,6¦  36,0¦  36,0¦  40,6¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦  6,8  ¦  7,6  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦   <**>¦   <**>¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   15   ¦  7,0¦  7,5¦  8,2¦-------¦-------¦   8,8 ¦  10,0 ¦  11,5¦  48,0¦  48,0¦  55,0¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦  9,0  ¦ 10,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   25   ¦ 11,8¦ 12,7¦ 13,9¦ 15,8  ¦ 17,0  ¦  19,7 ¦  22,6 ¦  26,0¦  46,5¦  46,5¦  74,1¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦ 20,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦   <**>¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   32   ¦ 21,0¦ 22,5¦ 24,5¦ 27,0  ¦-------¦  23,0 ¦  26,5 ¦  31,0¦  64,5¦  64,5¦ 100,3¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦ 30,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   40   ¦ 21,0¦ 22,5¦ 24,5¦ 27,0  ¦ 30,0  ¦  34,5 ¦  39,5 ¦  46,0¦  75,5¦  82,0¦ 135,5¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   50   ¦ 37,5¦ 40,0¦ 44,0¦ 48,5  ¦ 54,0  ¦  62,5 ¦  71,0 ¦  82,5¦  91,0¦  99,8¦ 150,0¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   65   ¦ 51,5¦ 55,0¦ 60,0¦ 67,0  ¦ 74,0  ¦  85,0 ¦  98,0 ¦ 114,0¦ 124,0¦ 134,5¦ 167,8¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦  95,0 ¦ 110,0 ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦   <**>¦   <**>¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦   80   ¦ 77,0¦ 82,0¦ 90,0¦ 99,0  ¦110,0  ¦-------¦-------¦ 127,0¦ 155,2¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦ 127,0 ¦ 145,0 ¦      ¦      ¦      ¦      ¦

¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦ 97,0  ¦108,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦   <**>¦   <**>¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  100   ¦100,0¦107,0¦117,0¦-------¦-------¦ 124,0 ¦ 142,0 ¦ 165,0¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦130,0  ¦144,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  125   ¦116,0¦125,0¦136,0¦151,0  ¦168,0  ¦ 194,0 ¦ 222,0 ¦ 257,0¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  150   ¦173,0¦185,0¦200,0¦223,0  ¦250,0  ¦ 286,0 ¦ 327,0 ¦ 380,0¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦290,0  ¦324,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦   <**>¦   <**>¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  200   ¦280,0¦300,0¦330,0¦-------¦-------¦ 470,0 ¦ 530,0 ¦ 620,0¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦360,0  ¦400,0  ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  300   ¦  -  ¦  -  ¦364,0¦   -   ¦   -   ¦   -   ¦   -   ¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  350   ¦  -  ¦  -  ¦494,0¦   -   ¦   -   ¦   -   ¦   -   ¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
¦        ¦     ¦     ¦     ¦       ¦       ¦       ¦       ¦      ¦      ¦      ¦      ¦
¦  400   ¦  -  ¦  -  ¦522,0¦   -   ¦   -   ¦   -   ¦   -   ¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦   -  ¦
---------+-----+-----+-----+-------+-------+-------+-------+------+------+------+-------

--------------------------------

<*> В таблице даны усилия затяжки для фланцевых соединений со сферическими линзами и прокладками восьмиугольного сечения.

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

6.4. Документация и маркировка трубопроводов или сборочных единиц, поставляемых заводами - изготовителями

6.4.1. Каждый трубопровод или сборочная единица поставляется заказчику предприятием - изготовителем со следующей документацией:

сборочный чертеж трубопровода или сборочной единицы в двух экземплярах;

паспорт на сборочные единицы стальных трубопроводов комплектных трубопроводных линий;

копии паспортов на арматуру и детали трубопровода, крепежные детали и уплотнения;

ведомость на упаковку (комплектовочная ведомость) в одном экземпляре;

упаковочный лист в трех экземплярах, из которых:

один экземпляр отправляется почтой;

один экземпляр - в упаковочном ящике;

один экземпляр - на упаковочном ящике.

6.4.2. Сборочные единицы из нержавеющих сталей и стали 20ЮЧ должны маркироваться яркой несмываемой краской.

6.4.3. Сборочные единицы из других сталей должны быть замаркированы клеймением.

6.4.4. Маркировать следует на расстоянии не менее 200 мм от одного из присоединительных концов с указанием в числителе шифра технологической установки, в знаменателе - шифра линии трубопровода. Маркировать - шрифтом по ГОСТ 2.304.

6.4.5. Схема маркировки сборочных единиц должна быть единой для всех трубопроводов выполняемого заказа.

Места маркировки должны быть обведены яркой несмываемой краской и покрыты бесцветным лаком.

6.4.6. Детали, арматура, не вошедшие в сборочные единицы, должны быть замаркированы несмываемой краской номером трубопроводной линии по монтажной спецификации.

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

6.4.8. На каждом грузовом месте маркировка должна быть нанесена на ярлыках или непосредственно на торцевых и боковых стенках ящиков яркой несмываемой краской с указанием номера грузового места, числа грузовых мест в данной трубопроводной линии, получателя и его адреса, отправителя и его адреса, массы (нетто, брутто), габаритных размеров грузового места, манипуляционных знаков ("верх", "не кантовать", "место строповки", "центр тяжести").

6.4.9. С каждой трубопроводной линией предприятие - изготовитель направляет потребителю следующую техническую документацию:

паспорт;

сведения о трубах и деталях трубопровода;

сведения о сварных соединениях;

перечень арматуры, входящей в сборочные единицы стальных комплектных технологических линий;

акт гидравлического испытания сборочных единиц;

акт ревизии и испытания арматуры (низкого и высокого давления);

спецификацию;

заключение.

Формы технической документации приведены в Приложении 1 к настоящим Правилам.

7. ТРЕБОВАНИЯ К СВАРКЕ И ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ

7.1. Сварка

7.1.1. При изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов и их элементов допускается применение всех промышленных методов сварки, обеспечивающих необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений.

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

7.1.3. Газовая сварка стыков из низколегированных закаливающихся сталей (15ХМ, 12Х1МФ и др.) допускается при монтаже и ремонте труб с условным диаметром до 40 мм и толщиной стенки не более 5 мм при давлении до 10 МПа (100 кгс/кв. см).

7.1.4. Сварка трубопроводов и их элементов должна производиться в соответствии с требованиями технических условий на изготовление, производственных инструкций или технологической документации, содержащей указания по применению конкретных присадочных материалов, флюсов и защитных газов, по предварительному и сопутствующему подогреву, по технологии сварки и термической обработки, видам и объему контроля.

7.1.5. К производству сварочных работ, включая прихватку и приварку временных креплений, допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с действующими Правилами аттестации сварщиков, утвержденными Госгортехнадзором России, и имеющие удостоверение сварщика установленного образца. При этом сварщики могут быть допущены к тем видам сварочных работ, которые указаны в их удостоверениях.

7.1.6. Руководство работами по сборке, сварке, термической обработке и контролю качества сварных соединений должны осуществлять инженерно - технические работники, имеющие специальную техническую подготовку, изучившие настоящие Правила, рабочие чертежи, технологические процессы и другую необходимую НТД и прошедшие аттестацию комиссии предприятия.

7.1.7. Для сварки трубопроводов и их элементов должны применяться следующие сварочные материалы:

электроды покрытые металлические по ГОСТ 9466, ГОСТ 9467, ГОСТ 10052 или техническим условиям на изготовление и поставку конкретной марки электродов;

электроды вольфрамовые сварочные по ГОСТ 23949;

проволока стальная сварочная по ГОСТ 2246 или техническим условиям на конкретную марку проволоки;

аргон газообразный по ГОСТ 10157 (высшего и первого сортов);

двуокись углерода (углекислый газ) по ГОСТ 8050 (марка сварочная);

флюс сварочный плавленный по ГОСТ 9087 или техническим условиям на поставку конкретной марки;

кислород газообразный технический по ГОСТ 5583;

ацетилен растворенный и газообразный технический по ГОСТ 5457.

7.1.8. Сварочные материалы должны иметь сертификаты завода - изготовителя и удовлетворять требованиям стандартов или технических условий.

7.1.9. При отсутствии сертификатов сварочные материалы допускается использовать только после проверки химического состава и механических свойств наплавленного металла на соответствие требованиям стандартов или технических условий.

7.1.10. При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний или химическому анализу разрешаются повторные испытания. Повторные испытания проводят на удвоенном количестве образцов по тем видам испытаний, которые дали неудовлетворительные результаты. Если при повторных испытаниях получены неудовлетворительные результаты даже по одному из видов, данная партия сварочных материалов бракуется.

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

7.1.12. Для аустенитных сварочных материалов, предназначенных для сварки соединений, работающих при температуре свыше 350 град. C, необходимо проводить контроль количества ферритной фазы в соответствии с требованиями ГОСТ 9466, ГОСТ 2246. При температуре эксплуатации соединений свыше 350 до 450 град. C содержание ферритной фазы в наплавленном металле должно быть не более 8%, при температуре свыше 450 град. C - не более 6%.

7.1.13. Сварочные материалы, предназначенные для сварки соединений из перлитных хромомолибденовых сталей, работающих в водородсодержащих средах при температуре свыше 200 град. C, должны обеспечивать содержание хрома в наплавленном металле не менее минимального содержания хрома в свариваемой стали, установленного требованиями стандартов, технических условий или проекта.

7.1.14. При наличии требований по стойкости сварных соединений против межкристаллитной коррозии аустенитные сварочные материалы необходимо испытывать на склонность к межкристаллитной коррозии в соответствии с ГОСТ 6032.

7.1.15. Типы, конструктивные элементы подготовленных кромок и сварных швов должны соответствовать ГОСТ 16037, ГОСТ 22790 или другой НТД.

7.1.16. Резку труб и подготовку кромок под сварку необходимо производить механическим способом. Допускается применение газовой резки для труб из углеродистых, низколегированных и теплоустойчивых сталей, а также воздушно - дуговой и плазменной резки для труб из всех марок сталей. При огневой резке труб должен быть предусмотрен припуск на механическую обработку, величина которого определяется НТД.

7.1.17. Газовую, воздушно - дуговую и плазменную резку труб из закаливающихся теплоустойчивых сталей необходимо производить с предварительным подогревом до 200 - 250 град. C и медленным охлаждением под слоем теплоизоляции.

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

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

0,5 мм - для Dу до 65 мм;

1,0 мм - для Dу свыше 65 до 125 мм;

1,5 мм - для Dу свыше 125 до 500 мм;

2,0 мм - для Dу свыше 500 мм.

7.1.20. Подготовленные под сварку кромки труб и других элементов, а также прилегающие к ним участки по внутренней и наружной поверхностям шириной не менее 20 мм должны быть очищены от ржавчины и загрязнений до металлического блеска и обезжирены.

7.1.21. Сборка стыков труб под сварку должна производиться с использованием центровочных приспособлений, обеспечивающих требуемую соосность стыкуемых труб и равномерный зазор по всей окружности стыка, а также с помощью прихваток или привариваемых на расстоянии 50 - 70 мм от торца труб временных технологических креплений.

Технологические крепления должны быть изготовлены из стали того же класса, что и свариваемые трубы. При сборке стыков из закаливающихся теплоустойчивых сталей технологические крепления могут быть изготовлены из углеродистых сталей.

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

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

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

7.1.25. При сборке труб и других элементов смещение кромок по наружному диаметру не должно превышать 30% от толщины тонкостенного элемента, но не более 5 мм. При этом плавный переход от элемента с большей толщиной стенки к элементу с меньшей толщиной обеспечивается за счет наклонного расположения поверхности сварного шва. Если смещение кромок превышает допустимое значение, то для обеспечения плавного перехода необходимо проточить конец трубы с большим наружным диаметром под углом не более 15 град.

7.1.26. Смещение кромок по внутреннему диаметру не должно превышать значении указанных в табл. 7.1. Если смещение кромок превышает допустимое значение, то плавный переход в месте стыка должен быть обеспечен путем проточки конца трубы с меньшим внутренним диаметром под углом не более 15 град. Для трубопроводов с Pу до 10 МПа (100 кгс/кв. см) допускается калибровка концов труб методом цилиндрической или конической раздачи в соответствии с требованиями НТД.

Таблица 7.1

ДОПУСТИМОЕ СМЕЩЕНИЕ ВНУТРЕННИХ КРОМОК ПРИ СБОРКЕ СТЫКОВ ТРУБ

-----------------------+------------+-----------------------------

¦Условное давление Pу, ¦Категория   ¦     Величина смещения в    ¦
¦  МПа (кгс/кв. см)    ¦трубопро-   ¦ зависимости от номинальной ¦
¦                      ¦водов       ¦    толщины стенки S, мм    ¦
¦                      ¦            +-------------+--------------+
¦                      ¦            ¦кольцевой шов¦продольный шов¦
+----------------------+------------+-------------+--------------+
¦Свыше 10 (100) до 320 ¦     -      ¦0,10 S, но не¦      -       ¦
¦(3200) и I категории  ¦            ¦более 1 мм   ¦              ¦
¦при температуре ниже  ¦            ¦             ¦              ¦
¦-70 град. C           ¦            ¦             ¦              ¦
+----------------------+------------+-------------+--------------+
¦До 10 (100)           ¦   I и II   ¦0,15 S, но не¦0,10 S, но не ¦
¦                      ¦            ¦более 2 мм   ¦более 1 мм    ¦
¦                      +------------+-------------+--------------+
¦                      ¦ III и IV   ¦0,20 S, но не¦0,15 S, но не ¦
¦                      ¦            ¦более 3 мм   ¦более 2 мм    ¦
¦                      +------------+-------------+--------------+
¦                      ¦     V      ¦0,30 S, но не¦0,20 S, но не ¦
¦                      ¦            ¦более 3 мм   ¦более 3 мм    ¦
-----------------------+------------+-------------+---------------

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

1,5 мм - для трубопроводов Pу свыше 10 МПа (100 кгс/кв. см) и трубопроводов I категории;

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

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

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

7.1.30. К качеству прихваток предъявляются такие же требования, как и к основному сварному шву. Прихватки, имеющие недопустимые дефекты, обнаруженные внешним осмотром, должны быть удалены механическим способом.

Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте: